（报告出品方/分析师：浙商证券 张雷 屈文敏）

1 协鑫能科：国内领先的清洁能源综合服务商

协鑫能科是国内领先的清洁能源综合服务商。

协鑫能科主要从事清洁能源运营、移动能源运营和综合能源服务三大板块业务。

在清洁能源运营方面，公司业务主要有燃机热电联产机组、燃煤热电联产机组、风电、生物质发电和垃圾发电的运营，为电网公司、工业园区和城市提供电、热、冷等能源产品；在移动能源运营方面，公司推出“协鑫电港”移动能源电动化出行解决方案，提供电动汽车补能服务、电池全生命周期管理；在综合能源服务方面，公司提供以智慧储能、智能配电、数字化能源、区块链售电、碳资产管理与金融等技术为依托的解决方案。

从能源生产向综合能源服务转型，发轫移动能源换电。

公司前身保利协鑫成立于 2009 年，主营清洁能源发电及热电联产业务，2010 年公司收购国泰风电，新增风能发电业务，2015 年协鑫集团旗下上海其辰收购公司 100%股权，2016 年更名为“协鑫智慧能源（苏州）有限公司”，2017 年完成股改，2019 年，协鑫智慧能源借壳霞客环保上市，6 月完成资产重组，原纺织相关业务、资产全部置出上市公司，同时通过发行股份收购了协鑫智慧能源 90% 的股权，更名为“协鑫能科”，聚焦绿色能源运营与综合能源服务。

2021 年 3 月，公司发布换电业务发展规划，与中金资本设立碳中和主题基金，对移动能源上下游和充换电企业进行投资；同年分别与吉利商用车和三一集团旗下湖南汽车、行必达签署战略合作框架协议，就商用车及重卡换电领域进行合作。

2022 年，公司完成非公开发行股票并募资 37.65 亿元用于 295 座换电站的建设；公司拟发行可转债 45 亿元以进行换电站二期规划及电池级碳酸锂工厂建设，并拟参与斯诺威公司破产重整，完善移动能源产业布局。

2021 年经营业绩平稳，归母净利润持续提升。

2021 年公司营收 113.14 亿元，同比降低 0.71%；2021 年公司归母净利润 10.04 亿元，同比增加 21.80%，主要系 1）投资收益大幅增长，2021 年公司投资收益 4.65 亿元，同比增加 744.97%；2）煤炭、天然气价格屡创新高，燃料成本大幅上涨，公司主营能源业务毛利率下滑严重，导致整体净利润增速小于投资收益增速。

2022 年前三季度公司业绩承压，归母净利润同比下降 18.05%。2022 年前三季度公司营收 78.97 亿元，同比下降 7.55%；归母净利润 6.60 亿元，同比下降 18.05%。

主要系 1）成本端：2022 年前三季度煤炭、天然气供应紧张从而价格持续处于高位；2）收入端：受疫情影响发电量减少，加之电价未与燃料价格实现 100%联动，电力行业收入端普遍承压，盈利能力下降。

电力销售是公司第一大业务，业务比重平稳有降。

2019-2020 年，公司电力销售收入 占比接近 70%，之后缓慢降低，2022 年上半年，电力销售业务占比降至 54.60%。

电力 售收入比重的降低系公司积极利用区域内双碳管控、小锅炉关停等契机，配合地方政府大力拓展热负荷，售汽量 2017-2021 年 CAGR 为 5.2%，从而使蒸汽销售业务收入占比爬升，2022 年上半年，蒸汽销售业务占比达到 37.62，较 2021 年同期上升 10.91%。

公司盈利下行，各主营业务毛利率波动趋稳。公司加权净资产收益率、净利率在2019-2021 年稳健增长，而毛利率自 2020 年开始下跌，系上游燃料成本端上升导致。

2021 年毛利率和净利率分别为 22.85%和 11.24%，2022 年前三季度毛利率和净利率分别下滑至 17.43% 和 8.58%，系燃料成本上涨及电价未完全传导影响电力企业盈利。

公司电力销售业务毛利率较为平稳，呈现缓坡倒 V 型，2022 年上半年毛利率为 17.05%；蒸汽销售业务呈小幅波动，2022 年上半年毛利率为 10.05%，较 2021 年稳中有升。

公司的实控人是朱共山先生。

公司控股股东为天津其辰，与其全资子公司协鑫创展合计持股比例为 48.03%。第二大股东为杭州锦发投资（有限合伙），为杭州市金融投资集团旗下平台，持股比例 5.54%。

