东北区域电力龙头，打造一流清洁能源平台

国电投旗下电力运营商，加速新能源转型。公司是国电投在东北区域唯一的以电力、热力投资和生产运营为主业的上市公司。截至2022年末，公司发电装机容量1236.42万千瓦，同比+18.4%；其中火电装机容量330万千瓦，基本保持不变； 光伏装机容量579.60万千瓦，同比+34.8%；风电装机容量326.82万千瓦，同比+14.8%。近年来公司增长平稳，2018年至2022年，公司营收从73.0亿元增长至149.6亿元，年复合增长率达为19.6%；归母净利润保持快速增长，由1.2亿元增长至6.7亿元，年复合增长率达为55.5%。 打造一流清洁能源平台，三大优势保障增长。近年来，风光装机高增，顶层规划频频出台，央国企持续加大投资，新能源确定性不断增强。今年以来，硅料价格较年初下跌60%以上，光伏组件跌破1元/W，我们认为将有效提振运营商的项目收益率和开工热情。公司凭借自身禀赋和多年积累，已建立起三大明显的竞争优势： （1）背靠国电投，先发优势明显。作为老牌电力企业，公司自2010年起就转型新能源，积累了丰富的经验。（2）立足东北，风光资源更优。东北地区风能、光照条件全国领先，公司立足东北有望持续巩固自身优势。（3）火电资源丰富，助力绿电消纳。公司拥有330万千瓦的火电装机，且均已进行灵活性改造，具备深度调峰能力，可助力风电、光伏消纳。 卡位智慧能源、氢能赛道，二次转型提速。公司加速能源转型步伐，重点布局综合智慧能源、氢能等产业：（1）智慧能源：重点开发能源数字化技术、智慧能源应用场景方案、虚拟电厂等技术，多个项目入选全国优秀案例。（2）氢能：在运营端，公司规划2030年年产200万吨以上氢基燃料，已投资近60亿建设大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目；在装备端，公司参股国内PEM电解槽制造商长春绿动，技术水平已达国际先进；通过项目运营和装备制造的联动，我们看好公司在氢能领域的长远发展。 投资建议与估值：公司作为东北区域电力龙头，随着组件价格的持续走低，装机规模与盈利能力都有望显著提高；同时公司积极参与新能源制氢，同时布局绿氢项目运营+装备制造，长期发展值得期待。我们预计公司2023年-2025年的收入分别为160.6亿元、175.9亿元、193.4亿元，营收增速分别达到7.4%、9.5%、9.9%； 归母净利润分别为12.0亿元、14.3亿元、17.1亿元。首次覆盖，给予“增持”投资评级。 风险提示：风电、光伏新增装机不及预期、煤炭价格波动风险、电价大幅下调风险等。 股票数据 1.国电投旗下电力运营商，加速新能源转型 1.1.国电投东北区域电力运营平台 国电投旗下电力运营商，深耕电力行业30年。公司成立于1993年，由原吉林省能源交通总公司作为主发起人，以定向募集方式设立。2002年9月公司成功登陆深交所；2005年7月国电投成为公司实际控制人，公司也是国电投在东北区域唯一的以电力、热力投资和生产运营为主业的上市公司。当前公司主要业务涉及新能源、综合智慧能源、氢能、储能及火电、供热、生物质能、电站服务等领域。 图1：公司发展历程 国电投及旗下子公司共计持有公司34.0%股份。截至2023H1，国电投通过国家电力投资集团有限公司、国家电投集团吉林能源投资有限公司（100%持股）、国家电投集团财务有限公司（持股比例40.86%）和中国电能成套设备有限公司（100%持股）合计持有公司34%的股权，是公司的实际控制人。 表1：公司前十大股东持股情况（截至2023三季报）序号股东名称 图2：公司股权架构（截至2023年三季报） 1.2.加速新能源转型，业务遍及全国 新能源装机规模不断提升，发电量平稳增长。截至2022年末，公司发电装机容量1236.42万千瓦，同比+18.4%；其中火电装机容量330万千瓦，基本保持不变；光伏装机容量579.60万千瓦，同比+34.8%；风电装机容量326.82万千瓦，同比+14.8%。从2018年开始，公司火电装机未出现增长；2018-2022年风电装机、光伏装机的年均增长率分别为17.7%和43.4%。在新能源装机快速提升的背景下，公司发电量也逐步提升，由2018年的161.45亿千瓦时增长到2022年的277.05亿千瓦时，年均增长率达14.5%。 图3：公司历年各类型电源装机量变化（单位：万千瓦） 图4：公司历年发电量变化（单位：亿千瓦时） 新能源装机占比已超73%，项目遍及30个省市。截至2022年末，公司新能源装机容量已达906.4万千瓦，占总装机量的73.3%，其中风电占比26.4%、光伏占比46.9%。近年来公司加速新能源项目建设，项目已遍及全国30个省市自治区，新能源装机占比由2018年的46.6%增长到2022年的73.3%。 图5：公司各电源装机占比（截至2022年底） 图6：公司新能源装机占比变化（单位：%） 图7：公司产业分布图（截至2022年底） 1.3.盈利能力持续提升，现金流保持充沛 营收、利润稳步增长，2023H1归母净利达9亿。2018年至2022年，公司营收从73.0亿元增长至149.6亿元，年复合增长率达为19.6%；归母净利润保持快速增长，由1.2亿元增长至6.7亿元，年复合增长率达为55.5%。2023H1，公司实现营收76亿元，同比-0.9%，其中风电、光伏、火电业务均实现正向增长，热力、运维业务有所下滑；实现归母净利润9.0亿元，同比+18.8%。 图8：2018-2023H1营业收入（亿元）及增速（右轴） 图9：2018-2023H1归母净利润（亿元）及增速（右轴） 风电营收增速迅猛，合计营收已占47%。公司营收主要来自火电、风电、光伏、热力、运维及其他五个方面，其中火电业务保持平稳增长，由2018年的33.5亿元增长到2022年的47.1亿元；风电业务由2018年的12.3亿元增长到2022年的29.9亿元，CAGR达24.8%；光伏业务由2018年的12.6亿元增长到2022年的37.1亿元，CAGR达30.9%；热力业务整体保持平稳；运维及其他业务由2018年的5.0亿元增长到2022年的24.1亿元，CAGR达48.5%。 