LoL投注网站2025年最佳英雄联盟投注网站公司控股股东为国家电投，成立之初以火电业务为主，2007年开始发展新能源业务，2019年新能源装机首次超越火电，成功完成从火电企业向新能源企业的转型。2022年，为响应“氢动吉林”发展规划，公司提出投资建设大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，正式进军氢能产业，在国家电投集团中的定位也由此前的东北地区电力上市平台转变为绿色氢基能源专业化平台。截至2023年末，公司火电、风电、光伏发电、生物质发电累计装机容量分别为330、347、662、3万千瓦。24H1，煤电、风电、光伏发电对公司收入的贡献度分别为33%、25%和29%，对毛利的贡献度分别为 27%、40%、39%，可见新能源为公司当下核心利润来源，但我们认为市场对公司的关注点或主要聚焦氢能。

　　短期政策驱动绿氢需求释放，2030年平价拐点助力市场空间进一步打开。2023年，全球氢需求超过9700万吨，而供给端仍以灰氢为主，受制于相对较高的成本,低排放氢贡献不足100万吨（其中绿氢不足10万吨,其余为蓝氢）。中短期内，我们认为包括煤电掺氨燃烧、船舶碳减排等在内的政策有望推动绿氢需求释放，且不局限于氢本身，多以绿氨、绿醇为载体。我们测算到2030年中日韩三国煤电掺氨对应的绿氢需求在1100万吨/年左右;而截至2024年末，全球可预见的甲醇燃料船舶订单可贡献224万吨/年的绿氢需求。在此背景下，全球积极布局绿氢产能。根据IEA预测，到2030年全球低排放氢产量有望达到 2600万吨，其中绿氢、蓝氢分别贡献超1700、800万吨。而从存在形态上来看，预计 2030年以氨、合成甲醇、合成甲烷、FT燃料存在的低排放氢产量分别为1700万吨、100万吨、30万吨、170万吨氢当量，合计占全部低排放氢产量的78%左右。展望长期,规模效应、技术进步将助力绿氢于2030年前后实现平价，拉开替代灰氢的大幕，绿氢市场空间有望进一步打开。

　　前瞻性布局氢能，打造第二增长曲线。制氢环节，绿电优势有望助力公司降低电耗成本，与此同时，“风光氢”一体化发展也有利于公司绿电消纳。用氢环节，在“氢动吉林”顶层规划下，公司持续推动大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目、四平梨树绿色甲醇项目落地。1）对于绿氨项目:预计将于2025年5月30日开始产出。根据公司测算，该项目毛利率为19.90%（对应价格3115 元/吨，生产成本2495元/吨）。但我们认为，2024年7月德国政府绿氨招标价格为6413.71元/吨，较公司测算价格实现翻倍，绿色溢价十分可观；而从成本端来看，在假设绿氢制取环节绿电价格为0.2元/kWh的情况下，我们测算绿氨的生产成本在3000元/吨左右。综合考虑价格和成本，预计项目投产后的实际盈利水平或高于公司测算值。2）对于绿色甲醇项目，规划产能20万吨，预计25年开工建设，27年投产。公司已于23年12月与中远海运签订合作协议，未来绿色甲醇产品有望服务于中远海运船舶替代燃料采购需求。

　　绿电行业拐点将进，装机增长和火电赋能为公司核心看点。从行业层面来看，我们认为24年以来绿电板块利好因素不断累积，拐点将近，具体表现为：1）电网建设提速下特高压进入密集投运期，同时容量电价、辅助服务政策的出台均有利于提升电力系统的调节能力，缓解新能源消纳压力；2）全国范围内新能源可持续发展价格结算机制确立，稳定项目收益预期;同时在碳配额收紧、碳市场扩容的催化下，绿电环境价值的持续兑现也有助于对冲电价下行压力。聚焦公司，我们认为主要看点有二：1）装机增长：我们理公司目前有潍坊风光储多能互补基地项目、白城吉西鲁固直流风光热外送一体化项目等多个在建、拟建项目、合计装机容量464.47万千瓦，其中风电247.47万千瓦光伏212万千瓦，光热5万千瓦，项目储备支撑未来装机增量；2）火电赋能：公司拥有330万千瓦火电资产，有望从两个维度赋能新能源业务发展，即，一方面良好的现金流可部分支撑新能源业务的高资本开支，另一方面，较强的调峰能力可部分对冲新能源机组需分摊的辅助服务费用，24H1，公司煤电、风电、光伏的辅助服务收益分别为4.83、-1.15、-0.27 亿元。