朱共山为公司实控人，也是天津其辰及其子公司协鑫创展的实控人，同时担任协鑫集团董事长，其子朱钰峰为朱共山一致行动人。

公司主要子公司有协鑫能科锂电、协鑫智慧能源（苏州）、中金协鑫产投基金（有限合伙）和协鑫焕动，其中：协鑫智慧能源（苏州）为公司能源业务主体，旗下拥有热电联产、风电、生物质发电等众多各地项目主体；协鑫焕动为公司移动能源换电板块业务主体；协鑫能科锂电为公司未来电池级碳酸锂生产项目主体；中金协鑫产投基金（有限合伙）为公司 2021 年与中金合作设立的换电产业链投资基金。

2 换电模式加速推进，蓝海赛道空间可期

2.1 换电试点启动，充换互补良性发展生态逐步形成

“专用换电站建设+共享换电模式探索”推动公共领域应用试点先行。2020 年，换电首次写入政府工作报告，换电站被列入“新基建”的重要组成部分，工信部、能源总局发起换电模式试点，2021年工信部发布换电模式领域首个通用类国标并启动新能源汽车换电模式应用试点工作，确定北京、南京、武汉、三亚、重庆、长春、合肥、济南等综合应用类城市覆盖商乘用车，宜宾、唐山、包头为重卡特色类试点。

换电模式推广应用向矿场、港口、城市转运等场景倾斜，有望促进重型货车和港口内部集卡等领域电动化转型，同时政策鼓励探索出租、物流运输等领域的共享换电模式，优化提升共享换电服务。核心技术涉及换电模式整车、动力电池、换电装备，换电模式推广需三方协同。

换电模式推广衍生出三个环节技术的迭代需求，涉及电池厂商、整车厂商、换电运营三方协同：

1）整车车架或底盘结构进行适应性调整，

2）动力电池实现内部结构和外部接口的标准化设计和模块化集成，

3）换电站为匹配各类车型换电需求建设高精度换电装备。

车电分离模式下电池资产管理公司有望成为换电应用推动下产业生态优化的关键。电池资产管理公司的设立旨在实现动力电池的全生命周期管理，包括电池的生产、车端使用、维护、梯次利用和回收，提升动力电池全生命周期利用效率、健康状态、循环寿命，加强新能源汽车与电网能量互动，提高能源综合应用经济性。

地方政府积极规划，紧跟“十四五”充换电基础设施体系建设布局。

2022 年 1 月，国家发展改革委等 10 部委印发了《关于进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见》，提出要进一步提升我国电动汽车充电保障能力，各省市加快出台了充换电设施建设规划。

截至目前，超过 25 个省市相继发布十四五期间充换电相关政策规划，涉及充换电站建站补贴、运营补贴等地方财政支持，充电桩、充电站、换电站建设总量及结构规划，车桩比、充电车位覆盖比例、充电设施服务半径等目标预期。

超十二个省市实施充换电相关补贴政策，各地补贴力度差异性大。

我国主要省市在“十四五”期间充电设施建设补贴主要基于充电功率，交、直流充电桩建站补贴金额分别为 40-300 元/kW、150-600 元/kW。换电站建设补贴方式多样，按照换电设备充电模块额定充电功率补贴金额为 300-1500 元/kW，按照一次性补贴 50-500 万元，按照建站设备投资额 15%-30%进行补贴等多种方式。

充换电设施运营补贴主要集中在 0.05-0.8 元/kWh，安徽合肥和上海分别可高达 0.6、0.8 元/kWh。换电补贴政策覆盖北京、武汉、三亚、重庆、合肥、宜宾在内约 55%的换电模式应用第一批试点城市。上海市政策力度引领地方充换电补贴，快充、公共领域高水平换电、车网互动建设有望加速。

2013 年以来，上海市先后出台 3 轮扶持政策，推动 2021 年底全市充电设施达到 50.7 万个，车桩比 1.3:1，居全国领先水平。

2022 年 9 月新出台《上海市鼓励电动汽车充换电设施发展扶持办法》新增 3 项设备补贴：1）“慢改快”示范改造；2）出租车等特定公共服务领域高水平换电站建设示范；3）智能车网互动示范，同时，对智能桩改造进一步加大补贴力度，提升单桩补贴标准。

整体来看，上海市在充换电设施建设方面从均衡发展转向重点聚焦，向解决小区和出租车充电问题倾斜，从慢充为主转向快慢并重，提升高水平换电设施建设水平，从无序充电转向有序充电，支持智能桩、智能车网互动发展和平台互联互通。

