国电投旗下火电转型新能源运营商。公司于 1993 年 4 月成立，2002 年 9 月在深交所 挂牌上市，2005 年 7 月，中国电力投资集团成为公司的实际控制人。公司业务覆盖 新能源、综合智慧能源、氢能、先进储能及火电、供热、生物质能、电站服务，是国 电投在吉林省唯一的能源类央企上市公司。国电投及其子公司共计持有公司 34%的股 份。
背靠国电投集团，立足东北、开拓全国市场。“十四五”初国电投集团新能源装机于 “五大”发电集团中处于领先地位，“十四五”期间规划装机 40GW。公司新能源装机 扩大，1H2024 占总装机比例升至 75.9%。公司新能源装机占比稳定提升，截至 2024 年 6 月底，公司发电总装机容量达 13.7GW，其中：新能源总装机 10.4GW，占总装机 比重 75.9%。由东北区域向全国开拓，项目已遍及 30 个省市自治区，形成东北、西 北、华东、华中、华北 5 个区域新能源基地。
电力业务量价齐升，贡献业绩增长。电量上，2023 年公司共完成发电量 285.8 亿千 瓦时，同比增长 3.2%；完成上网电量 266.8 亿千瓦时，同比增长 2.8%。电价上，2023 年公司平均上网电价（含税）为 0.498 元/千瓦时，同比上涨 0.3%。公司 2023 年电 力业务营收 117.4 亿元，同比增长 2.9%，量价齐升助推业绩增长。
煤电盈利修复+新能源装机增长，带来利润提升。2018-2023 年，公司营业收入由 73.0 亿元提升至 144.4 亿元，CAGR 为 14.6%；归母净利润由 1.2 亿元提升至 9.1 亿元，CAGR 为 51.3%，其中 2021 年净利润出现一定程度下降，主要由煤价高涨，火电板块盈利 受限所致。2023 年公司强化存量资产效能，增加辅助服务收益，控降燃料成本，优 化存量贷款利率，提升公司盈利能力，营收同比下降 3.4%，但归母净利润同比增长 35.2%。
风电、太阳能板块成公司效益绝对支撑，贡献收入占比逐年提升。2021 年新能源板 块营业收入为 53.1 亿元，首次超过火电板块，成为业绩增量核心来源。截至 2024 年 6 月底，公司火电 / 光 伏 / 风 电 / 热 电 产 品 生 产 业 务 营 业 收 入 分 别 为 22.9/20.2/16.9/7.3 亿元，新能源业务贡献收入占比 53.8%。公司新能源板块利润持 续增长，贡献毛利润比例达 78.8%。
盈利能力持续上行，整体期间费用率控制良好。2018-1H2024 年，公司期间费用分别 为 12.4/14.1/14.4/18.9/20.7/17.8/8.0 亿 元 ； 期 间 费 用 率 分 别 为 17.0%/16.7%/14.4%/14.3%/13.8%/12.3%/11.6%，期间费用率持续优化。
经营活动现金流净额健康增长，资产负债率呈下降态势。2018-1H2024 年，公司经营 活动现金流量净额分别为 23.7/26.3/33.4/34.4/73.3/54.5/20.5 亿元，其中 2022 年经营活动产生的现金流量净额同比增长 113.2%，主要受益于可再生能源补贴资金 回收增加。由于公司盈利情况较好，现金流量较为稳定，截至 2024 年 6 月，公司资 产负债率较高峰值 2020 年下降 6.3pct 至 73.6%。
2.1 容量补偿+辅助服务助力火电公用事业化
截至 1H2024，公司发电总装机容量 1366.99 万千瓦中火电装机 330 万千瓦，全部为 热电联产机组，省内供热面积达到 6,600 万平方米，均为所在城市主要热源。
近几年东北火电转型加速，公司火电业务呈现出公用事业化趋势，即通过保供/调节 价值变现来提高度电盈利，通过“以价换量”弥补电量减少的负面影响。而燃料成本 下降对度电毛利、总毛利规模扩大起到了进一步促进作用。
