吉电股份专题报告：优质新能源运营平台，前瞻性布局助力腾飞

一、国家电力投资集团旗下新能源重点运营平台

吉林电力股份有限公司（以下简称“吉电股份”或“公司”）是国家电力投资集团有限公司旗下的新能源重点运营平台。公司主要从事火电、风电、光伏发电运营业务，打好火电业务基础，大力发展风电、光伏等新能源。

公司于1997年在深交所上市，上市初期主要从事火电业务，自2013年开始，吉电股份推进“走出去”战略实施，通过资产收购、投资设立等途径开展风电、光伏业务，加大新能源业务布局。

国家电投集团吉林能源投资有限公司是公司的控股股东，持有公司26.19%股权；国家电力投资集团有限公司（简称“国家电投”）为公司实际控制人。国家电投是我国五大发电集团之一，成立于2015年7月，由原中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司重组组建，是全球最大的光伏发电企业。国家电投现有5家A股上市公司、1家香港红筹股公司和2家新三板挂牌交易公司。

二、新能源装机量逐年提升，带动业绩增长

2.1 公司聚焦发电业务，新能源装机量逐年提升

发电、供热业务是公司的核心业务。公司电力生产以火电、风电、光伏为主，公司以火力发电为基础，大力发展风电、光伏等新能源发电业务，按照电网公司统一调度的上网电量计划组织生产发电。电力销售为计划分配电量、参与电力用户市场交易和跨省区交易相结合，由电网公司统购统销。能源行政主管部门下达各发电企业年度电量指标，各发电企业依据电量计划与当地电网公司签订购售电合同。热力生产业务方面，公司热力产品包括民用和工业供热的生产，根据与热力公司或工业蒸汽客户签订的供热、供蒸汽合同约定的供热量、工业蒸汽量组织供应。

近年来，公司综合智慧能源产业实现从无到有发展迅速。公司通过重点推进生物质产业化利用、分布式能源、绿色交通、储能、配电网等业务，实现公司综合智慧能源产业创新发展。氢能产业依托国家电投领域的氢能技术，借助吉林新能源资源、汽车产业优势，全面介入区域氢能制储运用全产业链，在新兴的氢能产业占领市场先机。此外，公司还积极做强电站服务业，开展配售电等，全面介入能源全产业链，由单一的发电企业向综合能源供应商转变，抗风险能力和盈利水平不断提高。

从近年来公司营收构成来看，火电业务营收占比逐年下降，风电光伏新能源占比稳步上升。2020年，公司火电业务营收占比39.81%，同比下降6.06个百分点；风电业务营收占比18.14%，同比下降1.02个百分点；光伏业务营收占比20.29%，同比提升1.27个百分点；热力产品业务营收占比11.31%，同比下降0.5个百分点；公司综合智慧能源及其他业务占比提升较为显著，2020年营收占比10.18%，同比提升6.03个百分点。2021年上半年，公司新能源营收占比继续提升至40.69%。

截至2021年6月末，公司总装机容量950.9万千瓦，其中，火电330万千瓦、风电269.99万千瓦、光伏350.91万千瓦，新能源装机占比65.30%。2020年同比新增装机242.81万千瓦，2021年上半年较2020年末新增装机37.95GW。2020年，公司完成发电量209.93亿千瓦时，同比增长10%，其中新能源发电量73.52亿千瓦时，同比增长20.05%；供热量归属母公司股东3,264.12万吉焦，同比增长12.39%。2021年上半年，公司累计完成发电量118.05亿千瓦时，其中火电发电量65.42亿千瓦时、风电发电量29.59亿千瓦时、光伏发电量23.04亿千瓦时。

2015年至今，公司装机结构发生较大变化，风电、光伏新能源装机占比提升显著。2015年，公司风电、光伏装机量占比合计25%；截至2020年底，公司风电、光伏装机量占比合计64%。

2.2 受益于新能源装机增长，公司业绩维持较高增速

近年来公司业绩高速增长，2020年公司实现营业收入100.60亿元，同比增长17.64%；实现归属母公司股东净利润4.78亿元，同比增长174.83%。2021年一季度，公司实现收入35.10亿元，同比增长40.81%；实现归属母公司股东净利润4.26亿元，同比增长61.55%。2021年上半年公司实现营收63.03亿元，同比增长36.87%；归属母公司股东净利润7.04亿元，同比增长51.96%

受益于新能源装机增长，公司营业收入、归属母公司股东净利润近年来实现高速增长。截至2020年末，公司总装机容量912.96万千瓦，其中，火电330万千瓦，与去年同期持平；风电252.05万千瓦，同比增长48.26%；光伏330.91万千瓦，同比增长94.65%。