2.2 换电重卡经济性凸显，标准化和多方协同是关键

换电模式具有补能效率及安全性高、对电网冲击小、技术成熟等特点。电动汽车换电是指通过专用装置或者人工辅助，快速更换动力电池以实现电动汽车电能补充的模式，电动汽车换电一般涉及电动汽车车载换电系统、换电站以及云端网络交互平台。

与充电模式相比换电模式具备以下优势：

一、补能效率高，电池损耗小、空间占用少：换电在补能效率方面优势突出，目前换电时间低于五分钟，快于所有慢充、快充。换电电池更换后将集中收集，在恒温恒湿条件下小功率慢充，有助于延缓电池寿命衰减，延长使用寿命。不占用充电车位，占地面积小。

二、安全性更高：换电模式减少碰撞、漏电、短路等安全事故发生。

三、提升电网效率：换电模式避免快充过程大功率供电对电网冲击，有效缓解电网扩容压力，站网互动（V2G）能力强。

四、技术更成熟：兼容性更好，换电站兼容多款车型，智能化和数字化提升电站运营服务效率。

车电分离模式下换电站建设成本较高，动力电池占比较大。

在非车电分离情境下，重卡、轻型商用车、乘用车换电站建设成本分别约为 261、440、421 万元，换电站投资占比最大，约为 45~62%，其次是备用电池和线路等投资；车电分离模式下换电站建设投资增加车载电池投资部分，约占整体成本的 55%-60%，推动重卡、轻型商用车、乘用车换电站建设成本分别提升至 2315、1670、1091 万元。

换电行业上游主要由动力电池、充电设备和快换设备三大部分组成。

上游由电池供应商、换电站基础组件供应商、配套充电系统供应商组成。动力电池是换电行业的核心；基础组件包括充电系统和快换系统，快换系统主要由机械臂、举升机及其对应的电控装备、换电电池箱体组成，机械臂为换电站的核心设备；硬件设备通过配套充电系统提供软件服务实现车与站、软件平台与站之间通讯。

中游为换电站建设、运营环节，资金门槛要求高。由于换电中游环节技术门槛不高，且上游环节技术在充电桩以及汽车电子行业已较为成熟，换电站设备生产商依托技术优势向下延伸产业链。

下游为新能源车和动力电池的回收、梯次利用环节。动力电池回收/梯次利用环节多为锂电池上游和中游制造商参与。

换电模式引入换电站运营方、电池资产公司两个相关方，逐步形成“车电分离”商业模式。

电池资产管理公司连接换电站、电池厂、终端用户、主机厂，是换电模式的核心，通过电池租赁、电池梯次及回收利用等多元商业模式实现盈利；换电站通过换电服务实现盈利；电池厂通过电池资管管理增加电池销售；主机厂基于换电生态优势可以提升整车销量。

商、乘用车主流换电模式分别为侧身分箱、底盘整包。

针对不同车型和场景的要求，目前形成了整包换电和分箱换电两种技术，根据换电过程中电池初始移动方向，换电又可以分为底部换电、顶部换电、侧向换电三种主流方式。

整包底部换电的电池包与电池布置空间的主流设计一致，适配当下电动车传统底盘结构，也适合未来专用地盘的全平底板结构，广泛应用于乘用车领域，是目前市场上的主流换电方式，侧身及顶部分箱换电则主要用于重卡、矿卡等商用车领域。

标准化是换电行业规模发展的基础，技术瓶颈少，重点在于多方协同及商业模式突破。经过三年的换电模式探索，以车企、电池资产管理公司、换电运营商等构成的换电重卡产业链雏形已经形成，但行业进一步发展仍存在以下问题：

1）缺乏行业标准，影响车-电-站直接的接口互换：提高电池包的通用性并进行参数标准化是换电行业发展的基础，换电站通用性提升、换电模式大规模推广需要基于电池尺寸、硬件接口及通讯协议的标准化；

2）相关法规不健全，电池资产相对独立，管理和流通存在技术障碍；

3）电池厂、主机厂、换电站三方协同有待加强，多方参与下的商业模式突破是换电大规模推广的关键。

2.3 商、乘共同推进，换电市场空间可期

“车电分离+换电模式”能够解决高成本、电池衰减、充电时间长等商用车电动化卡滞因素。

纯电动重卡存在三个痛点：

1）购车成本高，电池成本占整车一半；2）充电时间长，快充需要 1.5-2 小时；3）电池衰减焦虑。

解决策略之一是采用“车电分离+换电模式”，该模式下用户通过电池租赁降低购车门槛，通过换电解决电池衰减焦虑，补能过程 3-5 分钟，提高运营效率。

换电重卡兼具购置门槛低、运营经济性与环保性。

以上汽红岩 6x4 换电牵引车为例，配备 CATL282kWh 动力电池，用车方采购无动力车身，并租赁电池使用，预计单车可节约成本 9.27%，约合 4.09 万元；每年节约能耗费用 2.688 万元/车，累计五年节约能耗费用 13.44 万元/车，油电节约率达 11.31%。综合车辆购置成本和使用成本，5 年单车合计节约 17.53万元。

