1.1. 电力+油气多元化业务并行，火电维持高占比+新能源贡献增量
公司是全国电力能源行业第一家上市公司，实控人为上海国资委。公司前身为创立 于 1987 年的申能电力开发公司，1993 年 4 月公司股票上市，为全国电力能源行业第一 家上市公司。截至 2024 年 12 月，公司控股股东申能集团持有股份 53.67%，实控人为上 海国资委。 公司主要从事电力和油气业务，为综合性能源供应商。电力业务方面，公司电力项 目涉及燃煤发电、天然气发电、抽水蓄能、核电、风电及光伏发电等领域，电力供应占 上海地区约三分之一。油气业务方面，公司控股子公司所开采的天然气是现阶段上海市 天然气气源组成部分之一。公司投资的天然气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。
公司火电装机容量占比接近 80%，新能源持续贡献增量。截至 2024Q4，公司控股 装机容量为 1795.52 万千瓦，同比增加 5.95%。其中,1）煤电 840 万千瓦，占 46.80%； 2）气电 342.56 万千瓦，占 19.10%；3）风电 282.52 万千瓦，占 15.70%；4）光伏发电 244.06 万千瓦，占 13.60%；5）分布式供电 81.13 万千瓦，占 3.57%。2024Q1-4，公司控 股发电企业完成发电量 586.23 亿千瓦时，同比增加 6.4%。其中，煤电/气电/风电/光伏 及分布式发电分别完成 416.05/84.42/54.81/30.94 亿千瓦时。
1.2. 煤电盈利回升+投资收益支撑，优质高股息稳定分红
主业稳步增长，煤电盈利回升推动业绩大涨。2023 年公司实现营业收入 291.42 亿 元，同比增长 3.36%；实现净利润 34.59 亿元，同比增长 219.52%，主要系煤价回落推动 煤电盈利回升。从收入结构看，2022 年开始煤电业务收入占比维持 45%及以上的高占 比，2020-2024 年风电、光伏收入占比持续提升。从利润结构看，受益于成本下降，2023 年煤电利润占比从 2%回升至 26%，2024H1 继续提高至 34%，实现盈利大幅回升。从分 产品毛利率看，2023 年起煤电毛利率回升至 10.7%，2024H1 风电/光伏发电/煤电/煤炭 销售/气电/油气管输毛利率分别为 54.2%/40.7%/14.5%/3.0%/14.8%/21.4%。
投资收益回升，支撑业绩增长。公司在煤电、气电、抽蓄、新能源、核电等业务都 有参股投资，其中煤电投资收益受煤价影响出现较大波动。从构成来看，长期股权投资 收益是主要来源，2023 年达到 6.53 亿元，相较 2022 年的 3.90 亿元显著回升。其他投资 收益在 2023 年为 9.14 亿元，是投资收益的重要组成部分。从历史数据看，投资收益占 净利润比重波动较大，2023 年煤电投资收益增至 15.67 亿元，占比净利润 38%，支撑业 绩增长。
管理、财务费用率下降，利润率回升，资产负债率下降。2023 年煤电盈利回升带动 毛利率、净利率快速回升至 18.5%、14.3%，2024 年 Q1-3 继续提升至 19.4%、17.6%。 同时，公司管理费用率、财务费用率自 2023 年开始下降，2024Q1-3 分别降至 2.9%、 3.9%。2021 年随着新能源快速装机，公司负债规模快速增加，资产负债率上升较快。 2023年开始，资产增长带动资产负债率略下降至56.2%，2024年第三季度继续降至54.2%。
