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

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。2021 年 3 月，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 2015 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、7000 万千瓦、3500 万千瓦，均高居全球第 一，风电装机超过 3500 万千瓦，位居全球第二。国家电投共有下属上市平台 6 家， 即、上海电力、、、东方能源、，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

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，并随着装机规模的增长稳定提升。2020 年，公司经营性现金流突破新高， 达 33.37 亿元。2021 年前三季度公司经营性现金流为 26.8 亿元，超过 2019 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，2021 年前三季度公司资产负债率为 77.44%，较 2020 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 2006 年碳排放量超过美国成为世界第一，2020 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。1992 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

《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》。1997 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。

2015 年 12 月，联合国气候峰会通过《巴黎协定》，2016 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 Hannah Ritchie and Max Roser 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 120 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。2020 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 2030 年前达到峰值，努力争 取 2060 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 100%，近年来占比下降但仍超过 2/3，2020 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，2010 年前基本保持在 80-90%，2010 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，2019 年火电装机占比首次低于 60%，2020 年 煤电装机占比首次低于 50%。2021 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. 装机占比快速提升，发展空间广阔确定性强

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 2010 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 2020 年，全球风电光伏累计总装机量达 1440.8GW，同比增长 19.76%，近 5 年 CAGR

我国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，2020 年我国风电、光伏新能源装机均高居世界第一，分别高达 282GW、254GW，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 118GW、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 273GW、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%、116%。

“双碳”目标叠加政策扶持，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《2030 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 200GW）、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，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 2021 年 2 月 26 日发布的《关于 2021 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。

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

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 降低至 2020 年的 0.057$/kWh、 0.108$/kWh、0.039$/kWh、0.084$/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 0.040$/kWh、0.076$/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，2020 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。

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，2022 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%。2021 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 115.1%，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

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，峰谷价差拉大助力消纳。2021 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 2021 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。2021 年 9 月 7 日，首次绿色电力交 易启动，共 17 个省份 259 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，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一，2017 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 2016 年 363 亿千 瓦时增长至2020 年915 亿千瓦时，2021 年上半年达 677 亿千瓦时，同比增长61.2%。 2021 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。

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，2021 年 6 月 25 日，我国首单平价绿证交易完成。截至 2021 年 6 月底，已核发平价项目 绿证约 362 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。2021 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 8494.82 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. 装机快速增长，风光均衡发展布局全国

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。2010 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，2010 年底控股装机 19.8 万千瓦；截至 2020 年 9 月底，风电装机容量 270.19 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。公司在发展新能源之初即关注省外发展，在全国 范围内积极拓展新能源发电业务，约 3/4 的新能源装机位于省外，现已遍布吉林、 甘肃、青海、安徽、江西、北京、云南、河北、河南、上海等 30 个省份，形成新能 源全国发展格局。2020 年底，东北区域新能源装机容量 128.4 万千瓦，华东区域 197.38 万千瓦，西北区域 103.1 万千瓦，华北区域 90.27 万千瓦，华南区域 31.5 万 千瓦，西南区域 16.6 万千瓦，华中区域 15.71 万千瓦，其中华东区域新能源装机容 量已超过东北区域，西北、华北区域也与东北区域较为接近。售电量方面，东北区域新能源发电量位居全国第一，以 22%的装机占比销售 36%的电量，预计原因之一 为东北地区特别是公司吉林省内新能源电力可与公司省内火电电力打捆外送。

3.2. 装机结构优化致毛利率稳步提升，电价放开有望增厚公司收益

风电光伏业务毛利率高于火电，整体毛利率随装机结构优化提升。在补贴时代，风 电光伏业务由于一般享有补贴，因此毛利率较高，且随着光伏发电度电成本不断下 降而增长。虽然进入平价时代后风电光伏业务毛利率可能有所下降，但是国家于 2020 年明确规定纳入补贴目录的项目在项目全生命周期合理利用小时数之内可享 受 20 年补贴电价，因此虽然未来公司装机无法再享受有国家补贴，但是毛利率不会 断崖式下滑。随着风电光伏投资成本持续下降，未来业务毛利率预计仍将高 于火电业务，公司整体毛利率水平将随新能源装机占比提升而增加。