在环保性方面，每辆电动重卡可以减少燃油消耗 4.38万升/年，每使用 1kWh电力，相当于节约了 0.32kg 标准煤，预计每辆电动重卡 5 年累计节约标准煤煤耗 257.82 吨。

乘用车占据换电车辆主体，换电商用车渗透率略有优势。

2021 年我国换电商、乘用车销量分别为 1.1 万、15 万辆，换电模式作为和充电并行的新能源补能方式目前在以蔚来为代表的高端新能源车和以北汽出租车为代表的运营车辆进行推广。商、乘用车换电渗透率分别为 5%、4.4%，换电乘用车基于体量优势，占据 93.4%的销量主体。

从保有量来看，2021 年我国换电商、乘用车保有量分别为 2.6 万、22.4 万辆，商、乘用车换电渗透率分别为 4.4%、3.1%，商用车换电渗透略有优势。

2.4 换电模式的运营生态逐步形成，海外市场同步推进

换电运营行业竞争格局逐步形成，参与主体呈现多元化趋势。

2021 年换电运营商 CR3 为 92.30%，行业集中度高。协鑫能科等换电站运营商积极与汽车制造商合作，加快换电站建设规模；中石化等能源公司积极开展换电网络基础设施建设工作；宁德时代等电池制造公司加强与车企紧密合作，进入换电行业进行布局，联合蔚来等成立电池资产管理公司，参与换电运营行业的相关方呈现多元化的发展趋势。

换电站在海外的发展路程曲折。

国外换电早期实践以以色列的 Better Place 和美国的特斯拉为领导者。Better Place 从电池供应商处购买电池，拥有电池所有权，仅为消费者提供更换电池和维护服务，用户根据每月的行驶里程数来缴纳电池租赁和充电费用。

2008 年 12 月，Better Place 在以色列特拉维夫开设首个换电站，之后在 2009 年 5 月、2011 年 6 月、2011 年 12 月分别在日本、丹麦、澳大利亚开设换电站，但由于无法获得整车厂的支持，最终宣告破产。

特斯拉凭借核心技术、用户群体、基础设施和整车生产能力等优势在 Better Place 破产后投入换电服务中，但相较于特斯拉自身成熟的充电服务，换电服务因其高昂的服务费不被消费者接受，最终放弃换电服务。

中国企业探索换电模式全球化布局。

2021 年 11 月，蔚来与壳牌签署战略合作协议，2022 年起计划开始在欧洲进行换电站建设、运营试点工作；2022 年 7 月，蔚来能源欧洲工厂首座换电站下线发运德国，蔚来能源欧洲工厂每月可建造约 20 个换电站；2022 年 10 月 5 日宣布开始建设在瑞典的第一个换电站，预计 2022 年将在瑞典建设九座换电站，并与挪威已经存在的两个换电站一起成为蔚来全球换电网络的一部分。

蔚来规划到 2025 年在全球建设 4000 座换电站，其中国内 3000 座，国外 1000 座。

3 上下游一体化布局，多业务协同推进换电运营

3.1 绿电、储能、资源端业务协同换电运营布局

规模化、低成本绿电供应提升电力成本优势，服务费有望下降提升运营竞争力。公司利用规模化低成本绿电供应，拥有低电价成本的离线换电、电量集中采购、风光储一体化供电及车辆与换电站之间的精准匹配等优势，可以优化项目电力成本。

“集中换电+离线换电”因地制宜，解决城市电力增容痛点。

公司依托优越的电厂区位布局，建设集中充换中心，同时在城市中心布局离网换电站，通过“集中充电，统一配送、分布换电”的模式实现离网换电，以此作为在线换电的有益补充，解决城市中心电力增容困难的痛点。

退役电池梯次利用作为清洁能源项目配套储能设施，聚焦零碳园区、发电侧、用户侧储能应用场景。

当汽车的动力电池储能低于 70%-80%之后，将不能继续在电动车上使用，换电模式下，电池的容量损耗相对充电模式更快，也将较快地面临着电池退役的问题。

目前电动汽车退役动力电池回收价格低廉且其性能可满足储能电站的要求。在储能电站方面，公司打造多场景储能应用，打造“嫦娥”系列储能电站。

在储能领域大力推行退役动力电池的梯次利用，将有利于降低电力储能装备成本、优化储能配置，对于促进梯次储能电站的发展具有重要推动作用，且对换电站的电池进行梯次利用，可带来较为可观的经济效益。

