【銀河固收】利率月報丨配置性價比已現，把握兩會關鍵窗口—3月利率展望

- 编辑：血肉橫飛網 - 2025-07-05 07:26:49 67

【銀河固收】利率月報丨配置性價比已現，把握兩會關鍵窗口—3月利率展望

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【報告導讀】

1. 國電投旗下綠色氫基能源專業化平台。

2. 短期政策驅動綠氫需求釋放，2030年平價拐點助力市場空間進一步打開。

3. 前瞻性布局氫能，打造第二增長曲線。

4. 綠電行業拐點將進，裝機增長和火電賦能為公司核心看點。

國電投旗下綠色氫基能源專業化平台。公司控股股東為國家電投，成立之初以火電業務為主，2007年開始發展新能源業務，2019年新能源裝機首次超越火電，成功完成從火電企業向新能源企業的轉型。2022年，為響應“氫動吉林”發展規劃，公司提出投資建設大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目，正式進軍氫能產業，在國家電投集團中的定位也由此前的東北地區電力上市平台轉變為綠色氫基能源專業化平台。截至2023年末，公司火電、風電、光伏發電、生物質發電累計裝機容量分別為330、347、662、3萬千瓦。24H1，煤電、風電、光伏發電對公司收入的貢獻度分別為33%、25%和29%，對毛利的貢獻度分別為 27%、40%、39%，可見新能源為公司當下核心利潤來源，但我們認為市場對公司的關注點或主要聚焦氫能。

短期政策驅動綠氫需求釋放，2030年平價拐點助力市場空間進一步打開。2023年，全球氫需求超過9700萬噸，而供給端仍以灰氫為主，受製於相對較高的成本,低排放氫貢獻不足100萬噸（其中綠氫不足10萬噸,其餘為藍氫）。中短期內，我們認為包括煤電摻氨燃燒、船舶碳減排等在內的政策有望推動綠氫需求釋放，且不局限於氫本身，多以綠氨、綠醇為載體。我們測算到2030年中日韓三國煤電摻氨對應的綠氫需求在1100萬噸/年左右;而截至2024年末，全球可預見的甲醇燃料船舶訂單可貢獻224萬噸/年的綠氫需求。在此背景下，全球積極布局綠氫產能。根據IEA預測，到2030年全球低排放氫產量有望達到 2600萬噸，其中綠氫、藍氫分別貢獻超1700、800萬噸。而從存在形態上來看，預計 2030年以氨、合成甲醇、合成甲烷、FT燃料存在的低排放氫產量分別為1700萬噸、100萬噸、30萬噸、170萬噸氫當量，合計占全部低排放氫產量的78%左右。展望長期,規模效應、技術進步將助力綠氫於2030年前後實現平價，拉開替代灰氫的大幕，綠氫市場空間有望進一步打開。

前瞻性布局氫能，打造第二增長曲線。製氫環節，綠電優勢有望助力公司降低電耗成本，與此同時，“風光氫”一體化發展也有利於公司綠電消納。用氫環節，在“氫動吉林”頂層規劃下，公司持續推動大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目、四平梨樹綠色甲醇項目落地。1）對於綠氨項目:預計將於2025年5月30日開始產出。根據公司測算，該項目毛利率為19.90%（對應價格3115 元/噸，生產成本2495元/噸）。但我們認為，2024年7月德國政府綠氨招標價格為6413.71元/噸，較公司測算價格實現翻倍，綠色溢價十分可觀；而從成本端來看，在假設綠氫製取環節綠電價格為0.2元/kWh的情況下，我們測算綠氨的生產成本在3000元/噸左右。綜合考慮價格和成本，預計項目投產後的實際盈利水平或高於公司測算值。2）對於綠色甲醇項目，規劃產能20萬噸，預計25年開工建設，27年投產。公司已於23年12月與中遠海運簽訂合作協議，未來綠色甲醇產品有望服務於中遠海運船舶替代燃料采購需求。

綠電行業拐點將進，裝機增長和火電賦能為公司核心看點。從行業層麵來看，我們認為24年以來綠電板塊利好因素不斷累積，拐點將近，具體表現為：1）電網建設提速下特高壓進入密集投運期，同時容量電價、輔助服務政策的出台均有利於提升電力係統的調節能力，緩解新能源消納壓力；2）全國範圍內新能源可持續發展價格結算機製確立，穩定項目收益預期;同時在碳配額收緊、碳市場擴容的催化下，綠電環境價值的持續兌現也有助於對衝電價下行壓力。聚焦公司，我們認為主要看點有二：1）裝機增長：我們理公司目前有濰坊風光儲多能互補基地項目、白城吉西魯固直流風光熱外送一體化項目等多個在建、擬建項目、合計裝機容量464.47萬千瓦，其中風電247.47萬千瓦光伏212萬千瓦，光熱5萬千瓦，項目儲備支撐未來裝機增量；2）火電賦能：公司擁有330萬千瓦火電資產，有望從兩個維度賦能新能源業務發展，即，一方麵良好的現金流可部分支撐新能源業務的高資本開支，另一方麵，較強的調峰能力可部分對衝新能源機組需分攤的輔助服務費用，24H1，公司煤電、風電、光伏的輔助服務收益分別為4.83、-1.15、-0.27 億元。