煤电燃料成本下行。公司热电联产机组用煤的采购来源以内蒙褐煤为主、以省内地方 煤为辅、以省外优质煤为补充，长协煤占公司整体需求量的 90%。（1）从煤价看：2022 年高点过后蒙东褐煤价格有所松动，公司 2023 年采购均价较 2022 年下降 23 元/吨。 （2）从燃料需求看：吉林地区新能源资源丰富、电量增长较快，火电利用小时数下 行，燃煤需求下降。综上，燃料成本占比下行。此外，公司 6M2024 供电煤耗 270.8g/KWh， 同比降低 12.5g/KWh，一方面由于供热增多摊薄煤耗，另一方面也体现了机组节能改 造具有成效，进一步为 1H2024 度电毛利上升做贡献。
保供/调节价值变现。吉林新能源转型较快，火电利用小时数近几年呈现逐步下滑趋 势，对应度电容量补偿呈现上升趋势，加上调峰电价后，23 年煤价下降的背景下电 价仍实现了同比上升。
具体来看，保供价值变现通过煤电容量电价机制，覆盖火电固定成本。2023 年 11 月 国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，将现行煤电单一制电价调整 为两部制电价，标志着煤电容量电价机制的正式落地。《通知》指出通过容量电价回 收固定成本的比例 2024-2025 年多数地方为 30%左右，2026 年后补偿比例提升至不低 于 50%，推动煤电转变经营发展模式，充分发挥支撑调节作用。
容量补偿覆盖煤电业务 55%折旧成本，占 23 年火电业务营收 7%。按照吉林省 100 元/ 千瓦•年补偿标准计算，按照公司 330 万千瓦火电装机满容量测算，对应每年可得约 3.3 亿元容量电价（实际供热季保供容量或略有降低）。容量补偿用于覆盖固定成本， 其中大部分为折旧费用。公司 2023 年煤电业务折旧费用为 6 亿元（加上供热业务折 旧费用，合计为 8.1 亿元），容量补偿可覆盖折旧成本 55%（考虑供热业务折旧，合 计可覆盖 40.7%）。
调节价值变现目前通过辅助服务市场，东北地区走在全国前列。8M2024 发改委、能 源局联合发布《能源重点领域大规模设备更新实施方案》，要求持续推动节能改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，进一步降低煤电机组能耗，提升机组灵活调节 能力。东北地区火电由于多为热电联产机组，“以热定电”的传统模式使得参与调节 较为困难，需要额外配套电锅炉等增量设备，亟需增量资金的支持。而作为“三北” 之一、当地新能源发展条件又较为优秀，火电转型压力大。
公司火电调峰收益占业务营收比例约 21%。东北地区早于 2014 年开放了国内首个电 力调峰辅助服务市场，于 2020 年正式按照《东北电力辅助服务市场运营规则》运行 至 2023 年末，2024 年初新版修订后规则发布。根据公司 8M2024 公告的投资者交流 记录，公司 1H2024 煤电的辅助服务收益金额为 4.83 亿元，风电辅助服务支出 1.15 亿元，太阳能辅助服务支出 0.27 亿元，火电辅助服务收益占火电业务营收比例达到 21.1%。
未来调峰并入现货市场对公司调峰收益或有潜在负面影响，但无需过于悲观，现货模 式下调节成本将得以向下游传导。调峰并入现货市场，维持过去调峰收益不变的关键 在峰段能否赚取高电价。测算可得 2023 年吉林冗余备用容量（最大负荷-有效装机容 量）同比-3.8%，表明装机结构在转向有效容量系数较低的新能源后，即使是传统外送电省份，本地可靠电源顶峰出力的需求也会变得突出。火电晚间高电价可期，同时 将完成向用户侧顺价。
供热板块看：季节性特点使得高煤价背景下，单供热板块面临亏损，1H2024 大幅修 复。公司供热业务同样依托于体内的 330 万千瓦热电联产机组，冬季向居民及工业用 户提供采购供暖、工业蒸汽，夏季仅向工业用户提供工业蒸汽。1H2024 业务毛利率 修复至-22.2%，预计与燃料成本下行、夏季供工业蒸汽量上升有关。