公司经营活动现金流稳健，2023 年企业自由现金流量达到 73 亿元。尽管投资活动 现金流持续为负，反映公司在扩大经营规模，但投资支出呈收窄趋势，2023 年为-35 亿 元。企业自由现金流（右轴）也展现出良好态势，从 2015 年的低点逐步回升，2022 年 达到近 30 个百分点的高位，表明公司经营质量不断提升，现金创造能力增强。整体来 看，公司现金流结构合理，经营活动现金流入可较好覆盖投资需求，财务状况稳健，为 公司持续发展奠定了坚实基础。 公司分红稳定，2023 年股息率达 6.23%。公司注重股东回报，2020 年起分红比例 保持 50%以上，即使 2021-2022 年受火电行业影响归母净利润下滑，公司仍然通过高达 63.9%、72.6%的分红比例回报股东。相较同行业可比公司，公司保持高股息，2023 年净 利润回升后，分红金额翻倍，股息率高达 6.23%。
重点关注电力区域供需。根据东吴证券公用事业 2025 年年度策略提出 2025 年关注 的三条线索之一，我们关注电动化+尖峰化带来的电力容量的稀缺，尤其关注区域供需， 优质区域需求旺盛有成长，供需偏紧电价有支持，区域电厂或电力平台公司基本面更为 强劲。我们梳理区域内 1）发电量增速 VS 用电量增速；2）剔除新能源外的累计装机容 量增速 VS 用电量增速，作为可参考指标评估区域电力供需情况， 我们发现江苏、浙 江、安徽、山东、上海等区域电力供需更偏紧张。优质区域需求旺盛有成长，供需偏紧 电价有支持，区域电厂或电力平台公司基本面更为强劲。
申能股份布局核心优质地区，上海区域控股火电装机容量占比达 71.5%。截至 2024 年 12 月 31 日，公司火电机组控股装机容量达 1183 万千瓦，其中煤电 840 万千瓦，气 电 343 万千瓦，公司火电机组权益装机容量达 725 万千瓦，其中煤电 485 万千瓦，气电 239 万千瓦。区域来看，公司上海市内控股装机容量达 846 万千瓦，占比达 71.5%。省 外机组均为煤电机组，分别为安徽省内的淮北申皖发电、淮北申能发电和宁夏省内的申 能吴忠热电，安徽 2 台机组中，淮北申皖是“皖电东送”的重要组成部分，电力主要用 于上海用电需求，淮北申能则主要用于安徽省内平衡。如将淮北申皖考虑在内，公司控 股装机容量中，上海地区占比达 82.7%，布局核心优质地区。
2.1. 区域供需：上海电力需求强劲，供给格局良好
中国经济中心，用电需求旺盛。2024 年上海地区生产总值达到 5.39 万亿元，同比 增长 5%，上海成为中国首个 5 万亿城市。大规模的经济体量以及快速的经济增长，支 撑上海地区用电的高需求。2024 年上海用电量达到 1984 亿千瓦时，同比增长超 7%，分 产业来看，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民分别增长 0%、3%、8%和 17%。 2024 年前 11 个月，上海用电量占全国用电量 2.0%，同比增速国内靠前。
火电为上海区域内的主要装机电源。截至 2024 年 12 月 31 日，上海市规模以上发 电装机容量达到 30.60GW，从结构上来看，火电 25.42GW，占比达 94%，风电 1.07GW， 光伏（6000 千瓦以上）0.45GW，风光占比较小，火电为区内主要装机电源。
发电侧竞争格局优异。截止 2024 年 10 月 31 日，上海区域内，申能股份、国家电 投、华能集团、华电集团四家控股火电装机容量的占比分别为 33%、31%、14%、7%， 合计占比达 85%，发电侧集中度高，申能股份控股装机规模占比最高。同时，前四大火 电集团互相交叉持股，尤其是申能股份积极参股到上海市内其他火电机组，高比例的交 叉持股，进一步优化上海电力供给格局。