新能源裝機不及預期的風險，新能源上網電價超預期下跌的風險，煤炭價格超預期上漲的風險，綠氫項目投產節奏、銷售價格、生產成本不及預期的風險等。

一、國電投旗下綠色氫基能源專業化平台

（一）背靠國電投，從區域火電平台轉型至綠色氫基能源專業化平台

國電投旗下綠色氫基能源專業化平台。於1993年由原吉林省能源交通總公司（現國家電投集團吉林能源投資有限公司）作為主發起人，聯合其他四家發起人以定向募集方式設立。2002年，吉電股份於深交所主板上市。2005年，中國電力投資集團公司收購吉林能交，自此，公司控股股東變更為國家電力投資集團1。目前，國電投旗下涉及發電業務的上市公司共計6家，即吉電股份、、、、和中國電力（H），其中吉電股份定位綠色氫基能源專業化平台，上海電力為上海市、江蘇省、浙江省常規能源發電平台，電投能源為煤電鋁一體化綜合能源企業，電投產融資產重組後為核電資產整合平台，中國電力（H）為綜合清潔能源上市平台、致力於全國範圍內經營，另外遠達環保目前有少量新能源發電資產，但已於2025年2月10日公告剝離，且資產重組後定位水電資產整合平台；集團旗下各電力企業定位清晰、分工明確。

成立之初以火電為主業，逐步拓展至新能源發電產業和氫能產業。公司設立之時，吉林能交以其在原渾江發電廠、原二道江發電廠、琿春發電廠、長春熱電二廠、吉林熱電廠及雙遼發電廠六家集資電廠的投資作價入股，定了公司成立之初以火電為主的業務格局。2007年,公司首次提出“適度發展風電等可再生能源”的規劃，並於“十一五”末實現了在風電領域“零”的突破，風電裝機容量達到19.8萬千瓦。2013年，隨青海格爾木一、二期4萬千瓦光伏發電項目投產，公司火風光一體化發展格局形成。進入“十四五”，在國家能源轉型的大背景下，公司大力發展新能源發電,傳統火電裝機容量則保持穩定，助力公司從火電企業轉型至新能源發電企業。截至24H1末，公司火電（均為熱電聯產機組）、風電、光伏發電、生物質發電累計裝機容量分別為330、347、687、3萬千瓦，清潔能源發電裝機占比達到75%以上。在此基礎上，公司前瞻性布局氫能產業，充分利用綠電平台優勢，發揮綠電、綠氫協同效應。2022年，為響應吉林省發布的《“氫動吉林”中長期發展規劃（2021-2035年）》，公司提出投資建設大安風光製綠合成氨一體化示範項目，該項目規劃年製綠氫3.2萬噸，年製綠氨18萬噸，於2023年5月17日開工建設。自此，公司正式進軍氫能產業，在集團中的定位也由此前的東北地區電力上市平台轉變為綠色氫基能源專業化平台。

（二）毛利率提升驅動業績高增，發布股東回報規劃增強分紅可預期性

受火電和其他業務拖累，公司短期收入增速承壓。24Q1-3，公司實現營業收入101.66億元同比減少 7.77%。考慮到三季度未披露分業務收入，我們以24H1數據作為基礎進行分析：24H1公司實現營收68.87億元，同比減少9.79%或7.5億元。分業務來看：1）火電業務收入為22.90億元，占比 33%，同比減少7.17%或1.8億元，主要係24H1火電發電量同比減少；2）新能源發電業務:受裝機增加和電價下行共同影響，風電、光伏發電業務收入分別為16.88、20.20億元，占比 25%、29%，同比增長 3.24%/0.5億元、1.10%/0.2億元；3）供熱業務收入為7.31億元，占比11%,同比增長 28.02%或 1.6億元,預計主要受益於煤價下行帶來的居民供熱、工業供汽規模增加；4）其他業務（包括電站檢修運維、綜合智慧能源供應等）收入為1.57億元，占比2%，同比減少83.71%或8.1億元，是公司24H1收入同比下滑的主要拖累項，主要受業務結構調整影響。

風電、光伏發電盈利能力更優，對公司毛利貢獻近八成。24H1年，公司火電、風電、光伏發電、供熱、其他業務毛利率分別為27.9%、54.7%、45.1%、-22.2%、10.8%,對應毛利分別為 6.38、9.24、9.11、-1.63、0.17 億元，占公司整體毛利額的27%、40%、39%、-7%、1%，可見新能源發電業務是公司的核心利潤來源。需要說明的是，公司供熱業務常年毛利率為負，實際上受會計處理影響，即供熱業務的盈利部分包含於火電業務中。

收入增速承壓背景下，得益於毛利率提升，公司歸母淨利潤增速表現亮眼。2401-3，公司實現歸母淨利潤 14.13 億元，同比增長 30.20%，顯著優於營收增速。拆分來看，毛利率方麵，2401-3公司綜合毛利率 31.67%，同比提升 3.32pct,一方麵源於煤炭價格下行帶動公司煤電業務毛利率同比提升，煤炭價格下行疊加銷售量增加攤薄固定成本促使供熱業務毛利率修複，其他業務毛利率同比亦有改善；另一方麵，高毛利率的風電、光伏發電收入占比上升也促使公司綜合毛利率提升。期間費用率方麵，2401-3，公司期間費用率為11.80%，同比微升0.38pct。

