2025年广州发展研究报告：广州市属综合能源平台，稳增长高股息迎发展

1.广州市属综合能源平台连续26 年稳定分红

广州市属综合能源平台，实际控制人为广州市人民政府。公司是广州市属综合能源平台，已形成电力、能源物流、燃气、新能源、储能、能源金融等业务协同发展的能源产业体系。公司实际控制人为广州市人民政府，截至 2024 年底，广州产投直接及间接合计持有公司57.92%的股份，长江电力合计持有公司 15.52%的股份。

能源物流业务营收占比超 50%，燃气和新能源分部贡献主要利润。公司主营业务包括燃煤发电及供热、天然气发电及供热、能源物流、天然气、新能源及储能业务以及其他产业，其中能源物流业务 2024 年实现营收 265.65 亿元，占总营收的54.97%；2024年公司煤电、气电、天然气、新能源业务分别实现营收 55.74、34.37、98.09、28.25 亿元，分别占总营业收入的 11.53%、7.11%、20.30%、5.85%。 从毛利情况来看，2024 年公司煤电、气电、能源物流、天然气、新能源及储能业务分别实现毛利 9.55、4.94、5.17、15.10、15.37 亿元，毛利率分别为17.14%、14.37%、1.95%、15.39%、54.42%。不考虑分部间抵销，2024 年煤电、气电、新能源、燃气、能源物流业务分别实现分部利润 2.63、2.08、8.07、9.42、1.74 亿元，其中燃气分部和新能源分部为公司主要利润贡献来源。 截至 2024 年底，公司重要长期股权投资包括红海湾发电（持股25%）、珠海金湾液化（持股 25%）、广东电力发展（持股 2.22%）、广州恒运企业集团（持股14.48%）等。

业务发展均衡，多元协同平滑业绩波动。公司各项业务发展均衡，并持有大量稳定收益类资产为公司业绩及现金流提供支撑。从参控股公司净利润表现来看，公司下属天然气发电公司、参股的珠海金湾公司等多年保持稳定盈利，有效平滑了公司煤电等业务的业绩波动，并且经营稳健贡献充裕现金流，为公司保持稳定的股东回报奠定了基础。

业绩表现整体稳健，2025Q1 电量电价双承压扣非归母净利润微降。2016年以来公司归母净利润、扣非归母净利润整体呈现增长趋势，2021 年由于煤价大幅上涨煤电业绩受损业绩出现下滑，2022 年起重回稳定增长。 2024 年公司实现归母净利润 17.32 亿元，同比增长 5.73%；实现扣非归母净利润16.29亿元，同比增长 3.96%。2025Q1 公司实现归母净利润 4.52 亿元，同比增长1.09%；实现扣非归母净利润 4.35 亿元，同比下降 0.61%，主要是因为 2025Q1 广东省电力供需形势总体宽松，现货价格维持低位，公司发电量和上网电量分别同比下降10.87%和10.59%，同时2025Q1公司平均上网电价 0.4918 元/千瓦时，同比下降 8.31%。 2024 年 7 月公司公告拟向广州市白云区人民政府交储广盛（罗冲围发电厂）地块土地使用权，预计补偿金额为 15.2～18.3 亿元，并于协议签订生效后一年内移交场地，预计将对公司 2025 年业绩产生正面影响。

资产负债率有所提升，主要受资本开支规模影响。由于公司业务扩张资本开支规模增长，2020 年以来公司资产负债率有所提升，截至 2024 年底公司资产负债率为61.76%。截至2025年 3 月末，公司资产负债率 62.52%，较 2024 年底提升 0.75pct。公司经营稳健现金流充裕，2024 年实现经营性现金流净额45.10 亿元。2021年以来公司资本开支规模有所扩大，主要是由于新扩建项目支出增加。公司2025 年资本开支计划86.41亿元，其中股权投资支出计划 24.23 亿元，新扩建项目支出计划为53.67 亿元，技术改造支出计划为 4.63 亿元，固定/无形资产购置支出计划 2.68 亿元。

连续 26 年稳定分红，规划 2024-2026 年分红比例不低于40%。1999 年起公司连续26年稳定分红，近三年分红比例整体稳定在 50%左右。根据公司股东分红回报规划，公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的, 进行利润分配时，现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到 40%。2024 年公司分红总额 9.47 亿元，分红比例54.67%，对应2024年末股息率 4.21%。

