2025年申能股份研究报告：上海火电龙头，优质资产赋能高分红

上海市国资委旗下综合能源平台，长期坚持高比例分红

公司是上海国资委控股，以电力、油气为主业的综合性能源供应商，多元化布局平滑 单个行业波动对公司业绩的影响。

截至 2024 年，公司电力业务营业收入占公司总营收比重的约 75%。公司电力结构多 元：截至 2024 年底，公司控股煤电/气电/风电/光伏及分布式装机容量分别为 840.0/342.6/282.5/325.2 万千瓦，分别占比 46.8%/19.1%/15.7%/18.1%, 负责供应 上海电力的约 30%。

为保障电煤供应、应对价格波动，公司与国电电力发展股份有限公司于 2008 年共同 出资成立上海申能燃料有限公司，公司持股 60%；2023 年设立海南申能能源贸易有限 公司，拓展采购渠道、降低采购成本。子公司申能燃料和海南贸易主要负责解决公司 所投资燃煤电厂的煤炭、燃料油等燃料采购及市场化销售，主要客户包括外三发电、 吴二发电、外二发电、吴忠热电、申皖发电、淮北发电等，主要长协煤采购自包括国 家能源集团、中煤集团、伊泰集团和晋能集团四大供应商。煤炭销售业务营收随客户 电厂电煤用量和煤价波动，占总营收的比重在 10%~30%区间。

控股子公司上海天然气管网有限公司（简称“管网公司”）负责运营上海市唯一天然 气高压主干网输气管网、上海石油天然气有限公司负责东海平湖油气田的勘探开发， 油气管输业务营收占比约 10%。

2024 年，公司总营收同比+1.6%；其中，油气管输和煤电业务增量贡献率较高，而煤 炭贸易业务为主要拖累项。

火电：上海和安徽燃煤上网电价较基准价保持高比例上浮+上海气电价格联动及时+ 煤电与气电发电量轮番增长的共同作用下，24 年公司火电业务对总营收增量贡献率 达约 31.8%。电价方面，21 年底“1439 号文”出台，将煤电上网电价较基准价上下 浮动放宽至[-20%,+20%]后，上海和安徽煤电上网电价较基准价保持高比例上浮。电 量方面，24 年上海市用电需求旺盛支撑下，公司年煤电、气电机组利用小时数分别 同比增长 150 和 337 小时，带动火电上网电量同比+5.8%。

绿电：新能源装机持续增长的推动下，22、23 年风电、光伏发电业务合计稳定贡献 约 40%营收增量；24 年受新能源装机增速放缓，以及平均上网电价结构性下降等因素 影响，风、光发电业务营收增速分别放缓至 3.5%和20.5%，增量贡献率下滑至约 27.2%。

其他：上海市天然气消费量稳步增长，推动油气管输业务营收同比增长 19.9%；24 年 市场煤价中枢下行，煤炭销售业务营收同比下降 5.9%。

公司业务虽然横跨电力、油气和煤炭销售等多个板块，但从盈利性上可简化为三类业 务：周期型、成长型以及稳定型。

煤电业务受制于电价与煤价调整频率和调整幅度不同，其业绩折射出煤价的周期性。 虽然“1439 号文”将燃煤发电量上网电价较基准价上下浮动比例放宽，但在煤价大 幅上涨的情况下，仍无法充分传导燃料成本的增加。

公司积极布局能源清洁化转型，绿电装机增长确定性较强；装机带动发电量高增，但 营收增速或受到平均上网电价下行的影响。新能源平均上网电价下行主要来自两个 方面：①平价上网项目增加导致电价结构性下降；②新能源市场化交易电量占比持续 提升，新能源供应增加、市场竞争加剧造成电价下降。