火电市场化电价逐步放开，公司收益有望增厚。2021 年 10 月 11 日，国家发改委发 布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确提出有序放开全 部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易 在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围 由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超 过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，电力现货价格不受上述幅度 限制。电价上浮限制的放宽使得公司可以通过市场化运行提升火电业务收入。此外， 随着能源消费和能源生产电能替代快速发展、分时电价政策不断完善、辅助服务市 场建设稳步推进，公司火电电量平均上网电价或将进一步提升。另一方面，风电光 伏由于具有绿色属性，相较火电存在一定溢价，并可通过绿电交易、出售绿证或 CCER

融资成本持续降低，财务费用率稳中有降。为筹集资金，公司分别与 2011 年、2014 年发行票面利率为 5.75%的一般中期票据、票面利率为 7.20%的定向工具。自 2016 年起，公司所发债券均为超短期融资债券，且自 2017 年起融资利率不断下降，票面 利率从 2017 年的 5.70%降至 2021 年 12 月的 2.75%，债券融资利率创造历史新低。 2021 年 12 月 22 日，公司收到证监会许可同意发行总额不超过 50 亿元的绿色债券， 债券期限不超过 5 年，预计成功发行后将改善公司债务结构，并有望进一步降低公 司融资成本。此外，虽然公司整体财务费用有所增长，但财务费用率稳中有降，有 利于公司净利率水平提升。虽然短期借款、长期借款规模均随着公司规模的扩大不 断增加，但现金流量利息保障倍数近年来基本保持上升态势，公司偿债能力有所提 升。

装机结构有望继续优化，经营性现金流预计满足资本开支需求。2021 年 3 月 23 日， 董事长、党委书记才延福在吉电股份“创新发展，共赢未来”战略合作伙伴论坛暨战略发布会上表示公司将在 2023 年前实现碳达峰，2050 年前实现碳中和。 此外，公司在《发展战略纲要》中提出到 2025 年公司装机规模超过 2000 万千瓦以 上，清洁能源比重超过 90%。据此测算，2025 年公司装机量将达到 1800 万 千瓦。假设公司2021年新增250万千瓦装机，则年复合增长率为21.24%， 年平均新增装机 243.41 万千瓦。假设公司新增光伏风电装机比例持续增长，投资强 度持续下降，项目自有资金比例 30%，测得公司  年新增风电光伏项目资 金需求约为 27、25、22、20 亿元。考虑到 2020 年公司经营性现金流为 33.4 亿元且 预计逐年增长，公司自有资金预计将满足公司新能源项目资本开支需求。

3.3. 火电盈利有望迎来拐点，灵活性改造全部完成

火电装机量保持稳定，发售电量稳步增长。2018 年，公司火电机组新增 70 万千瓦， 装机容量达到历史最高，2019 年公司置出亏损的白山热电、通化热电火电资产，装 机容量下降至 330 万千瓦并维持至今，预计公司火电装机量未来将会保持稳定。虽 然装机量有所变化，但发售电量已连续 3 年实现增长，2020 年实现火电发电量 136.41 亿千瓦时，同比增长 5.26%，售电量 121.99 万千瓦，同比增长 5.05%。公司目前所 有火电机组均为热电联产机组，火电机组约占全省火电装机的 18%，发电及热力业 务遍及长春、吉林、四平、白城，区域规模优势明显，供热量整体呈上升趋势，工 业供汽产能省内位居省内第一。

煤炭成本占比较高，长协新政有望稳定火电业绩。受火电业务模式影响，燃料成本 占据火电业务成本的四成以上，是影响火电成本的最大因素。历史上煤炭价格处于 高位时，公司火电业务亏损较大， 年火电板块分别亏损 8.86 亿元、3.83 亿元、1.58 亿元。虽然 2020 年公司火电板块实现盈利，但预计随着今年煤炭价格大 幅上涨，2021 年火电板块盈利能力再次面临挑战。2021 年 12 月，国家发改委就明 年煤炭长协签订征求意见，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。 煤炭长协的签订有望平抑煤价波动的影响，预计将有效缓解电煤价格波动对公司煤 电业务造成的不利影响。此外，虽然按照目前价格计算，煤炭长协价预计将上浮， 但经测算上浮比例刚好约为燃煤发电基准价的最高上浮比例 20%。由于 2022 年煤 价预期回落，公司 2022 年火电板块盈利能力有望迎来拐点。