1H2024 供热量价齐升。热电联产机组供电供热量具有趋同关系，1H2024 两者背离或 反映夏季工业蒸汽需求有所上升，营收端可见 1H2024 工业蒸汽营收 2 亿元、已接近 23 全年水平。同时，工业供汽价格更高、带动综合供汽价格于 1H2024 升至 40.1 元 /GJ（同比+4.7%），营收增速高于产热量增速约 7.1pct。看好供热业务继续边际改善。
2.2 新能源规划装机高增，风电占六成
聚焦东北地区，风光资源得天独厚。各地可再生资源条件的差异导致区域性绿电发展 分化，东北地区可再生能源资源丰富。风能资源方面，东北地区理论可开发利用的风 能资源储量为 377.9GW，技术允许的可开发风能资源储量为 29.7GW，占全国的 11.71%； 光照资源方面，吉林位于二类地区（资源较富带）。丰富的风光资源为公司电力业务 新能源转型提供良好契机。
新能源装机量连年高增，“十四五”期间风光装机 CAGR 为 25.7%。由公司 2022 年社会责任报告可见公司新能源业务全国布局，以北方居多。根据规划，公司 2025 年规 划总装机 20GW 以上，考虑到现有火电装机为 330 万千瓦，对应 2025 年风光装机将达 16.7GW 以上，2023-2025 年期间的新能源装机 CAGR 达 28.5%，延续高增趋势。23 年 末新能源装机为 10.1GW，即 24/25 两年合计新增装机目标 6.6GW。根据 8M2024 公告 的投资者交流记录，新增装机中光伏占比 40%、风电占比 60%，风光分布比例较好； 24 年规划装机 2GW。
体内开发与收购并举。2023 年 11 月公司公告以 14.76 亿元对价收购了六家新能源项 目公司少数股权，均为吉电集团旗下项目，旨在进一步扩大权益装机。
上游竞争加剧，带来新能源装机成本下降。光伏发电方面，硅料新增产能逐步释放， 硅料供需格局由紧转松，导致光伏产业链上游环节产品价格下降，iFinD 数据显示， 截至 8M2024，多晶硅致密料价格为 39.5 元/kg，处于近 4 年来最低位，由于硅料价 格下跌，硅片、电池片、组件价格同步下行，光伏 EPC 低价甚至已探至 1.72 元/W； 风力发电方面，根据北极星风力发电网的统计，受风光大基地市场推动，大唐、华电、 内蒙古能源等重点基地项目今年风电 EPC 价格已经由前两年的 3-4 元/W 左右，降低 至当前的约 1.35-3 元/W（不含风机设备），以及 2.2-4.1 元/W（含风机设备）价格区 间。
3.1 大安风光氢氨一体化项目有望率先落地
电氢耦合多能联结，助力风光资源消纳。现阶段大部分可再生能源发电终局为上网， 储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源侧波动性的暂时储存电力的方案，在光伏 和风电大规模装机至一定规模后，上网及电消纳将成为可预见性需要解决的问题。风 光制氢与公司现有可再生能源发电业务深度耦合，一方面，可再生能源电力可以为制 氢提供稳定的能源供应；另一方面，将风光设备耦合电解槽制取氢气储能，氢气再作 为能源使用，将解决储存能量的大规模时空转移特性，缓解可再生能源电力消纳及上 网问题。
发力氢基绿色能源应用工程，推动吉林省“中国北方氢谷”打造。随着环保、准入等 政策的出台和实施，传统化工加清洁能源配套项目受到积极推广，氢基绿色化工将成 为化工产业的重要转型方向。公司借助东北地区光伏风电资源和产业集群优势，将光 伏风电制氢用于化工原料或燃料，打通“风光制氢+化工”生态链，解决弃电严重问 题，同时带动下游化工产业。公司成功取得的 5 个氢基绿色能源项目合计 236 万千瓦 配套风光发电项目建设指标，兼有氨、醇两类终端产品。
