2025年广州发展研究报告：综合能源龙头，成长与分红双引擎

广州发展：全产业链综合能源服务商

公司于 1992 年成立、于 1997 年上市，业务覆盖火电、新能源、燃气、能源物流、储能五 大板块，形成“上游资源-中游物流/管网-下游销售”全产业链布局。公司项目布局于粤港 澳大湾区核心区域，并拓展至全国 26 个省市及 11 个国家和地区，核心定位为“国内领先 的绿色低碳综合智慧能源企业集团”。截至 2024 年公司可控装机 1,026 万千瓦，其中火电 548 万千瓦、新能源 479 万千瓦，绿色能源装机占比近 70%。2024 年公司实现营收 483 亿元、同比+3.2%，归母净利 17.3 亿元、同比+5.7%，经营性现金流 45 亿元、同比+57.5%。 公司自 1999 年起连续分红，近五年分红比例均在 50%以上、高于公司分红规划下限。

公司控股股东为广州产业投资控股集团（简称广州产投，与一致行动人共持股 58.50%）， 实际控制人为广州市国资委，于 2021 年 12 月改组运作，除控股广州发展外，还控股珠江 啤酒，参股越秀资本等上市公司，是广州国资改革重要载体 和粤港澳大湾区布局战略性新兴产业重要平台。广州市国资委持有广州产投 91.55%股权， 间接控制广州发展，符合国有能源企业的典型治理架构。前十大股东中另有长江电力（与 一致行动人共持股 15.52%）、西藏亿纬控股（与一致行动人共持股 2.21%）等机构股东。 公司股权结构多元化但集中度较高、前两大股东合计持股 71.57%，既保障了国有控制权， 又引入了能源行业战略投资者，有利于业务协同。

公司的营业收入呈稳步增长趋势，从 2020 年 317 亿元增至 2024 年 483 亿元，CAGR 约 为 11%，其中天然气、新能源板块收入随规模扩张而持续增长，能源物流板块收入受煤价 影响有所波动。公司的归母净利从 2020 年的 9.03 亿元增长到 2024 年的 17.32 亿元，CAGR 约为 18%，归母净利复合增速高于营收复合增速，主要得益于高毛利率的新能源收入占比 提升、煤电和天然气毛利率改善。1H25 公司实现营收 233 亿元（yoy+2.0%），归母净利 16.35 亿元（yoy+43%），归母净利同比大幅增长得益于广盛地块的土地交储收益确认；公 司于 2025 年 7 月 31 日公告披露拟将罗冲围地块交储、补偿金额 5.08 亿元，将于一年内移 交，我们预计有望在 2026 年确认第二笔土地交储收益、为 2026 年利润贡献增量。

公司的电力业务包含燃煤发电及供热、天然气发电及供热，收入受政策、市场供需和能源 结构调整影响有所波动；2021-2024 年燃煤发电及供热业务毛利率持续上升、受益于煤价 下降与电价相对平稳；2021-2024 年天然气发电及供热业务收入 CAGR 分别为 36%，毛利 率下降导致毛利 CAGR 为 16%、慢于收入 CAGR。2021-2024 年新能源及储能业务收入 CAGR 为 26%、毛利 CAGR 为 19%。2021-2024 年天然气业务收入与毛利均实现快速增 长，CAGR 分别为 22%和 87%，受益于管网输配能力提升（2024 年达 90 亿方/年）及 LNG 调峰站运营（接卸 50 万吨）。能源物流业务 2020-2024 年收入与毛利主要跟随煤价波动。