　　国电投旗下绿色氢基能源专业化平台。吉电股份于1993年由原吉林省能源交通总公司（现国家电投集团吉林能源投资有限公司）作为主发起人，联合其他四家发起人以定向募集方式设立。2002年，吉电股份于深交所主板上市。2005年，中国电力投资集团公司收购吉林能交，自此，公司控股股东变更为国家电力投资集团1。目前，国电投旗下涉及发电业务的上市公司共计6家，即吉电股份、上海电力、电投能源、电投产融、远达环保和中国电力（H），其中吉电股份定位绿色氢基能源专业化平台，上海电力为上海市、江苏省、浙江省常规能源发电平台，电投能源为煤电铝一体化综合能源企业，电投产融资产重组后为核电资产整合平台，中国电力（H）为综合清洁能源上市平台、致力于全国范围内经营，另外远达环保目前有少量新能源发电资产，但已于2025年2月10日公告剥离，且资产重组后定位水电资产整合平台；集团旗下各电力企业定位清晰、分工明确。

　　成立之初以火电为主业，逐步拓展至新能源发电产业和氢能产业。公司设立之时，吉林能交以其在原浑江发电厂、原二道江发电厂、珲春发电厂、长春热电二厂、吉林热电厂及双辽发电厂六家集资电厂的投资作价入股，定了公司成立之初以火电为主的业务格局。2007年,公司首次提出“适度发展风电等可再生能源”的规划，并于“十一五”末实现了在风电领域“零”的突破，风电装机容量达到19.8万千瓦。2013年，随青海格尔木一、二期4万千瓦光伏发电项目投产，公司火风光一体化发展格局形成。进入“十四五”，在国家能源转型的大背景下，公司大力发展新能源发电,传统火电装机容量则保持稳定，助力公司从火电企业转型至新能源发电企业。截至24H1末，公司火电（均为热电联产机组）、风电、光伏发电、生物质发电累计装机容量分别为330、347、687、3万千瓦，清洁能源发电装机占比达到75%以上。在此基础上，公司前瞻性布局氢能产业，充分利用绿电平台优势，发挥绿电、绿氢协同效应。2022年，为响应吉林省发布的《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》，公司提出投资建设大安风光制绿合成氨一体化示范项目，该项目规划年制绿氢3.2万吨，年制绿氨18万吨，于2023年5月17日开工建设。自此，公司正式进军氢能产业，在集团中的定位也由此前的东北地区电力上市平台转变为绿色氢基能源专业化平台。

　　受火电和其他业务拖累，公司短期收入增速承压。24Q1-3，公司实现营业收入101.66亿元同比减少 7.77%。考虑到三季度未披露分业务收入，我们以24H1数据作为基础进行分析：24H1公司实现营收68.87亿元，同比减少9.79%或7.5亿元。分业务来看：1）火电业务收入为22.90亿元，占比 33%，同比减少7.17%或1.8亿元，主要系24H1火电发电量同比减少；2）新能源发电业务:受装机增加和电价下行共同影响，风电、光伏发电业务收入分别为16.88、20.20亿元，占比 25%、29%，同比增长 3.24%/0.5亿元、1.10%/0.2亿元；3）供热业务收入为7.31亿元，占比11%,同比增长 28.02%或 1.6亿元,预计主要受益于煤价下行带来的居民供热、工业供汽规模增加；4）其他业务（包括电站检修运维、综合智慧能源供应等）收入为1.57亿元，占比2%，同比减少83.71%或8.1亿元，是公司24H1收入同比下滑的主要拖累项，主要受业务结构调整影响。

　　风电、光伏发电盈利能力更优，对公司毛利贡献近八成。24H1年，公司火电、风电、光伏发电、供热、其他业务毛利率分别为27.9%、54.7%、45.1%、-22.2%、10.8%,对应毛利分别为 6.38、9.24、9.11、-1.63、0.17 亿元，占公司整体毛利额的27%、40%、39%、-7%、1%，可见新能源发电业务是公司的核心利润来源。需要说明的是，公司供热业务常年毛利率为负，实际上受会计处理影响，即供热业务的盈利部分包含于火电业务中。

