【国金氢能&公用】吉电股份深度:东北火电公用事业化,转型迈向氢基能源

（以下内容从国金证券《【国金氢能&公用】吉电股份深度:东北火电公用事业化,转型迈向氢基能源》研报附件原文摘录）
　　+ 目录 1、国电投集团旗下东北地区发电商 2、热电联产边际改善，新能源贡献增量 2.1容量补偿+辅助服务助力火电公用事业化 2.2新能源规划装机高增，风电占六成 3、率先布局氢基能源，风光氢氨/醇一体化 3.1大安风光氢氨一体化项目有望率先落地 3.2参股集团PEM槽设备公司，延申上游布局 4、试点综合智慧能源与多种储能 5、盈利预测与投资建议 6、风险提示 摘要 ■ 投资逻辑 ?公司为“五大”发电集团上市平台中氢基能源布局进展领先的稀缺标的。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（风电70+光伏10万千瓦，年产绿氨18万吨），计划年底具备试生产条件。借助出海与国内电厂掺氨试点，助力产品销售。 ?主业热电联产边际改善，火电初见公用事业化。公司火电在运装机3.3GW，均为热电联产机组。火电业务度电毛利1H2024已升至0.146元/KWh，反映采购煤价下行、机组煤耗降低、保供/调节价值变现的综合结果——（1）容量补偿方面：算得当前补偿标准下可覆盖火电折旧成本55%（考虑供热业务折旧，合计可覆盖40.7%），占业务营收约7%；（2）辅助服务补偿方面：算得火电辅助服务收益占业务营收约21%。非电量收入占比合计近30%。1H2024供工业蒸汽表现较好，综合供汽价格升至40.1元/GJ（同比+4.7%），营收增速高于产热量增速约7.1pct，亦体现边际改善。 ?新能源运营立足东北，布局全国。公司新能源在运装机10.4GW，1H2024新能源毛利润占79%。作为国电投旗下清洁能源发展平台，公司把握东北风光资源优势获取省内开发指标、同时借集团之力开拓全国市场。公司2025年规划总装机20GW以上，对应2023-2025年期间的新能源装机CAGR达28.5%，且新增装机中光伏占比40%、风电占比60%，风光分布比例较好。装机目标体现较高的成长性预期。 风险提示： 新能源新增装机不及预期、新能源电价下降、煤炭价格波动、调峰辅助服务政策变动、氢能业务进展不及预期风险等。 正文 1、国电投集团旗下东北地区发电商 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、热电联产边际改善，新能源贡献增量 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、率先布局氢基能源，风光氢氨/醇一体化 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。 4、试点综合智慧能源与多种储能 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。 5、盈利预测与投资建议 报告全文请点击小程序链接查看或联系国金团队所要报告链接： 吉电股份深度：东北火电公用事业化，转型迈向氢基能源 5、风险提示 新能源新增装机不及预期风险。公司“十四五”规划新增装机量较大，若未来因建设成本、项目指标获取等因素导致建设速度放缓，将致公司新能源新增装机量不及预期。 新能源电价下降风险。公司新能源开发立足东北、放眼全国。当前新能源市场化交易占比呈扩大趋势，新能源参与市场面临折价风险。若公司项目布局地区的用电需求不足、新能源消纳能力受限，将对新能源电价带来不利影响。 煤炭价格波动风险。公司火电机组均为热电联产机组，煤炭价格波动将同时影响火电业务、热力业务经营情况。吉林省迎峰度夏和迎峰度冬期间煤炭供应紧张，价格呈现波动趋势，若后续煤价上行，将对业务毛利率带来不利影响。 调峰辅助服务政策变动风险。调峰辅助服务市场是我国火电转型、电力市场建设过程中的过渡性产物，调峰辅助服务的价格制定仍受到较强的政策指导。若随着后续吉林电力现货市场建设推进，调峰辅助服务市场并入现货市场，或对公司火电业务现有商业模式带来新的变化。 氢能业务进展不及预期风险。电解槽离网制氢处在产业化初期，是否稳定制氢是项目连续化生产的关键；氢基能源的绿色溢价存在下降的风险。 