“五交四直”电网格局，外部受电占比 50%左右。上海处于华东电网，除上海市内 装机电源外，上海电网主要靠华东电网内部统一进行调配，电源包括华东电网内以皖电 为代表的网内火电和以浙江秦山核电为代表的网内核电。此外，上海通过葛南线、宜华 线、林枫线、复奉线四条直流特高压线路接受三峡/葛洲坝水电和西南金沙江水电。根据解放 日报，上海“五交四直”九大通道接受外来电，总受电容量为 21.5GW，占区域装机容量与 总售电容量合计的 56%，2024 年前 11 个月，上海市净输入电量为 826 亿千瓦时，占区域发 电量与净输入电量合计的 47%。2023 年，四条直流合计输送电量达 479 亿千瓦时，超过上 海净输入的电量的 1/2，四条直流往上海地区输送的水电对于区域供需影响明显。
增量装机有限，预计 2028 年蒙电入沪。梳理上海市重大建设项目情况，2025 年在 建与新开工火电机组装机容量合计达 5.44GW，全部投运后火电装机规模弹性 21%，将 有望在 2025-2027 年逐步投产。上海区域核心，新建火电空间有限，考虑投产节奏以及 机组淘汰替换，2025-2027 年上海火电装机容量增长有限。从特高压通道建设节奏来看， 受端为上海的通道主要为库布齐—上海±800 千伏特高压直流输电工程，目前处于前期 准备状态，上海有望在 2028 年再添一条新的受电通道。
2025-2027 年上海地区电力供需依然偏紧张，区域公司电量电价有支撑。从需求角 度来看，上海 2025 年政府工作报告指出，预计 2024 年全市生产总值增长 5%左右，上 海地区经济展现持续成长动力，驱动用电需求保持旺盛。从供给角度来看，2025-2027 年 上海地区有效装机容量有限，3 年内暂不考虑新增输电通道的投产落地。存量电源项目 集中度较高，项目股东之间实现交叉持股，供给格局良好。我们预计 2025-2027 年上海 地区电力供需依然偏紧张。
2.2. 电力市场：上海电价有支撑，气电电价机制优异
电力交易有序推进，电价整体较高。根据《2025 年上海市电力直接交易年度工作方 案》，上海区域电力中长期交易规模稳步扩大，其中上海市 9 家公用常规燃煤发电上网 电量全部进入电力市场，中长期签约电量由直接交易和电网代理购电等组成。皖电东送 送上海电量参与上海市电力直接交易，剩余电量参与代购电交易。上海市燃气发电相关 上网电量可适时进入电力市场。上海电力现货市场处于结算试运行阶段，2024 年 11 月 开展了第一次结算试运行，2025 年 1 月开展第二次结算试运行。基于区域较好的供需格 局，上海电网代理购电价格在华东电网五省中靠前。
容量补偿比例 2026 年迎来提升。2023 年 11 月，《关于建立煤电容量电价机制的通 知》公告推出，全国范围内煤电容量电价机制推进。煤电容量电价按照回收煤电机组一 定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统 一标准，为每年每千瓦 330 元，因地制宜确定各地回收固定成本的比例，2024 至 2025 年多数地方为 30%左右，2026 年起各地回收固定成本的比例不低于 50%。2024-2025 年 上海执行 30%的回收比例，2026 年回收比例提升至 50%，综合考虑上海地区火电利用 小时数，我们预计上海地区火电容量电价将从 2025 年 0.025 元/千瓦时提升至 0.041 元/ 千瓦时。
气电定价机制优质，容量补偿高+气电联动。上海积极引导各类天然气发电机组合 理发挥作用，促进企业降本增效、清洁能源高效利用。针对上海市区天然气发电给于较 好的电价政策。1）容量补偿高，调峰机组和热电联产机组分别给予 37.01 和 36.5 元/月 *千瓦的容量电价，按照上海地区气电利用小时数 1700 小时，度电固定容量电价可达约 0.26 元/千瓦时，带来稳定性收入。2）电量电价较高，气电联动。除容量电价外，上海 气电上网电价较高，上网电价随利用小时数下降而提升，确保稳定收益，引导气电发挥 合理作用。同时，上网电价实施气电联动机制，根据天然气平均调价幅度联动调整电量 电价，进一步保障上海气电项目盈利的稳定性。