資金占用疊加高資本開支特性，新能源發電企業現金充裕度相對較低。新能源發電項目電費補貼回收緩慢是行業共性問題，從而導致新能源發電企業的應收賬款占總資產的比例高於常規能源發電企業，表現出一定的資金占用情況。在此基礎上，新能源裝機高增長產生的高資本開支需求無疑加重了新能源發電企業的資金壓力。

低現金充裕度催生高外部融資依賴度，但背靠國電投為公司帶來一定資金成本優勢。2024Q3末，公司資產負債率為74.1%，在可比公司中處於相對較高水平。但由於公司擁有國電投的信用背書，資金成本相較可比公司存在一定優勢，使得財務費用率在可比公司中處於較低水平。

公司曆史現金分紅頻次較低，未來有望改善。相較常規能源發電企業，新能源發電企業由於其高成長屬性，現金分紅頻次和比例均較低。具體到吉電股份，其在2023年、24H1現金分紅比例分別為 33.79%、29.83%。展望未來，公司此前曾發布《未來三年（2023-2025）股東回報規劃》在保證能夠持續經營和長期發展的前提下，計劃每年以現金方式分配的利潤原則上不少於當年實現的可分配利潤的30%，分紅可預期性增強。

（三）定增落地，加碼綠氫綠電發展

公司於2022年12月發布定增預案，於2024年12月6日完成發行，募集資金用於發展綠和綠電業務。此次增發數量為8.37億股，占增發前總股本的30%，發行價格為5.08元，實際募集資金淨額 41.85億元，將主要用於大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目、扶餘市三井子風電場五期 10 萬千瓦風電項目、吉林長嶺 10萬千瓦風電項目、白城綠電產業示範園配套電源一期 10萬千瓦風電項目、邕寧吉電百濟新平農光互補發電項目以及補充流動資金。其中，除大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目外，此次募投項目收益水平良好，資本金內部收益率處於11.04%-25.35%區間內。至於大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目，公司在進行收益率測算時並未考慮綠氨的環境溢價，我們認為該內部收益率或存在低估的可能性（具體見後文分析）。

二、氫能：前瞻性布局氫能，打造第二增長曲線

（一）短期政策驅動需求釋放，2030年平價拐點助力市場空間進一步打開

2023年，全球氫需求超過9700萬噸，同比增長約2.5%。從應用場景來看，煉化和工業是氫最主要的需求來源，2023年氫使用量分別為4300萬噸和5400萬噸。工業用氫進一步細分來看氨、甲醇、鋼鐵氫使用量分別占到60%、30%和10%。此外，交通運輸領域的氫使用量目前仍處於較低水平，2023年僅約6萬噸，占全球需求的比例不足0.1%。而從區域分布來看，2023年，中國是全球最大的氫需求國，占全球氫使用量的29%。

2023年，全球氫產量約9700萬噸，以灰為主,綠氫成本仍較高。2023年,全球氫產量9700萬噸，其中，天然氣（無 CCUS）製氫、煤製氫、副產氫分別貢獻 63%、20%和 16%，低排放的藍氫（主要指帶CCUS的化石燃料製氫）和綠僅占0.8%和0.1%，我們認為主要受製於綠氫較高的生產成本。可以看到，2023年可再生能源製氫技術路線中，最低成本（光伏電解水製氫）約為3.6美元/kg H2，在天然氣等傳統能源價格回落過程中，相較天然氣製氫、煤製氫等技術路線成本優勢不明顯。

中短期內，政策推動綠氫需求釋放，且不局限於氫本身，多以綠、綠醇為載體。2023年，全球低排放氫產量尚不足100萬噸，且其中主要為帶CCUS的化石燃料製氫，電解水製氫不足10萬噸。在低排放氫中，以氨、合成甲醇、合成甲烷形式存在的接近 35萬噸氫當量，其中氨占據大頭，接近 20萬噸氫當量。IEA預計，到2030年全球低排放產量有望達到2600萬噸，其中電解水製氫、帶CCUS的化石燃料製氫分別貢獻超1700、800萬噸。而從應用場景來看，預計 2030年以氨、合成甲醇、合成甲烷、FT燃料存在的低排放氫產量有望達到 2000萬噸氫當量（氨、合成甲醇、合成甲烷、FT 燃料分別為 1700萬噸、100萬噸、30萬噸、170萬噸氫當量），占全部低排放氫產量的 78%左右。

1)綠氨

化肥行業降碳訴求帶來綠氨替代的必要性。以中國為例，化肥是合成氨的主要需求來源，占比80%，剩餘 20%的需求來自化工。歐盟碳邊境調節機製（CBAM）法規，即全球首個“碳關稅”將於 2026年開始正式實施。根據法規，歐盟將對進口的鋼鐵、鋁、水泥和化肥產品額外征稅，相關企業需購買CBAM證書履行碳排放義務，CBAM證書的價格將根據每周歐盟碳排放交易體係（EU ETS）配額的平均拍賣價格來確定。考慮到歐盟化肥使用中氮肥占比最高,且進口依賴度超過30%我們認為在CBAM的驅動下，全球化肥行業的降碳進程有望開啟，帶來綠氨替代的必要性。