经营活动现金流净额在 2020-2024 年期间波动变化，2024 年为 45.10 亿元，同比增长 57.52%，显示公司经营活动创现能力提升；投资活动现金流净额 2024 年为-25.63 亿元， 净流出减少，意味着公司投资节奏有所调整；筹资活动现金流净额 2024 年为-35.99 亿元， 较 2023 年大幅下降 226.88%，主要是偿还债务所致。公司分红金额稳健上行，2024 年分 红比例达到 54.7%，体现对股东的稳定回报，符合国有控股企业“持续回报”定位。参考 公司的股东分红回报规划公告，2021-2023 年、2024-2026 年现金分红比例分别不低于 30%、 40%，而 2021-2024 年实际分红比例均在 50%以上，5 年平均分红率 59.1%。2024 年股息 率 3.9%（按当前股价计算），高于电力行业可比公司均值 3.5%。

电力：煤电稳住基本盘，气电提供业绩增量

煤电：容量电价托底，成本优化见效

截至 2024 年末/2025 年 6 月末公司煤电控股装机 314 万/250 万千瓦，参股粤电力 A 旗下 红海湾电厂、靖海电厂。2020-2024 年公司煤电发电量出现波动，主要受到西电东送挤出 效应影响，其中 2024 年煤电发电量同比下降 27%。珠江电厂 1#、2#机组于 2024 年底关 停，2024 年 9 月广州珠江电厂 2×640MW 煤电环保替代项目获得核准批复，其中首台机 组已启动建设。

容量电价政策托底固定成本。广东省 2024 年起执行煤电容量电价政策，按“回收 30%固 定成本”设计，折合 100 元/千瓦/年。公司煤电机组通过参与容量市场获得稳定收入，2024 年煤电机组获得容量电费 2.78 亿元，度电分摊约 0.026 元/千瓦时，度电毛利稳定在 0.079 元，有效对冲了电量下降和电量电价下行带来的盈利压力。根据业务特性，容量电价收入 不依赖发电量，仅与装机容量及可用率挂钩、公司容量电费获取率超 99%，成为煤电业务 盈利的“稳定器”。根据国家发改委 2023 年 11 月《关于建立煤电容量电价机制的通知》， 2026 年起各省煤电容量电价回收比例将提升至不低于 50%，对应标准不低于 165 元/千瓦/ 年；2025 年 7 月广东省率先发布容量电价调整通知，自 2026 年起煤电容量电价执行 165 元/千瓦/年，公司容量电费收入增长有望对冲珠江电厂机组关停改造的短期影响。

成本优化，进口煤掺烧+煤种结构调整。2024 年公司通过两大举措降低燃煤成本，1）提升 进口煤占比，新增菲律宾、哥伦比亚等海外煤种采购渠道，国际煤炭经营量突破 1800 万吨， 利用进口煤与国内煤的价差降低综合采购成本；2）经济煤种掺烧，优化配煤方案，提高低 硫、高热值煤种掺烧比例，在保证机组安全的前提下降低单位能耗。双重措施推动燃煤单 位成本同比下降，部分抵消了电量减少对收入的拖累。

结构升级，珠江电厂替代项目推进。珠江电厂煤电环保替代项目总投资 57.39 亿元、已于 2024 年 9 月获核准，计划关停原有 4 台 320MW 老旧机组，新建 2 台 640MW 煤电机组。 其中珠江电厂 1、2 号机组于 2024 年底关停，公司于原址推进 1 台 640MW 机组建设，我 们预计有望于 2027 年投产，投产后将实现三大优化：1）装机结构优化，淘汰小容量、高 能耗机组，新增高效环保机组，煤电装机平均容量从 320MW 提升至 640MW；2）能耗水 平降低，供电煤耗有望从 2024 年的 289.19 克/千瓦时降至 280 克/千瓦时以下（行业先进 水平）；3）环保标准提升，满足最新超低排放要求，减少污染物排放，适应绿色能源转型 政策。

气电：LNG 二期电厂贡献增量，容量电价增厚盈利

截至 2025 年 6 月末公司气电控股装机 234 万千瓦，气电权益装机合计 170 万千瓦，在建 装机增城旺隆气电项目 92 万千瓦计划于 2026 年投产。2020-2023 年公司气电发电量基本 稳定，由于气电主要承担调峰角色，并未受到西电东送挤出效应的显著影响；2024 年公司 气电发电量同比上升 71%，主要是珠江 LNG 电厂二期（南沙电力）投产带来的发电增量。

