（报告出品方/作者：东北证券/笪佳敏，岳挺）

1.吉电股份：背靠国家电投，新能源转型成效显著

1.1.老牌电力运营商，积极转型新能源

深耕电力供应，成功转型新能源。吉电股份成立于年4月28日，深耕电力运营行业近30年，年9月于深交所上市。公司核心业务为发电、供热，是吉林省唯一以发电为主营业务的综合能源类上市公司，是吉林省经济发展和民生保障所需电力及热力供应的重要企业之一，公司火电装机万千瓦，均为热电联产机组，发电及热力业务遍及长春、吉林、四平、白城，公司火电机组约占全省火电装机的18%，工业供汽产能省内最大。公司持续大力发展新能源，项目所在地涉及全国30个省市区，截至年9月底，公司新能源装机已达.1MW，占比超2/3，已成功转型为以新能源为主的清洁能源上市公司，位列“年全球新能源企业强榜单”第名，较年提升35名。

装机结构持续优化，新能源占比快速增长。近年来，公司持续大力发展新能源，风电、光伏装机量快速提升，分别由年的.6万千瓦、50.26万千瓦提升至年9月底的.19万千瓦、.91万千瓦，年复合增长率分别达19.14%、56.43%。新能源总装机量由年底.86万千瓦增长至年9月底.1万千瓦，年复合增长率达%，新能源装机量占比由年底37.36%提升至年9月底67.68%，成功转型为新能源发电为主的清洁能源运营商。发电量占比方面，新能源占比由年的18.13%提升至年6月底的44.58%。营收占比方面，新能源占比由年的23.18%提升至年6月底的40.69%。

1.2.背靠国家电投，股权结构合理

国家电投为实控人，股权治理结构较为完善。年3月，吉电股份完成非公开发行股票，发行完成后国家电投集团吉林能源投资有限公司的持股比例增加至26.19%，仍为公司第一大股东。公司实控人仍为国家电力投资集团有限公司（简称“国家电投”），最终实控人仍为国务院国资委。国家电投为公司第二大股东，直接持有公司股份比例5.69%，通过全资子公司国家电投吉林能投和中国电能成套设备有限公司间接持有公司26.19%、0.88%股份，国电电投对公司控制权稳固，公司股权结构较为合理，没有过于集中或过于分散。

国家电投是世界最大新能源运营商，公司作为其重要上市平台发展空间广阔。国家电投成立于年7月，是中央直接管理的特大型国有重要骨干企业，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。国家电投是我国五大发电集团之一，也是全球最大的新能源发电企业，其可再生能源发电装机、新能源发电装机、光伏发电装机分别超过1亿千瓦、万千瓦、3万千瓦，均高居全球第一，风电装机超过3万千瓦，位居全球第二。国家电投共有下属上市平台6家，即吉电股份、上海电力、中国电力、电投能源、东方能源、远达环保，其中吉电股份新能源发电业务占比较高。国家电投通过股权转让、基金投资、合作开发氢能、统一采购组件等方式支持公司大力发展新能源，公司新能源业务在实控人国家电投的支持下有望获得较快发展。

1.3.营收利润持续增长，健康现金流支撑资本开支

营收持续增长，归母净利润创新高。公司近年来营业收入稳步增长，年总营收突破百亿大关，达到.6亿元，同比增长17.64%。年前三季度，受益于公司产能持续释放，总营收达88.57亿，超过年全年水平，同比增长31.14%。盈利能力方面，由于公司业务结构调整，新能源占比大幅提高，盈利水平持续显著提升。公司年置出亏损的白山热电、通化热电火电资产，叠加持续优化装机结构影响，年公司归母净利润显著提升至4.78亿，同比大幅增长%，年上半年和前三季度同比分别增长51.96%、57.87%。公司总体毛利率、净利率、ROE基本上呈上升趋势，年前三季度公司产品毛利率为25.88%，净利率为10.53%，加权ROE、ROA、ROIC分别为7.04%、1.56%、4.03%。

