【国盛证券】火电专题：价差修复扩利润，绿电转型塑估值.pdf

2023-06-26

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一、东北电力龙头，转型综合能源服务商

（一）国家电投旗下电力平台，新能源装机占比超 70%

国家电投旗下重要区域电力平台，立足吉林辐射全国。截至2023年6月末，公司控股股东国家电投直接及间接持有公司34%的股份。国家电投作为我国五大发电集团之一，旗下拥有中国电力等5家电力上市平台，公司为其旗下重要区域电力平台，也是吉林省唯一的电力上市公司，上市之初以火电为主，近年来逐步转型成为以新能源为主的综合能源服务商。公司火电和供热业务立足吉林，新能源发电业务布局全国，形成东北、西北、华东、华中、华北五个区域新能源基地。

公司控股总装机12.87GW，新能源装机占比达74.4%。公司新能源转型力度大，根据公司财报，2018年公司总装机6.59GW，风光装机3.07GW，占比46.6%，截至2023 年6月末，公司控股总装机容量达12.87GW，其中：火电装机规模3.30GW，风电装机规模3.27GW，光伏装机规模6.31GW，新能源装机占比达74.4%，新能源装机占比大幅提升。根据公司财报，“十四五”末公司规划总装机规模超20GW，新能源装机占比超过90%。

伴随装机规模扩张，公司2018-2022年发电量CAGR为14.5%。公司火电装机稳定， 2018-2022年发电量均值为216.05亿千瓦时，新能源装机增长带动新能源发电量由 45.19亿千瓦时提升至151.00亿千瓦时，CAGR达35.2%，公司总发电量CAGR达 14.5%，新能源发电量占比由2018年28.0%提升至2022年54.5%。2023H1公司完成发电量143.53亿千瓦时，其中新能源发电量占比进一步提升至58.0%。

火电电价上浮、绿电占比提高，带动公司平均电价稳定提升。受新能源装机占比提升及高上网电价影响，2018-2022年公司平均上网电价稳中有升，由2018年的0.394 元/千瓦时提升至2022年的0.440元/千瓦时。风光上网电价近年来由于平价项目增加和市场化交易规模扩大有所下降，整体平均上网电价趋于稳定。

（二）收入业绩持续提升，新能源业务贡献高毛利率

经营业绩持续提升，新能源成为利润贡献主力。2022年公司实现营收149.55亿元（同比+12.8%）、归母净利润6.72亿元（同比+34.3%）。2018-2020年公司高毛利率的风电和光伏业务占比提升，叠加2019年公司对部分火电资产进行优化处置后公司火电盈利增加，公司归母净利润由2018年的1.15亿元大幅增长至2020年的4.78亿元。在煤价高涨，多数火电企业亏损的情况下，公司业绩在2021、2022年仍分别保持4.6%、 34.3%的增长。2023年公司开展存量资产提质增效，增加辅助服务收益、控降燃料成本、优化存量贷款利率，新能源装机规模超千万千瓦，预计实现归母净利润8.9~9.4 亿元，同比增长31.93%~39.34%。

电力业务贡献主要收入，其中新能源贡献收入占比48%。公司主营业务包括发电、供热、综合智慧能源供应、清洁能源投资开发等，其中电力业务贡献主要收入。2022 年公司电力业务营业收入为114.11亿元，占比76.3%。新能源业务占收入利润比重逐年提升，2023H1公司火电/风电/光伏业务营业收入分别为24.67/16.35/19.98亿元，新能源贡献收入占比提升至47.6%，贡献毛利润比例提升至81.2%。由于新能源业务高上网电价带来高毛利率，且公司风光装机放量带动风光营收体量提升，2018-2022 年公司整体毛利率提升4.9pct，2023Q1-3进一步提升至28.4%。

公司期间费用率不断降低，盈利能力持续提升。财务费用是公司期间费用的主要组成部分，公司财务费用率持续下降，由2018年15.8%下降3.5pct至2022年12.26%， 2023年优化存量贷款利率后财务费用同比降低，带动期间费用率由2018年17.0%下降3.2pct至2023Q1-3的11.4%。