LNG 二期电厂投产，发电量核心增量来源。LNG 二期电厂（南沙电力公司）作为公司气电 业务重要新增产能，2023 年四季度完成投产，2024 年全年贡献发电量、电量已追平一期 电厂。该项目定位为大湾区骨干支撑调峰电源，机组采用高效燃气轮机，发电效率高于行 业平均水平，不仅填补区域用电缺口，还可通过参与调峰获取溢价收益。2024 年南沙电力 公司实现净利润 0.37 亿元、ROE 4%，远低于 LNG 一期电厂（珠江天然气发电公司）同期 的净利润（2.34 亿元）和 ROE（12%）；随着 LNG 二期电厂产能利用率持续提升，我们认 为净利润仍有提升空间。

容量电价政策，固定成本覆盖的“安全垫”。广东省同步对气电实施容量电价政策，2024-2025 年容量电价标准为 100 元/千瓦/年，直接覆盖气电机组部分固定成本（折旧、人工等）。按 公司气电可控装机规模测算，该政策每年可为气电业务贡献稳定收入，不受发电量波动影 响，成为盈利“压舱石”。我们测算 2024 年公司容量电费收入 1.91 亿元，相当于气电折旧 的 79%。2025 年 7 月广东省率先发布《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》，自 2025 年 8 月起气电容量电价执行新标准，其中 9E 及以上机组为 264 元/千瓦/年、6F 及以下机组 为 330 元/千瓦/年，我们预计 2026 年气电容量电费仍有增长空间，有望受益于容量电价标 准提升和增城旺隆气电投产。

长协气源保障，成本波动韧性强。公司通过与 BP 新加坡、中化新加坡等国际供应商签订长 期购气协议（年采购量分别约 65 万吨、40 万吨），长协气源占比超 80%。长协价格与国际 油价（如布伦特）或天然气指数（如亨利港）挂钩，调价周期为 3-6 个月，虽受国际能源 市场波动影响，但较现货采购更具成本可预测性。2024 年国内 LNG 均价同比下降 7.7%， 公司燃气采购成本同步优化。

增城旺隆气电替代工程项目是 2026 年气电业务核心增长点。增城旺隆气电替代工程项目总 投资 25.13 亿元，2024 年已完成主厂房第一罐混凝土浇筑及配套燃气管线部分建设，2025 年计划投资 6.20 亿元，预计两台机组分别于 2026 年 4 月和 2026 年 7 月先后投产运行， 投产后预计年发电量约 30 亿千瓦时，进一步提升公司在大湾区气电市场的份额。增城旺隆 气电采用“一拖一”双轴 9F 燃气-蒸汽联合循环调峰机组，具备 FCB 和黑启动功能，供电 效率更高，环保排放更优，适应“双碳”政策要求；配套燃气管线工程同步推进，投产后 可实现气源直供，降低运输成本。

新能源：装机稳健扩张，精益运维提升资产价值

装机规模持续扩张，布局全国高资源区域。2024 年公司新能源项目覆盖全国 18 个省市， 重点布局西南（云南、广西）、华北（天津、山西）、华南（广东）等资源禀赋优越地区， 风电和光伏总装机达 479 万千瓦，其中风电 244.07 万千瓦、光伏 234.67 万千瓦；2024 年 公司新增装机 78 万千瓦，新增内蒙古、陕西、天津等空白区域。公司风电聚焦内蒙古、山 西等风资源丰富区域，光伏以“分布式+地面”结合，在广东、广西推进渔光互补、农光互 补项目，提升土地利用效率。2024 年公司风光发电量 68.48 亿千瓦时、同比+46.2%，得益 于装机容量的大幅增长。

