2023年吉电股份研究报告：东北区域电力龙头，打造一流清洁能源平台

1. 国电投旗下电力运营商，加速新能源转型

1.1. 国电投东北区域电力运营平台

国电投旗下电力运营商，深耕电力行业 30 年。公司成立于 1993 年，由原吉 林省能源交通总公司作为主发起人，以定向募集方式设立。2002 年 9 月公司成 功登陆深交所；2005 年 7 月国电投成为公司实际控制人，公司也是国电投在东北 区域唯一的以电力、热力投资和生产运营为主业的上市公司。当前公司主要业务涉 及新能源、综合智慧能源、氢能、储能及火电、供热、生物质能、电站服务等领 域。

国电投及旗下子公司共计持有公司 34.0%股份。截至 2023H1，国电投通过 国家电力投资集团有限公司、国家电投集团吉林能源投资有限公司（100%持股）、 国家电投集团财务有限公司（持股比例 40.86%）和中国电能成套设备有限公司 （100%持股）合计持有公司 34%的股权，是公司的实际控制人。

1.2. 加速新能源转型，业务遍及全国

新能源装机规模不断提升，发电量平稳增长。截至 2022 年末，公司发电装机 容量 1236.42 万千瓦，同比+18.4%；其中火电装机容量 330 万千瓦，基本保持不 变；光伏装机容量 579.60 万千瓦，同比+34.8%；风电装机容量 326.82 万千瓦， 同比+14.8%。从 2018 年开始，公司火电装机未出现增长；2018-2022 年风电装 机、光伏装机的年均增长率分别为 17.7%和 43.4%。在新能源装机快速提升的背 景下，公司发电量也逐步提升，由 2018 年的 161.45 亿千瓦时增长到 2022 年的 277.05 亿千瓦时，年均增长率达 14.5%。

新能源装机占比已超 73%，项目遍及 30 个省市。截至 2022 年末，公司新能 源装机容量已达 906.4 万千瓦，占总装机量的 73.3%，其中风电占比 26.4%、光 伏占比 46.9%。近年来公司加速新能源项目建设，项目已遍及全国 30 个省市自治 区，新能源装机占比由 2018 年的 46.6%增长到 2022 年的 73.3%。

1.3. 盈利能力持续提升，现金流保持充沛

营收、利润稳步增长，2023H1 归母净利达 9 亿。2018 年至 2022 年，公司 营收从 73.0 亿元增长至 149.6 亿元，年复合增长率达为 19.6%；归母净利润保持 快速增长，由 1.2 亿元增长至 6.7 亿元，年复合增长率达为 55.5%。2023 H1，公 司实现营收 76 亿元，同比-0.9%，其中风电、光伏、火电业务均实现正向增长， 热力、运维业务有所下滑；实现归母净利润 9.0 亿元，同比+18.8%。

风电营收增速迅猛，合计营收已占 47%。公司营收主要来自火电、风电、光 伏、热力、运维及其他五个方面，其中火电业务保持平稳增长，由 2018 年的 33.5 亿元增长到 2022 年的 47.1 亿元；风电业务由 2018 年的 12.3 亿元增长到 2022 年的 29.9 亿元，CAGR 达 24.8%；光伏业务由 2018 年的 12.6 亿元增长到 2022 年的 37.1 亿元，CAGR 达 30.9%；热力业务整体保持平稳；运维及其他业务由 2018 年的 5.0 亿元增长到 2022 年的 24.1 亿元，CAGR 达 48.5%。

毛利率、净利率稳步提高，23H1 盈利能力改善明显。近年来，得益于风电、 光伏营收占比的提升，公司毛利率、净利率均保持上升趋势，毛利率由 2018 年的 19.0%上升至 2022 年的 23.9%，净利率由 3.5%上升至 7.9%，2023H1 公司毛利 率、净利率分别为 29.7%、16.8%，我们认为主要得益于煤价下跌对火电业务的 改善。分业务来看，风电、光伏毛利率整体在 50%左右，23H1 受益煤价下跌对火 电发电成本的改善，火电业务毛利率同比提升 4.8pct，较 2022 全年高出 9.4pct。