上海气电和油气管输业务在地方性/全国性价格机制的保障下可实现稳定盈利；公司 煤炭销售业务主要负责为公司所属发电厂进行燃料代采，毛利率常年稳定在 2%左右。

2022~2024，公司煤电业务毛利率从 0.04%修复至 15.6%，助公司 23、24 年归母净利 润分别同比+219.5%、+14.0%。由图表 6 可见，公司周期型、成长型、稳定型三类业 务营收占比分别为约 45%、13%、41%。其中，营收占比最高的煤电业务毛利率波动幅 度最大，使其盈利能力成为影响公司整体业绩的关键因素。2023 年以来，国内外煤 炭供需格局持续改善、市场煤价中枢逐年下移。而公司煤电机组集中布局的上海及安 徽地区电力供需偏紧格局延续，使得电价降幅小于煤价下行幅度，公司煤电度电点火 价差持续扩大迎来业绩修复。

参考业内红利标杆长江电力，能够长期坚持高比例分红的企业必须兼具分红能力和 分红意愿。

分红能力即拥有稳定且充沛的现金流。长江电力的分红能力来自水电独特商业模式 带来的稳定盈利性；而公司同样拥有上海气电和油气管输等强盈利稳定性资产。远期 视角看，绿电同样具备固定成本占比高的特征，加之“136 号文”提出建立新能源可 持续发展价格结算机制，6M25 前投产的、靠近用电负荷中心或新能源外送大基地等 能够高比例保障消纳的存量绿电资产同样具备稳定盈利的潜力。

分红意愿则更多取决于公司经营管理理念。公司历来重视股东回报，上市以来累计分 红比例接近 50%，近三年平均分红比例更高达约 61.7%，可见分红意愿较强，未来分 红比例有望保持在 50%以上。

公司当前股价对应股息率约 5.0%，在火电行业中排名前列。

电力业务:煤电盈利弹性和新能源装机成长性兼备

2.1 煤电：煤价下行周期，区位优势加码火电利润弹性

什么是火电资产的“区位优势”？发电企业的利润取决于上网电量、上网电价和发电 成本三要素。

成本端来看，火电企业燃料成本通常高达 7~8 成。煤炭属于大宗商品，具备产品高度 同质化且运输便利的特征，因而价格取决于全球供需平衡。我国动力煤自给程度较高， 内贸煤价一定程度上会受到行政干预，因此不同火电企业之间的燃料成本差异主要 在于电煤采购结构，和发电资产所在区位存在相关性，但不构成因果关系。

销售端来看，火电上网电量主要受到电力供需和电源结构的影响，上网电价主要影响 因素为供需、成本和竞争格局。由于电无法大量储存、运输受到跨省跨区输电通道能 力限制的特性，现阶段的电力仍然是区域定价的商品。火电资产的“区位优势”主要 体现为区域供需格局和行业集中度。

2.1.1 电源增量受限约束上海电力供需，时代造就独特竞争格局

区域性电力供需视角：支撑性电源供给受限，预计上海本地电力供需偏紧格局将延续至2026 年。

需求端：电力消费弹性系数即用电增速与 GDP 增速的比值。受宏观经济周期影响， “十三五”期间上海市平均电力消费弹性系数约为 0.4，而 2021~2024 年上海市平均 电力消费弹性系数提升至 1.58，主因受公共卫生事件影响，单位 GDP 电耗较高的第 二产业对上海市 GDP 增长的贡献率高于单位 GDP 电耗较低的第二产业。1Q25 上海市 电力消费弹性系数约为 0.28，一方面受到暖冬影响，另外或也有宏观经济周期方面 的影响。基于此，保守假设 25~27 年上海市电力消费弹性系数为 0.4。 过去 5 年上海市最大用电负荷平均增速为全社会用电量平均增速的 1.09，主因第三 产业和城乡居民用电量占比较高，且具备对气温敏感性较高的特征：22、24 年夏季 气温偏高使得最大用电负荷增速分别高达 13.5%、9.7%，23 年宏观经济平稳向好带动 上海市用电量同比增长 5.9%，但受到总体凉夏影响，最大用电负荷反而同比下降 3.5%。 基于前述，假设中性情景下上海市最大用电负荷增速为用电量增速的 1.05 倍，在遭 遇极端高温天气时可达 1.5 倍。