　　收入增速承压背景下，得益于毛利率提升，公司归母净利润增速表现亮眼。2401-3，公司实现归母净利润 14.13 亿元，同比增长 30.20%，显著优于营收增速。拆分来看，毛利率方面，2401-3公司综合毛利率 31.67%，同比提升 3.32pct,一方面源于煤炭价格下行带动公司煤电业务毛利率同比提升，煤炭价格下行叠加销售量增加摊薄固定成本促使供热业务毛利率修复，其他业务毛利率同比亦有改善；另一方面，高毛利率的风电、光伏发电收入占比上升也促使公司综合毛利率提升。期间费用率方面，2401-3，公司期间费用率为11.80%，同比微升0.38pct。

　　公司历史现金分红频次较低，未来有望改善。相较常规能源发电企业，新能源发电企业由于其高成长属性，现金分红频次和比例均较低。具体到吉电股份，其在2023年、24H1现金分红比例分别为 33.79%、29.83%。展望未来，公司此前曾发布《未来三年（2023-2025）股东回报规划》在保证能够持续经营和长期发展的前提下，计划每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的可分配利润的30%，分红可预期性增强。

　　公司于2022年12月发布定增预案，于2024年12月6日完成发行，募集资金用于发展绿和绿电业务。此次增发数量为8.37亿股，占增发前总股本的30%，发行价格为5.08元，实际募集资金净额 41.85亿元，将主要用于大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目、扶余市三井子风电场五期 10 万千瓦风电项目、吉林长岭 10万千瓦风电项目、白城绿电产业示范园配套电源一期 10万千瓦风电项目、邕宁吉电百济新平农光互补发电项目以及补充流动资金。其中，除大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目外，此次募投项目收益水平良好，资本金内部收益率处于11.04%-25.35%区间内。至于大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，公司在进行收益率测算时并未考虑绿氨的环境溢价，我们认为该内部收益率或存在低估的可能性（具体见后文分析）。

　　2023年，全球氢需求超过9700万吨，同比增长约2.5%。从应用场景来看，炼化和工业是氢最主要的需求来源，2023年氢使用量分别为4300万吨和5400万吨。工业用氢进一步细分来看氨、甲醇、钢铁氢使用量分别占到60%、30%和10%。此外，交通运输领域的氢使用量目前仍处于较低水平，2023年仅约6万吨，占全球需求的比例不足0.1%。而从区域分布来看，2023年，中国是全球最大的氢需求国，占全球氢使用量的29%。

　　2023年，全球氢产量约9700万吨，以灰为主,绿氢成本仍较高。2023年,全球氢产量9700万吨，其中，天然气（无 CCUS）制氢、煤制氢、副产氢分别贡献 63%、20%和 16%，低排放的蓝氢（主要指带CCUS的化石燃料制氢）和绿仅占0.8%和0.1%，我们认为主要受制于绿氢较高的生产成本。可以看到，2023年可再生能源制氢技术路线中，最低成本（光伏电解水制氢）约为3.6美元/kg H2，在天然气等传统能源价格回落过程中，相较天然气制氢、煤制氢等技术路线成本优势不明显。

　　中短期内，政策推动绿氢需求释放，且不局限于氢本身，多以绿、绿醇为载体。2023年，全球低排放氢产量尚不足100万吨，且其中主要为带CCUS的化石燃料制氢，电解水制氢不足10万吨。在低排放氢中，以氨、合成甲醇、合成甲烷形式存在的接近 35万吨氢当量，其中氨占据大头，接近 20万吨氢当量。IEA预计，到2030年全球低排放产量有望达到2600万吨，其中电解水制氢、带CCUS的化石燃料制氢分别贡献超1700、800万吨。而从应用场景来看，预计 2030年以氨、合成甲醇、合成甲烷、FT燃料存在的低排放氢产量有望达到 2000万吨氢当量（氨、合成甲醇、合成甲烷、FT 燃料分别为 1700万吨、100万吨、30万吨、170万吨氢当量），占全部低排放氢产量的 78%左右。

　　化肥行业降碳诉求带来绿氨替代的必要性。以中国为例，化肥是合成氨的主要需求来源，占比80%，剩余 20%的需求来自化工。欧盟碳边境调节机制（CBAM）法规，即全球首个“碳关税”将于 2026年开始正式实施。根据法规，欧盟将对进口的钢铁、铝、水泥和化肥产品额外征税，相关企业需购买CBAM证书履行碳排放义务，CBAM证书的价格将根据每周欧盟碳排放交易体系（EU ETS）配额的平均拍卖价格来确定。考虑到欧盟化肥使用中氮肥占比最高,且进口依赖度超过30%我们认为在CBAM的驱动下，全球化肥行业的降碳进程有望开启，带来绿氨替代的必要性。

