2026年电投绿能公司研究报告：国电投集团唯一绿色氢基能源平台，项目陆续落地发展前景广阔

公司概况：“新能源+”、绿色氢基能源“双赛道”布局

公司沿革及经营概况

国家电投集团绿色能源发展股份有限公司前身吉林电力股份有限公司成立于1993 年，此后于 2002 年在深交所上市。2005 年，中国电力投资集团公司受让吉林省能源交通总公司产权成为公司实际控制人。2002-2011 年，为公司火电快速发展阶段，在吉林省内火电装机规模大幅增长；2012-2020 年，为公司新能源“走出去”发展阶段，全国化发展新能源，到 2020 年新能源装机超过火电，2021年新能源发电板块收入超过火电，公司成为以新能源为主体的上市公司。2026 年 2 月 4 日，公司发布公告称由于业务重心已从传统火电全面转向新能源，新能源装机、营收与利润均已超越火电，现为以新能源为主业的绿色能源企业，作为国家电投集团全球唯一的绿色氢基能源平台，原名称无法体现“新能源+”与绿色氢基能源“双赛道”战略。为了突出绿色能源属性，契合国家发展新质生产力导向，强化企业品牌形象，因而公司变更公司名称为“国家电投集团绿色能源发展股份有限公司”，变更证券简称为“电投绿能”。公司核心主业为清洁能源供应。公司为以新能源产业为主营业务的新型绿色能源企业，作为国家电投集团公司面向全球发展的唯一绿色氢基能源平台，公司全面落实“均衡增长战略”，确定了“新能源+”、绿色氢基能源“双赛道”，业务范围为发电、供热（民用、工业）、绿色氢基能源、综合智慧能源、储能投资开发、电站检修、科技项目研发、配售电等业务。 公司收入主要来自电力业务，2024 年风光新能源收入占比超过50%，成为公司主要的收入来源。近年来，随着公司持续转向发展新能源业务，新能源收入占比不断提升，2024 年公司火电、风电、光伏、热力业务收入分别为48.03、32.52、39.56、12.70 亿元，占比分别为 35.0%、23.7%、28.8%、9.2%，风光新能源收入占比合计为 52.5%。

公司装机以风光清洁能源为主，2024年风光新能源发电量占比接近60%。截至2024年，公司累计装机容量为 1444.11 万千瓦，发展项目遍及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；公司装机容量中火电、风电、光伏、生物质装机容量分别为 330、372、739、3 万千瓦，占比分别为22.9%、25.7%、51.2%、0.2%，风光清洁能源装机占比合计为76.9%。截至2025 年上半年，公司清洁能源装机容量 1135.09 万千瓦，占总装机容量比重为77.48%。发电量方面，2024 年公司火电、风电、光伏、生物质发电量为120.53、78.26、94.77、0.44亿千瓦时，占比分别为 41.0%、26.6%、32.2%、0.1%，风光清洁能源发电量占比合计为 58.9%。

公司控股股东为国电投集团，实际控制人为国务院国资委。国电投集团直接持有公司 4.38%股权，并通过国电投吉林能源投资有限公司、国电投创新投资有限公司分别间接持有公司 29.62%、1.07%股权，合计持有公司35.07%股权，为公司控股股东。国务院国资委持有国电投集团 100%股权，为公司实际控制人。

盈利有所波动，现金流水平改善

营业收入有所下降，归母净利润持续改善。近年来，由于电量、电价下降影响，公司营业收入有所下降。2025 年前三季度，公司实现营业收入97.17 亿元，同比下降 4.42%；实现归母净利润 7.83 亿元，同比下降44.63%；实现扣非归母净利润7.65 亿元，同比下降 31.50%。公司营业收入下降主要系电量和电价同比下降影响。公司归母净利润下降幅度较大的原因：一是公司电量电价下降导致毛利率下降，同时公司成本变化不大，整体毛利率水平有所下降；二是资产减值损失同比有所增加，2025 年前三季度公司资产减值 0.67 亿元，同比显著增加，主要系公司松花江第一热电分公司及四平第一热电公司 5 号机组计提减值影响；三是公司营业外收入同比大幅下降，2025 年前三季度公司营业外收入为0.36 亿元，同比下降58.36%，主要系部分风电项目赔偿款减少影响。 2025 年公司业绩承压。2025 年 1 月 30 日，公司发布2025 年业绩预告，公司2025年的归母净利润预计为 4.4 亿–5.4 亿元，同比下降50.88%–59.97%；扣非归母净利润预计为 4.2 亿–5.3 亿元，同比下降 41.48%–53.62%。公司2025 年业绩下降的主要原因有以下两点：1.新能源业务板块受电力现货市场连续试运行、新能源全电量入市政策及限电率升高等因素影响，平均利用小时数、结算电价同比降低。2.火电业务板块自 2025 年 9 月份起纳入电力现货市场连续试运行范围，不再执行原辅助服务相关政策，导致火电辅助服务收益较上年同期减少。