利息费用占大头，期间费用率逐年下降。2019 年至 2023 H1，公司期间费用 分别为 14.1 亿元、14.4 亿元、18.9 亿元、20.7 亿元、8.5 亿元；期间费用率呈逐 年下降趋势，由 2019 年的 16.7%下降至 2022 年的 13.8%，其中财务费用占大 头，2022 年财务费用占期间费用的 88.7%，主要来自于利息支出。

经营活动现金流充沛，资产负债率持续下降。2018-2022 年，公司经营活动 产生的现金流量净额分别为 23.7 亿元、26.3 亿元、33.4 亿元、34.4 亿元、73.3 亿元。整体看，公司经营现金流始终保持增加态势，其中 2022 年公司经营现金流 同比增长 113.2%，主要由于可再生能源补贴资金回收增加。资产负债率方面，近 几年公司的资产负债率已由 2020 年的 80%降至 2023H1 的 71%。

为股东谋利，明确分红比例。秉承为股东贡献效益原则，公司发布了未来三 年(2023~2025)股东回报规划；保证能够持续经营和长期发展的前提下，如无重大 投资计划或重大现金支出等事项发生，每年以现金方式分配的利润原则上不少于 当年实现的可分配利润的 30%。

2. 打造一流清洁能源平台，三大优势保障增长

2.1. 新能源长期方向明确，风、光装机增长潜力大

新能源蓬勃发展，装机快速增长。2022 年，全国风电、光伏发电新增装机突 破 1.2 亿千瓦，连续三年突破 1 亿千瓦；风电、光伏发电量首次突破 1 万亿千瓦 时，达到 1.19 万亿千瓦时、同比增长 21%，占全社会用电量的 13.8%，接近全国 城乡居民生活用电量。根据中能传媒研究院，2023 年上半年我国风电、光伏累计 新增并网装机突破 1 亿千瓦，其中风电新增并网容量 2299 万千瓦，光伏新增并 网 7842 万千瓦，同比增长 154%，均保持较高水平的增速。

积极推进风光大基地建设，央国企规划清晰。2022 年 2 月国家发改委、国家 能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》， 提出到 2030 年规划建设风光基地总装机 455GW，其中“十四五”规划建设风光 基地总装机约 2 亿千瓦，包括外送 1.5 亿千瓦、本地自用 0.5 亿千瓦；“十五五” 规划建设风光基地总装机约 2.55 亿千瓦，包括外送 1.65 亿千瓦、本地自用 0.9 亿 千瓦。截至 2023 年 2 月，第一批 97.05GW 风光大基地项目已全面开工，部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。

2.2. 风电、光伏建设成本下降趋势明确，绿电运营商盈利能力有望提升

组件价格持续下探，降低光伏电站投资成本。2023Q2 以来硅料价格进入下 行通道，截至 11 月 8 日，多晶硅致密料现货周均价已跌至 70 元/吨，较年初下跌 63.2%。硅料降价进一步带动组件价格下行，11 月中旬单面单晶 PREC 组件主流 成交价为 1.06 元/W，210 单面单晶 PERC 组件主流成交价为 1.08 元/W。参考CPIA，当组件价格在 1.93 元/w 时，约占地面光伏电站整体投资额的 46%，我们 认为本轮组件降价将提振光伏运营商 IRR，降低 LCOE 成本，同时加快光伏建设 速度。

组件降价或将为光伏电站释放 6 分以上度电利润。我们测算在组件价格 1 元 /w，年利用小时 1600h 时，地面光伏电站的平准化度电成本（LCOE）为 0.203 元 /kwh；组件价格每下降 0.2 元/w，光伏项目 LCOE 下降 0.014 元/kwh，利用小时 数每上升 200 小时，光伏电站 LCOE 下降 0.036 元/kwh。同年初接近 2 元/w 的 组件报价相比，当前光伏电站 LCOE 或较年初下降 0.0616 元/kwh。