　　煤电低碳化改造有望激发绿氨需求，2030年来自中日韩的绿氨需求约6500万吨。国际方面以韩国、日本为代表的国家，计划通过煤电机组掺烧氨的方式降低碳排放，预计到 2030年，煤电机组掺氨比例将达到 20%。从当前进展来看，日本JERA公司所属Hekinan煤电厂4号机组已于2024年4月10日完成20%掺氨燃烧试验，各种排放均达标，试验结果积极；而韩国自2023年起利用4座发电厂进行掺氨燃烧试验。国内方面，2024年6月,国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》，提出“到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低 20%左右；到 2027年，相关项目度电碳排放较 2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电。对于煤电低碳化改造的方式，《方案》提出了三种技术路线，包括生物质掺烧机组碳排放水平”绿氨掺烧、碳捕集利用与封存,其中前两者均要求“改造后掺烧比例达到10%以上”。现阶段来看煤电低碳化改造尚处于探索阶段，三种技术路线个改造项目中，生物质掺烧 12 个、绿氨掺烧6个、CCUS 12个，对应绿氨掺烧市场份额 20%。基于此，我们测算至 2030年，中、日、韩三国煤电掺氨有望释放绿氨需求约6500万吨，对应绿氢 1100万吨。

　　氨较强的贸易属性有望使绿氨成为绿氢的高效转运载体。相比于当前氢的就地消纳，全球范围内约有10%的合成氨需求由国际贸易满足，其储运体系和技术相对成熟。由于氢气密度小，储氢容器自重大，所以以长管拖车运输气态氢的运输方式更加适用于运输距离短且输氢量较低的场景。而对于运输距离较远、输氢量较高的场景,多采用槽车运输液氢,其单位运氢成本主要与载氢量有关目前液氢槽车单车载氢量可达4吨,对应运氢成本约13.5元/千克。但如果将氢转化为氨进行运输一辆液氨槽罐车载氨量可达30吨，换算载氢量约5.29吨，相较直接运输液氢有所提升，相较直接运输气态氢（载氢量约0.4吨）则呈现数量级的提升，因此运氨成本较运氢成本有所降低。而相比于车船运输等常规运输方式，管网运输才是实现氢及氢基能源大规模、长距离输送最经济、最节能的方案。根据水电总院测算,预计中期阶段氨的管输价格仅为氢的 8%-12%,且随着运输距离增加，性价比将进一步提升。基于上述优势，IEA预计2030年全球有80%以上的低排放氢将以氨的形式进行贸易（基于已宣告的项目）。

　　EU ETS:欧盟在2023年5月宣布自2024年1月1日起航运业将被纳入欧盟碳排放交易体系(EU ETS)。2024、2025年相关企业享有60%、30%的免费碳排放配额，2026年起免费配额降至0。对于不遵守相关规定的企业，欧盟出台了较为严厉的惩罚措施，具体包括：a.处以每吨CO2当量100欧元的超额排放罚款，同时上缴规定数量的排放配额；b.如果船运公司连续两次及以上不遵守规定,可能面临被欧盟发出驱逐令的风险,这将导致该公司船只被拒绝进入所有的欧盟成员国,直到其履行相关义务为止。

　　Fuel EU Maritime：2023年7月欧盟理事会正式通过该法案，将于2025年1月1日开始实施。该法规适用于5000GT以上船舶在欧洲经济区（EEA）内的航运活动，包括欧盟成员国、冰岛、列支敦士登和挪威。法规要求船舶全年平均燃料温室气体排放强度不得超过法规在该年份要求的燃料强度限值（以2020年 91.16 gCO2e/MJ]为基准值，2025/2030/2035/2040/2045/2050年燃料强