此外，梯次利用已经退役的动力电池，可延长电池使用寿命，充分发挥其剩余价值，促进新能源消纳，能够缓解当前电池退役体量大而导致的回收压力，推动行业发展。

通过丰富的储能应用场景，解决电池梯次利用的价值充分挖掘问题。

关于储能业务，公司从三个方面开展工作：

1）积极推进推广用户侧削峰填谷储能电站项目建设，先后投运了多个储能项目。

2）推进风光储一体化技术的研究示范，在无锡建设运行了光储一体化的微网项目，对光伏、储能联合协调、容量费和电费的节约进行了技术尝试，取得了良好的效果。

3）积极推进储能对于电网辅助服务以及电池梯级利用的研究。

延伸电池上游原材料业务，降低原材料成本，提升电池包供应稳定性。

目前主流的正极材料有钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂和三元材料，钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂和常规三元正极（NCM111、NCM523和 NCM622）主要使用电池级碳酸锂作为原料。

为完善公司移动能源产业布局，保障电池包有效供给，储备上游锂资源，公司拟参与雅江县斯诺威矿业发展有限公司破产重整案。

斯诺威锂矿矿床深度距离地表不超过 200 米，属露采矿床，锂辉石矿资源储量和品位可靠性高，勘探共估算探矿权内查明工业矿石量 1814.3 万吨，LiO2243194 吨，平均品位 1.34%，属中大型锂辉石矿。

公司获得斯诺威公司控股权将有助于公司整合产业链资源，向移动能源上游原材料锂矿及电池材料行业进行业务延伸，有效保证公司移动能源业务电池包的供应稳定性，降低移动能源原材料成本，增强公司移动能源生态核心竞争力，完善公司在移动能源行业的布局。

布局锂矿、盐湖锂资源开发以及锂盐深加工产业，提高产业链掌控能力。

公司拟发行可转债募资通过四川协鑫锂能新材料有限公司投资建设 3 万吨电池级碳酸锂产能，建设期为 24 个月。2021 年，我国碳酸锂产量为 24 万吨，同比增长 40.4%。

根据百川盈孚统计，2021 年中国碳酸锂进口量为 8.1 万吨，同比增长 61.7%。2018 年至 2020 年，碳酸锂价格经历了从高位约 18 万元/吨降到低位约 4 万元/吨，2021 年 8 月，碳酸锂报价 10 万元/吨，涨幅约 100%；2022 年以来，碳酸锂价格持续走高，已经从年初 28 万元/吨上涨至 11 月的 60 万元/吨。公司新建 3 万吨电池级碳酸锂产能，将有利于满足碳酸锂日益旺盛的需求。

3.2 自研技术提升盈利空间，运营持续竞争力有望逐步凸显

研发费用逐步提升，覆盖产品开发至运营全链条。

2020 年公司上市后研发费用逐步走高，2022 年前三季度研发投入 1236 万元，研发费率 0.16%。

研发领域公司开展移动能源业务以来，已组建了一支由行业领军人物组成的核心团队，覆盖产品开发、平台开发、市场拓展、换电运营及融资、品牌等业务及支持单元。

截至 2022 年上半年，公司已参与 4 项国标编制，牵头 5 项行标及 2 项地标编制，参与 14 项团标编制，完成超 25 项企业技术标准编制，委托专利 334 件，受理专利 235 件，授权专利 53 件。

公司仍在正在加强投入，成立新能源汽车研发、自动驾驶研发、三电研发、数字化研发、区块链研发等五大研究院，进一步加强研发能力。

换电站运营经济性初步显现，换电设备自研技术应用有望提升收益率。

在使用外购换电设备的情况下，单个乘、商用车换电站的全投资内部收益率分别为 11.90%、11.59%，投资回收期分别为 5.22 年、5.21 年；单个乘、商用车换电站（车电分离）在车载电池部分的投资额较高，投资内部收益率为 11.73%，10.33%，投资回收期分别为 5.01 年、4.92 年。