2.电力：火风光协同发展构筑核心基本盘

2.1.火电：聚焦大湾区 煤价回落贡献业绩弹性

火电布局聚焦珠三角，在建项目稳步推进。公司火电机组集中在粤港澳大湾区电力负荷中心。截至 2024 年底，公司控股火电装机 547.65 万千瓦，其中煤电装机314万千瓦、气电装机 233.65 万千瓦。在建项目方面，公司广州珠江电厂 2X600MW煤电环保替代项目取得核准批复，广州增城旺隆 2×460MW 气电替代工程项目开工建设。

广东省外来电占比超 1/4，2024 年西电东送增量影响下公司火电机组利用小时数同比下降。广东省为我国最大的用电省份，承接我国西电东送主要电量，并通过大亚湾核电站与本地燃机向港澳送电。2024 年广东省用电量 9121 亿千瓦时，同比增长7.3%，2024年1-11月广东省累计输入电量 1987 亿千瓦时，同比增长 15.5%。2017-2024 年广东省内电源装机从 1.09 亿千瓦增长至2.22 亿千瓦。2024年广东省火电装机 1.27 亿千瓦、水电 0.19 亿千瓦、核电 0.16 亿千瓦、风电0.18 亿千瓦、光伏0.41亿千瓦，可调节性电源 1.63 亿千瓦。2024 年广东省最大用电负荷1.57 亿千瓦，低于可调节性电源，并且还有 2 千亿千瓦时量级的外来电，省内电源供给较为充裕。2024 年受西电东送增量及现货电价维持低位等因素影响，公司火电利用小时数3114小时，同比下降 1382 小时。2024 年公司煤电完成发电量 113.20 亿千瓦时，同比下降27.44%；气电完成发电量 57.33 亿千瓦时，同比增加 70.68%，主要是由于公司LNG二期电厂项目2023Q4 投产，2024 年全年贡献发电增量。2025Q1 公司煤电完成发电量22.46亿千瓦时，同比下降 25.11%；气电完成发电量 8.06 亿千瓦时，同比下降29.30%，发电量同比下滑主要受珠江电厂停机改造以及广东省电力供需形势宽松影响。

煤电电价受广东省年度长协电价下滑影响，气电补偿机制疏导气源成本变动。煤电方面，公司煤电全部进入市场化交易，2025 年广东省年度交易成交均价0.392 元/千瓦时，同比下降 0.074 元/千瓦时，较广东省燃煤基准价下浮 13.5%，已接近20%的浮动下限，同时2026年起根据国家发改委要求，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，预计2026 年起公司电价下滑压力有限。 气电方面，根据 2024 年 6 月《广东电力市场气电天然气价格传导机制实施方案（试行）》，按月动态调整市场化燃气机组变动成本补偿标准，在市场化交易电价的基础上，气电在结算时增加固定变动成本补偿和临时变动成本补偿。 此外，广东省目前煤电及气电均执行每年每千瓦 100 元（含税）的容量电价水平。2024年公司火电上网电价 0.574 元/千瓦时，同比增加 0.037 元/千瓦时。

煤价持续回落，公司火电业绩弹性或将进一步释放。2025 年以来煤价中枢持续下行，2025年 6 月 19 日秦皇岛港口 5500 大卡动力煤现货价格 609 元/吨，同比下降259元/吨，2025年二季度以来均价 634 元/吨，较去年同期下降 214 元/吨，进口煤价亦同比持续下行。考虑到公司需消化库存煤，燃料成本下降对火电业绩的增厚作用存在滞后效应，期待后续低煤价带来的火电业绩弹性体现。

2.2.新能源：项目优质装机成长持续贡献发电增量

新能源业务快速增长，规划十四五末新能源装机规模 8GW。2020 年以来公司新能源装机规模快速增长，截至 2024 年底，公司控股风电、光伏装机容量分别为2.44、2.35GW，新能源装机占公司总装机的比重达 46.6%。公司规划到十四五末新能源装机规模达到8GW。另外公司拟以 25 万千瓦风电项目作为底层资产，申报发行基础设施公募REITs。