风电成本下降潜力大。参考风电之音，从 2023 年 8 月公示的中标候选情况 来看，含塔筒陆上机组预中标方平均报价为 1882.65 元/kW；不含塔筒陆上机组 预中标方平均报价为 1587.65 元/kW；海上风电项目（均含塔筒）预中标方平均报 价 3606.9 元/kW，未来价格有望继续下行。此外，根据《能源技术路线图：中国 风电发展路线图 2050》，预计 2030 和 2050 年中国近海海上风电单位投资成本 将降至 12000 和 10000 元/千瓦，预期上网电价分别达到 0.6 元/千瓦时和 0.54 元 /千瓦时。

2.3. 发展新能源优势显著，打造一流清洁能源企业

我们认为在竞争愈发激烈新能源赛道上，公司凭借自身禀赋和多年积累，已 建立起三大明显的竞争优势。

2.3.1. 背靠国电投，先发优势显著

经验优势：公司于 2010 年实现风电项目零的突破，此后将发展方向由火电转 型清洁能源，并积累了丰富的技术、开发和运营经验。我们认为相较于刚起步的 企业来说，公司拥有丰富的经验和产业资源，盈利能力良好；另一方面，大量的成 功项目为公司提供了资质背书，在获取新能源开发指标上更具优势。 背景优势：公司背靠国家电投，截至 22 年底国电投总装机 2.1 亿千瓦，其中 清洁能源装机 1.4 亿千瓦，占比达到 65.87%，新能源发电装机量、可再生能源发 电装机量均居世界第一。根据规划，到 2025 年，国电投清洁能源装机占比将超过 70%；到 2035 年，清洁能源装机占比将提升到 90%，公司作为国电投旗下重要 绿电运营商，有望获得集团更多的资源倾斜。

2.3.2. 立足东北，风光资源更优

自然禀赋优越：光照方面，东北属于光伏辐照的二类地区，全年辐射量在 5400—6700MJ/m2，拥有国内很多地区不具备的光照时间。风能方面，参考中科 院地理科学与资源研究所，东北地区理论可开发利用风能资源储量为 377.9GW， 占全国总量的 11.7%。 政策规划明确：23 年 9 月，总书记强调东北地区要加快发展风电、光电、核 电等清洁能源；黑龙江、吉林、辽宁均明确“十四五”新能源新增装机规划，公司 作为东北区域电力运营平台，2022 年营收的 63%由东北区域贡献，我们认为公司 有望乘东北新能源发展东风，持续巩固自身的规模优势。

2.3.3. 大力发展铅碳电池、氢能，助力绿电消纳

三北地区弃风弃光率明显偏高。随着绿电占比的不断提升，新能源消纳难题 已愈发凸显；我国新能源电站开发主要集中在风光资源丰富的“三北”地区，根据 水电总院预测，到 2025 年，三北地区多个省份风电、光伏发电装机占比将超过 50%。过快的建设速度造成了电力供需的不匹配，部分三北省份面临较严重的新 能源消纳难题。从 23 年前三季度的情况看，全国风电/光伏利用率分别为 97.1%、 98.3%，而以内蒙、辽宁、吉林、甘肃、青海、宁夏、新疆为代表的三北省份风光 利用率总体低于全国均值。

