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。）
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