2017年至今，公司各项业务毛利率稳中有升。2020年公司综合毛利率22.76%，其中风电、光伏业务毛利率显著高于综合毛利率，2020年，公司风电业务实现毛利率53.59%，同比提升2.65个百分点；光伏业务实现毛利率55.16%，同比提升2.30个百分点。

光伏、风电全面平价以前，电站业务通常呈现出高毛利和较差现金流的特点。新能源电站补贴拖欠问题导致新能源运营企业在项目建设期需要成本较大的项目建设资金压力，而在项目运营期收入现金流无法正常收回，补贴拖欠问题导致新能源电站面临较大的现金流压力。

2019年以来，清洁能源产业迎来平价、竞价时代，竞价项目补贴较低，但补贴金额由财政部重新拨款，预计拖欠风险低；平价项目虽然无补贴，毛利率或有所下降，但现金流优质，将带动公司实际现金流入与理论现金流入之比逐步提升。

2020年，公司火电业务毛利率11.81%，同比提升1.36个百分点。近年来，公司火电业务收入、毛利率基本维持稳定，火电装机容量2018-2020年无增长，2019年缩减了部分亏损火电装机，公司火电业务为公司提供了稳定的现金流，使公司新能源产业得以快速发展。

2020年，公司热力业务毛利率-26.46%，同比提升2.30个百分点。公司热力销售分为民用供热和工业供热销售。公司热力业务长期亏损原因在于公司是当地重要的供热企业，肩负社会责任，民用供热价格较低，无法及时调整。截至2020年末，公司全年供热量3264.12万吉焦，其中工业蒸汽量895万吉焦，居省内四大发电企业首位。

截至2020年末，公司资产负债率79.86%，在同行业中处于较高水平。随着公司业务规模的增长和盈利能力的增强，公司流动资产、速动资产规模增长，流动比率和速动比率呈上升趋势，公司短期偿债能力增强。

期间费用方面，公司业务以电力、热力为主，产品进入相应的电网、热网领域进行销售，销路稳定，因此，公司几乎不发生销售费用；财务费用在公司期间费用中占比较大，2020年，公司财务费用率13.19%，同比下降2.27个百分点，整体来看，近年来，公司财务费用率稳中有降。2020年公司管理费用率1.1%，同比下降0.13个百分点。 在同行业可比公司中，公司的期间费用率处于较低水平。

2020年公司经营活动产生现金流量净额33亿元，2020年公司实现归属母公司股东净利润4.78亿元，公司经营活动现金流状况良好。2020年，公司投资较大，投资活动现金流量净额-122亿元，新能源电站建设花费较大资金。公司筹资活动产生的现金流量净额为85亿元，公司期间取得借款、扩大投资影响。 整体来看，公司由于处于扩张期，新能源业务高速增长，近年来整体现金流较为紧张，2020年，净现金流量为-3.61亿元。

三、行业及公司看点

3.1 新能源发电属资本密集型，融资能力是核心竞争力

公司以火电业务为基础，大力发展风电、光伏等新能源，我们主要分析新能源电站的盈利模式。公司进行光伏及风电电站开发、运营，并将所生产的电力销售给电网公司和终端企业客户。

新能源电站的营收主要取决于发电量和上网电价。发电量取决于装机容量和利用小时，利用小时取决于当地可再生能源的资源禀赋。

新能源电站的建设成本基本决定了电站后续运营期的成本。成本端，新能源运营企业大部分成本以上来自固定成本（主要为折旧），折旧在成本中占比约70%，其他成本主要由各项材料费及人工成本构成。

费用端，财务费用占比较大。新能源电站前期投入成本高，企业通过贷款对电站项目进行融资，因此财务费用通常占比较大；几乎不存在销售费用，管理费用占比小。

上网电价方面，火电电价部分现金流较好，补贴存在拖欠问题。以光伏为例，我国光伏上网电价的形成主要分为三个阶段，第一阶段是补贴电价阶段，其中补贴阶段又分为标杆上网电价上网和指导价上网，各类电价模式在这个过程中不断变化，但核心基本上为加快平价上网进程而制定。第二阶段为平价阶段，2019年5月，16个省（自治区、直辖市）能源主管部门向国家能源局报送了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单，总装机规模2076万千瓦，我国新能源平价上网正式拉开序幕。

在补贴阶段，电站发电的上网电价分为两部分，一部分是当地燃煤机组标杆上网电价，另一部分电价由国家补贴提供。上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网及时结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