多措并举推动消纳能力提升。对于绿电企业而言，若新能源消纳能力不能有 效提升导致较严重的弃风弃光，一是会降低电站运营效率从而降低项目收益率， 二是可能会影响新能源开发指标的获取令公司装机规模受限。不同于当前市场热 度较高的锂电池储能，公司更看重长时储能的发展前景，重点在铅碳电池和氢能 两大长时储能技术路线上发力，着力提升消纳能力。 铅碳电池方面：公司与太湖能谷（国内较早从事铅碳电池研发布局的企业） 等共同投资建设，具有国内领先技术的首批吉电能谷铅碳电池于 10 月量产下线， 填补了吉林省储能产业的空白。与锂电池储能对比，铅碳电池具有更加安全、时 长更长、性价比更高三大优点。 （1）安全性：铅碳电池本身是铅酸电池的升级版，在电动车上已得到广泛应 用。电池内部没有易燃物，温升过程时间较长，并且使用的是水性电解液（这点与 液流电池一致），不用担心热失控和燃料、爆炸问题。（2）长时：锂离子电池储能时长通常小于 4 个小时，难以做到大容量、中长 时间尺度，而铅碳电池储能时长达 10 小时，更适用大规模、长时储能的场景。 （3）便宜：与锂电池需要的锂资源不同，铅、碳资源在自然界丰富，成本较 低，铅碳电池储能建造成本仅为 0.35-1 元/Wh，低于锂电池储能的 0.8-2 元/Wh 的成本，可以有效节约储能电站的建设成本。此外，铅碳储能全生命周期环境负 荷低，电池正负极材料及电解液均可回收，且回收工艺简单、技术成熟，回收率高 达 99%。

氢能方面：公司从 2018 年开始谋划氢能产业，已投运项目包括白城分布式新 能源发电+制氢加氢一体化示范项目、长春中韩示范区“光伏+PEM电解制氢+加氢” 一体化示范项目。此外，公司计划投资 59.6 亿元建设大安风光制绿氢合成氨一体 化示范项目。8 月公司公告通过 5 个氢基示范项目获取配套风光发电项目 2.4GW （风电 1.9GW，光伏 0.4GW），我们认为后续公司有望凭借在氢基能源领域上的 不断开拓获取更多的风光建设指标。

2.4. “十四五”风光累计装机 18GW，保障可观收益率

2023-2025 年公司预计新增 9GW 风光装机。根据公司规划，2025 年累计装 机目标为 20GW，其中清洁能源比重超过 90%，对应 18GW 的风电、光伏装机。 截至 2022 年底，公司风电、光伏装机规模在 9GW 左右，因此我们预计 2023- 2025 年公司新增新能源装机量或将达到 9GW，年均增长率有望达到 25.7%。

明确收益率目标，整体收益可观。公司在扩张风光装机规模的同时，对投资 收益率也做出了明确要求，当前公司要求单体新能源项目资本金内部收益率不低 于 10%，大基地项目资本金内部收益率不低于 8%。从公司 2023 年定增募投项目 来看，剔除示范项目，公司四大新能源发电项目平均资本金收益率达 17.5%，投 资回收期在 10.5 年左右。其中扶余市三井子风电场五期 10 万千瓦风电项目、吉 林长岭 10 万千瓦风电项目的资本金 IRR 都超过 25%。

3. 卡位智慧能源、氢能赛道，二次转型提速

明确四大方向，重点布局氢能与能源数字化。根据公司《“十四五”科技发展 战略规划》，公司将重点布局新能源、综合智慧能源、氢能、储能充换电四大产业， 具体包括可再生能源 PEM 制氢技术、液态阳光甲醇技术、储能技术开发应用、能 源数字化技术、智慧能源应用场景方案、虚拟电厂技术等。

3.1. 综合智慧能源发展之路蹄疾步稳

强化多能互补，加速三网融合。公司已通过多种能源优化组合，实现“电热冷汽水氢储”多能互补、“源网荷运售”互联互动，为用户提供定制化高品质的供 能服务，降低用能成本。同时已创建“智慧能源网”“政府需求网”“社群网”三网 融合平台，创新综合智慧能源商业模式。