全部火电机组完成灵活性改造，成功探索热电联产与风电清洁供暖一体化方案。目 前公司煤电机组均已完成灵活性改造，主要包括 1）电锅炉改造；2）汽轮机低压缸 切缸改造；3）高背压和双倍压改造提高供热能力；4）锅炉稳燃改造，能够提高火 电调峰能力。作为国家首批火电灵活性改造试点项目，公司依托白城发电公司，全 国首次在热电机组采用直热式电锅炉，实现热电解耦，可再生能源消纳，清洁供暖 一体化灵活性改造。2015 年以来，国家能源局发布了《关于做好 2015 年度风电消 纳的通知》，鼓励风电以外企业探索促进风电就地利用的技术示范。公司白城发电 公司处于风电站密集地区，考虑到周边风电场弃风较为严重，具备风电清洁供暖的 环境条件。为有效增强系统调峰和消纳能力，公司总结几年来国内风电清洁 供暖的试点经验，提出了热电联产与风电清洁供暖一体化方案，将原在市中心从配 电网供电的电制暖锅炉移植到热电厂内，作为火电灵活性调峰装置，利用厂用电直 供电，在提高火电运行灵活性的同时，能够降低热电联产机组的上网功率，为风电 机组腾出负荷空间，有效减少风电弃风，缓解电网调峰压力。2021 年 11 月，施耐 德电气中标公司白城发电公司热电联产与风电清洁供暖一体化项目，将为该项目二 期 5*40MW 储能项目提供 Foxboro DCS 控制系统。（报告来源：未来智库）

4. 二次转型：努力打造氢能产业集群，积极发展智慧能源

4.1. 获得国家电投支持，努力打造氢能产业集群

依托国家电投氢能先进技术，积极发展氢能产业链。作为我国第一家同时拥有水电、 火电、核电、资产的综合能源企业集团，国家电投早在 2017 年便启动氢能产 业布局，一方面成立国家电投集团氢能科技发展有限公司，另一方面与清华大学汽 车系、开展战略合作。2020 年 10 月，在长春举行的中德汽车大会上，国家电投集团与长春市政府、中国一汽集团签订战略合作框架协议，共同推动氢能等产 业落地，并指定公司牵头负责。2020 年 12 月，公司与国家电投集团氢能科技发展 有限公司签订战略合作协议，双方计划共同开拓氢能市场，围绕燃料电池推广应用、 PEM 制氢设备研发制造等开展广泛合作，引导和推动燃料电池、PEM 制氢等关键 核心技术研发及产业发展。2021 年，公司先后成立长春吉电氢能有限公司、白城吉 电氢能科技有限公司、大安吉电绿氢能源有限公司，参与组建长春绿动氢能科技有 限公司。公司计划建设以吉林省域为核心的氢能产业集群，《公司发展战略纲要》 指出到 2025 年初步建成氢能产业全产业链，到 2030 年氢能产业实现规模化，并有 较强盈利能力。

或成主流制氢技术。氢能由于来源丰富、能量密度高、可再生、 可存储、产物无污染为广泛认视为“终极能源”。按照制备过程中产生的碳排放量， 可分为灰氢、蓝氢、绿氢，碳排放量依次降低，目前灰氢占比 95%，但由于绿氢通 过使用风能、太阳能等零碳能源，制备过程中不产生氢气，有望成为未来的主流制 氢方式，而制备绿氢主要通过电解水，主要生产设备是电解槽。按照电解质不同， 可将电解槽分为 3 类，即碱性电解槽（AWE）、质子交换膜电解槽（PEM）和固体 氧化物电解槽（SOEC），其中前两者已经工业化而 SOEC 电解槽尚处于实验室阶 段。相比 AWE，PEM 设备成本较高，但运维成本较低、能耗较低、电解效率更高、 占地面积更小、响应更快速，随着 PEM 技术发展以及产氢数量的增加，PEM 电解 槽被认为是未来电解制氢的主流方向，公司布局 PEM 制氢发展空间较大。