经营性现金流充沛，助力资本开支扩张。公司主营电力行业，经营性现金流稳定充沛，并随着新能源装机规模的增长稳定提升。年，公司经营性现金流突破新高，达33.37亿元。年前三季度公司经营性现金流为26.8亿元，超过年全年水平。新能源开发属于资金密集型行业，公司资本开支较高，但经营性现金流总体占资本开支的一半以上，按照自有资金：融资资金3:7的比例，公司经营性现金流能够支撑公司资本开支。此外，公司偿还债务能力不断增强，利息保障倍数和速动比率均保持上升态势，年前三季度公司资产负债率为77.44%，较年下降2.4个百分点。（报告来源：未来智库）

2.时代机遇：能源结构转型升级，电力市场化改革加速推进

2.1.全球碳排放量持续快速增长，遏制全球变暖成为各国共识

全球碳排放快速增长，温室效应导致全球平均温度升高。温室效应是指透射阳光的密闭空间由于与外界缺乏热对流而形成的保温效应，即太阳短波辐射可以透过大气射入地面，而地面增暖后放出的长波辐射却被大气中的二氧化碳等物质所吸收，从而产生大气变暖的效应。大气中每种气体并不是都能强烈吸收地面长波辐射。地球大气中起温室作用的气体称为温室气体，根据《京都议定书》以及生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，温室气体包括二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟烃（HFCs）、全氟化碳（PFCs）、六氟化硫（SF6）和三氟化氮（NF3）等7种气体。二氧化碳是其中排放量最大的温室气体，虽然随着科技水平的进步人均碳排放水平不断下降，但随着经济发展碳排放总量仍处于上升阶段。我国于年碳排放量超过美国成为世界第一，年占全球比例为30.65%，但累计碳排放量仍低于美国位居全球第二，为美国的56.53%。

遏制全球变暖成为全球共识，《联合国气候变化框架公约》达成。年5月22日联合国政府间谈判委员会就气候变化问题达成《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC），该公约是世界上第一个为全面控制二氧化碳等温室气体排放应对全球气候变暖给人类经济和社会带来不利影响的国际公约，也是国际社会在对付全球气候变化问题上进行国际合作的一个基本框架。目前UNFCCC共有个缔约国，《京都议定书》及《巴黎协定》都是UNFCCC的子公约。

《京都议定书》和《巴黎协定》继续深化《联合国气候变化框架公约》。年12月，UNFCCC在日本京都举行的第三次缔约方大会上通过了《京都议定书》，议定书建立了旨在减排温室气体的三个灵活合作机制——国际排放贸易机制、联合履行机制和清洁发展机制。《京都议定书》与《框架公约》的最主要区别是后者鼓励发达国家减排，而前者强制要求发达国家减排，具有法律约束力。

年12月，联合国气候峰会通过《巴黎协定》，年11月正式生效后成为《联合国气候变化框架公约》下继《京都议定书》后第二个具有法律约束力的协定。《巴黎协定》的目标是把全球平均气温升幅控制在工业革命前水平以上低于2℃之内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5℃之内。然而，根据HannahRitchieandMaxRoser的测算，即使各成员国完全履行在《巴黎协定》中的承诺，全球平均气温仍将上升2.5-2.8°C，高于《巴黎协定》预定的目标。

主动承担与国情相符合的国际责任，我国推出“碳达峰”、“碳中和”时间表。据联合国环境规划署，全球已有余个国家和地区做出了碳中和承诺，我国作为世界上最大的发展中国家，计划用全球历史上最短的时间实现从碳达峰到碳中和。年9月22日，我国政府在第75届联合国大会上提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于年前达到峰值，努力争取年前实现碳中和。”具体而言，“碳中和”要求我国通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身直接或间接产生的二氧化碳或温室气体排放量，实现正负抵消，达到相对“零排放”。目前包括我国在内的世界许多国家的碳排放密度（单位能源生产碳排放量）都呈下降趋势，我国在今年的政府工作报告中提出计划“十四五”时期单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%，预计将为我国如期实现“双碳”目标做出重要贡献。