截至2023年9月末，公司总资产749亿元，其中固定资产500亿元，占比66.8%，在建工程46.31亿元，占比6.18%，应收账款104亿元，占比13.91%，主要是风光补贴。公司历年减值损失主要来自商誉和应收账款减值，其中商誉减值主要来自甘肃瓜州协合风力发电有限公司，公司在2011年收购；信用减值损失主要来自应收账款，公司对不同账龄的应收账款计提不同比例的减值损失。

截至2023H1公司资产负债率71.4%，负债结构持续优化。长期借款和短期借款是公司负债的主要部分，截至2023Q3公司长期借款300.78亿元，占比56.2%。公司资产负债率相对平稳，截至2023Q3公司资产负债率71.5%。公司上市以来已经完成了四次定向增发募集资金，分别在2008、2013、2016、2021年完成发行，其中2008年为大股东资产注入，其余三次合计募集资金78.64亿元。2022年底，公司发布定增预案，拟募集资金53.39亿元，主要用于大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目和其他风电光伏项目，股东大会同意授权公司董事会全权办理本次向特定对象发行股票相关事宜的有效期自原有效期届满之日（2024年4月6日）起延长12个月。

火电业务贡献充足现金流，新能源回款进一步带动经营性现金流提升。公司火电业务折旧较为稳定，为公司提供充足现金流，2018-2022年公司经营性现金流净额稳中有升，2021年公司火电业务盈利不佳导致业绩承压，经营性现金流净额仍有34.37 亿元。2022年受可再生能源补贴回收资金增加影响，公司经营性现金流净额73.28 亿元（同比+113.2%）。由于公司加速新能源项目建设，在建工程及固定资产投资增加，带动公司投融资现金流增加。

二、风光稳增促进消纳，布局绿氢制氨新模式

（一）新能源业务快速增长，十四五规划风光装机达 18GW

风光装机迅速扩张，2017-2022年风电、光伏装机CAGR分别为21.7%、37.6%。公司自2010年实现风电项目零突破以来，新能源装机快速增长，2019年公司新能源装机总量首超火电，2020年起大量风电、光伏项目投产。截至2023年6月末，公司风电和光伏装机规模分别达3.27GW和6.31GW，2017-2022年公司风电、光伏装机 CAGR分别达21.7%、37.6%。产业布局全国各地，形成东北、西北、华东、华中、华北五大新能源基地。各基地装机规模均超过百万千瓦，形成新能源全国发展格局。

借助地理位置优势，风光项目多位于优质资源区。根据风能密度及地形状况，我国陆上风能资源区可分为四大类，公司主要风电机组装机分布比较均匀，主要风电项目装机位于I、II、III类资源区合计占比44.8%。根据国家气象局风能太阳能评估中心划分标准，我国太阳能资源地区可分为四类，公司主要光伏项目装机均位于一、二、三类资源区，风光资源条件较好。

公司风光利用小时数稳中有升，近两年有所波动。随着弃风弃光率下降，近年来公司风光利用小时数稳中有升。2019年公司风电利用小时数超过全国风电平均利用小时数，2022年受新投产项目发电效率地区差异影响有所下降，为2075小时；由于公司光伏项目所在地区资源条件较好，近年来公司光伏利用小时数维持高位，2021年受大量新投产光伏项目发电效率差异影响有所波动，2022年公司光伏利用小时数为 1501小时，高于全国光伏平均利用小时数164小时。

公司风电电价较为稳定，光伏电价逐年下降。2018-2022年公司风电电价较为稳定，受风电市场交易规模扩大、平价项目增加影响略有下降，2022年公司风电平均上网电价为0.452元/千瓦时；2018-2022年公司光伏电价大幅下滑，主要是新投产的光伏项目均为平价项目，拉低了光伏发电业务整体平均电价，2022年公司光伏平均上网电价为0.447元/千瓦时。