图10：2018-2023H1公司分业务营业收入（亿元） 图11：2018-2023H1公司分业务营业收入占比 毛利率、净利率稳步提高，23H1盈利能力改善明显。近年来，得益于风电、光伏营收占比的提升，公司毛利率、净利率均保持上升趋势，毛利率由2018年的19.0%上升至2022年的23.9%，净利率由3.5%上升至7.9%，2023H1公司毛利率、净利率分别为29.7%、16.8%，我们认为主要得益于煤价下跌对火电业务的改善。分业务来看，风电、光伏毛利率整体在50%左右，23H1受益煤价下跌对火电发电成本的改善，火电业务毛利率同比提升4.8pct，较2022全年高出9.4pct。 图12：公司毛利率、净利率整体上升 图13：公司分业务毛利率情况 利息费用占大头，期间费用率逐年下降。2019年至2023H1，公司期间费用分别为14.1亿元、14.4亿元、18.9亿元、20.7亿元、8.5亿元；期间费用率呈逐年下降趋势，由2019年的16.7%下降至2022年的13.8%，其中财务费用占大头，2022年财务费用占期间费用的88.7%，主要来自于利息支出。 图14：2019-2023H1公司各项费用（百万元） 图15：2019-2023H1公司费用率情况 经营活动现金流充沛，资产负债率持续下降。2018-2022年，公司经营活动产生的现金流量净额分别为23.7亿元、26.3亿元、33.4亿元、34.4亿元、73.3亿元。整体看，公司经营现金流始终保持增加态势，其中2022年公司经营现金流同比增长113.2%，主要由于可再生能源补贴资金回收增加。资产负债率方面，近几年公司的资产负债率已由2020年的80%降至2023H1的71%。 图16：2018-2023H1经营现金流量净额（亿元）及增速（右轴） 图17：2018-2023H1资产负债率 为股东谋利，明确分红比例。秉承为股东贡献效益原则，公司发布了未来三年(2023~2025)股东回报规划；保证能够持续经营和长期发展的前提下，如无重大投资计划或重大现金支出等事项发生，每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的可分配利润的30%。 2.打造一流清洁能源平台，三大优势保障增长 2.1.新能源长期方向明确，风、光装机增长潜力大 新能源蓬勃发展，装机快速增长。2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦；风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时、同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，接近全国城乡居民生活用电量。根据中能传媒研究院，2023年上半年我国风电、光伏累计新增并网装机突破1亿千瓦，其中风电新增并网容量2299万千瓦，光伏新增并网7842万千瓦，同比增长154%，均保持较高水平的增速。 图18：我国风电、光伏装机容量（GW）及增速 图19：我国各类电源装机结构 顶层规划明确，风光成长性向好。习近平总书记在2020年第七十五届联合国大会上强调，“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”；同年在气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。 图20：2022-2030年风光发电总装机容量及增速预测 积极推进风光大基地建设，央国企规划清晰。2022年2月国家发改委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出到2030年规划建设风光基地总装机455GW，其中“十四五”规划建设风光基地总装机约2亿千瓦，包括外送1.5亿千瓦、本地自用0.5亿千瓦；“十五五”规划建设风光基地总装机约2.55亿千瓦，包括外送1.65亿千瓦、本地自用0.9亿千瓦。截至2023年2月，第一批97.05GW风光大基地项目已全面开工，部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。 图21：“十四五”大型清洁能源基地布局 表2：“五大六小”集团十四五新能源装机规划 2.2.风电、光伏建设成本下降趋势明确，绿电运营商盈利能力有望提升 组件价格持续下探，降低光伏电站投资成本。2023Q2以来硅料价格进入下行通道，截至11月8日，多晶硅致密料现货周均价已跌至70元/吨，较年初下跌63.2%。硅料降价进一步带动组件价格下行，11月中旬单面单晶PREC组件主流成交价为1.06元/W，210单面单晶PERC组件主流成交价为1.08元/W。参考CPIA，当组件价格在1.93元/w时，约占地面光伏电站整体投资额的46%，我们认为本轮组件降价将提振光伏运营商IRR，降低LCOE成本，同时加快光伏建设速度。 图22：多晶硅致密料现货周均价 图23：单面单晶PERC组件现货均价 组件降价或将为光伏电站释放6分以上度电利润。我们测算在组件价格1元/w，年利用小时1600h时，地面光伏电站的平准化度电成本（LCOE）为0.203元/kwh；组件价格每下降0.2元/w，光伏项目LCOE下降0.014元/kwh，利用小时数每上升200小时，光伏电站LCOE下降0.036元/kwh。同年初接近2元/w的组件报价相比，当前光伏电站LCOE或较年初下降0.0616元/kwh。 表3：光伏项目LCOE测算假设指标 表4：当组件价格、年均利用小时数同时变化时，光伏电站LCOE敏感性测算 风电成本下降潜力大。参考风电之音，从2023年8月公示的中标候选情况来看，含塔筒陆上机组预中标方平均报价为1882.65元/kW；不含塔筒陆上机组预中标方平均报价为1587.65元/kW；海上风电项目（均含塔筒）预中标方平均报价3606.9元/kW，未来价格有望继续下行。此外，根据《能源技术路线图：中国风电发展路