煤電低碳化改造有望激發綠氨需求，2030年來自中日韓的綠氨需求約6500萬噸。國際方麵以韓國、日本為代表的國家，計劃通過煤電機組摻燒氨的方式降低碳排放，預計到 2030年，煤電機組摻氨比例將達到 20%。從當前進展來看，日本JERA公司所屬Hekinan煤電廠4號機組已於2024年4月10日完成20%摻氨燃燒試驗，各種排放均達標，試驗結果積極；而韓國自2023年起利用4座發電廠進行摻氨燃燒試驗。國內方麵，2024年6月,國家發展改革委、國家能源局印發《煤電低碳化改造建設行動方案（2024-2027年）》，提出“到2025年，首批煤電低碳化改造建設項目全部開工，相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低 20%左右；到 2027年，相關項目度電碳排放較 2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發電。對於煤電低碳化改造的方式，《方案》提出了三種技術路線，包括生物質摻燒機組碳排放水平”綠氨摻燒、碳捕集利用與封存,其中前兩者均要求“改造後摻燒比例達到10%以上”。現階段來看煤電低碳化改造尚處於探索階段，三種技術路線並存，以內蒙古為例，30個改造項目中，生物質摻燒 12 個、綠氨摻燒6個、CCUS 12個，對應綠氨摻燒市場份額 20%。基於此，我們測算至 2030年，中、日、韓三國煤電摻氨有望釋放綠氨需求約6500萬噸，對應綠氫 1100萬噸。

氨較強的貿易屬性有望使綠氨成為綠氫的高效轉運載體。相比於當前氫的就地消納，全球範圍內約有10%的合成氨需求由國際貿易滿足，其儲運體係和技術相對成熟。由於氫氣密度小，儲氫容器自重大，所以以長管拖車運輸氣態氫的運輸方式更加適用於運輸距離短且輸氫量較低的場景。而對於運輸距離較遠、輸氫量較高的場景,多采用槽車運輸液氫,其單位運氫成本主要與載氫量有關目前液氫槽車單車載氫量可達4噸,對應運氫成本約13.5元/千克。但如果將氫轉化為氨進行運輸一輛液氨槽罐車載氨量可達30噸，換算載氫量約5.29噸，相較直接運輸液氫有所提升，相較直接運輸氣態氫（載氫量約0.4噸）則呈現數量級的提升，因此運氨成本較運氫成本有所降低。而相比於車船運輸等常規運輸方式，管網運輸才是實現氫及氫基能源大規模、長距離輸送最經濟、最節能的方案。根據水電總院測算,預計中期階段氨的管輸價格僅為氫的 8%-12%,且隨著運輸距離增加，性價比將進一步提升。基於上述優勢，IEA預計2030年全球有80%以上的低排放氫將以氨的形式進行貿易（基於已宣告的項目）。

2)綠色甲醇：EU ETS 和Fuel EU Maritime雙重監管促使綠色甲醇成為船舶替代燃料之一

EU ETS:歐盟在2023年5月宣布自2024年1月1日起航運業將被納入歐盟碳排放交易體係(EU ETS)。2024、2025年相關企業享有60%、30%的免費碳排放配額，2026年起免費配額降至0。對於不遵守相關規定的企業，歐盟出台了較為嚴厲的懲罰措施，具體包括：a.處以每噸CO2當量100歐元的超額排放罰款，同時上繳規定數量的排放配額；b.如果船運公司連續兩次及以上不遵守規定,可能麵臨被歐盟發出驅逐令的風險,這將導致該公司船隻被拒絕進入所有的歐盟成員國,直到其履行相關義務為止。

Fuel EU Maritime：2023年7月歐盟理事會正式通過該法案，將於2025年1月1日開始實施。該法規適用於5000GT以上船舶在歐洲經濟區（EEA）內的航運活動，包括歐盟成員國、冰島、列支敦士登和挪威。法規要求船舶全年平均燃料溫室氣體排放強度不得超過法規在該年份要求的燃料強度限值（以2020年 91.16 gCO2e/MJ]為基準值，2025/2030/2035/2040/2045/2050年燃料強

度限製分別為較基準值降低2%/6%/14.5%/31%/62%/80%）。

受上述政策影響，全球航運業對低碳燃料存在迫切需求，綠色甲醇受到青睞。根據DNVAFI（可替代燃料洞察）平台的統計數據，截至2024年末，全球替代燃料船舶中，綜合考慮在運待交付的訂單後，甲醇船舶數量接近400艘，僅次於LNG，對應每年綠色甲醇需求1200萬噸左右，折合綠氫 224萬噸。此外,中遠海運等全球航運巨頭也在積極布局綠色甲醇產業鏈,2023年9月以來中遠海運已分別與國家電投、吉電股份、、中廣核新能源等多家企業簽訂綠色甲醇合作協議。

展望長期、綠氫的性價比有望於2030年前後顯現、拉開替代灰的大幕。一方麵，中短期內政策催化出的綠氫需求將帶動行業規模擴張，從而有望實現規模擴張→產業鏈降本→規模擴張的正向循環。另一方麵，風光發電成本進一步下降帶來的用電成本降低，以及製氫相關設備技術迭代帶來的資本開支下降均有利於綠氫生產成本的降低。根據IEA預測，2030年，使用光伏發電進行電解水製氫的最低成本有望降至 1.91美元/kg H2，相較化石燃料製氫的經濟性凸顯。自此，綠氫發展將從政策驅動轉向經濟性驅動，開啟對灰氫的大規模替代。