　　受上述政策影响，全球航运业对低碳燃料存在迫切需求，绿色甲醇受到青睐。根据DNVAFI（可替代燃料洞察）平台的统计数据，截至2024年末，全球替代燃料船舶中，综合考虑在运&待交付的订单后，甲醇船舶数量接近400艘，仅次于LNG，对应每年绿色甲醇需求1200万吨左右，折合绿氢 224万吨。此外,中远海运等全球航运巨头也在积极布局绿色甲醇产业链,2023年9月以来中远海运已分别与国家电投、吉电股份、上海电气、中广核新能源等多家企业签订绿色甲醇合作协议。

　　展望长期、绿氢的性价比有望于2030年前后显现、拉开替代灰的大幕。一方面，中短期内政策催化出的绿氢需求将带动行业规模扩张，从而有望实现规模扩张→产业链降本→规模扩张的正向循环。另一方面，风光发电成本进一步下降带来的用电成本降低，以及制氢相关设备技术迭代带来的资本开支下降均有利于绿氢生产成本的降低。根据IEA预测，2030年，使用光伏发电进行电解水制氢的最低成本有望降至 1.91美元/kg H2，相较化石燃料制氢的经济性凸显。自此，绿氢发展将从政策驱动转向经济性驱动，开启对灰氢的大规模替代。

　　风光氢一体化发展有助于绿电消纳。我们测算在制氢电耗4.5kWh/m^3的条件下，如单独配套风电作为电源，且假设年利用小时数为2200h,则制取1万吨绿氢需要的风电装机为23万kW；如单独配套光伏作为电源，且假设年利用小时数为1300h，则制取1万吨绿氢需要的光伏发电装机为39万kW。以公司目前正在推进的大安合成氨项目（合成氨产能18万吨，对应绿氢消耗量约 3.2万吨）和四平梨树绿色甲醇项目（绿色甲醇产能20万吨，对应绿氢消耗量约3.7万吨）作为基础测算，仅制氢环节预计可消纳风电159万千瓦或光伏268万千瓦。

　　大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目预计2025年中具备试生产条件，绿色溢价或助力项目实际盈利水平超过测算值。公司大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目规划建设风电装机容量700MW，光伏发电装机容量100MW，新建制、储及18万吨合成氨装置。该项目预计2025年5月 30日产出首桶合格绿氨，主要供应下游三乙醇胺、等化工产品，公司已与大庆市昊峻经贸有限公司、呼伦贝尔源泰商贸有限公司等11家公司签署意向协议，意向销量达到145万吨/年。根据公司测算，预计项目建成后的毛利率为19.90%，资本金内部收益率4.57%（基于东北地区合成氨最近五年平均价格3115元/吨（不含税），19.90%的毛利率对应的生产成本为 2495 元吨）。但我们认为：1）从价格端来看，绿氨有望享有一定的绿色溢价。以2024年7月德国政府绿氨招标结果为例,出厂价达到 811欧元/吨,约合人民币6413.71元/吨,较公司测算价格实现翻倍。2）从成本端来看，我们参考《可再生能源合成绿氨研究进展及氢-氨储运经济性分析》一文，假设绿氢制取环节直接采用新能源发电，而合成氨过程出于设备稳定性考虑采用网购电，在电价分别为0.2、0.4元/kWh 的情况下，测算绿氨的生产成本为 2839元/吨。综合价格和成本来看，我们预计项目投产后的实际盈利水平或高于公司测算值。

　　新能源逐渐成为新增装机主力，2024年新增装机357GW，占比超过80%。“双碳”目标驱动能源清洁化转型，新能源在新增装机及累计装机中所占比重稳步提升。2024年，国内新能源新增装机 357GW,同比增长 22%,占同期新增装机的 83%；其中风电新增装机 79GW，同比增长 5%;光伏发电新增装机 277GW，同比增长28%。截至 2024年末，国内新能源累计装机1407GW，占同期累计装机的 42%。

　　长期来看，2030年末新能源累计装机较2024年末有望翻倍。根据国网能源院发布的《新型电力系统发展分析报告 2024》，其预计到2030年全国电源装机容量将超过50亿千瓦，其中新能源发电装机超过 28亿千瓦，占比提升至56%；由此计算2024-2030年全国电源累计装机复合增速为6.9%，而新能源累计装机复合增速达到12,1%，2030年末累计装机较 2024年末的 14.1亿千瓦有望实现翻倍增长。