盈利有所波动，煤电业务毛利持续改善，风电光伏业务毛利率有所下降。2021年以来，随着煤炭价格下降和电价上浮，公司煤电业务毛利率持续修复，而风光新能源则由于市场化交易、平价项目增加和消纳水平下降等因素影响毛利率有所下降。2025 年前三季度，公司毛利率为 27.54%，同比减少4.22pct，主要系风光新能源电价下降影响使得风光新能源发电业务毛利率下降；净利率为13.42%，同比减少 5.24pct，主要系毛利率下降及资产减值增加影响；由于净利率下降影响，公司 ROE 同比增加减少 6.75pct 至 4.56%。

公司经营性现金流水平改善。2024 年，经营性净现金流54.74 亿元（+0.54%），同比基本持平；投资性现金净流出 69.53 亿元，同比有所增加，主要系2023年同期出售白山吉电股权及通化分公司资产所致；融资性现金净流入12.42亿元（+362.80%），主要由于向特定对象发行股票募集资金导致。2025 年前三季度，公司经营性净现金流为 51.62 亿元（+30.54%），主要系可再生能源补贴回收增加影响，2025 年前三季度累计回收 14.97 元；投资类净现金流出42.04 亿元，较2024年同期小幅下降；融资性净现金流 10.06 亿元，同比有所增加。2025 年前三季度，公司自由现金流为-27.58 亿元，较 2024 年同期有所改善，反映出公司现金流状况逐步向好。

公司应收账款有所增加。截至 2025 年 9 月，公司累计应收账款为104.50亿元，占公司总资产的比例为 11.89%，应收账款金额持续增加。2025 年8 月，公司收到国家可再生能源补贴资金 9.13 亿元；自 2025 年 1 月1 日至2025 年8 月31日，公司共收到国家可再生能源补贴资金12.71亿元，较去年同期增加154.2%，占2024年全年收到国家可再生能源补贴资金的 135.36%。随着本次国家可再生能源补贴资金回收，公司应收账款规模有所下降。 资产负债率逐步下降，财务费用率下降。随着公司增加权益类融资，资产负债率有所下降，2025 年前三季度，公司资产负债率为 69.11%，同比减少4.96pct，较2024 年底的资产负债率 69.99%减少 0.88pct，公司资本结构优化。由于公司负债规模下降及利率水平下降，公司财务费用率亦呈现下降趋势，2025 年前三季度，公司财务费用率为 9.79%，同比减少 0.89pct，较 2024 年底财务费用率10.53%减少 0.74pct。

火电盈利趋稳，新能源逐步实现合理收益

火电盈利趋稳，持续贡献现金流

火电电价机制不断完善，市场化程度提升是发展趋势，同时随着新型电力系统建设推进，火电电价机制逐渐由“单一制电价”转变为“两部制电价”，推动火电盈利模式变化，盈利水平趋于稳健。

新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电的政策定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元。

从煤电盈利的主要影响因素来看，由于不同区域电力市场供需状况、新能源发展程度以及不同火电机组成本差异等因素影响，随着新型电力系统建设加快推进，火电盈利将产生分化，具备低成本优势，以及分布在新能源装机占比较少/新能源消纳情况好/利用小时数高区域（电力供需偏紧区域）的火电机组将盈利水平更加稳定，现金流水平更好。 煤电容量电价政策出台，为煤电带来新的收入来源。2023 年11 月10 日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确规定了容量电价实施范围、容量电价水平确定、容量电费分摊以及容量电费考核等内容。《通知》提出，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；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025 年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。