供应端：根据《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》，假设各类电源的有效容量系 数分别为：核电 100%、气电 95%、煤电 90%、常规水电 50%、抽蓄 100%、风电 10%、 光伏 20%。

2022 年以来，上海市已开工及计划开工火电机组共计 558 万千瓦，其中气电 28 万千 瓦、煤电 530 万千瓦。煤电方面，漕泾综合能源中心二期（2×100 万千瓦）、中煤宝 山煤电项目（2×65 万千瓦）和外高桥一厂扩容量替代项目（2×100 万千瓦）等大型 电源组预计将在 2026 年底至 2027 年投产。其中，外高桥一厂扩容替代项目建成后， 原先 4 台 32 万千瓦煤电机组将关停转应急备用，该项目建成后贡献的煤电净装机增 量为 72 万千瓦；中煤宝山煤电项目投产后，将同步关停宝钢自备电厂 1 号、2 号 35 万千瓦老机组，即贡献装机净增量约 60 万千瓦。新能源方面，考虑到上海市陆上集 中式新能源发展空间受制于土地资源紧张，假设 25~27 年光伏装机分别新增 1.0/0.6/0.6GW；风电方面，假设 25~27 年每年新增 0.5GW。

在省际电力交换能力方面：上海现有 4 条在运特高压直流，均以输送常规水电为主， 4 条特高压直流合计输电能力约 10GW；另外，还通过 5 条特高压交流与华东电网区域 内其他省区互联互通。考虑到水电出力能力受自然资源条件的影响，当出现类似 22 年夏季和24年8月中下旬来水偏枯的状态时，外来水电通道出力利用率或显著下降。 基于此，我们在测算中假设平水年水电特高压直流通道有效容量系数为 80%（考虑到 汛期和用电负荷高峰期重合），而枯水年特高压直流通道有效容量系数为 30%。 根据解放日报，目前上海市通过“五交四直”9 大通道可实现最大受电能力 21.5GW， 剔除直流部分后估算交流部分输电能力约 11GW。考虑到华东区域内电力互济主要依 靠核电和火电等可靠性电源，谨慎性原则下假设全部按照火电有效容量系数计算。 25~27 年，上海市规划中无增量外来电特高压直流通道投产。暂不考虑上海市通过 5 条特高压交流引入的外受电力增量的情况，未来 3 年上海市电力供需将持续紧张，并且到 2027 年电力系统备用率或下降至 3.3%。

区域性竞争格局视角：时代造就上海电力行业独特的区域性竞争格局，发电侧行业集中度 高而稳定。

1978 年改革开放后，80 年代我国经济对外贸易依存度一路攀升，沿海地区工业负荷 快速增长。当时电力建设资金主要来资中央财政拨款，然而 80 年代开始施行的“财 政包干制” 在激发地方经济发展积极性的同时，使得中央财政收入增长较慢，单一 的电力建设资金来源无法匹配用电需求的增长，导致全国电力供需缺口持续扩大。 1985 年，国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规 定》，明确集资建设的电厂或机组，其产权所有可采取两种形式：一是由集资单位按 投资比例拥有产权，长期不变，分取利润；二是产权归电网，由电网用发电利润分期 向集资单位还本付息。当时采取工业用电提价的办法征收电力建设资金集资建设的 电厂，构成了如今沿海地区省级能源集团的底层发电资产。也即 80 年代经济活力越 强、电力缺口越大、分配到中央财政拨款的电力建设基金越少的区域，如今省能源集 团控股的发电资产市占率越高。

公司前身申能电力开发公司是上海市政府领导的电力开发和能源建设投资公司，负 责统筹、融通和滚动使用上海市集资办电资金、管理上海地区电力建设、能源开发和节能项目的投资。上海火力发电行业主要参与者为公司、华能国际、上海电力和宝钢， CR4 达 80%以上，行业竞争格局稳定。