自主研发换电站，可将乘用车、商用车换电站投资金额分别降低 40%、50%以上，收益率仍 有提升空间。

数字化平台建设行业领先，客户体验、电池寿命、能源利用效率优势逐步凸显。

公司正在逐步构建移动能源产品新生态，打造完善的换电产品型谱，秉承兼容共享、智能便捷、安全经济三大产品设计理念，形成独有的产品竞争力。

另外，公司已构建业内第一个 PaaS 和 SaaS 一体化数字换电云平台，在智能补能、电池寿命最大化、能源高效利用方面云平台优势将逐步凸显。

通过战略合作着力换电站建设、上下游协同、新技术融合及全生命周期管理，提升公司换电运营竞争力。

公司通过与甘泉堡经济技术开发区政府合作打通电网资源，增加换电站配套布局；与吉利合作实现换电商用车前期开发及方案制定，在车型量产之前匹配换电模块及锁止机构方案，借助车站适配优势锁定换电商用车运营并进行换电商用车推广。

除此之外，公司着眼长期的新技术融合，与西井科技探索自动驾驶和自动换电的融合，提升 客户智能服务体验及场站的智慧运营。

通过与趣链科技合作进行细粒度的电池全生命周期的跟踪与管理，提升电池闲置资源调度能力以参与电网需求侧管理及电力市场交易，达到电池资源价值收益最大化；推动电池资产运营方利用区块链技术形成电池包数据闭环，通过金融机构建模分析验证，进行融资贷款提供数据支持。

3.3 重卡、轻商、乘用车全面布局，换电站建设进入加速周期

换电站布局主要分为三大类：乘用车、重卡和轻型商务车。其中乘用车主要包括出租/网约车等，重卡主要包括重型载货车、矿卡等，轻型商务车主要包括中型载货车、轻型载货车、微城载货车等城际配送物流车等。

合作车企覆盖商、乘用车多种车型，奠定换电站兼容性基础。

公司自布局移动能源业务行业以来，围绕重卡、出租车、网约车、物流轻商车换电业务，先后与吉利、福田、三一、徐工、东风、柳汽、解放、开沃、陕重汽、北奔、广汽、百度、盒子汽车、DEEPWAY、智加、主线科技、西井科技等汽车企业建立了战略合作关系，在全国范围内逐步形成覆盖更多车企和车型，提高换电站的兼容性。

利用换电车辆发展窗口期，积极扩建提升新能源商用车换电领域优势竞争地位。

截至 2022 年三季报，公司已建成的乘用车换电站 32 座，商用车换电站 12 座，商用车充电场站 1 座。根据公司定增项目规划，募投项目全部建成达产后，将增加公司各类型新能源汽车换电站共计 295 座。

公司拟发行可转债募资通过租赁场地的方式新建约 88 个重卡车换电站和 27 个轻商车换电站，合计 115 座，单个换电站的建设周期约为 3 个月，全部换电站总体计划建设期为 2 年。全部项目将建成 440 座换电站。

4 清洁能源运营基石逐步扩张，多业态发展提升盈利能力

热电联产机组提升能源利用效率，需求侧响应快速。热电联产是指在同一电厂中将供热和发电联合在一起的生产方式，发电厂既生产电能，又利用汽轮发电机作过功的蒸汽对用户供热，高背压机组和抽凝机组是目前燃煤热电联产机组的主要运行方式。

热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。燃煤热电联产机组的热效率较相同装机容量的燃煤发电机组高 15%至 40%。

燃机热电联产机组是利用天然气发电后，对燃气机组排出的废气进行余热利用，通过余热锅炉吸收废气热能，将热能转换成高温高压蒸汽推动汽轮机作功发电，同时利用作过功的蒸汽对用户供热。

在生产热能的同时，也使发电机更有效、更经济地运行。燃气蒸汽联合循环机组更具有调峰特性好，启停速度快等一系列优点。

推动发电结构清洁化转型，增进公司可持续性发展能力。

公司持续主动前瞻性地进行能源结构调整，并于 2003 年起投资以天然气、生物质为燃料的清洁能源热电联产项目，并大力发展风力发电项目。截至 2022 年 6 月 30 日，公司控股的下属运营电厂总装机容量 3807.24MW，除燃煤热电联产的 332MW 外，以天然气、风能为主的清洁能源装机容量占比超 90%。

2022 年发电机组装机规模持续提升，清洁能源业务稳步扩张。2022 年至 2024 年预计形成装机规模约在 1000-1500MW，其中风电项目占比约 50%，燃机项目占比约 40%，垃圾发电及其他项目占比约 10%。计划五年内新增装机约在 2.5GW 左右。

总体来看清洁能源运营项目的发展着力 1）清洁能源装机容量及运营规模持续稳步提升；2）装机结构持续优化，逐步提高可再生能源的比例，特别是风电项目的比例，以提升公司盈利能力，降低燃料价格波动的影响。