根据今年 8 月公告的定增募集说明书（2024 年半年报更新版），公司拟定增募集 55.4 亿元（不超过 837,062,452 股），其中 22.85 亿元用于大安风光氢氨一体化项目。本 次定增募投项目共计 5 个，分别为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，拟投 入募集资金分别为 22.85 亿元、5.46 亿元、5.45 亿元、4.33 亿元、3.92 亿元，拟发 行股份数不超过 837,062,452 股（含本数）。氢能项目为本次募资的核心。
大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目一期，计划年底具备试生产条件，建成后可年 产绿氨 18 万吨。项目已取得阶段性成果，8 月 27 日大安项目 10000Nm3/h PEM 电解 水制氢装备实现交付应用。我们预计绿氨早期需求仍在海外（日本），大安、松原港 等港口码头建设完善，具备出海优势。随着国内火电掺氨试点政策逐步释放，国内市 场有望陆续打开（今年 6 月《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027 年）》提及 煤机改造后应具有掺烧 10%以上绿氨能力）。
联合中远海运，拓展绿色甲醇业务。2023 年 9 月 26 日，公司与中远海运大连投资集 团签订氢基绿色能源全程物流合作协议，打通从绿电转化到氢能应用的“输运储”价 值链条。2023 年 12 月 30 日，吉电/中远/上港合资成立上海吉远绿色能源，公司持 股 55%。2024 年 7 月，吉远绿色能源合资公司位于吉林梨树的首个风光制绿氢生物质 耦合甲醇项目进入环评公示阶段，规划年产 19.7 万吨精甲醇。
全球船运每年化石燃料消耗量约为 3 亿吨，全球以绿色甲醇为代表的生物燃料产能约 为每年 1100 万吨油当量（按照甲醇与油 1.95：1 的关系），在欧盟碳税推动下，船运 可接受甲醇价格约在 4500-4800 元/吨，按照当前绿色甲醇的成本加上储运费用（500 元/吨）后，燃料绿色溢价有望高近 1000 元/吨，公司有望从中长期受益。
3.2 参股集团 PEM 槽设备公司，延申上游布局
顶层政策定调氢能地位，2025 年各地规划量合计达 100 万吨。国家层面发布《氢能 产业发展中长期规划（2021-2035 年）》定调氢能地位，是未来能源的重要组成部分 和实现双碳目标的支撑。各地积极规划可再生能源制氢（绿氢），合计规划量到 2025/2030/2035 年已达 100/100/250 万吨。当前国内政策规划地区聚焦风光资源较 为丰富的三北地区，其中内蒙古 2025 年规划量达到 50 万吨/年，占比达到当年加总 规划的一半，是国内绿氢推广重点区域。
绿氢规划量带动电解槽装机量高增，电解水设备环节率先受益，2025 年预计在中性/ 乐观情况下达到 19/28GW。绿氢将采用电解槽电解水制取氢气，绿氢规划量的高增将 带动相应设备的需求。以电解槽匹配光伏制氢为例测算，乐观情况以及中性情况下， 在对应 100 万吨绿氢规划总量分别可装电解槽 28GW 和 19GW。预计在未来技术迭代和 成本逐步下降的情况下，2025 年后电解水制氢设备及绿氢市场将持续加速。测算假 设与过程如下：
以 1000 标方/小时碱性电解槽为例测算，基于电解槽不同的年运营小时数，绿氢生产 规划量对应的电解槽装机规模将有所区别，当电解水制氢的电来自于光伏时，根据光 伏年发电小时数，乐观和中性情况下预计电解槽分别年运行 1100 和 1500 小时，同时 考虑到部分电解槽的电采用外购电力的情况，假设 2025 年光伏供电和外购电力占比 均为 50%、外购电力年利用小时数为 4000 小时，100 万吨绿氢对应乐观和中性情况下 电解槽装机量分别为 28GW 和 19GW。