近年来，可再生能源项目高速增长，电价附加收入无法完全满足补贴需求，2019年可再生能源补贴缺口累计超过2600亿元。可再生能源补贴缺口的持续扩大一定程度上造成了新能源电站企业无法及时收回现金流的问题。

风电电价方面，2019年5月，国家发展改革委发布《关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格[2019]）882号》，明确了2019-2020年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价，通知给予行业清晰的价格信号和预期，引导风电产业在“十三五”后半程以及“十四五”阶段稳定持续健康发展，平稳过渡至补贴完全退出。《通知》指出，2020年陆上风电指导价为每千瓦时0.29、0.34、0.38、0.47元，指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区，以燃煤标杆电价作为指导价。2021年新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

2021年6月，国家发改委发布关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知。通知指出，2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

随着风电和光伏发电的上网电价的逐年调低，在发电量稳定前提下，会一定程度降低行业未来新建项目的收入，然而，随着新的平价项目的推进、开展，新能源运营企业现金流有望进一步优化。

新能源发电投资规模大，资本密集型行业，技术壁垒及资金壁垒较高。单个陆上风电或光伏开发项目通常需几个亿，甚至十几亿的投资规模，海上风电项目投资规模则更大。根据《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》第一条的规定，风电及光伏开发项目的最低资本金比例要求为20%，因此，新能源发电运营企业需要大量资金作为项目开发资本金。

新能源运营企业一直以来受制于补贴拖欠问题，应收账款积聚，现金流不佳。为支持可再生能源发展，我国2006年出台《可再生能源法》，对可再生能源采用固定电价政策，风光新能源发电电价与当地燃煤标杆电价的缺口由国家设立的可再生能源电价附加补足。近年来，可再生能源项目高速增长，电价附加收入无法完全满足补贴需求，2019年可再生能源补贴缺口累计超过2600亿元。未收到补贴以应收账款的形式计入企业资产负债表，过高的应收账款会导致企业无法及时收回现金，影响后续项目投产；资产周转率降低、应收计提减值导致净利润受损。

融资能力是新能源发电企业的核心竞争力。目前，以“五大发电”为代表的大型发电集团是新能源发电行业的主力，占据市场龙头地位；其他国有综合性能源企业和民营企业的参与程度在近年逐渐提高。电站项目开发初期，电站一次性投入较大，回款周期长，新能源运营企业面临较大的资金压力，具有较低融资成本的企业更具优势。在这方面，大型央企、国企由于融资成本更低，优势将更为显著。

3.2 控股股东国家电投清洁能源发展目标行业领先

国家电投集团碳达峰及主要目标在五大发电集团中最高。截至2020年底，国家电投集团清洁能源装机占比56.09%，是五大发电集团中唯一清洁能源装机占比超过50%的企业。光伏装机规模居世界第一，风电居世界第三，也是国内较早布局储能、氢能的央企。国家电投提出2023年实现碳达峰，2025年实现清洁能源占比60%，在五大发电集团中目标最高。

2020年，国家电投新能源新增装机2186万千瓦，创历史新高。新能源（风、光）总装机突破6049万千瓦，跃居世界第一。其中，光伏装机2961万千瓦，三年增长三倍，连续保持世界第一，风电装机3088万千瓦。

公司作为国家电投的子公司，截至2020年末，公司总装机容量913万千瓦，其中，火电330万千瓦、风电252万千瓦、光伏331万千瓦，新能源装机占比63.85%。2020年，公司风电新增装机82GW，光伏新增装机161GW。

根据国家电投集团发展目标，到2025年，电力装机将达到2.2亿千瓦，清洁能源装机比重提升到60%。简单测算国家电投2025年清洁能源装机，约为132GW。2020年底，国家电投清洁能源装机量为60.49GW，经测算，2021-2025年，国家电投清洁能源装机复合增长率约为17%。

公司是国家电投清洁能源发展布局的重要上市公司，在国家电投具有重要的战略地位，据测算，2021-2025年，国家电投清洁能源装机复合增长率约为17%。我们认为，公司目前清洁能源装机基数小，且为控股股东重点新能源运营平台，未来新能源装机增速有望超过集团水平。