2.2.火电仍为我国电源主体，能源结构转型势在必行

我国碳排放近七成来源于煤炭，电力行业煤炭消费占比过半。煤炭是我国主要能源来源，历史上较长时间占比近%，近年来占比下降但仍超过2/3，年我国碳排放总量中有69%来源于煤炭。煤炭主要用于动力煤消费和炼焦煤消费，且近十几年来占比逐渐提升，目前原煤产量中约90%用于动力煤消费。动力煤主要用于电力、热力、建材、化工、冶金等行业，其中电力行业动力煤消费量占动力煤总消费量的60%以上，近十几年来保持稳定。因此，电力行业动力煤消费量约占我国原煤产量的54%。

我国电力行业以火电为主，煤电装机占比近一半。长期以来，我国电源结构以火力发电为主，年前基本保持在80-90%，年之后火电发电量占比逐步下降，占比随月份变化稍有不同，一般来讲冬春季发电量占比高于夏秋季，主要由于水电出力具有季节性，丰水期水电出力会挤占火电出力。装机情况来看，近年来我国火电及煤电装机占总装机比例不断下降，年火电装机占比首次低于60%，年煤电装机占比首次低于50%。年10月份，全国火电装机占总装机比例为55.70%，煤电装机占总装机比例为47.75%。虽然以煤电为代表的火电（煤电占火电装机占比超85%）发电量及装机量占比均不断下降，但仍均远超其他电源，依旧为我国电力生产行业的主体。

大幅降低煤电在能源结构中的占比，是我国如期实现“双碳”目标的必由之路。按照煤炭导致碳排放总量占比69%、动力煤消费量占比90%、火电动力煤消费占比60%计算，煤电碳排放占总碳排放的37%以上。按照火电发电量占比约70%、煤电占火电装机占比85%计算，通过使用风电、光伏等零碳排放电源替代煤电，在不考虑其他因素的情况下，火电发电量每降低10%将可降低碳排放6.3%。因此大力发展新能源，提高新能源装机在我国能源结构中的占比，使新能源占据能源主体地位，是如期实现我国“双碳”目标的必由之路。

2.3.新能源装机占比快速提升，发展空间广阔确定性强

新能源蓬勃发展，全球及我国新能源装机快速增长。近十几年来，全球新能源发电行业蓬勃发展，其中风电由于技术成熟较早、成本较低等原因先于光伏获得大规模商业应用，但年开始随着光伏成本大幅下降，发展速度逐步赶上甚至超越风电。截至年，全球风电光伏累计总装机量达.8GW，同比增长19.76%，近5年CAGR为17.85%。其中风电、光伏累计装机量分别为.3GW、.5GW，同比分别增长17.84%、21.82%，近5年CAGR分别为11.99%、26.61%。

我国新能源总装机稳居世界第一，海上风电装机世界第二。据国际可再生能源机构（IRENA）统计，年我国风电、光伏新能源装机均高居世界第一，分别高达GW、GW，装机规模甚至高于欧洲、北美，国家排名中美国均排名世界第二，装机分别为GW、74GW，分别只有我国的42%、29%。风电方面，我国陆上风电、海上风电装机规模分别为GW、9GW，分别在所有国家当中位居全球第一、第二，陆上风电装机规模高于欧洲、北美，海上风电装机规模小于欧洲、英国，我国海上风电装机规模分别为欧洲、英国、德国的36%、87%、%。