PEM 电解槽前景向好，仍有较大降本空间。当前电解水制氢技术有三种，碱性电解槽 （ALK）、纯水电解槽（PEM）和固体氧化物电解槽（SOEC），其中碱性电解槽技术更成 熟，且价格更低，当前大规模应用更具备经济性，但启停时间相对 PEM 较长，且能耗 更高、体积更大；PEM 效率更高、动态响应能力更强、更适合于与风光耦合、体积更 小，但当前成本偏高，未来随着技术进步与规模效应，成本将逐步下降；SOEC 效率 高，最高可达 90%，目前尚处实验室阶段。近两年来，国内 PEM 电解水制氢发展势头 迅猛，多个兆瓦级 PEM 制氢项目相继投产，并在单体产氢量及核心零部件国产化等方 面不断突破。
公司参股长春绿动,自主创新打破国外垄断。2021 年 11 月，公司出资 2.14 亿元与国 电投氢能科技等企业组建长春绿动，开展“PEM 制氢”设备研发、制造，已自主开发 形成 50-250Nm³/h 的系列“氢涌”PEM 电解槽产品，电解槽零部件技术自主化率达到 80%以上，制氢电耗≤4.3kWh/Nm3，波动范围在 8%-135%；单槽额定产氢量 400Nm3 /h 电解槽于 2023 年 10 月 24 日顺利下线出氢，突破了国外 PEM 装备生产制造领域的垄 断形势。
数字化智能化技术高歌猛进，重塑能源产业发展生态。《“十四五”现代能源体系规划》 首次将“加快能源产业数字化智能化升级”独立成节，凸显数字化智能化技术从配角 走向支撑功能的角色转变。《规划》提出，加快能源产业数字化智能化升级，要推动 能源基础设施数字化，建设智慧能源平台和数据中心，实施智慧能源示范工程。
国家电投集团综合智慧能源产业发展已迈入快速路。从 2015 年提出综合智慧能源概 念，到 2016-2019 年发布一系列综合智慧能源行动计划、工作标准，再到 2020 年 5 月正式组建综合智慧能源科技有限公司作为平台公司，国家电投集团综合智慧能源产 业发展按下加速键。国家电投通过综合智慧零碳电厂、三网融合、县域开发三大业务 推进综合智慧能源建设，截至 2022 年底，已完成 21 个省级综合智慧零碳电厂方案及 30 个市县级开发方案制定，保定、苏州、湖州、兰考等 25 个示范项目实现开工，可 实现顶峰能力 95 万千瓦、调峰能力 131 万千瓦、年新增绿电 16 亿千瓦时、减排总量 相当于减少 49 万吨标煤燃烧。
公司借力集团项目资源，开展试点。2023 年 4 月，公司与国家电投集团综合智慧能 源科技有限公司在长春签订合作框架协议，借力国家电投的项目平台资源和先进数字 化管控技术，拓展综合智慧能源数字管控和运维、能碳平台服务等领域的发展。公司 已在大连、北京、海南和白城等多地设立综合智慧能源子公司，业务拓展纵横深入。
在大规模新能源消纳和平抑波动需求下，储能成为能源业务发展的必需品。公司以用 户侧、电源侧、电网侧三种储能方式为切入点，开发了电化学储能、抽水储能、储热 调峰等多形态的储能项目。 在物理储能方面，公司已与吉林省汪清县人民政府签署了《吉林汪清 5000MW 抽水蓄 能电站项目专项投资合作协议》，推进汪清前河流域 5000MW 抽水蓄能项目开发建设。 在电化学储能方面，公司联合长兴太湖能谷科技有限公司、吉林大学创建吉林省首个 储能领域科技创新中心，牵头成立吉电能谷储能公司，进行储能技术开发与项目投资。
目前，在浙江湖州，公司首个铅碳类“百兆瓦时”用户侧储能项目已顺利落地，在吉 林白城，绿电产业示范园一期年产 5GWh 铅炭电池项目已正式投产，南北两大项目形 成蓄电池与储能电站的上下游产业协同。
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