新华财经在吉林省调研了解到，在新能源发电装机规模爆发式增长的同时，本地消纳能力和外送通道不足成为产业可持续发展的突出瓶颈，新能源利用率存在下降的可能，影响项目的盈利能力。

　　这种趋势已经在吉电股份2025年半年报中有所反映。数据显示，受市场及限电影响，吉电股份售电量同比下降1.33%，电价同比下降3.93%，营业收入同比下降4.63%，导致归母净利润同比下降 33.72%。

　　吉电股份党委书记、董事长杨玉峰表示，公司将凭借较强的跨区域发展和集约化管理能力，加快推进大型新能源基地建设；采用‘新能源+’模式，持续开发源网荷储一体化融合式项目，建设绿电园区，最大程度促进新能源消纳。

　　供需不均衡影响加剧

　　近年来，我国新能源装机规模增速持续超过用电量增速。今年上半年，风电装机同比增长22.7%，太阳能发电装机同比增长54.2%，而全社会用电量同比增长3.7%，供需增长不均衡对发电企业收益造成影响。

　　今年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《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》，推动新能源项目上网电量全部进入电力市场，实现价格由市场交易形成。

　　业内人士指出，随着新能源电力全面入市和现货交易深入推进，售电市场竞争加剧，新能源项目电价波动风险增加，电量电价双重承压将给发电企业“保量保价”的传统盈利模式带来冲击。

　　以吉电股份为例，风电和光伏产品2024年的毛利率比上年分别下降0.14和5.15个百分点，今年上半年比上年同期下降7.8和4.82个百分点。2022至2024年，吉电股份新能源平均上网电价也逐年降低。

　　目前，吉电股份总装机容量超过1400万千瓦，其中新能源占比近80%，在吉林、安徽、山东、贵州、广西、江西、陕西等多个区域布局新能源基地。2024年及2025年上半年，公司风电和光伏产品营业收入占比超过50%。

　　8月28日，中诚信国际信用评级有限责任公司在2025年度跟踪评级报告中，维持吉电股份AAA主体信用等级，评级展望为稳定，认为其新能源装机容量和上网电量规模持续增加，规模优势凸显，信用水平在未来 12至18个月内将保持稳定，但其项目建设持续推升债务规模，同时未来投资规模较大，面临一定资本支出压力。

　　开拓非电利用新通道

　　在当前新能源电价下行、消纳不足，企业盈利承压的背景下，吉电股份聚焦“新能源+”和绿色氢基能源“双赛道”，一方面持续进行“新能源+”大基地开发落地，提高新能源装机规模；一方面推动新能源开发向绿色氢基能源下游延伸，逐步打造绿氨、绿色甲醇产品线，探索可复制推广的产业发展模式。

　　杨玉峰表示，吉电股份于2019年提出“以绿氢消纳绿电，绿氨、绿醇、绿色航油等绿色氢基能源产品消纳绿氢”的产业逻辑，未来将依托国家电力投资集团在公司设立的唯一绿色氢基能源平台和创新技术优势，把开辟绿色氢基能源新赛道作为“新能源+”模式的重要组成部分。

　　今年7月26日，吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（以下简称“大安项目”）在吉林省大安市试运行投产。项目采用“绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢、源网荷储一体化”的设计思路，动态总投资 59.56亿元，建设风光发电装机80万千瓦，可年产绿氨18万吨。项目投产前夕，吉电股份与法电中国、中国石油国际事业公司、日本伊藤忠和荷兰孚宝等多家国内外企业签署了合作协议。

　　吉电股份相关负责人表示，目前大安项目产品主要用于绿氨掺煤燃烧、化肥行业、氢能载体及绿色燃料等方面，相较于传统合成氨市场存在明显的绿色溢价，将为公司带来较好的经济效益。

　　在绿色甲醇领域，吉电股份今年6月发布公告称，拟投资49.2亿元建设梨树20万吨级绿色甲醇创新示范项目。

　　全球甲醇协会和国际可再生能源署预计，到2050年，全球绿色甲醇需求量将超过3亿吨。相关数据显示，当前全球范围内已有绿色甲醇年产能约50万吨，我国绿色甲醇规划产能已超过1000万吨。

　　吉电股份规划发展部副主任田怡竹认为，全球绿色氢基能源市场总体呈现需求迫切、增长迅速的发展态势，但受制于技术成熟度、基础设施不完善等因素，目前仍面临生产成本较高、行业定价机制缺失等挑战。随着各国碳中和政策持续加码，电解槽等核心技术迭代降本，叠加应用场景向交通、冶金、化工等领域加速渗透，预计未来五年全球市场将进入规模化、商业化应用阶段。