　　吉林省规划2030年风光累计装机达到4500、1500万千瓦,对应23-30年CAGR20%、18%。2023年8月，吉林省能源局发布《吉林省能源领域 2030年前碳达峰实施方案》，规划到 2025年、2030年吉林省风电累计装机分别达到2200/4500万千瓦、光伏累计装机分别达到800/1500万千瓦，而截至 2023年末，吉林省风电、光伏发电累计装机分别为1268、460万千瓦,依此测算,2023-2030年风电、光伏累计装机复合增速20%、18%。

　　2024年，全国绝大部分省/区新能源利用率出现同比下降。2024年，全国风电、光伏利用率分别为 95.9%、96.8%，同比下降 1.4、1.2pct。分区域来看，东部省份利用率维持较高水平，且同比降幅不明显，西北、东北省份新能源利用率降幅较大，显示出一定消纳压力。在此基础上，考虑到电网侧和电源侧对弃电的统计口径不同，发电侧对消纳瓶颈的感受或更为明显。以节能风电披露的数据为例，其2022年、2023年、2024H1因为弃风限电损失的发电量占全部发电量的比例分别为8.26%、9.00%、10.03%，呈现上升趋势，且明显高于电网统计口径下的弃电率。

　　新能源入市导致电价承压，现货市场压力更甚。2022年1月28日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2030年新能源全面参与市场交易的发展目标。由于新能源出力曲线与用电负荷曲线在时间维度上存在较为明显的错配，且出力较难预测，面临更大的功率预测偏差风险，所以新能源参与市场往往会出现一定程度的折价。根据部分省份 2024年电力交易方案，宁夏、云南、甘肃、广西等省份新能源中长期电价相较燃煤基准价出现 0.03~0.15 元/千瓦时的折价。而在现货市场，2024年山西、山东、甘肃、蒙西光伏现货均价分别为 211.01、169.04、122.70、348.27元/MWh,较当地燃煤基准价变化幅度分别为-36%、-57%、-60%、+23%；风电现货均价分别为268.45、266.78、185.43、367.43元/MWh，较当地燃煤基准价变化幅度分别为-19%、-32%、-40%、+30%。可以看到，除蒙西市场实现溢价外，其余三个市场均较燃煤基准价出现折价，且光伏折价幅度明显大于风电。

　　针对消纳压力，边际改善一：电网建设提速有利于从基础设施层面缓解新能源的消纳压力。2024年，电网投资额同比增速达到 15.3%，超过电源侧的12.1%，为2020年以来首次反转。以与新能源外送密切相关的特高压，尤其是直流特高压为例，2021-2024年，共计投运4条直流特高压，但其中仅陕北-湖北以送出新能源为主，其余3条均以水电送出为主。根据当前项目建设进度，我们预计 2025-2026年将迎来直流特高压的密集投运期，有望缓解我国新能源发展的区域供需矛盾。基于此，我们认为新能源消纳的硬件条件有望步入改善通道。

　　针对消纳压力，边际改善二:容量电价、辅助服务政策的出台有助于充分调动灵活性资源的积极性，增加电力系统调节能力。此前以电能量价值为主的单一电力商品价值体系使得火电企业以多发电为目标，但随着容量电价、辅助服务政策的出台，火电的可靠性价值和调节性价值逐渐得到认可，且该部分收益稳定性更强，由此驱动火电从主力电源向调节电源转变。此外，对于储能、可控负荷、虚拟电厂等新型的电力市场参与主体，辅助服务细则的完善有利于其商业模式的跑通，从而激发其建设积极性。以上两点均有利于我国电力系统调节能力的提升，帮助打开新能源消纳空间。

　　针对电价下行，边际改善一：全国范围内新能源可持续发展价格结算机制确立，稳定新能源项目收益预期。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》。《通知》提出新能源原则上要全部进入市场，入市节奏有所加快，但考虑到市场此前对于新能源入市已有较为明确的预期，我们认为影响相对有限。更重要的是，《通知》提出了机制电量/电价的概念，可理解为中国版本的差价合约（CfD），即新能源上网电量中的机制电量部分，对比市场交易均价和机制电价进行多退少补，差额纳入当地系统运行费用。针对 2025年6月1日以前投产的存量项目，《通知》明确机制电量、机制电价、执行期限均延续当前保障性政策的相关规定；针对2025年6月1日起投产的增量项目，机制电量占比由各地自行确定，但要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动，机制电价则通过新能源项目竞价形成，竟价时按报价从低到高确定入选项目，但机制电价按入选项目最高报价确定，执行期限按同类项目回收初始投资的平均期限确定。我们认为此次政策的出台有助于稳定新能源在入市过程中的收益预期，有望修正市场此前对于新能源电价走势的悲观预期。