2025 年计划投资 46 亿元用于新能源项目，预计新增装机 166 万千瓦。根据公司 2024 年 7 月增资公告披露，截至 2024 年 6 月末公司储备项目容量约 1,400 万千瓦，覆盖风电、光伏、 光储一体化等多种类型，为公司未来 2-3 年的规模扩张提供坚实基础。公司 2025 年资本性 支出计划中，8.29 亿元用于新能源并购项目、28.05 亿元用于新能源新建项目、9.29 亿元 用于用户侧储能和独立储能项目。截至 2025 年 6 月末公司新能源装机容量较年初增加 102 万千瓦至 581.3 万千瓦；参考公司在建项目规模与平均造价，我们预计 2025 年公司新能源 新增装机有望达到 166 万千瓦、2025 年末累计装机达到 645 万千瓦。

2021-2024 年风光净利润 CAGR 12%，度电净利润减少受电价下滑影响。2020-2024 年公 司风电与光伏售电均价同比持续下降，主要是平价项目占比上升和市场化交易比例增加两 大因素影响。广州发展新能源集团是风光项目的投资、开发、运营主体，2021-2024 年新 能源集团净利润由 4.89 亿元增长至 6.86 亿元，CAGR 达到 12%，2022-2024 年占公司整 体净利润的比例分别为 50%/33%/35%；2021-2024 年新能源集团度电净利润由 178 元/兆 瓦时减少至 102 元/兆瓦时，受制于售电均价下降。

绿电交易与精益运维，提升全链条价值。2024 年公司完成超 5 亿千瓦时绿电交易，电价较 普通上网电价溢价 0.03-0.05 元/千瓦时，新增收益约 1500-2500 万元；运维优化，26 个场 站入选中电联行业对标优胜名单（8 个获评 5A 级），风机利用小时数 2180 小时、较行业平 均高 53 小时，光伏利用小时数 998 小时、较行业平均低 213 小时。

天然气：全产业链布局，销量与调峰站运营双提升

管网升级驱动规模扩张，电厂与外拓成增量引擎

公司燃气运营主体为广州燃气集团，是广州市城市燃气高压管网建设和天然气购销主体， 覆盖广州市内全区域的高中压管网，统筹全市高压管网建设和上游气源采购、下游天然气 输配及分销，具备区域垄断优势。 管网输配能力跃升，四期工程成“基础设施基石”。2024 年公司的天然气供应量 55.12 亿 方、同比+9%，天然气销售量 37.15 亿方、同比+21%，其中管道燃气 21.66 亿方、同比+38%， LNG 15.49 亿方、同比+13%。2024 年天然气利用四期工程整体竣工，成为业务增长的关 键支撑。工程新增高压管道 51.6 公里，实现广州市西北气源大动脉贯通，并与国家管网互 联互通，管网年输配能力从 2023 年的约 70 亿方提升至超 90 亿方，解决此前“输配瓶颈” 问题。四期工程除了保障广州市内用气稳定，还可通过国家管网接收川气等省外资源，为 市外市场（如粤西、湖南、江西）供气提供运力支撑。 需求结构：分销与直供量成绝对增量，居民用气稳底盘。2024 年分销与直供量为 11.67 亿 方、同比+86%、占比上升至 54%，主要得益于珠江 LNG 电厂二期投产。2024 年居民与公 福用气量为 4.05 亿方、同比+8%、占比为 19%，得益于广州市新增居民用户和老旧小区燃 气改造的增量需求。2024 年工业气量为 3.77 亿方、同比+1.4%、占比为 17%，工业用气 增速显著低于其他类用户，反映出工业需求承压。2024 年商业用气量为 2.16 亿方、同比 +13%、占比为 10%，主要是商业“瓶改管”带来的用户增量。