（二）綠氫製取環節具備綠電優勢加持，積極推進綠氨和綠醇項目建設

1.製氫環節:電費是最大成本項，公司具備綠電優勢加持

電費是電解水製氫最大的成本項，公司作為新能源發電企業具備優勢。電解水製氫成本一般包括:①設備/折舊成本；②能源成本（電費）；③其他運營費用；④原料成本（水）。其中，能源成本即電力成本占比最大，以堿性電解槽為例可達75%。公司作為新能源發電企業，發展綠氫具備成本優勢。

風光氫一體化發展有助於綠電消納。我們測算在製氫電耗4.5kWh/m^3的條件下，如單獨配套風電作為電源，且假設年利用小時數為2200h,則製取1萬噸綠氫需要的風電裝機為23萬kW；如單獨配套光伏作為電源，且假設年利用小時數為1300h，則製取1萬噸綠氫需要的光伏發電裝機為39萬kW。以公司目前正在推進的大安合成氨項目（合成氨產能18萬噸，對應綠氫消耗量約 3.2萬噸）和四平梨樹綠色甲醇項目（綠色甲醇產能20萬噸，對應綠氫消耗量約3.7萬噸）作為基礎測算，僅製氫環節預計可消納風電159萬千瓦或光伏268萬千瓦。

2. 用氫環節：不局限於綠氫本身，布局綠氨和綠色甲醇

2022年10月，吉林省發布了《“氫動吉林”中長期發展規劃(2021-2035年)》，規劃到2025年,省內可再生能源製氫產能達到7萬噸/年,並在下遊應用方麵,優先發展綠色合成氨和綠色甲醇預計 2025年綠色合成氨和綠色甲醇產能分別達到30萬噸/年和5萬噸/年，折合氫使用量6萬噸。在該頂層規劃下，公司目前持續推動大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目，四平梨樹綠色甲醇項目等落地。

大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目預計2025年中具備試生產條件，綠色溢價或助力項目實際盈利水平超過測算值。公司大安風光製綠氫合成氨一體化示範項目規劃建設風電裝機容量700MW，光伏發電裝機容量100MW，新建製、儲及18萬噸合成氨裝置。該項目預計2025年5月 30日產出首桶合格綠氨，主要供應下遊三乙醇胺、苯丙胺等化工產品，公司已與大慶市昊峻經貿有限公司、呼倫貝爾源泰商貿有限公司等11家公司簽署意向協議，意向銷量達到145萬噸/年。根據公司測算，預計項目建成後的毛利率為19.90%，資本金內部收益率4.57%（基於東北地區合成氨最近五年平均價格3115元/噸（不含稅），19.90%的毛利率對應的生產成本為 2495 元噸）。但我們認為：1）從價格端來看，綠氨有望享有一定的綠色溢價。以2024年7月德國政府綠氨招標結果為例,出廠價達到 811歐元/噸,約合人民幣6413.71元/噸,較公司測算價格實現翻倍。2）從成本端來看，我們參考《可再生能源合成綠氨研究進展及氫-氨儲運經濟性分析》一文，假設綠氫製取環節直接采用新能源發電，而合成氨過程出於設備穩定性考慮采用網購電，在電價分別為0.2、0.4元/kWh 的情況下，測算綠氨的生產成本為 2839元/噸。綜合價格和成本來看，我們預計項目投產後的實際盈利水平或高於公司測算值。

推進 20萬噸綠色甲醇項目，簽約中遠海運保障消納。目前，公司正在推進四平梨樹年產20萬噸綠色甲醇項目的前期工作，預計25年開工建設，參考合成氨項目2年左右的建設周期，有望於27年開始產出。至於後續產能消化，公司已於2023年12月與中遠海運簽訂合作協議，成立合資公司上海吉遠綠色能源有限公司（四平梨樹項目建設主體），未來公司的綠色甲醇產品有望服務於中遠海運船舶替代燃料采購需求。

三、新能源：項目儲備支撐裝機增長，火電賦能協同發展

（一）裝機增長潛力大，消納、電價問題迎邊際改善

1.能源轉型背景下，裝機增長空間廣闊

新能源逐漸成為新增裝機主力，2024年新增裝機357GW，占比超過80%。“雙碳”目標驅動能源清潔化轉型，新能源在新增裝機及累計裝機中所占比重穩步提升。2024年，國內新能源新增裝機 357GW,同比增長 22%,占同期新增裝機的 83%；其中風電新增裝機 79GW，同比增長 5%;光伏發電新增裝機 277GW，同比增長28%。截至 2024年末，國內新能源累計裝機1407GW，占同期累計裝機的 42%。

短期來看，預計2025年新能源新增裝機將超過300GW。根據中電聯發布的《2024-2025年度全國電力供需形勢分析預測報告》,其預測 2025年全國新增發電裝機規模有望超過 4.5億千瓦.其中新增新能源發電裝機規模超過3億千瓦。具體而言，預計到2025年末並網風電裝機規模達到6.4億千瓦、並網發電達到 11億千瓦，由此計算 2025年風電、光伏新增裝機規模有望達到119、213GW。

長期來看，2030年末新能源累計裝機較2024年末有望翻倍。根據國網能源院發布的《新型電力係統發展分析報告 2024》，其預計到2030年全國電源裝機容量將超過50億千瓦，其中新能源發電裝機超過 28億千瓦，占比提升至56%；由此計算2024-2030年全國電源累計裝機複合增速為6.9%，而新能源累計裝機複合增速達到12,1%，2030年末累計裝機較 2024年末的 14.1億千瓦有望實現翻倍增長。