　　2024年非水电消纳责任权重明显上调，且消纳责任权重向重点用能单位分解，有利于激发用户侧消费绿电的积极性。2024年5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，规划到 2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右，而2024年我国非火电发电量占比约为33%，距离完成目标仍存6pct左右的提升空间。此外，《方案》也对高耗能项目的非化石能源消费比例进行了规定，即“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%，鼓励地方结合实际提高比例要求。随后在 2024年8月2日，国家发改委、国家能源局印发《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，《通知》对各省/区2024年非水电消纳责任权重进行了明显上调上调幅度在 0.7~7.3pct,明显高于 2023 年的-0.5~2.0pct；且首次将消纳责任权重向高耗能企业进行分解，各地电解铝企业2024年绿电消费比例在21%~70%。我们认为上述政策一方面提高了强制消费绿电的比例，另一方面也更利于压实主体责任，引导用户侧重视绿电消费。

　　碳配额收紧叠加碳市场扩容催化碳价上涨。目前，我国强制碳市场仅纳入发电行业，每个履约周期碳配额呈现收紧态势。以300MW等级以上常规燃煤机组为例，2021/2022年的配额分配基准值分别为0.8218/0.8177、年均下降0.5%;而2023/2024年的基准值分别为0.7950/0.7910，2023年同比口径下（计算方法和管控范围变化导致基准值不具有直接可比性）下降1%左右，降幅有所扩大，2024年较2023年继续保持0.5%的下降幅度。此外，基于发电行业纳入碳市场的经验积累，2024年9月9日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》，明确2024年为水泥、钢铁、电解铝行业首个管控年度，2025年底前完成首次履约工作；预计新增重点排放单位约1500家，覆盖排放量新增加约30亿吨。对比来看，前两个履约周期共纳入重点排放单位2162/2257家，年覆盖CO2排放量约45亿吨/超50亿吨，此次扩容有望带动我国碳市场规模显著扩大。随着碳配额收紧和碳市场扩容，我们预计碳价中枢将进入上行通道。2024年内，全国碳市场碳排放配额收盘价一度突破100元/吨，我们认为或受年末配额履约的影响，但即使最高价相比较为成熟的欧盟市场目前78.94欧元/吨的价格仍存在较大差距，未来或仍有较大上涨空间。

　　电碳市场衔接加强的趋势下，碳价上涨有力支撑绿电溢价走阔，对冲电价下行压力。目前，上海、北京、天津等地均已认可外购绿电的排放因子为0，增加绿电消费比例有利于降低控排企业的碳排放，因此，碳价上涨将有力支撑绿电溢价走阔，而绿电环境价值的兑现有望对冲电价下行的压力。从绿电上市公司的交易结果来看，24H1绿电溢价普遍在4-5分/千瓦时:而从各省2025年电力交易结果来看，绿电较燃煤发电基准价的溢价在3-5分/千瓦时；环境价值有待未来进一步释放。

　　过去五年公司风光发电收入高增，当前收入贡献度达到50%左右。2018-2023年，公司风电收入从 12.33亿元增长至29.70亿元，五年复合增速19%;光伏发电收入从12.63亿元增长至39.31亿元，五年复合增速 25%。风光发电收入的高增速也带动其对公司总收入的贡献度由 2018年的 34%上升至 2023年的48%。24H1、公司风电、光伏发电业务分别实现收入16.88、20.20亿元，同比增长 3.24%、1.10%，占总收入的比例为 25%、29%，合计占比已超过 50%。

　　上网电价下行趋势下，电量增长成为收入增长的核心驱动力。2018-2023年，公司风电上网电量从 26.89亿千瓦时增加至 67.14亿千瓦时,五年复合增速 20%；同期上网电价从 0.459元/千瓦时小幅下降至 0.442元/千瓦时，复合增速-1%。2018-2023年，公司光伏发电上网电量从 17.06亿千瓦时增加至 89.13 亿千瓦时，五年复合增速 39%;同期上网电价从0.741 元/千瓦时下降至 0.441元/千瓦时，复合增速-10%。公司光伏发电上网电价降幅较大主要是因为同期新增装机规模较大，平价项目拉低了整体上网电价。