2025 年目标销量 72.41 亿方。2025 年公司计划天然气供应量 72.41 亿方、同比+31%，依 托“存量挖潜+增量项目”双重支撑。存量管网释放潜力，90 亿方输配能力可支撑销量天 花板，2024 年产能利用率仅 61%、2025 年有望达到 80%，富余运力可承接新增需求。增 量项目落地，广州 LNG 应急调峰气源交付。根据 2023 年 2 月发布的《广州市城市燃气发 展规划（2021-2035）》，2025/2035 年广州市天然气用量目标值分别为 96/193 亿方，其中 城镇燃气 28/44 亿方（CAGR 4.6%）、电厂和分布式能源 68/149 亿方（CAGR 8.2%），公 司天然气板块有望持续受益。

广州天然气价格机制：以政府定价为主导、市场调节为补充

气源价格机制。广州市天然气存量气源主要包括国家管网西气东输二线管道气、中海油天 然气和进口 LNG。不同气源价格形成机制不同：1）西气东输二线管道气执行国家发改委制 定的门站价格，属于政府指导价。2）中海油天然气价格参考国家发改委门站价及市场竞争 气源价格协商确定，南海气田天然气价格通过长期协议固定，而进口 LNG 价格随国际市 场波动调整。3）进口 LNG 价格与国际市场挂钩，其中广东大鹏 LNG 长协价格量价稳定， 而其他长协价格和油价或气价挂钩、现货 LNG 价格则主要反映短期供需关系。 配气价格按“准许成本加合理收益”原则制定，由政府定价管理。广州市配气价格分为居 民配气价格和非居民配气价格。居民配气价格实行政府定价、未单独公布，非居民配气价 格实行基准价管理，允许供需双方在基准价基础上上浮 20%、下浮不限。自 2019 年 7 月 起，广州市高压配气价格上限为 0.19 元/立方米，中低压配气价格上限为 0.81 元/立方米， 市级管网综合配气价格总和不得超过 1 元/立方米。 终端销售价格由气源价格和配气价格构成。居民用气价格实行阶梯价格制度，自 2015 年执 行至今，三档价格分别为 3.45/4.14/5.18 元/方。学校、社会福利机构等执行居民气价的非 居民用户，气价按居民第一、二档平均水平 3.795 元/方计收。非居民用气价格实行动态调 整机制，气源基准价 2.80 元/方、配气价格 1 元/方，每半年根据全市 18 家燃气企业气源加 权平均购进成本对非居最高限价进行调整。

调峰站与供应链：从 “应急储备” 到 “常态化运营”

广州 LNG 应急调峰气源站（一期 32 万立方米储气能力）2024 年接卸海外 LNG50 万吨， 配套码头升级至可停靠 17.5 万立方米船型，2025 年接卸量预计提升至 80 万吨。气源采购 以长协为主（BP、中化新加坡），长协占比超 80%，价格挂钩国际指数（原油、亨利港天 然气），通过“长协+现货”组合平抑价格波动。 接卸能力快速释放，应急调峰与常态化供应双重功能落地。广州 LNG 应急调峰气源站储气 库一期工程设计规模为 110 万吨/年，于 2023 年 6 月完工，8 月接收首船 LNG 并正式投 入运营。2024 年广州 LNG 调峰站接卸 50 万吨海外 LNG，经气化后折合天然气约 6.9 亿方， 占公司全年天然气销售量的 18.6%，成为重要气源补充。截至 2025 年 8 月二期工程仍待批 复，规划增加周转量 100 万吨，新增 2 座 16 万方 LNG 储罐。除保障日常供气外，气源站 在 2024 年冬季寒潮期间发挥应急作用：通过 32 万立方米储气能力释放储备气，弥补管道 气短期缺口，确保广州市居民及工业用气未出现断供，体现“应急调峰”核心价值。 长协为主、现货为辅的 LNG 采购策略，成本可控性强。长协采购包括 1）BP 新加坡，年 65 万吨、挂钩国际原油价格，2）中化新加坡，年 40 万吨、挂钩美国 Henry Hub 天然气指 数，3）MPL，年 200 万吨、挂钩美国 Henry Hub 天然气指数。长协调价周期为 3-6 个月， 锁定 80%以上气源成本。剩余 20%通过现货市场采购，主要用于应对短期需求波动（如冬 季用气高峰），2024 年国内 LNG 均价同比下降 7.7%，现货采购成本同步优化；价格对冲 效果：通过“长协锁量、现货调价”，全年 LNG 采购综合成本较行业平均低 3%-5%，支撑 天然气业务毛利率稳定在 15.39%。