规划2025年末新能源装机达18GW，“十四五”期间风光装机复合增速25.7%。根据国家电投官网，国家电投提出十四五末电力总装机达2.2亿千瓦、光伏装机达到 80GW以上、清洁能源装机占比60%的规划目标，公司作为国家电投旗下重要的新能源运营平台，大力发展能源转型，计划到2025年装机规模超过20GW，其中清洁能源比重超过90%，即到2025年风光装机将达18GW。2022-2025年期间的新能源装机CAGR达25.7%，增量空间广阔。

新能源项目建设指标充足，在建项目装机超100万千瓦。截至2023年6月末，公司在建项目装机达144.67万千瓦，其中风电项目装机占比19.0%，光伏项目装机占比 81.0%，公司在建+储备项目充足。截至2023年8月公司获得新能源项目建设指标 235.86万千瓦，其中风电、光伏项目分别193万千瓦、42.86万千瓦，目前相关项目都在前期准备中，预计将在2024年开工。

光伏组件价格持续下降，光伏投资成本降低。根据PVinfoLink数据，组件出口量连续七月衰退，此前由于需求不景气带动多晶硅、硅片价格均出现高位回落，3月27 日182mm单晶组件现货价格为至0.90元/片。

绿电发电量占比提升，消纳问题成为重中之重。根据新能源消纳检测预警中心数据， 2024年1月全国风电利用率为98.3%（同比+2.8pct）、全国光伏利用率为98.0%（同比+1.2pct）；2024年1月吉林省风电利用率为96.2%（同比-0.9pct）、吉林省光伏利用率为95.0%（同比-2.7pct）。绿电发电量占比迅速提升过程中带来的电网不稳定、新能源消纳、辅助服务定价等问题，正是我国新型电力系统发展、改革的重点方向。

吉林省陆续出台相关政策，内引、外通、强网三重发力促进新能源消纳。为解决新能源消纳问题，2022年4月吉林省在《吉林省西部国家级清洁能源基地发展规划》中提出通过内引、外通、强网三方面增强新能源消纳能力。内引是指通过白城、松原两个绿电园区低电价和绿电优势进行招商引资，扩大用电增量，提升省内自身消纳能力；外通是指打通外送通道，借助鲁固直流以及正在推进的吉电南送特高压外送通道将优质清洁能源电力送往华北、华东等地区；强网是指保证电网送出工程与风光发电项目进度相匹配，实现风光发电项目与送出工程同步规划、同步核准、同步建设、同步投运。形成省内消纳、外送和制氢3个千万千瓦级基地，确保新能源消纳水平。2022年11月吉林省在《吉林省电力发展“十四五”规划》中还提出在风电富裕地区提升电采暖比重，提高对弃风电力的消纳能力，推动吉林西部白城、松原地区风电就地制氢、分级消纳，大力发展新型储能等举措，进一步提升新能源消纳能力。

（二）布局氢能全产业链，探索绿氢制氨新模式

与多方签订协议，布局氢能全产业链。公司2018年开始涉足氢能领域，目前已与长春绿动氢能科技、盐城市大丰区人民政府、中远海运大连投资等多方签订合作协议，布局氢能“制-储-运-加-用”全产业链。预计到2030年公司氢基绿色能源产品总规模将达到年产162万吨绿氨、80万吨绿色甲醇和30万吨绿色航煤。根据公司官网，未来公司规划在吉林打造氢能“两大基地、一条走廊”，在江苏盐城推进“海上风电制氢”等创新路径落地，在新疆打造西北边疆区域氢能大基地和贸易示范区，实现氢能与相关产业融合发展。

探索绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢新模式。绿氨是指通过风能、太阳能等可再生能源发电所产生的绿电电解水产生氢气，再由空气中的氮气和氢气合成氨。由于氢气储运难、安全性差，公司“大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目”采用新能源发电、电解水制氢与合成氨工艺，将氢以氨的形式进行储存，使得氢能实现跨时间调节、跨区域配置和跨品种耦合，有利于进一步促进规模性新能源消纳。