新能源项目优质，电价有所下滑。公司新能源项目主要分布于华南、华中、华北、西南等电价较高、消纳情况较好的地区，其中光伏机组深耕华南地区，风电机组分布于西南、华中、华北及华东区域，2024 年公司风电利用小时数 2180 小时，高于全国平均53小时；光伏利用小时数 998 小时。电价方面，受新增项目均为平价项目及新能源入市影响，公司新能源电价持续下滑，2024 年公司风电、光伏上网电价分别为 0.458、0.508 元/千瓦时，分别同比下滑 0.065、0.016 元/千瓦时。

3.天然气：全产业链布局居民端顺价加速推进

城燃项目聚焦广州，布局天然气全产业链。公司燃气业务通过下属广州燃气集团及其子公司运营管理，广州燃气集团是广州市城市燃气高压管网建设和天然气购销唯一主体。公司广州 LNG 应急调峰气源站首期 2 座 16 万立方米LNG 储罐以及改建一座可靠泊3-17.5 万立方米 LNG 船舶的接卸 LNG 专用码头已投运，二期将加建2 座16 万立方米LNG储罐，年周转量可达 100 万吨。此外，公司参股珠海金湾 LNG 接收站，持股比例25%；并参股广东大鹏 LNG 接收站。 管道燃气销售量稳定增长，长协落地贸易气量增加。2020 年以来公司管道燃气销售量稳定增长，2024 年公司完成管道燃气销售量 21.66 亿立方米，同比增长26.18%，其中居民与公福用户、工业用户、商业用户、分销与直供销气量分别为4.05、3.77、2.16、11.67亿立方米，分别同比增长 8.05%、1.42%、13.46%、49.84%，分别占管道燃气销售总量的18.72%、17.42%、9.96%、53.90%，2024 年分销与直供量同比增长的主要原因是公司下属珠江LNG电厂二期于 2023 年投产，2024 年贡献供气增量。 同时 2023 年公司广州 LNG 应急调峰气源站投产运营，签订的海外长协陆续供气，带动LNG 销售量同比增长。2025Q1 公司管道燃气销售量 6.13 亿立方米，同比增长17.03%；LNG销售量 2.71 亿立方米，同比增长 7.19%。

建立天然气上下游价格联动机制，有望进一步增强燃气业务盈利稳定性。根据《广州市城市燃气发展规划（2021-2035）》，目前广州市居民天然气销售价格实施阶梯式定价政策。根据《广州市发展改革委关于我市管道燃气价格管理有关问题的通知（征求意见稿）》，当全市平均购气成本波动超过 8%且距离上次调价时间达到或超过12 个月时，动态调整居民用气价格；非居民天然气销售价格进行上下游联动市场化改革，当全市平均购气成本波动超过4%且距离上次调价时间达到或超过 6 个月时，动态调整非居民用气价格。2025 年 6 月广东省发改委发布《广东省发展改革委城镇管道燃气价格管理办法（征求意见稿）》，其中提到，建立城镇管道燃气上下游价格联动机制，销售价格与气源价格实行联动；根据已依法制定的联动机制调整价格时，可以不再开展定价听证，进一步推动居民顺价机制的建立，有望进一步增强公司燃气业务的盈利稳定性。

4.能源物流：产业链优势协同完善综合能源供应

纵向一体化产业链优势协同，能源物流业务主要包括煤炭业务、油品业务和危化品仓储业务。煤炭业务方面，公司下属珠电燃料公司是华南地区最大的纵向一体化煤炭经营企业；油品业务方面，公司与英国 BP 石油公司合资组建广州发展碧辟油品有限公司，拥有67万立方米大型油库及配套 8 万吨级石油化工专业码头。2024 年煤炭、油品、危化品仓储业务分别实现营业收入 245.11、20.37、0.17 亿元，毛利率分别为 2.06%、0.19%、47.66%。

公司煤炭业务已形成资源开发、运输、中转、销售一体化产业链，市场煤销售量规模整体稳中有增。公司通过参股同发东周窑（持股比例 30%）保障煤炭资源的获取，根据约定同发东周窑煤炭产量的 40%优先供给燃料公司，保障公司煤炭供应稳定性。2024年公司市场煤销售量 3909.60 万吨，同比增加 11.95%。

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