“双碳”目标叠加政策扶持，新能源发展确定性高。为顺利如期实现“双碳”目标，促进新能源快速健康发展，我国加速出台政策文件，构建碳达峰碳中和“1+N”政策体系。顶层设计方面，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》作为“1+N”中的“1”，发挥统领作用；随后，国务院印发《年前碳达峰行动方案》，对“1”进行了细化，是“N”中为首的政策性文件，当中提出了10个重点任务，排在第1位的即为“能源绿色低碳转型行动”，指出要“推进煤炭消费替代和转型升级”和“大力发展新能源”，在分解任务中分别排名前2位，意义十分重大。部委层面，国家能源局组织实施了风光大基地建设（目前已开展2期共GW）、整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点、对《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见，极大的增强了新能源发展的确定性。

国家牵头央企积极推进，新能源发展维持高增速。为确保如期达成“双碳”目标，国家积极推进发展新能源，组织实施了风光大基地、整县推进光伏等多个国家级项目，并对分散式风电、老旧风场改造项目公开征求意见。在国家能源局综合司年2月26日发布的《关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》中提出的6大项目储备建设任务中，目前仅剩关于风电的2项未落地，预计分散式风电和老旧风场改造方案将于近期落地。在政策的支持下，我国以五大四小电力集团为代表的电力央企积极推进发展新能源，“十四五”均提及改善装机结构，国家和央企的新能源规划有效的保障了我国新能源装机量及装机增速，进一步提高了发展确定性。

分省下达新能源消纳责任，年新能源累计装机或达18亿千瓦。根据国家能源局年2月下发的《关于征求年可再生能源电力消纳责任权重和—年预期目标建议的函》，年非水电电力消纳责任权重为25.9%，年预期完成情况为12.7%，逐年提升约1.47个百分点。根据测算可得光伏、风电年新增装机量及累计装机量，预计-年，光伏、风电装机分别累计新增7.43亿千瓦、5.22亿千瓦，合计12.65亿千瓦，至年底新能源累计装机18亿千瓦，超额完成国家年风电、光伏总装机容量12亿千瓦以上的目标。

2.4.技术进步促进成本下降，绿电运营商盈利空间持续增长

新能源度电成本持续下降，运营商盈利空间持续扩张。随着技术水平不断进步，近十几年来风电、太阳能等发电成本不断下降。据IRENA统计，全球光伏、光热、陆风、海风度电成本（LCOE）同比分别下降7%、16%、9%、13%，并分别从年的0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh降低至年的0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh，降幅分别为85.0%、68.2%、56.2%、48.1%，已经接近甚至低于火电发电最低成本，光伏、光热最新招投标数据显示甚至下降到0.$/kWh、0.$/kWh。相比之下，同时期生物质发电、地热发电、水电等可再生能源度电成本却持平甚至上升，凸显太阳能、风电优势。招标价格的不断降低扩展了风光运营商的盈利空间，预计随着技术水平进一步提升，光伏、风电等新能源发电成本会进一步下降，运营商盈利能力将进一步增强。

组件成本下降助力光伏成本降低，我国光伏发电成本较低。据IRENA统计，近10年来光伏发电成本下降贡献占比中，组件成本下降贡献46%，此外EPC工程、逆变器、支架安装分别占比12%、9%、7%，合计占比近3/4，预计随着组件、逆变器等核心设备成本持续下降，光伏发电成本将进一步降低。横向对比，主要依靠我国低成本光伏产业链，年我国集中式光伏每kW成本在全球各主要国家中排名较低，是全球光伏发电成本最低的国家之一。

中上游价格预计全线回落，促进需求有效释放。受硅料供给有限及下有需求旺盛双重影响，硅料价格自年7月以来逆转连续下降趋势一路上行，直至年11月达到最高点，多晶硅致密料平均价格元/kg，相比最低点59元/kg，涨幅高达%，抑制了下游需求。年12月，中国光伏行业协会将年新增装机预测下调至45-55GW。据PVInfoLink最新数据，多晶硅致密料平均价格已连续下降2周，随着年底抢装潮没有如期来临及下游对上游预期价格下降导致的采购谨慎等原因，硅料价格有望持续下降。预计随着硅料价格回落及在风光大基地等项目储备的推动下，年光伏新增装机或达75GW，同比增长36%-67%。