煤电容量电价机制有助于煤电盈利稳定，有利于新建煤电机组回收投资成本，促进火电灵活性改造。新型电力系统建设背景下，煤电正逐渐由主体电源向灵活支撑电源转变，相应可能出现利用小时数下降导致煤电机组成本难以有效回收，影响煤电机组项目收益及煤电机组投资积极性；煤电容量电价有助于煤电机组回收固定成本，降低煤电机组因煤炭价格变化而产生的盈利波动，整体盈利趋于稳健，助力煤电经营发展模式顺利转变。未来随着煤电容量电价补偿标准增加，度电收益水平将进一步增加，有助于促进火电盈利维持稳定。部分地区 2026 年煤电机组容量电价增加，促进火电盈利趋于稳健。近期部分地区发改委调整煤电机组容量电价，如甘肃发改委发布的《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》提出煤电机组容量电价提升至每年每千瓦330 元（含税），较目前甘肃执行的煤电容量电价每年每千瓦100 元增加230元，实现煤电机组固定成本全覆盖；广东省发改委、广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》提出适当提高煤电、气电机组容量电价，煤电机组容量电价调整为每年每千瓦165 元(含税)，自2026年1月 1 日起执行，较目前广东执行的煤电容量电价每年每千瓦100 元增加65元，容量电价覆盖固定成本的比例由 30%提升至 50%。预计未来各省发改委将逐步出台煤电容量电价调整政策，煤电容量电价将更大程度覆盖煤电固定成本，促进煤电机组盈利稳定性提升。 2026 年 1 月 30 日，两部门发文完善发电侧容量电价机制。国家发展改革委和国家能源局于 2026 年 1 月 30 日联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。火电将按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。各省煤电容量电价不低于 165 元/kW*年。煤电容量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮 20%的下限。在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。

近年来公司火电机组度电收入有所提升，但利用小时数走低。公司火电业务遍及长春、吉林、四平、白城，均为热电联产机组，为所在城市主要热源。近年来，由于吉林省内新能源快速发展，新能源发电量占比提升，挤压火电发电空间，公司火电机组发电量呈下降趋势，火电机组利用小时数走低，2024 年公司火电机组利用小时数为 3652 小时，同比减少 197 小时，火电发电量同比下降5.11%。2024年公司发电供热标煤单价为 795.84 元/吨（含税），较2023 年同比小幅增加；公司供电煤耗 286.47 克/千瓦时，同比减少 2.77 克/千瓦时；公司度电燃料成本为0.205 元/KWh，与 2023 年同期 0.204 元/KWh 基本持平。随着容量电价政策落地及辅助服务收入增加，各公司火电度电收入呈现增长趋势，2024 年公司火电度电收入为 0.473 元/KWh，同比增加 0.034 元/KWh，公司火电度电收入增加使得度电毛利提升。

2025 年吉林电力市场结算均价有所下降。据吉林电力交易中心数据，2025年吉林省总结算电量 895.44 亿千瓦时，结算均价 391.671 元/兆瓦时。其中，批发市场总结算电量 336.69 亿千瓦时，结算均价 381.750 元/兆瓦时；零售市场结算电量304.66 亿千瓦时，结算均价 392.285 元/兆瓦时。2024 年总结算电量为882.22亿千瓦时。其中，省内直接交易电量 309.90 亿千瓦时，结算均价411.26元/兆瓦时；电网代理购电 131.79 亿千瓦时，均价 421.42 元/兆瓦时；跨省跨区外送电量 188.65 亿千瓦时，均价 348.05 元/兆瓦时。火电业务盈利稳定性未来有望提升。长期来看，随着新能源逐步成为主体电源，预计火电机组利用小时数和发电量或将进一步下降，但煤价趋稳以及容量电价收入、辅助服务收入占比增加，公司火电业务盈利稳定性将提升，持续为公司贡献良好的现金流。

新能源发电市场化推进，未来有望实现合理收益水平

新能源发电装机容量持续增加，消纳问题逐步凸显

2025 年新能源发电装机容量占比超 47%。截至 2025 年末，国内风电、光伏累计装机容量分别为 64001、120173 万千瓦，占全国发电装机容量的比例分别为16.45%、30.88%，合计占比为 47.33%。目前新能源发电成为我国电力装机结构中的重要组成部分。2025 年，国内新增风电、光伏装机容量分别为11933、31507 万千瓦，较 2024 年底的装机容量分别增长 18.65%、26.22%。

资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，消纳问题有所凸显。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升。2025 年以来，国内弃风弃光率显著提升。2025年12月，国内弃风率、弃光率分别为 5.7%、5.4%，分别较2024 年同期增加1.0/0.5个百分点。2025 年单月弃风率最高为 7.6%，弃光率最高为6.6%，均为近五年来最高水平，反映出新能源消纳压力逐步增加。

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