具體到公司核心經營區域吉林省，其新能源資源稟賦優越，利用小時數較高。吉林省是我國重要的能源基地，新能源資源，尤其風能資源十分豐富。根據吉林省人民政府發布的數據，全省風能潛在開發量約2億千瓦，可裝機容量約為6900萬千瓦；全省地麵光伏電站潛在開發容量為9600萬千瓦，可裝機容量約為4600萬千瓦（見圖37）。得益於較好的資源條件，吉林省風電、光伏發電利用小時數高於全國平均水平。

吉林省規劃2030年風光累計裝機達到4500、1500萬千瓦,對應23-30年CAGR20%、18%。2023年8月，吉林省能源局發布《吉林省能源領域 2030年前碳達峰實施方案》，規劃到 2025年、2030年吉林省風電累計裝機分別達到2200/4500萬千瓦、光伏累計裝機分別達到800/1500萬千瓦，而截至 2023年末，吉林省風電、光伏發電累計裝機分別為1268、460萬千瓦,依此測算,2023-2030年風電、光伏累計裝機複合增速20%、18%。

2.消納、電價問題有望迎來邊際改善，綠電拐點漸行漸近

消納和電價問題是此前壓製綠電板塊業績和估值的核心因素，具體來看:

2024年，全國絕大部分省/區新能源利用率出現同比下降。2024年，全國風電、光伏利用率分別為 95.9%、96.8%，同比下降 1.4、1.2pct。分區域來看，東部省份利用率維持較高水平，且同比降幅不明顯，西北、東北省份新能源利用率降幅較大，顯示出一定消納壓力。在此基礎上，考慮到電網側和電源側對棄電的統計口徑不同，發電側對消納瓶頸的感受或更為明顯。以披露的數據為例，其2022年、2023年、2024H1因為棄風限電損失的發電量占全部發電量的比例分別為8.26%、9.00%、10.03%，呈現上升趨勢，且明顯高於電網統計口徑下的棄電率。

新能源入市導致電價承壓，現貨市場壓力更甚。2022年1月28日，國家發改委、國家能源局發布《關於加快建設全國統一電力市場體係的指導意見》，提出到2030年新能源全麵參與市場交易的發展目標。由於新能源出力曲線與用電負荷曲線在時間維度上存在較為明顯的錯配，且出力較難預測，麵臨更大的功率預測偏差風險，所以新能源參與市場往往會出現一定程度的折價。根據部分省份 2024年電力交易方案，寧夏、雲南、甘肅、廣西等省份新能源中長期電價相較燃煤基準價出現 0.03~0.15 元/千瓦時的折價。而在現貨市場，2024年山西、山東、甘肅、蒙西光伏現貨均價分別為 211.01、169.04、122.70、348.27元/MWh,較當地燃煤基準價變化幅度分別為-36%、-57%、-60%、+23%；風電現貨均價分別為268.45、266.78、185.43、367.43元/MWh，較當地燃煤基準價變化幅度分別為-19%、-32%、-40%、+30%。可以看到，除蒙西市場實現溢價外，其餘三個市場均較燃煤基準價出現折價，且光伏折價幅度明顯大於風電。

2024年以來綠電板塊利好因素不斷累積，行業拐點漸行漸近。

針對消納壓力，邊際改善一：電網建設提速有利於從基礎設施層麵緩解新能源的消納壓力。2024年，電網投資額同比增速達到 15.3%，超過電源側的12.1%，為2020年以來首次反轉。以與新能源外送密切相關的特高壓，尤其是直流特高壓為例，2021-2024年，共計投運4條直流特高壓，但其中僅陝北-湖北以送出新能源為主，其餘3條均以水電送出為主。根據當前項目建設進度，我們預計 2025-2026年將迎來直流特高壓的密集投運期，有望緩解我發展的區域供需矛盾。基於此，我們認為新能源消納的硬件條件有望步入改善通道。

針對消納壓力，邊際改善二:容量電價、輔助服務政策的出台有助於充分調動靈活性資源的積極性，增加電力係統調節能力。此前以電能量價值為主的單一電力商品價值體係使得火電企業以多發電為目標，但隨著容量電價、輔助服務政策的出台，火電的可靠性價值和調節性價值逐漸得到認可，且該部分收益穩定性更強，由此驅動火電從主力電源向調節電源轉變。此外，對於儲能、可控負荷、虛擬電廠等新型的電力市場參與主體，輔助服務細則的完善有利於其商業模式的跑通，從而激發其建設積極性。以上兩點均有利於我國電力係統調節能力的提升，幫助打開新能源消納空間。