2.3. 电源核心：优质机组，运营效率高
上海火电电价表现良好，利用小时高于全国。基于上海区域的电力供需形势，公司 在运火电机组的电价与电量表现良好。2023 年公司上海/安徽火电上网电价分别达到 0.560 和 0.420 元/千瓦时，2024 年、2025 年随着新建机组的进一步投运以及煤炭价格的 下行，全国市场交易电价普遍迎来回落，优质的地区的电价下跌幅度可控有限。2023 年 公司煤电和气电的利用小时数分别达 4803 和 2127 小时，2024 年公司煤电发电量同比 增加 3.5%，天然气发电同比增加 17.6%，利用小时 2024 年维持提升。区域需求好，区 域装机及跨区域通道增量有限，利用小时数预计有支撑。
机组核心且优质，运营效率高。煤电都是大容量机组，气电均为调峰机组。公司供 电煤耗相较全国平均供电煤耗约低 20 克/千瓦时，2024 年上半年公司供电煤耗 281.34 克 /千瓦时，较全国水平约低 21 克/千瓦时。公司燃煤发电均为大功率的高效先进机组，其 中外高桥三发电的 2 台 100 万千瓦级机组及外高桥二发电的 2 台 90 万千瓦级的发电机组煤耗水平处于全国领先水平。“平山二期”135 万千瓦机组相关参数指标达到全球领先 水平，“249.31 克/千瓦时”的额定负荷工况供电煤耗世界最低，成为燃煤发电行业新标 杆。更高的运营效率提供了公司成本端的长期优势。
煤炭成本回落，加强煤炭采购管理。2024 年，国产煤与进口煤价格中枢整体下行， 带动公司度电燃煤成本的回落。我们测算，2023 年公司平均耗用标煤价为 1100 元/吨， 较 2022 年同比下降约 200 元/吨，根据公司公告投资者交流会议纪要，2024 年上半年， 公司平均耗用标煤价 984 元/吨，同比下降 163 元/吨。动力末煤 (Q5500) 秦皇岛港平仓 价 2025 年 1 月月均价为 762 元/吨，同比 2024 年 1 月下跌 151 元/吨，煤炭成本回落。 此外，公司积极加强煤炭燃料采购管理，持续优化煤炭采购、调运和掺烧，外高桥第三 发电和外高桥第二发电二股东分别为国电电力和北京国电，是国家能源集团控股的核心 电力上市公司，有望在煤炭资源保供层面获得更多优势。淮北申皖发电三股东为神源煤 化工，属于淮北矿业，是支撑“皖电东送”的重要煤电一体化项目。项目股东背景强， 保障煤炭资源供应。
3.1. 新能源持续扩张，装机占比提升至 34%
公司新能源开发持续扩张，装机占比超 30%。公司加快新能源基地化、规模化开发 转型，全力谋划开发新疆区域大基地项目，推进海南海上风电建设，积极参与市内海风 竞配。截至 2024 年 12 月 30 日，公司控股风电装机 282.52 万千瓦，占 15.7%；光伏发 电 244.06 万千瓦，占 13.6%；分布式供电 81.13 万千瓦，占 4.5%，新能源装机合计占比 提升至 34%。
风电电价有支撑，光伏消纳有保障。（1）风电：公司 80%风电装机分布在青海、上 海、江苏、河南、内蒙古，2023 年装机容量分别达到 50/36/35/34/33 万千瓦。其中，上 海、江苏需求旺盛，消纳有保障，2023 年风电利用率 100%；青海、内蒙古享受优质资 源，2023 年上网电量分别达到 9.35/9.26 亿千瓦时。同时，公司风电主要覆盖区域均享 受较高电价，2023 年青海/上海/江苏/河南上网电价分别为 511/661/728/473 元/兆瓦时， 风电电价有支撑。（2）光伏：公司 75%以上光伏装机分别在贵州、安徽、湖北、陕西、 新疆，2023 年装机容量分别达到 59/40/25/20/13 万千瓦。其中，新疆地区光伏资源优质 带来高发电量，且 2023 年电价高达 753 元/兆瓦时。消纳方面，2023 年公司光伏所覆盖 区域的光伏利用率均在 96%以上，其中 9 个区域在 98%以上，高于全国水平，主要覆盖 区域贵州/安徽/湖北光伏利用率为 99.4%/100%/98.3%，光伏消纳有保障。