打造行业影响力，多个项目入选全国优秀案例。公司按照“效益优先，长远 布局”的原则，与先进技术开发商及重点用能区域开展广泛合作，推动优质项目 落地。根据中国综合智慧能源平台组织联合体发布的《综合智慧能源优秀项目案 例集(2023)》，全国共有 37 个优秀案例中吉电股份占据 4 个项目。包括内蒙古兴 安盟清洁能源供暖综合智慧能源项目、潍坊万海办公楼零碳园区示范项目、中韩 示范区“可再生能源+PEM 制氢+加氢”一体化创新示范项目、浙江虚拟增容储能 电站项目。

借力国电投，深化智慧能源合作。“由传统发电企业向综合智慧能源企业转型” 是国电投“四个转型”重要内容之一，截至 2022 年底，国家电投综合智慧能源 项目覆盖县域近 500 个，在运项目突破 700 个，同时启动了 10 个试点区域引 领推进“三网融合”落地实施。2022 年 9 月，国家电投成立综合智慧能源科技 有限公司，与国家电投集团综合智慧能源产业创新中心进行一体化运作。2023 年 4 月，公司与国电投智慧能源公司签订战略合作协议，在综合智慧能源数字管控和 运维、能碳平台服务等方面深化合作。

3.2. 超前布局氢能，建设世界一流氢基项目

积极布局氢能全产业链，落地多个标杆项目。公司从 2018 年开始谋划氢能 产业，产业布局和发展步伐超前于整个行业。公司开发的白城分布式新能源发电+ 制氢加氢一体化示范项目、长春中韩示范区“光伏+PEM 电解制氢+加氢”一体化示 范项目均已投运，2023 年 7 月大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目全面开工， 预计总投资 59.6 亿元，一期项目将于 2024 年投产，建成后可年产绿氢 3.2 万吨、 绿氨 18 万吨。此外公司将在吉林省氢能规划的框架内，促进白城区域建设千万千 瓦新能源制氢基地，在吉林中部长春中韩示范区建设氢能装备研发制造应用基地， 并在白城、长春间打通形成制氢、储运和化工产业应用的氢能走廊。

运营端：预计 2030 年公司将年产 200 万吨以上氢基燃料。参考公司董事长 才延福，公司在吉林省白城市、松原市、四平市等地规划建设氢基绿色能源产业 链规模达 1080 万千瓦，其中绿氢 62 万吨/年、绿氨 162 万吨/年、绿醇 80 万吨/ 年、绿色航煤 30 万吨/年。未来，公司将在西藏、新疆、盐城以及京津冀、长三 角、珠三角建设氢基绿色能源，产业链达千万千瓦规模。未来 3-5 年内，随着全 球碳中和的加速推进，氢基绿色能源对传统燃料的替代需求将快速爆发，氢基绿 色能源的规模化生产将具备良好的经济性。

设备端：参股国内 PEM 设备龙头，抢占市场先机。我们认为，相比于较为成 熟的碱性电解槽，PEM 电解槽在技术指标上存在如下优势： （1）PEM 更加适配可再生能源发电的波动性：碱性电解槽难以快速启停， 制氢的速度也难以快速调节，必须时刻保持电解池的阳极和阴极两侧上的压力均 衡，难以与具有快速波动特性的可再生能源配合；而 PEM 技术可以快速启停，匹 配可再生能源发电的波动性。 （2）PEM 电解槽电流密度更大，工作效率更高： PEM 电解槽的电流密度 通常在 10000A/m2以上，远高于传统碱性电解槽 3000-4000 A/m2的电流密度； （3）PEM 电解槽产氢纯度更高：PEM 电解槽的产氢纯度通常在 99.99%左 右，且 PEM 气体渗透率低，有助于避免氢气和氧气的气体交叉渗透现象，设备运 行的安全性更高； （4）PEM 响应速度更快：碱性电解槽中的碱性电解质（如 KOH）会与空气 中的 CO2反应，形成在碱性条件下不溶于水的碳酸盐，如 K2CO3，阻碍产物和反 应物的传递，降低电解槽的性能。