針對電價下行，邊際改善一：全國範圍內新能源可持續發展價格結算機製確立，穩定新能源項目收益預期。2025年2月9日，國家發展改革委、國家能源局發布《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》。《通知》提出新能源原則上要全部進入市場，入市節奏有所加快，但考慮到市場此前對於新能源入市已有較為明確的預期，我們認為影響相對有限。更重要的是，《通知》提出了機製電量/電價的概念，可理解為中國版本的差價合約（CfD），即新能源上網電量中的機製電量部分，對比市場交易均價和機製電價進行多退少補，差額納入當地係統運行費用。針對 2025年6月1日以前投產的存量項目，《通知》明確機製電量、機製電價、執行期限均延續當前保障性政策的相關規定；針對2025年6月1日起投產的增量項目，機製電量占比由各地自行確定，但要與現有新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動，機製電價則通過新能源項目競價形成，竟價時按報價從低到高確定入選項目，但機製電價按入選項目最高報價確定，執行期限按同類項目回收初始投資的平均期限確定。我們認為此次政策的出台有助於穩定新能源在入市過程中的收益預期，有望修正市場此前對於新能源電價走勢的悲觀預期。

針對電價下行，邊際改善二：節能降碳政策頻出，綠電環境價值持續兌現。

2024年非水電消納責任權重明顯上調，且消納責任權重向重點用能單位分解，有利於激發用戶側消費綠電的積極性。2024年5月29日，國務院印發《2024-2025年節能降碳行動方案》，規劃到 2025年底，全國非化石能源發電量占比達到39%左右，而2024年我國非火電發電量占比約為33%，距離完成目標仍存6pct左右的提升空間。此外，《方案》也對高耗能項目的非化石能源消費比例進行了規定，即“十四五”後兩年新上高耗能項目的非化石能源消費比例不得低於20%，鼓勵地方結合實際提高比例要求。隨後在 2024年8月2日，國家發改委、國家能源局印發《關於2024年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》，《通知》對各省/區2024年非水電消納責任權重進行了明顯上調上調幅度在 0.7~7.3pct,明顯高於 2023 年的-0.5~2.0pct；且首次將消納責任權重向高耗能企業進行分解，各地電解鋁企業2024年綠電消費比例在21%~70%。我們認為上述政策一方麵提高了強製消費綠電的比例，另一方麵也更利於壓實主體責任，引導用戶側重視綠電消費。

碳配額收緊疊加碳市場擴容催化碳價上漲。目前，我國強製碳市場僅納入發電行業，每個履約周期碳配額呈現收緊態勢。以300MW等級以上常規燃煤機組為例，2021/2022年的配額分配基準值分別為0.8218/0.8177、年均下降0.5%;而2023/2024年的基準值分別為0.7950/0.7910，2023年同比口徑下（計算方法和管控範圍變化導致基準值不具有直接可比性）下降1%左右，降幅有所擴大，2024年較2023年繼續保持0.5%的下降幅度。此外，基於發電行業納入碳市場的經驗積累，2024年9月9日，生態環境部發布《全國碳排放權交易市場覆蓋水泥、鋼鐵、電解鋁行業工作方案（征求意見稿）》，明確2024年為水泥、鋼鐵、電解鋁行業首個管控年度，2025年底前完成首次履約工作；預計新增重點排放單位約1500家，覆蓋排放量新增加約30億噸。對比來看，前兩個履約周期共納入重點排放單位2162/2257家，年覆蓋CO2排放量約45億噸/超50億噸，此次擴容有望帶動我國碳市場規模顯著擴大。隨著碳配額收緊和碳市場擴容，我們預計碳價中樞將進入上行通道。2024年內，全國碳市場碳排放配額收盤價一度突破100元/噸，我們認為或受年末配額履約的影響，但即使最高價相比較為成熟的歐盟市場目前78.94歐元/噸的價格仍存在較大差距，未來或仍有較大上漲空間。

電碳市場銜接加強的趨勢下，碳價上漲有力支撐綠電溢價走闊，對衝電價下行壓力。目前，上海、北京、天津等地均已認可外購綠電的排放因子為0，增加綠電消費比例有利於降低控排企業的碳排放，因此，碳價上漲將有力支撐綠電溢價走闊，而綠電環境價值的兌現有望對衝電價下行的壓力。從綠電上市公司的交易結果來看，24H1綠電溢價普遍在4-5分/千瓦時:而從各省2025年電力交易結果來看，綠電較燃煤發電基準價的溢價在3-5分/千瓦時；環境價值有待未來進一步釋放。

（二）裝機增長的同時受益於火電資產良好的現金流和調峰能力

1.項目儲備豐富支撐裝機容量增長

過去五年公司風光發電收入高增，當前收入貢獻度達到50%左右。2018-2023年，公司風電收入從 12.33億元增長至29.70億元，五年複合增速19%;光伏發電收入從12.63億元增長至39.31億元，五年複合增速 25%。風光發電收入的高增速也帶動其對公司總收入的貢獻度由 2018年的 34%上升至 2023年的48%。24H1、公司風電、光伏發電業務分別實現收入16.88、20.20億元，同比增長 3.24%、1.10%，占總收入的比例為 25%、29%，合計占比已超過 50%。

上網電價下行趨勢下，電量增長成為收入增長的核心。2018-2023年，公司風電上網電量從 26.89億千瓦時增加至 67.14億千瓦時,五年複合增速 20%；同期上網電價從 0.459元/千瓦時小幅下降至 0.442元/千瓦時，複合增速-1%。2018-2023年，公司光伏發電上網電量從 17.06億千瓦時增加至 89.13 億千瓦時，五年複合增速 39%;同期上網電價從0.741 元/千瓦時下降至 0.441元/千瓦時，複合增速-10%。公司光伏發電上網電價降幅較大主要是因為同期新增裝機規模較大，平價項目拉低了整體上網電價。