风机价格持续下降，持续降本助力风电发展。风机价格是风电项目成本中占比最大的部分，平坦地形、山地项目风机成本分别约占55%、39%。年前三季度，国内公开招标市场新增招标量41.9GW，比去年同期增长了.1%，超过去年全年水平，其中陆上新增40.9GW，海上新增1GW。随着风机招标量同比大幅增长，风机投标价格也大幅下降，3S、4S级别机组月度公开招标市场均价分别由年9月的元/kW、元/kW降至年9月的元/kW、元/kW，降幅分别高达25.8%、26.5%。未来随着风机大型化、轻量化等趋势持续发展，风机价格预计将继续下探，带动风电需求持续增长。

2.5.电力市场化改革加速推进，电力行业逻辑大幅改善

电力市场化改革加速推进，电力逐步回归商品属性。今年来，随着“双碳”目标的提出与落实，我国电力市场化改革进程明显加快。国家发改委、国家能源局等密集出台了一些列电改有关文件，进一步完善了电力交易规则，扩大了电价浮动范围，现货交易及高耗能企业甚至不受上浮20%限制，困扰电力行业多年的电价问题逐步得到解决，初步建立了能涨能跌的电价市场化运作机制，电力商品属性逐渐还原，电力行业逻辑重塑，盈利能力有望得到根本改善。

分时电价政策陆续出台，峰谷价差拉大助力新能源消纳。年7月，国家发改委为更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确各地要将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷，并充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。截至年12月19日，已有24个省发布分时电价有关政策（8个省处于征求意见阶段）。其中，所有省峰谷电价比例不低于3，有10个省不低于4，广东省峰谷电价比例高达4.47，尖峰电价在高峰电价基础上上浮25%，均为全国最高。

绿电交易市场方兴未艾，市场化交易享受溢价。年9月7日，首次绿色电力交易启动，共17个省份家市场主体参与，达成交易电量79.35亿度，国网经营区域成交68.98亿度，南网经营区域成交10.37亿度，绿电交易市场正式开启。这次试点交易中，成交均价较正常中长期协议增加3-5分/度，较火电基准价大约上涨2分钱（长协低于火电基准价），即5%。绿电交易通过国家电网公司开发的“e-交易”电力市场统一服务平台上的绿色电力交易专区完成，交易系统运用了区块链技术，实现了整个交易环节可追溯、可追踪、可认证，提升了用户购买绿电的积极性、安全性，预计未来绿电交易范围、份额、频次将逐步扩大。除绿电交易市场外，省内、省间电力市场化交易中，绿电其由于绿色属性，有望享受高于火电的交易价格，保障利用小时数之外的市场化交易电量也有望享受高于电网保障电价，绿电运营商整体盈利水平预计将提升。

省间电力现货交易规则发布，新能源省间现货交易持续增长。省间电力交易市场是新能源消纳的重要途径之一，年8月18日，国家电网启动了跨区域省间富余可再生能源现货交易试点，新能源省间现货交易量持续增长，从年亿千瓦时增长至年亿千瓦时，年上半年达亿千瓦时，同比增长61.2%。年11月22日，国家电网正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》，将交易范围由“跨区省间”扩展到“所有省间”，将交易频率由按五个交易时段开展变为每两小时开展一次，将市场主体由可再生能源扩展到所有电源类型，并具有电源属性的标签，能够体系绿色电力的交易价值。随着省间电力现货交易规则进一步完善，预计新能源省间交易量将进一步增长，一方面有助于提高新能源发电利用率，另一方面有助于提高绿电交易价值。