合成氨供需有所缩紧，产能利用率进一步提高，储能用氨需求有待释放。过去国内合成氨产能面临过剩问题，我国合成氨主要应用于农业、工业、储能三大用途，近年来受农业需求拉动国内合成氨供需有所收紧，产能利用率进一步提高。根据RMI 的研究报告，2020年我国农业用氨占比71%，工业用氨占比29%，未来储能用氨将逐渐进入快速发展期，是未来合成氨应用的主要方向，储能绿氨需求有待释放。

合成氨价格挂钩原料价格，煤价带动合成氨价格高位运行。在中国，合成氨的生产以煤化工为主要路径。“十三五”去产能后煤炭行业中长协价格大幅上移，煤价持续高位运行，预计2023-2030年国内尤其是东北地区煤炭供需将持续紧平衡，受东北煤价上涨及能耗双控因素影响，东北地区合成氨市场售价整体呈波动上涨趋势。叠加绿氨属于零碳产品，未来可能获得减碳溢价影响，公司合成氨产品收益水平有望进一步提升。

三、火电供热提质增效，辅助服务收入可期

（一）结构优化促进提质增效，火电盈利能力持续改善

2023年6月末公司火电装机3.30GW，均位于吉林省内，占吉林省火电装机的18%。从公司火电装机历史变化过程来看，2002年起公司火电进入高速发展阶段，近年来公司对火电资产转型升级，2019年完成通化、白山两个区域火电资产处置，2023年 6月末公司火电装机容量3.30GW，未来公司将根据相关火电资产盈利能力、保供及电网稳定等因素继续优化火电装机结构。目前公司六家火电厂均位于吉林省，发电及热力业务遍及长春、吉林、四平、白城。

吉林省内发电量大于用电量，为电力输出省份，火电机组利用小时数偏低，火电发电量下滑，热力产量与火电发电量变化趋势相符。近年来，吉林省用电量增速低于发电量增速，为电力输出省份，发电能力较为充足，导致火电机组利用小时数偏低， 2019年公司通过淘汰落后产能，优化火电装机结构，使得火电利用小时数有所提升，从2018年的3612小时提升至2020年4134小时。近年来随着火电产能过剩及国家对新能源发电的政策倾斜，公司火电利用小时数逐渐下降，2022年公司火电机组平均利用小时数为3820小时，火电发电量下滑至126.05亿千瓦时。由于公司火电装机全部为热电联产机组，因此公司热电板块与火电拥有机组情况相同，2018-2022年公司热力产量与火电发电量变化趋势基本一致，2020-2022年热力整体产能利用率在 60%-80%之间。

市场化改革推动火电上网电价提升，公司积极推进热价调增。近年来国家不断扩大火电价格浮动范围，国家发改委2019年10月发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，2021年10月发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将市场交易电价上下浮动范围扩大至原则上不超过20%，但高耗能企业不受上浮20%限制，在煤价大涨的情况下，公司火电机组市场化交易电量均实现电价上涨。公司火电上网电价由2018年的0.321元/千瓦时逐步提升至2022年的 0.426元/千瓦时，2023年上半年较标杆电价上浮20%达到上限。公司连续五年推动热价调增，2018-2022年公司售热均价逐年上升，由2018年的32.69元/吉焦提升至 2022年的38.01元/吉焦。

燃料费用为火电和热力主要成本，煤价高位运行，成本压力显著。燃料费用是公司火电和热力业务成本的主要部分，2022年燃料费用分别占火电、热力业务总成本的 66.7%、68.4%。公司煤炭来源地主要是蒙东，以年度长协煤为基础，进口煤及经济煤种为补充，近年来公司年度长协煤覆盖率95%以上。2020-2022年伴随煤价上涨公司标煤采购单价大幅上涨，由2018年的637.25元/吨（含税，下同）上涨至2022 年的815.82元/吨，2023年以来伴随煤价下跌有所下降，但仍面临一定的成本压力。 2019年由于煤炭紧缺、价格上涨，受煤炭质量稳定性下降等因素公司供电煤耗有所波动，2019年起通过改造和淘汰落后产能，公司供电煤耗呈下降趋势，从2019年的 291.71克/千瓦时下降至2022年的285.95克/千瓦时。