布局“两大基地、一条走廊”，开展液态阳光技术示范。公司 2021 年 9 月发布《“十 四五”科技发展战略规划》，其中涉及两项氢能规划目标，即可再生能源 PEM 制氢 技术及示范项目和液态阳光技术开发及示范项目。前者以国家电投集团氢能公司作 为技术支撑，布局“两大基地一条走廊”，即吉林西部绿氢制备及消纳基地和长春氢 能应用及装备制造研发基地，沿白城-长春打造加氢、运氢、用氢在内的氢能走廊。 公司计划“十四五”期间在白城区域开发建设“千万千瓦+制氢”项目，形成规模 化绿氢制备能力，在中韩（长春）国际合作示范区形成 PEM 制氢装备生产能力，建 成白城至长春、吉林等地用户的氢气完整储运营销体系。公司另一大项目液态阳光 技术开发及示范项目，涉及在大安化工园区建设加氢制甲醇装置，通过与白城发电 公司碳捕集项目相结合，攻克“可再生能源发电+电解制氢”、CO2 捕集、CO2 加氢 制甲醇、粗甲醇精馏系统深度耦合的技术难点，将可再生能源的能量储存在液体燃 料甲醇中。预计公司两大氢能项目的落地将为国家实现“双碳”目标做出良好示范， 有助于提升公司形象，打开成长空间。

4.2. 创新发展智慧能源，加速推进储能业务

落实公司“十四五”规划，创新发展智慧能源。公司《“十四五”科技发展战略规划》 中提出了、综合智慧能源、氢能、储能充换电四大主线产业，具体目标包括 建设智慧电厂、打造智慧农业示范项目、参与区域智慧能源运营管理、构建城市级 综合智慧能源平台、推动综合智慧能源低碳、零碳项目的快速发展、建设吉林经济 技术开发区清洁工业蒸汽综合智慧能源项目、加强虚拟电厂建设研究和探索，开展 新型电力系统示范工程等。公司计划以吉林省为根据地，北方区域以生物质能应用、 清洁供暖和多能互补为主，其他区域因地制宜地发展多能互补实现综合智慧能源产 业全国布局。2021 年 6 月，公司与公主岭市、上海电气集团签订智慧城市能源管理 项目框架协议，将充分利用公主岭丰富的清洁能源资源，开发建设新能源及综合智 慧能源项目。

储能布局加速推进，虚拟增容电站成功落地。2021 年 11 月，公司所管吉电太能（浙 江）智慧能源有限公司与江阴临港区政府、江苏新长江实业集团有限公司签订三方 战略合作框架协议，合作建设公司首个集储能、光伏和电动重卡为一体的综合能源 生态试点项目。此项目将建设 10 兆瓦的虚拟增容储能电站、15 兆瓦的光伏电站， 并配置 100 辆充换电重卡及配套充电桩、换电站等设施，打造光、电、储、充、换 一体化的“智慧生态能源”系统。所谓虚拟增容储能电站，就是运用先进的储能技术， 在谷电期间变压器利用空余容量为电站充电，在尖峰电期间电站释放电能为企业增 加电力供应。此外，吉电太能（浙江）智慧能源有限公与浙江省长兴县政府签订意 向投资协议，加速在储能领域的投资建设。一方面，利用先进的 TEC-EngineTM 技 术，建立实时远程运维控制平台，降低人工成本加强安全稳定性，另一方面为工商 企业建立虚拟增容储能电站，加强对用电波峰波谷的控制，保障供电稳定。加快储 能布局同时也为后期公司在长兴及周边地区开展多能互补型综合智慧能源项目的 开发、投资、建设和运营管理。2021 年 11 月，公司首个虚拟增容储能电站上线， 储能规模为 100kW/1.23MWh，预计全年可使用储能电量约 26.4 万千瓦，占用户年 总用电量的 6%，将为用户节省用电费用近 3 万元，降低基建费用 20 多万元。

（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。）