往期报告 +往期氢能&燃料电池深度 1.海内外绿氢产业发展共振，消纳和经济性是关键 2.氢能产业系列报告之十八：看好受益绿色燃料溢价运营商，绿氢醇氨前景分析 3.新能源（光储风氢）行业2024年中期策略：全球降碳坚定不移，成本、技术双轮驱动 4.FCV进入放量快车道，盘点燃料电池投资机会—氢能行业专题深度报告 5.氢能产业系列报告之十七：绿氢经济性可期，高碳场景替代加速 6.氢能2024年度策略：绿氢项目爆发在即，重点看好制储环节 7.氢能产业系列报告之十六：潜在亿吨放量空间，绿氢消纳及驱动力探讨 8.重卡与叉车：交通领域燃料电池经济性及潜在市场空间分析 9.氢能产业系列报告之十五：碳中和及储能背景下， 千亿氢储能市场一触即发 10.氢能产业系列报告之十四：氢储运短中长期发展推演，气、液、管道逐步过渡 11.氢能产业系列报告之十三：绿氢催生新兴市场启动，电解水设备技术路线与成本之争 12.氢能产业系列报告之一至十二 +从海外公司年报看氢能行业系列 1.海外氢能专题之行业篇（二）中东：中东资源和区位优势显著，有望成为氢能出口中心 2.海外氢能专题之行业篇（一）欧洲：制储运用政策完善，碳税落地加速绿氢平价 3.海外氢能专题之公司篇（一）Plug Power：全产业链及全球化布局，坚守赛道扩张步伐坚定 4.高增速、高订单、高扩产，氢能行业进入实质爆发前夕——从海外公司年报看氢能系列 5.从海外公司年报看氢能行业系列深度之个股点评 +公司深度 1.华光环能深度：“能源+环保”奠基，“制氢+火改”进击 2.华电重工深度：传统+新能源齐发展，做实氢能高速成长 3.科威尔深度：专精测试设备，布局高景气度赛道 +往期氢能&燃料电池点评 1.行业进入放量元年：氢能IPO企业梳理 2.氢能产业现状，行业迎实质爆发前夕 3.国鸿氢能招股说明书梳理 4.捷氢科技招股说明书梳理 5.国富氢能招股说明书梳理 +往期氢能&燃料电池月报 1.【国金氢能】氢能行业7月月报：FCV 产销持续翻倍高增，绿氢项目陆续迎招标 2.【国金氢能】氢能行业6月月报：FCV产销淡季首次破千，绿氢示范项目逐步兑现 3.【国金氢能】氢能行业5月月报：FCV上险775辆，电解槽招标向大功率发展 4.【国金氢能】氢能行业4月月报：FCV装机持续增长，绿氢大项目招标陆续开启 5.【国金氢能】氢能行业3月月报：FCV 3月装机量翻倍，将迎持续高增长 6.【国金氢能】氢能行业1月月报：FCV 装机量同比倍增，电解槽迎出海订单 7.【国金氢能】氢能行业12月月报：FCV数量创历史新高，单月首破2000辆 8.【国金氢能】氢能行业11月月报：FCV单月装机高增，电解槽迎大额招标 9.【国金氢能】氢能行业10月月报：FCV稳中向好，电解槽迎开工潮 10.【国金氢能】氢能行业9月月报：FCV蓄势待发，电解槽迎大额招标 +往期新能源周报 1.美大选风向转变与降息临近共振，有望驱动板块β修复 2.从光伏玻璃联合限产，看景气底部布局的方向选择 3.光储磨底与分化并进，风电景气度右侧渐显，电网内外需高景气延续 4.半年报开启“龙头α”再验证，胜率、赔率皆佳的布局窗口明确 5.光伏供给侧洗牌明显提速，配网改造方向进一步明确 6.再议光储普涨的可持续性及底部推荐重申，电网顶层设计再明确，十五五海风需求能见度持续提升 7.政策引导驱动国内大储利用率显著提升，伊顿上调全年收入及利润率指引 8.光储底部布局机会进一步明确，电网投资提速确认，“新兴市场”主线向风电扩散 9.光伏6月内外需双强势，“储逆”望持续超预期，煤电低碳化改造推动氢电耦合开启 10.光伏扩产政策从严，海缆出口大单意义重大，电力设备短期业绩波动不改高景气趋势 ＋ 报告信息 证券研究报告：《吉电股份：东北火电公用事业化，转型迈向氢基能源》 对外发布时间：2024年09月13日 报告发布机构：国金证券股份有限公司 证券分析师：姚遥 SAC执业编号：S1130512080001 邮箱：yaoy＠gjzq.com.cn 证券分析师：张君昊 SAC执业编号：S1130524070001 邮箱：zhangiunhao1@gizg.com.cn 欢迎联系国金氢能团队：商鸿宇/唐雪琪

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