热电联产聚焦江苏、浙江、广东工业园区应用场景，具有排他性及热负荷稳定性。

公 司热电联供项目聚焦工业园区应用场景，按照现行规定规定，一个园区原则上只能布局一 个热电联产项目，所以公司的热电联产项目具有排他性，是与火电的优势所在；同时工业园区的热电需求相对稳定，机组热负荷受季节性波动影响小，有利于提升机组运行效率和运行经济性，是相比民用热电联供项目的优势所在。

热电联产机组“以热定电”的生产原则，存在热电生产灵活性及电力优先保障收购权。

1）以热定电，存在生产调节灵活性。

热电联动对于抽凝机组，汽轮机的排汽为正压排汽，且排汽直接送到热用户，其“以热定电”的主要原因在于在中压缸抽出一部分蒸汽用于供热。这势必会使得进汽量减少，发电量降低，而热负荷的多少决定抽汽量。对于高背压机组，则通过汽轮机的抽气口直接将部分仍具有做功能力的蒸汽抽出送至热用户。用户端供热量决定了汽轮机的进汽量，而机组的发电量直接被进汽量决定，因此机组的发电量完全受热负荷的制约。

2）加大供热拓展，有效传导燃料成本。

公司积极利用区域内双碳管控，小锅炉关停等契机，配合地方政府实施招商引资，大力拓展热负荷。近4年，售汽量复合增长率达 5.2%，同时把握所处区域经济发达的区位优势，积极争取地方煤热联动、气汽联动等政策，在燃料价格大幅攀升过程中，有效将燃料成本向下游传导，保证公司经营业绩的稳定。

3）优先满足园区热需求，发电量享优先保障收购权力。

在满足工业企业和居民用热需求的前提下，所发电量在电改文件中明确为国家一类优先保障收购。公司下属清洁能源业态及燃煤热电联产业态在国家发电调度优先顺序中均为第一优先、第二优先序列，享有优先上网销售的政策保障。

长协订单等方式平抑原料价格波动对电力、蒸汽业务影响。

公司燃煤热电联产的蒸汽销售价格与煤炭价格，燃机发电的电力、蒸汽销售价格与天然气存在相应的联动机制，气电联动、气热联动等机制一定程度上弱化了燃料价格变化对盈利能力的影响，保障公司盈利稳定性。

公司主要通过三个方面控制燃料成本，一是根据燃料市场价格走势研判，制定合理的长协与市场比例；二是适时推行双气源供应模式；三是利用集团整体优势，打包采购，降低成本。

清洁能源发电国际化进程加快，有望提升增长空间。

公司国际化进程加快，聚焦“一带一路”沿线风险可控、收益可观的国家和区域，拓展清洁能源项目公司，在印尼等国际市场成功开发清洁能源项目。

2022年上半年，公司与塞尔维亚达成中塞首个可再生能源投资，并签约印尼雅加达东部垃圾发电项目，共建“一带一路”绿色能源发展。同时，公司目前有土耳其地热项目及印尼水电项目两项国际化业务在建工程。

风电装机逐年提升，聚焦内蒙、新疆、陕西等地风电大基地及资源禀赋有优势的集中式可再生能源项目。

公司风电运营聚焦内蒙古鄂尔多斯、新疆准东大基地，以及辽宁、安徽、江苏、河南、山东、湖南等地区。

截至 2022年上半年，公司风电装机量达到 862.1MW，装机占比 21.23%。发展风力发电以及其他可再生能源业务，可通过多业态发展，平抑燃料价格波动对燃气热电联产业态利润的影响。

5 综合能源服务业务线逐步丰富，业务融合推进优势明显

售电和需求侧管理业务从培育期进入了快速增长期和成熟期。

公司 2022 年上半年市场化交易服务电量 93 亿 KWh，配电项目累计投产容量 1091MVA，浙江和四川售电市场业务增长迅速；全面开展了碳资产管理、碳资产金融、绿电、绿证交易等碳中和服务，其中绿电、绿证交易电量超 1 亿 KWh；公司拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超 1400 万 KVA。

配售电、能效、储能同步发展，业务融合相互推动。

公司坚持配售电、能效、储能业务同步发展，促进三大业务之间相互依托、相互支持，业务的融合作用进一步增强，利用业务之间的差异化优势相互促进发展，使得不同业务相得益彰。2021 年公司投运了全国首个高比例可再生能源示范区配电网项目---金寨配电网项目；已投运储能、分布式能源、微网等能源服务项目超 20 项。