　　项目储备丰富支撑公司装机容量增长。截至2023年末，公司累计装机规模为1342.12万千瓦从装机结构来看，公司火电装机规模自2019年开始维持330万千瓦不变，预计未来新增装机将主要由风电、光伏发电等清洁能源贡献。据我们不完全统计，目前公司有潍坊风光储多能互补基地项目、白城吉西鲁固直流风光热外送一体化项目等多个在建、拟建项目,合计装机容量 464.47万千瓦其中风电 247.47万千瓦、光伏212万千瓦，光热5万千瓦，为未来装机增长提供支撑。

　　公司拥有330万千瓦火电资产，盈利能力领先同行。自2019年以来，公司火电装机容量维持在 330万千瓦。由于公司的火电机组均为热电联产机组，所以收入包括发电和供热两部分。2023年，公司火电业务贡献收入 48.38亿元，热力业务贡献收入10.57亿元，合计占总收入的41%。公司火电业务盈利能力较好，毛利率领先行业头部企业，我们认为这主要得益于公司向国电投体系内公司采购煤炭，且以长协煤为主（90%左右），有助于公司节约燃料成本。2023年，公司与国电投体系内公司发生的燃料采购费用为24.81亿元，占同期煤电、热力产品燃料费用的68%。

　　火电机组盈利稳定性提升，同时现金流较好，有望为公司发展新能源业务提供后备支持。一方面，容量电价政策的出台使得火电机组的固定成本得以部分回收，弱化了火电机组盈利受煤炭价格波动的影响，未来盈利稳定性将有所增强。另一方面，与新能源相比，火电业务不涉及电价补贴，现金流回收较为顺畅，2021-2022年尽管火电企业出现大面积亏损，但经营性现金流表现不俗。综合以上两点，我们认为公司火电业务的稳定盈利和良好现金流将为新能源业务的大额资本开支提供支撑。

　　采暖需求旺盛，导致调峰资源相对稀缺。调峰资源稀缺性使得东北地区调峰服务市场规模较大。根据国家能源局东北监管局发布的《东北电力辅助服务市场运营规则》，在供热期，当火电机组的负荷降低40%-48%（纯凝机组）或50%（热电联产机组）时，可获得最高0.4元Wh的调峰补偿。相比之下，南方区域火电机组负荷降至 40%-50%时，调峰补偿仅为0.050-0.099元Wh。调峰资源的稀缺性催生了较高的调峰补偿标准，使得东北地区调峰服务市场规模较大。2019H1，东北地区的电力辅助服务费用为24.93亿元位列全国第二，且其中98%由调峰服务产生。

　　辅助服务新规下东北地区调峰补偿有所降低，但随着新能源装机规模持续扩大，预计调峰辅助服务总规模有望继续扩大。2024年2月，国家发改委和能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，明确“调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价”基于此，东北地区对于2020版本的调峰补偿标准进行了修订，新标准分为三档，通过提高最低负荷率要求达到降低调峰补偿的目的。以第一档&热电机组为例,供热期在同样的补偿标准下（即 0-0.4元/kWh），2020版本要求的负荷率区间为40%-50%，2024版本为35%-50%。尽管2024版调峰补偿标准有所下调，但考虑到新能源装机持续增长将促使调峰需求扩张，我们预计新政策对于调峰辅助服务市场的总规模影响较为有限。具体到公司而言，24H1，公司煤电辅助服务收益为 4.83亿元，对应度电 0.110元，风电、光伏的辅助服务支出分别为 1.15、0.27亿元，对应度电 0.029、0.006元；可见公司煤电机组较强的调节能力为公司赚取了较为丰厚的辅助服务收益，在很大程度上对冲了新能源需承担辅助服务支出的不利影响。

　　展望未来，公司仍有2*66万千瓦煤电机组在26年以后投运，为公司贡献稳定盈利。2024年12月，公司公告全资子公司白城吉电瀚海发电有限公司取得2X660WM保供煤电项目核准，建设期限28个月，以此推算，预计将在27年投入运行。考虑到东北地区煤电机组转型走在全国前列（24H1，公司煤电综合上网电价中，辅助服务收益贡献21%、容量电价贡献5%，相比之下，全国性火电企业国电电力上述两项指标仅分别为1%、4%），我们预计未来在容量电价、辅助服务收益的双重加持下，公司存量、增量火电机组均具备较好的盈利水平以及较强的盈利稳定性。