項目儲備豐富支撐公司裝機容量增長。截至2023年末，公司累計裝機規模為1342.12萬千瓦從裝機結構來看，公司火電裝機規模自2019年開始維持330萬千瓦不變，預計未來新增裝機將主要由風電、光伏發電等清潔能源貢獻。據我們不完全統計，目前公司有濰坊風光儲多能互補基地項目、白城吉西魯固直流風光熱外送一體化項目等多個在建、擬建項目,合計裝機容量 464.47萬千瓦其中風電 247.47萬千瓦、光伏212萬千瓦，光熱5萬千瓦，為未來裝機增長提供支撐。

2.火電資產良好的現金流和調峰能力賦能新能源業務發展

相比純粹的新能源企業，我們認為火風光一體化的業務格局將助力公司從協同效應中獲益，具體表現為：1）火電業務的良好現金流部分支撐新能源業務的高資本開支：2）火電機組較強的調峰能力部分對衝新能源機組需分攤的輔助服務費用。

公司擁有330萬千瓦火電資產，盈利能力領先同行。自2019年以來，公司火電裝機容量維持在 330萬千瓦。由於公司的火電機組均為熱電聯產機組，所以收入包括發電和供熱兩部分。2023年，公司火電業務貢獻收入 48.38億元，熱力業務貢獻收入10.57億元，合計占總收入的41%。公司火電業務盈利能力較好，毛利率領先行業頭部企業，我們認為這主要得益於公司向國電投體係內公司采購煤炭，且以長協煤為主（90%左右），有助於公司節約燃料成本。2023年，公司與國電投體係內公司發生的燃料采購費用為24.81億元，占同期煤電、熱力產品燃料費用的68%。

火電機組盈利穩定性提升，同時現金流較好，有望為公司發展新能源業務提供後備支持。一方麵，容量電價政策的出台使得火電機組的固定成本得以部分回收，弱化了火電機組盈利受煤炭價格波動的影響，未來盈利穩定性將有所增強。另一方麵，與新能源相比，火電業務不涉及電價補貼，現金流回收較為順暢，2021-2022年盡管火電企業出現大麵積虧損，但經營性現金流表現不俗。綜合以上兩點，我們認為公司火電業務的穩定盈利和良好現金流將為新能源業務的大額資本開支提供支撐。

東北地區煤電多為熱電聯產機組，以熱定電運行模式下調峰能力偏弱。煤電機組主要包括純凝機組和熱電聯產機組兩類，其中前者的調峰幅度(機組最大和最小出力之差)相對較大，後者受以熱定電影響，供暖季負荷較難降低,調峰能力不足。而公司火電資產所在的吉林省,冬季氣候寒冷,

采暖需求旺盛，導致調峰資源相對稀缺。調峰資源稀缺性使得東北地區調峰服務市場規模較大。根據國家能源局東北監管局發布的《東北電力輔助服務市場運營規則》，在供熱期，當火電機組的負荷降低40%-48%（純凝機組）或50%（熱電聯產機組）時，可獲得最高0.4元Wh的調峰補償。相比之下，南方區域火電機組負荷降至 40%-50%時，調峰補償僅為0.050-0.099元Wh。調峰資源的稀缺性催生了較高的調峰補償標準，使得東北地區調峰服務市場規模較大。2019H1，東北地區的電力輔助服務費用為24.93億元位列全國第二，且其中98%由調峰服務產生。

輔助服務新規下東北地區調峰補償有所降低，但隨著新能源裝機規模持續擴大，預計調峰輔助服務總規模有望繼續擴大。2024年2月，國家發改委和能源局發布《關於建立健全電力輔助服務市場價格機製的通知》，明確“調峰服務價格上限原則上不高於當地平價新能源項目的上網電價”基於此，東北地區對於2020版本的調峰補償標準進行了修訂，新標準分為三檔，通過提高最低負荷率要求達到降低調峰補償的目的。以第一檔熱電機組為例,供熱期在同樣的補償標準下（即 0-0.4元/kWh），2020版本要求的負荷率區間為40%-50%，2024版本為35%-50%。盡管2024版調峰補償標準有所下調，但考慮到新能源裝機持續增長將促使調峰需求擴張，我們預計新政策對於調峰輔助服務市場的總規模影響較為有限。具體到公司而言，24H1，公司煤電輔助服務收益為 4.83億元，對應度電 0.110元，風電、光伏的輔助服務支出分別為 1.15、0.27億元，對應度電 0.029、0.006元；可見公司煤電機組較強的調節能力為公司賺取了較為豐厚的輔助服務收益，在很大程度上對衝了新能源需承擔輔助服務支出的不利影響。

展望未來，公司仍有2*66萬千瓦煤電機組在26年以後投運，為公司貢獻穩定盈利。2024年12月，公司公告全資子公司白城吉電瀚海發電有限公司取得2X660WM保供煤電項目核準，建設期限28個月，以此推算，預計將在27年投入運行。考慮到東北地區煤電機組轉型走在全國前列（24H1，公司煤電綜合上網電價中，輔助服務收益貢獻21%、容量電價貢獻5%，相比之下，全國性火電企業上述兩項指標僅分別為1%、4%），我們預計未來在容量電價、輔助服務收益的雙重加持下，公司存量、增量火電機組均具備較好的盈利水平以及較強的盈利穩定性。