截至 2022 年上半年，公司已投运储能、分布式能源、微网等能源服务项目超 30 项，建设速度快速提升。

碳资产管理业务项目覆盖全面。

公司已成立碳资产管理公司，组建了专业的碳资产管理团队进行：（1）进行碳资产的管理；（2）开展碳资产交易，通过运作内部碳资产和市场碳资产资源以服务需求用户；（3）提供碳资产的技术和工程服务，通过现有的分布式能源技术和能源大数据技术，为用户进行碳减排，实现建立碳中和工厂的目标；（4）提供绿色电力和绿色电力证书交易服务，助力客户实现 100%可再生能源。

1）热电联产奠定碳资产项目管理基础。

公司拥有重要的热电联产的基础产业，目前储备的碳资产规模超过 2000 万吨，为碳资产项目发展奠定了基础。

2）换电站运营有望推动电动车碳减排贡献业绩增量。

电动汽车每行驶 1 公里碳减排量 0.2kg，按 1 个换电站平均服务 100 台出租车/网约车，每台车每年行驶 12 万公里算，则 1 个换电站所服务的车辆年碳减排量为 2400 吨。目前网约车/电动车申请碳减排量认定仍处于初期探索阶段，公司碳资产管理公司将积极推动。

6 盈利预测及估值

6.1 盈利预测

关键假设：

换电业务：随着换电站需求的持续性增长，公司换电站建设同步提速。

我们预计公司换电 2022-2024 年营收增速分别为-/1419.37%/414.75%，达 0.61/8.64/35.85 亿元；自研换电站比例增加降低成本，同时换电站运营占比逐步增加，22/23/24 年对应产品毛利率分别为 48.05%/63.05%/43.25%。

电力业务：随着天然气、煤等原材料价格逐步回归，公司电力生产持续提升，我们预计公司电力业务 2022-2024 年营收增速分别为-15.63%/20.96%/20.00%，达 55.96/67.70/81.24 亿元，22/23/24 预计毛利率分别为 17.05%/18.00%/19.00%。

蒸汽销售业务：随着天然气、煤等原材料价格逐步回归，公司蒸汽生产持续提升，蒸汽价格逐步回归，我们预计公司 2022-2024 年蒸汽销售业务营收增速分别为 19.59%/- 14.17%/2.00%，达 43.15/37.03/37.77 亿元，22/23/24 年毛利率分别为 11.00%/13.00%/15.00%。

其他业务：公司其他业务收入主要来源综合能源运营。我们预计公司 2022-2024 年其他 业务营收增速为 20.00%/20.00%/20.00%，分别达到 12.78/15.34/18.41 亿元，对应毛利率分别 为 65.00%/60.00%/55.00%。

结合关键假设，我们预计 2022-2024 年公司营业收入合计达到 112.50/12.87/173.27 亿元， 同比增长-0.57%/14.41%/34.61%，综合毛利率分别达到 16.94%/22.21%/25.91%。

6.2 估值

公司是国内领先的清洁能源运营商，布局换电赛道打开第二成长曲线。

我们预计公司 2022-2024 年公司归母净利润分别为 9.09、15.01、24.38 亿元，EPS 分别为 0.56、0.92、1.50 元/股，对应 PE 分别为 24、15、9 倍。

由于公司换电业务和电力蒸汽等两大核心业务板块分属不同行业，故采用分部估值法对公司进行估值。

换电业务：我们选取从事充换电运营及设备业务的特锐德、博众精工、星云股份作为可比公司，22-24 年同行业平均 PE 分别为 47、28、18 倍。

综合考虑公司业绩的成长性和安全边际，我们给予换电业务 23 年行业平均 PE 估值 28 倍，预计 23 年公司换电业务实现归母净利润 4.09 亿元，对应市值 114.51 亿元。

清洁及综合能源运营：我们选取从事风电、热电联供等能源运营业务的节能风电、龙源电力、建投能源作为可比公司，22-24 年同行业平均 PE 分别为 17、17、14 倍。

综合考虑公司业绩的成长性和安全边际，我们给予清洁能源运营业务 23 年行业平均 PE 估值 17 倍，预计 23 年公司清洁能源运营业务实现归母净利润 10.92 亿元，对应市值 185.60 亿元。

综上，公司 23 年目标市值为 300.11 亿元，对应当前市值有 36.94%的上涨空间。

7 风险提示

产业政策变化不及预期。换电车辆的推广政策对换电重卡、轻型商用车影响较大，产业政策支持力度不及预期可能导致换电站需求下降。

燃料价格上升风险。天然气和煤炭是公司的主要燃料，燃料采购价格是公司主要营业成本和经营业绩的重要影响因素。

换电站投运数量不及预期。换电站建设投运数量及运营质量与公司换电运营收入成正相关，在其它因素不变的情况下，若换电站投运数量不及预期将直接影响公司收入及盈利。

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