3.3 开拓进取，联手国家电投氢能公司布局氢能产业链

2019年起，公司开始在氢能领域展开布局，着力打造“北方氢谷”。2019年7月，公司与白城市能源局、新疆金风科技股份有限公司、中国船舶重工业集团公司第七一八研究所签订《白城市风能制氢一体化项目战略合作协议》。根据该协议，合作方将共同规划建设风能制氢一体化示范项目，包括风电场、制氢、储氢、加氢设施。2020年12月，公司与国家电投集团氢能科技发展有限公司签署了《战略合作框架协议》，双方将共同成立公司，加大PEM制氢关键技术与关键零部件研发投入，协同推进相关基础材料、关键零部件研发突破和产业化应用。

我国是世界上最大的产氢国，也是全球可再生能源装机量最大的国家。目前已形成京津翼、长三角、珠三角、川渝等多个产业发展示范聚集区，已有60多个城市和地区做出了明确的氢能产业发展规划和指导意见，氢能产业初步形成，氢能应用市场潜力巨大，产业发展已从基础研究阶段进入到示范应用阶段，但目前仍未能商业化，相关产品成本较高，对政策补贴依赖较重，规模以上经营实体很少，廉价氢源基本无法保障。

目前常规制氢方法主要有三种：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源制氢，二是工业副产气制氢，三是电解水制氢。

水电解制氢是指水分子在直流电作用下被解离生成氧气和氢气，分别从电解槽阳极和阴极析出。根据电解槽隔膜材料的不同，通常将水电解制氢分为碱性水电解（AE）、质子交换膜（PEM）水电解以及高温固体氧化物水电解（SOEC）。碱性水电解商业化成熟，PEM纯水电解处于产业化发展初期，固体氧化物电解处在实验室开发阶段。

2021年4月，公司及国家电投集团氢能公司与中韩（长春）国际合作示范区管理委员会签署了《关于国家电投长春氢能产业基地项目合作协议书》，合作共建长春氢能产业基地。项目规划投资约100亿元，建设年产40GW的PEM制氢高端装备研发与制造体化基地。项目总体分三期建设，其中一、二期项目合计投资约50亿元（含研发投入）。

公司氢能领域布局具备前瞻性，PEM电解槽制氢被视为最具发展潜力的电解水制氢方式。当前，PEM水电解制氢初步商业化早期，制约技术大规模发展的瓶颈在于膜电极选用被少数厂家垄断的质子交换膜，阴、阳极催化剂材料需采用贵金属以及电解能耗仍然偏高。PEM纯水电解设备在装置中运行的灵活性和反应性较好。PEM电解系统可以在最低功率保持待机模式，能在短时间内按高于额定负荷的标准运行，可以适应比较快速、范围比较大的变化，更容易与可再生能源风、光资源配合制备氢气。

目前，公司氢能发展战略积极推进，已编制了氢能产业规划，并推进相关氢能产业项目落地。

3.4 平价项目现金流优质，未来有望通过CCER获取额外收益

新能源运营企业一直以来受制于补贴拖欠问题，应收账款积聚，现金流不佳。为支持可再生能源发展，我国2006年出台《可再生能源法》，对可再生能源采用固定电价政策，风光新能源发电电价与当地燃煤标杆电价的缺口由国家设立的可再生能源电价附加补足。近年来，可再生能源项目高速增长，电价附加收入无法完全满足补贴需求，2019年可再生能源补贴缺口累计超过2600亿元。未收到补贴以应收账款的形式计入企业资产负债表，过高的应收账款会导致企业无法及时收回现金，影响后续项目投产；资产周转率降低、应收计提减值导致净利润受损。

新能源电站目前新增项目多为现金流状况较好的平价项目，有助于新能源运营商财务情况进一步改善，行业价值有望重估。

碳交易背景下，新能源企业有望通过出售CCER可获取额外收入。碳交易与碳税是国际市场采取的两种主要的减排机制，我国也自2011年便开始探索在国内建立碳交易所。今年2月1日，生态环境部印发的《碳排放权交易管理办法（试行）》启动施行，碳排放权交易是控制温室气体排放的一种市场化手段，因而受到较高关注，有助于清洁能源运营企业通过碳排放权交易获取额外收益。

截至2020年底，9个碳交易试点市场7年来累计交易金额104.51亿元、交易量4.45亿吨，平均成交价格约为23.5元/吨，该价格基本为目前市场价格水平的基准。全国碳交易市场开启后，碳配额和CCER价格均有望大幅提升。当前我国碳价远低于海外其他国家，随着双碳目标的临近，我们认为未来碳配额价格将保持长期上行趋势。因此，目前诸多上市公司开始提前储备碳配额和CCER资产，或者提前准备CCER配额申请工作。

报告链接：吉电股份专题报告：优质新能源运营平台，前瞻性布局助力腾飞

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