2025 年接卸量提升至 80 万吨，强化区域供气枢纽地位。码头运营成熟，2024 年已完成大 型船型接卸流程磨合，2025 年可实现满负荷运营、按年接卸 80 万吨设计产能。气源保障 充足，长协供应量充足，BP、中化新加坡长协年供货量合计 105 万吨，叠加新增现货采购 渠道，可满足接卸需求。市场需求匹配，2025 年公司天然气计划销量 72.41 亿方，对应需 补充 LNG 约 12 亿方、折合 88.9 万吨，气源站接卸量可覆盖 90%以上 LNG 需求。液态分 销半径扩至 300 公里。 参股珠海金湾 LNG 接收站二期投产，气源自主率提升与成本优势强化。珠海金湾液化天然 气有限公司是广州发展参股 25%的重要气源合作平台，其 LNG 调峰站二期项目投产是公司 提升气源自主保障能力的关键举措。珠海金湾 LNG 接收站总接收能力从一期的 300 万吨/ 年提升至二期的 600 万吨/年。广州发展通过参股分红及优先采购权，可稳定获取珠海金湾 接收站 40%的气源量（约 240 万吨/年），较一期（120 万吨/年）实现翻倍，显著降低对外 部单一供应商的依赖。调峰站二期配套建设的储罐（预计新增储气能力 50 万立方米）可与 一期项目形成联动，在冬季用气高峰或国际气源波动时快速释放储备，保障粤港澳大湾区 供气安全。

能源物流业务：煤炭贸易稳增长，产业链协同降本

煤炭贸易稳增长。2024 年公司煤炭经营量达到 4,302 万吨，同比增长 4.66%，市场煤销售 量 3,910 万吨，同比增长 11.95%；国际贸易量突破 1,800 万吨，得益于公司积极拓展国内 外市场，新增了菲律宾、哥伦比亚等煤种渠道。在国内，业务覆盖范围扩大至 19 个省市， 进一步巩固了市场地位。通过与各地客户建立稳定的合作关系，公司煤炭销售量得以稳步 提升。公司与大型煤电企业签订长期供应合同，保障了销售渠道的稳定，也为自身业务增 长提供了有力支撑。

产业链协同降本增效。公司构建的“煤矿-码头-电厂”纵向一体化产业链发挥了关键作用， 使煤炭业务毛利率达到 2.06%，比行业平均水平高出 0.5 个百分点。从煤矿开采环节，公 司凭借自身资源优势获取稳定的煤炭资源；通过自有码头进行运输和中转，有效降低了物 流成本；直接供应电厂，减少中间环节，提高了运营效率。一体化运作模式不仅降低了采 购、运输和销售等环节的成本，还增强了公司对煤炭市场的掌控能力，在市场波动中更具 竞争优势。

一体化产业链布局提升抗风险能力和满足客户多样化需求。能源物流业务的一体化产业链 布局，使公司在面对复杂多变的市场环境时具备更强的抗风险能力。煤炭贸易、油品仓储 和危化品仓储业务相互补充，当某一业务受到市场波动影响时，其他业务能够起到一定的 缓冲作用。一体化产业链布局也有助于公司更好地满足客户多样化的需求，进一步提升市 场份额和品牌影响力。

（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。）