公司深度参与上海电力供应建设，参控股火电机组权益装机容量达约 1162.7 万千瓦。 公司控股且并表火电装机容量 1002.6 万千瓦；此外，公司还参股了上海电力、华能 国际等电力企业控股的上海火电资产，合计总权益装机容量达 1162.7 万千瓦，其中 位于上海权益装机占上海火电总装机容量的约 37.8%。

电力供需延续偏紧格局+火电发电侧行业集中度较高，上海市 25 年中长期市场化交易电价同比降幅小于行业平均。根据《2025 年上海市电力直接交易年度工作方案》， 燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量比例应不低于本地区考虑年度发用电平 衡后燃煤发电机组年度预计上网电量的 80%，即近 8 成的售电收入具备较强确定性。

从 2025 年华东地区电力年度交易结果来看，上海因电力供需偏紧和行业竞争格局较 为集中，2025 年年度电价降幅显著低于华东区域其他 4 省。1~5M25 代理购电平均购 电价格与煤电容量电费折度电价格之和同比最大降幅为约 12 元/MWh。

2.1.2 高供应+高库存+弱需求，2025 年以来市场煤价持续下行

煤炭供应：预计 2025 年国内煤炭产量有望净增约 7000~7500 万吨，进口量小幅回落。 1) 国内：国内生产端放量是 24 年底至今煤炭供应端增量的主要来源；而产煤省面对经 济转型压力，25 年明确提出煤炭稳产要求，是年初以来国内生产维持高位的重要原 因。根据煤炭视界，考虑到 25 年是“十四五“收官之年，新疆煤炭交易中心预计 25 年新疆产量有望达到 5.7 亿吨，同比增长约 2923 万吨；部分省份仍有增产计划，例 如陕西省“力争全年原煤产量 8 亿吨”、同比增长约 2000 万吨，甘肃省“到 2025 年 煤炭年开采量达到 7000 万吨”、同比增长约 360 万吨。另外，根据中国煤炭资源网消 息，山西省提出确保 25 年煤炭产量达到 13 亿吨，即同比约 3126 万吨产量回补；然 而截至 3M25，山西省已累计增产原煤约近 5400 万吨，或受去年同期基数偏低影响。 综上，预计 2025 年主产省份有望贡献增量约 1.00 亿吨。另考虑约 2500~3000 万吨 的资源枯竭及落后产能去化，预计 25 年国内煤炭产量净增量约 0.70~0.75 亿吨。 2) 进口：国际煤炭市场供需格局延续宽松局面。利润驱使下，国际煤炭仍倾向于流向我 国；但 25 年以来内贸煤价降幅较大，进口煤经济性优势收窄。综合来看，我们认为 25 年煤炭进口量仍将维持在 5 亿吨以上的规模、达约 5.2 亿吨，较 24 年小幅回落。

煤炭需求：根据我们的电力供需平衡预测，当 2025年全社会用电量增速为约 5.7%时， 预计火电发电量将同比增长约 1.4%；具体到煤电，发电量增速或进一步压缩至约 0.5%。 另外考虑调峰需求增加对发电煤耗增长的贡献，预计电力行业仍是商品煤消费增量 的主要来源。非电需求方面，房地产投资疲软将持续影响钢铁及建材行业用煤需求， 但随着政策逐步发力并逐步转化为实物工作量落地，建材行业用煤需求降幅有望收 窄。而 2 月 8 日工信部发布《钢铁行业规范条件（2025 版）》，通过加快落后产能淘 汰以约束行业总产量，预计钢铁行业用煤需求仍将下行。煤化工产能陆续释放，支撑 2025 年化工行业用煤需求保持增长。综上，我们预计 2025 年商品煤消费需求净增量 在 5000 万吨左右，供需格局较上年进一步宽松。 当前电力行业处在传统用煤淡季，非电行业用煤需求随着基建实物工作量改善而有 所增加，但因消费量占比较小而对库存消耗的作用有限。在高库存的压制下，市场煤 价仍然承压。以电煤长协合同基准价 675 元/吨为下限，去年采暖季市场煤价高点 865 元/吨为上限，预计 25 年煤价中枢在 770 元/吨左右。考虑到今年与 23 年情况有一定相似性，即年初以来市场煤价持续下调且调整幅度较大，全年市场煤均价大幅低于 中枢。基于此，预计全年市场煤均价在 700 元/吨左右，同比下降约 156 元/吨。