绿证交易增厚收益，CCER有望重启。CCER，即国家核证自愿减排量，年后发改委暂停CCER签发，国内申请减排认证的方式从CCER转为绿证。绿证即绿色电力证书，年2月国家首提配额制及绿证交易机制，年绿色证书制度开始试行，每MWh结算电量对应1个绿证。绿证作为可再生能源发电的绿色电力属性标识，未来需求巨大，随着风光项目迈入无补贴时代，平价绿证开始交易，年6月25日，我国首单平价绿证交易完成。截至年6月底，已核发平价项目绿证约万个，其中光伏绿证占比72%、风电绿证占比28%。此外，随着北京绿色交易所升级为面向全球的国家级绿色交易所并承建全国自愿减排(CCER)交易中心，CCER有望重启，绿电交易方式进一步扩充，绿电运营商通过出售绿证、CCER将可获得额外收益。按照每张平价绿证50元计算，每度电可获得额外收益5分钱，相比燃煤基准价提升约13%，绿电运营商收入也将随之提升。

碳配额收紧提升火电发电成本，市场化交易电价中枢有望上移。年7月16日全国碳排放权交易市场启动，标志着我国碳市场建设进入新阶段。12月13日，市场化运行满百日，全国碳市场碳排放配额累计成交量达.82万吨，连续12个交易日单日成交额超1亿元，累计成交额突破30亿元大关，达到35.14亿元。其中，中国大唐和中国华电已完成全部重点排放单位缺口配额交易，交易平均价格分别为每吨42.14元和43.21元。目前全国碳交易市场仅纳入了火电企业，未来建材、钢铁、水泥等高耗能行业预计也将陆续被纳入。相比国际主流碳交易价格，我国目前碳交易价格明显偏低，未来随着碳配额逐步收紧以及可能实施的碳地板价政策，碳交易价格预计将持续上涨，火电发电成本将持续上升。10月12日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求燃煤发电电量原则上全部进入电力市场。因此，煤电发电成本的升高预计将传导至电力交易市场，市场化交易电价中枢有望上移，利好发电成本不受碳交易价格影响的绿电运营商。（报告来源：未来智库）

3.开拓进取：风光装机快速增长，火电盈利能力有望提升

3.1.新能源装机快速增长，风光均衡发展布局全国

深耕电力开发与运营，抢先启动新能源转型。公司自成立以来，深耕电力开发与运营业务，虽然传统业务为火电，但新能源开发与运营也有着十多年经验。8年，国际金融危机及煤电矛盾集中爆发，公司抓住低碳发展机遇，布局发展风电、光伏等绿色低碳能源。9年，公司在吉林省长岭县开始风电施工，年，装机容量共9.9万千瓦的长岭腰井子、三十号风电项目共66台风机全部并网发电，公司实现了清洁能源“零”的突破。年末，公司控股装机容量达到.77万千瓦，比年末增长%。其中，火电增加万千瓦，增长84.6%；新能源增加88.47万千瓦，增长%，占比27.8%，比年末提高16.3个百分点。年末，公司控股装机容量.96万千瓦，比年末增长%，其中，火电增加48.50万千瓦，增长17.2%；新能源增加.69万千瓦，增长%，占比63.85%，比年末提高36.1个百分点。截至年9月，新能源装机.1万千瓦，占比67.68%，预计年底达70%以上。

风电发展时间早于光伏，光伏发展速度高于风电。与世界风电光伏发展趋势类似，由于风电成本起初低于光伏发电成本，公司风电发展起步早于光伏发电。年6月，公司首批自建风电项目长岭腰井子、三十号风电项目投入商业运营，装机容量9.9万千瓦，同年通过并购获得吉林泰合、吉林里程协合各4.95万千瓦风电，年底控股装机19.8万千瓦；截至年9月底，风电装机容量.19万千瓦，CAGR为27.52%。光伏由于成本问题起步晚于风电，年11月，公司自建青海格尔木光伏一期2万千瓦项目投入商业运行，二期2万千瓦投产，年底控股装机4万千瓦；截至年9月底，光伏发电装机容量.91万千瓦，CAGR为82.36%，装机量目前已超过火电。公司近年来光伏发展速度高于风电，与全球走势类似，原因或为光伏成本下降幅度大于风电。

立足省内，全国布局发展新能源。公司在发展新能源之初即

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