3.2. 新能源项目提速建设，海风海光竞配新机遇
新疆大基地项目全力开发，海南 CZ2 项目如期推进。（1）新疆光伏项目：2024 年 9 月 5 日，公司新疆塔城和布克赛尔县 200 万千瓦光伏项目正式启动，是公司投资开发 的首个新疆区域大基地项目，规划建设光伏装机容量 2GW，储能容量 400MWh，预计 2025 年投运。项目建成后，每年可为电网提供清洁电能 32.59 亿千瓦时，具有良好的经 济效益和环境效益。（2）海南海风项目：公司海南 CZ2 海上风电项目总装机容量 1.2GW， 配套建设两座 220 千伏海上升压站和一座陆上集控中心，是公司第一个整装规模超百万 千瓦的海上风电项目。其中，项目一期（0.6GW）正在加速建设，计划 2025 年 6 月投 产。项目全容量投产后每年可为电网提供清洁电能 38.2 亿千瓦时、节约标煤 115 万吨， 减少排放氮氧化物约 1.4 万吨、二氧化碳约 299 万吨。
上海市大力推进海风建设，29.3GW 深远海风电已获批。根据上海市“十四五”规 划，风电发展以海上为主、陆上为辅，近海风电重点推进奉贤、南汇和金山三大海域风 电开发，探索实施深远海域和陆上分散式风电示范试点，力争新增规模 1.8GW。“十五 五”将重点建设横沙、崇明海域项目，建成深远海海上风电示范。2025、2030 年上海市 风电装机力争分别超过 2.62GW、5GW。2024 年 7 月，上海市政协会议指出，深远海风 电是本市未来可持续开发的最大绿电资源宝库，市发改委已编制规划并获得国家批复， 总规模 29.3GW，全部建成后每年可提供约 1000 亿千瓦时绿电。 公司积极参与市内海风竞配，已获配 350MW 海风项目。“十四五”以来，上海市 已启动6.9GW海上风电竞配，其中1.1GW已公布结果，公司获配东海大桥三期150MW、 奉贤四期 200MW，约占已公布规模的三分之一，预计分别将在 2025、2026 年并网。2024 年上海市开始 5.8GW 海风竞配，其中深远海项目 4.3GW，未来仍有 25GW 获批规模待 开发，海风建设空间广阔。
“风光同场”竞配开启，同场海风企业优先。2024 年 8 月，上海市发改委印发《上 海市“风光同场”海上光伏开发建设方案》，提出聚焦上海市周边东海大桥、临港、金山、 奉贤等已建、在建海上风电场址海域范围，以“风光同场”的模式进行海上光伏规划布 局。2024 年 11 月，上海市发改委下发《2024 年度“风光同场”海上光伏项目竞争配置 工作方案》，规划了 7 个“风光同场”的海上光伏项目开展竞争性配置，申报上限 3.5GW，本轮竞配优选规模不超过 1GW，上网电价执行燃煤发电基准价，由市电力公司保障并 网消纳。在 3.5GW 规模的规划场址中，申能集团投资的风电场海域包括临港 1、临港 2， 共计 0.95GW 规模。考虑同等条件下海上风电场区海域使用权人优先，公司作为申能集 团旗下的综合能源平台和上海市国企，在本轮竞配中具备较大优势。海上风光同场互补 优势明显，将为公司带来新能源发展的新机遇。
（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。）