参股长春绿动，技术水平国际领先。2021 年 11 月，公司与国电投氢能科技 等企业合资成立长春绿动，其中公司持股 26.8%。长春绿动 250Nm³ /h PEM 电解 水制氢电解槽已通过中国可再生能源学会组织的成果鉴定，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%，总体技术水平 已达到国际先进水平，其中直流电耗、产氢速率范围指标达到国际领先水平。

项目运营+设备制造联动，创造多项国内第一。公司投资的大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目采用了大规模绿电转化、有机液体储氢、大规模应用 PEM （均由长春绿动提供）和碱性混合制氢、直流微电网制氢、全球最大规模的固态 储氢应用、“源网荷储”协同控制策略等多项创新技术，是全球最大的可再生能源 制氢合成氨项目，首次实现了新能源基地“自发自用、余电上网”的政策突破。

4. 煤价下行+容量电价，火电盈利拐点已至

4.1. 受益煤价下行，火电盈利修复

供需关系扭转，煤炭全年价格中枢有望下移。2023 年以来国内动力煤价格持 续下跌，截至 10 月底，秦皇岛港 5500 大卡动力煤平仓价（山西产）为 974 元/ 吨，23 年算术平均值为 973 元/吨，较 22 年均值下降 297 元/吨；鄂尔多斯大块 精煤 5500 大卡车板价为 815 元/吨，23 年算术平均值为 824 元/吨，较 22 年均值 下降 171 元/吨；大同 5500 大卡动力煤车板价为 830 元/吨，23 年算术平均值为 860 元/吨，较 22 年均值下降 164 元/吨。我们认为动力煤价格下调的原因或在于 市场供需关系的扭转，预计全年煤炭价格中枢有望下移。

库存保持高位，煤价下行基础依旧存在。从库存来看，截至 2023 年 10 月底 主流港口煤炭库存达 6708.9 万吨，仍处于较高的位置。我们认为在当前煤炭供给 宽松的背景下，煤价下行基础依然存在。

受益煤价下跌，火电盈利能力显著提升。2023H1，公司火电业务实现营收 24.7 亿元（同比+4.0%），毛利 6.0 亿元（同比+29.5%）；受益煤价下跌，23H1 火电业 务毛利率为 24.4%，较 22 年底提高 9.4pct。

4.2. 容量电价呼之欲出，煤电盈利有望稳定

强调顶峰发电能力，煤电盈利能力获支持。2022 年 3 月，国家能源局发布《2022 年能源工作指导意见》，在指导思想和目标设置上作出多处调整。《意见》 自 2016 年以来首次未设定煤炭消费比重下降的具体量化目标，仅提出“煤炭消费 比重稳步下降”；并首次增设多项与电力保供有关的指标，比如新增顶峰发电能力 8000 万千瓦以上，科学规划建设先进煤电机组，按需安排一定规模保障电力供应 安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源，保持装机合理余量。推动落 实煤电企业电价、税收、贷款等支持政策，鼓励煤电企业向“发电+”综合能源服 务型企业和多能互补企业转型。

容量电价加速推进，煤电盈利有望稳定。煤电具备电量、容量、调节三种功 能，而当前我国煤电电价主要是电量电价，未能体现负荷峰值时期煤电作为顶峰 主力的容量价值。我国的抽水蓄能和部分气电采用两部制电价，《关于进一步完善 抽水蓄能价格形成机制的意见》明确抽蓄电价机制以两部制电价政策为主体；未 来随着煤电由电力电量的主体逐步向调峰主体过渡，煤电容量电价机制也有望引 入，帮助煤电企业消纳投资成本，进一步扩大煤电机组的盈利空间，利好煤电企 业。 2020 年以来，广东、山东、云南等地已有对燃煤机组的容量补偿政策；23 年 10 月四川发布《关于建立煤电机组容量补偿机制的通知（征求意见稿）》，拟建 立容量补偿机制，补偿标准为 90.3 元/千瓦·年（含税）；我们认为未来或将有更 多省份出台相关政策，煤电机组盈利有望愈发稳定。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）