根据公司 2023 年 6 月公开答投资者问，公司煤炭燃料主要由长协煤组成，以及少部 分市场煤和进口煤。 公司与淮北矿业、皖能电力合资建设的淮北申皖电厂，以及公司独资的平山电厂二期， 均为沪皖合作、上海市在安徽淮北异地建设的煤电一体化机组，预计长协煤占比较高。 参考华能国际、粤电力、浙能电力等沿海电厂资产占比较高的火电企业，预计公司上 海电厂的长协煤占比在 20%~30%区间，加权平均长协履约率在 40%左右。另外，根据 公司 2024 年半年报，1H24 公司入炉标煤单价为 984 元/吨，倒算推测进口+内贸市场 煤占比约 60%。 对公司煤电业务对市场煤价变动的敏感性进行分析，当北港 5500 大卡煤价中枢分别 为 720/700/680 元/吨时，公司煤电度电点火价差将分别较上年增厚 10.1%/12.1%/ 14.1%，煤电业务盈利能力有望持续改善。

2.2 新能源：积极布局能源转型，高质量发展新能源

“十四五”期间，公司计划新增新能源装机 800 万至 1000 万千瓦，使新能源装机占 公司总装机量的比重达到 50%。截至 2020 年底，公司新能源装机规模约 215.2 万千瓦，2021~2024 年分别新增了129.6/83.9/83.3/95.6 万千瓦，累计新增装机 392.5 万千瓦，距离规划目标下限完 成进度不足 50%，或因对项目收益率要求较高。

公司将加快新能源基地化、规模化开发转型，全力谋划开发新疆区域大基地项目，积 极争取“蒙电入沪”配套新能源基地项目，积极参与市内海风竞配。加快存量优质新 能源项目开发建设，在建海南 CZ2 海上风电示范项目如期推进；新疆塔城和布克赛尔 县 200 万千瓦光伏项目，以及塔城托里县 135 万千瓦风电项目开工仪式顺利举行。

2021 年以来，公司新能源发电业务毛利率总体呈下行趋势。其中，风电业务毛利率 降幅较小，而光伏业务毛利率降幅较大，主因：

平价上网项目增加，致新能源平均上网电价结构性下降。根据国家发改委发布的《关 于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021 年起对新备案集中式光伏电 站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴、实行平价上 网，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。平价即各省燃煤基准价，大 幅低于带补贴电价。2020~2024 年，在上海市光伏利用率保持 100%高位的情况下，公 司位于上海的光伏项目平均上网电价从约 1300 元/MWh 下降至 540 元/MWh。

由于上海本地集中式新能源资源可开发空间有限，公司新能源装机扩张以异地项目 收购为主，小部分投资自建。2020~2024 年，公司新能源发电增量主要集中在新能源 上网电价中低价区，也造成了公司新能源平均上网电价的结构性下降。

海风是上海市实现碳中和的重要路径，远期发展空间广阔。根据上海市发改委于 8M22 发布的《上海市能源电力领域碳达峰实施方案》，“十四五”期间重点建设金山、奉贤、 南汇海域项目，启动百万千瓦级深远海海上风电示范；“十五五”重点建设横沙、崇 明海域项目，建成深远海海上风电示范。2025、2030 年，全市风电装机力争分别超 过 262、500 万千瓦（即十四五+2.0GW，十五五+2.4GW）。此外，2024 年上海市 29.3GW 深远海风电规划已获国家批复。海风全天出力的特性对电力系统更加友好，且紧邻用 电负荷中心消纳有保障，在新能源全面入市的背景下项目收益率仍可期。

公司项目资源获取能力方面：截至目前，2022 年公告竞争配置工作的杭州湾 80 万千 瓦海上风电项目已公示结果，公司牵头组成的联合体成功竞得其中 40 万千瓦海上风 电项目；2024 年 580 万千瓦“十五五”期间计划开发的海风项目也已发布竞争配置 工作公告。