电价提升难抵煤价上涨，火电业绩承压，但仍处区域行业高位。伴随火电上网电价提升，2018-2022年公司火电收入逐年提升，但由于近年煤价维持高位运行，对公司火电业务盈利情况存在较大影响，2018-2022年公司火电毛利率位于10%-15%区间。在煤价高企、行业亏损大环境下，公司通过抢发效益电、剥离低效资产等方式进行提质增效，盈利能力位于区域行业高位。受煤炭价格上涨影响，公司供热燃料成本上涨，由于热力行业特点，仅在供暖季贡献收入，全年利润亏损，未来将通过加强民用供热、开发工业蒸汽市场、提质增效及热价调增等措施提升热力板块盈利水平。

（二）火电调峰价值显著，辅助服务收入平滑业绩

各省辅助服务政策陆续推进，进一步明确火电消纳价值。根据各区域电力辅助服务管理实施细则（或征求意见稿），华中、华北、东北、华东、南方区域对煤电深度调峰补偿分别为250~840、100~250、200~1000、20~320、50~1188元/兆瓦时，同时部分省份还有独立的补偿细则。煤电机组在100%~50%负荷区间内调节较易，但伴随近年火电需要深度调峰（通常为50%以下负荷）调度频次增加，经济补偿各异且市场机制完善程度掣肘火电改造调峰积极性；当前煤电容量补偿已落地，我们预计未来调峰电价也有望进一步完善推广。

2023年上半年我国火电均摊辅助服务收入约9厘，我们看好调峰电价的进一步度量。根据国家能源局披露数据，2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%；考虑折算到上半年全国火电发电量上（2.95万亿千瓦时），该部分度电收入约9厘钱。

受气候因素影响，热电矛盾加强东北地区辅助服务作用。东北地区冬季高寒，供热期长，供热机组占火电机组容量比重大，在采暖期热电联产机组的运行容量占火电机组运行总容量的70%，火电机组发电与供热是耦合关系，一旦降低发电负荷，供热量也会随之减少，无法保证冬季民生用热，为保供热，东北地区冬季机组负荷率较高，降低了风、光资源的消纳能力，热电矛盾尤为明显。常规热电联产机组按“以热定电”方式运行，调峰能力通常仅为10%~20%额定功率，辅助服务调峰在促进新能源消纳的同时还可以保证机组的对外供热，根据国家能源局提出的提升火电机组运行灵活性改造目标，机组灵活性改造完成后将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量。

东北地区辅助服务市场体系已初步形成，调峰补偿力度大。针对东北地区电力消纳及系统调峰困难等情况，2014年10月，东北能监局发布《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试行）》，东北地区作为我国首个电力调峰辅助服务市场正式启动。2016年，国家能源局启动了提升火电机组运行灵活性改造示范工程，并将东北电力辅助服务市场确定为国家电力体制改革专项试点。2017年1月1日，东北电力调峰辅助服务市场正式启动。2018年以来对东北辅助服务市场进行机制升级工作，增设旋转备用交易品种，并对原有深度调峰补偿机制进行了完善。根据国家能源局数据，2019 年上半年，东北地区电力辅助服务补偿费用达24.9亿元，其中调峰补偿达24.5亿元，占全国调峰补偿费用总额的48.92%。

实时深度调峰交易采用阶梯式报价进行分档补偿。调峰分为“基本辅助服务”和“有偿辅助服务”，负荷基准线以上的调峰服务无偿提供，低于基准线的调峰服务需要额外补偿。东北地区非供热期纯凝火电机组/热电机组有偿调峰基准负荷率分别为50%/48%，供热期分别为48%/50%。由于机组在降低出力时会增加煤耗、运营成本，因此各省区将负荷率划分为不同档位，负荷率越低给予越高的补偿标准，东北地区实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，第二档最高报价上限达1 元/kwh。

（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。）