稳定性:价格机制保障下，稳定盈利型资产旱涝保收

油气管输业务：稳定的配送气量和稳定的价格机制赋予管网公司稳定的盈利能力。公 司控股 50%的管网公司负责投资建设和经营管理上海地区唯一的天然气高压主干管 网系统。为实现“X+1+X”的油气市场格局，2020 年管网公司由天然气购销业务调整 为管输业务，导致营收下降但利润率提升。

自西气东输一线 2003 年建成、2004 年开始向上海供气开始，上海天然气消费量快速 增长至 2018 年后增速趋缓。管网公司向集团全资子公司上海燃气有限公司提供管输 服务。截至 24 年底，上海燃气天然气年供应量超过 100 亿方，上海本地燃气市场占 有率超过 95%。

根据国家发改委印发的《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》，管道运输价格按照 “准许成本+合理收益”的方法由政府核定；根据《上海市管道天然气配气价格管理 办法》，配气价格原则上每三年校核调整一次。2020 年，上海发改委根据成本监审情 况、结合本市实际，核定公司管输价格为 0.18 元/方。2025 年，上海发改委核定管 网公司管输价格为 0.12 元/立方米（含税），自 5 月 1 日起执行。

历史 5 年来看，管网公司净利润稳定在 3 亿以上。

气电业务：充足的容量补偿和及时的气电价格联动保障了上海燃气机组的合理盈利。

2018 年 4 月，上海市物价局发布《关于完善本市天然气发电上网电价机制的通知》 （沪价管〔2018〕11 号），首次提到建立气电价格联动机制，联动公式为：联动后电 量电价=现行电量电价天然气平均调价幅度×税收调整因子/发电气耗。 2019 年上海发改委印发《关于优化调整我市天然气发电上网电价机制有关事项的通 知》（沪发改价管〔2019〕36 号），根据增值税税率调整，将税收调整因子调整为 1.0367， 发电气耗取值不变：天然气调峰机组、热电联产机组取 5.27 千瓦时/立方米；分布式 发电机组取 5.11 千瓦时/立方米。文件中虽未明确气电联动调价周期，但从实际执行 情况看，上海市气电联动响应及时（最短 2 个月一调），保障了燃气机组的合理收益。

对比同业可比公司，公司燃气机组利用小时数并不高，但在容量电价的保障下仍可回 收合理收益。400MW 级燃气机组单位千瓦投资成本不超过 2200 元，按当前上海气电 容量补偿基准计算，假设全年 11 个月可收到容量电价，则投资成本回收周期不超过 5.5 年。2021~2024 年，燃气机组发电用气成本受俄乌冲突影响而上涨，但在上海市 及时的气电价格联动机制保障下，公司控股的临港燃机发电有限公司的燃料成本疏 导顺畅、盈利能力仍然保持稳定。

除油气管输和上海气电外，公司还参股了核电和抽蓄等稳定盈利型资产，每年稳定贡 献近 7 亿投资收益。

除控股的 342.6 万千瓦燃机之外（权益装机 239.4 万千瓦），公司还参股共计 477.3 万千瓦的其他上海气电机组（权益装机 179.3 万千瓦），2020~2024 年间年均贡献约 1.8 亿元投资收益。

公司还参股了位于浙江和安徽的抽水蓄能电站。目前已投产的两座抽蓄电站历史 4 年 年均贡献约 1.3 亿元投资收益；另有浙江衢江、安徽桐城、安徽宁国三座抽蓄项目在 建，计划投产时间均在 2027 年以后。抽蓄项目在两部制电价的保障下，预计投产后 也将持续为公司贡献稳定投资收益。

虽未体现在长期股权投资收益中，公司还参股了核电秦山联营和秦山三核公司，估算 若按权益法下确认的投资损益口径，历史 5 年平均每年贡献约 3.6 亿元投资收益。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）