1、主营业务：公司主要产品包括电力销售和蒸汽销售，具体途径包括燃机热电联产、风力发电、垃圾发电、生物质发电、燃煤热电联产等。2019 年电力销售实现收入 73 亿元，占比营收67%，实现毛利 14.3亿元，贡献毛利64%;蒸汽销售实现收入29亿元，占比营收26.6%，实现毛利 4.8 亿元，贡献毛利 21.7%。2020H1 电力销售实现收入 38.6 亿元(+17%)，占比营收 72.4%，实现毛利 8.2 亿元，贡献毛利 65.1%;蒸汽销售实现收入 12.7 亿元(-4%)，占比营收 23.9%，实现毛利 2.4 亿元，贡献毛利 19.2%。电力营收增长主要系 1.受益于燃料成本下降的有利盈

2、利点公司加大了电力的生产与销售，2.公司作为清洁能源供电商，在电力调动顺序上派在第一，只要生产能力有原则上都会被调度;蒸汽营收下降主要系 2-3 月疫情影响停工停产严重，2020 年 2 季度已恢复至此前同期水平。同时公司 2016-2018 年结算电量与结算汽量分别稳定在 100 亿千瓦时和 1200 万吨左右。 2019 年重组完成后有较大提升，结算电量达到 140 亿千瓦时，同比增长 41.9%;结算汽量达到 1519 万吨，同比增长 22.9%。2020H1 公司结算电量同比增长 19.8%，结算汽量小幅回落 3.9%，2020 年度，公司全年累计完成发电量 156.7 亿千瓦时(+1

3、1.9%)。行业分析：碳中和下，新能源发电前景光明电力行业发展及盈利水平与经济周期的相关性较为显著。当国民经济增速放缓时，工业生产及居民生活电力需求减少，用电负荷的减少使得电厂发电机组利用小时数下降，直接影响到电厂的生产经营以及盈利能力。根据国家能源局数据，2017 年、2018 年及 2019 年全社会用电量分别为 63,077 亿千瓦时、68,449 亿千瓦时和 72,255 亿千瓦，同比增长率分别为 6.6%、8.5%和 4.5%。2020 年上半年，受疫情影响，全社会用电量有所下降，1-6 月，全国全社会用电量 33547 亿千瓦时，同比下降 1.3%，但月度用电量同比增速呈现恢复趋势

4、， 6 月份全国全社会用电量 6350 亿千瓦时，同比增长 6.1%。预计下半年将维持较高增速，全年用电量较 2019 年增长 2-3%。在电价方面，2018 年以来国家密集出台政策降低企业用电价格，2019 年政府工作报告要求深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低 10%。2020 年 2 月，国家发改委即发文(发改价格2020258 号)要求“对于除高耗能行业用户外的，现执行一般工商业及其它电价、大工业电价的电力用户，2020年 2 月 1 日至 6 月 30 日，电网企业统一按原到户电价水平的 95%结算” ，2020 年政府工作报告明确降低工

5、商业电价 5%政策延长到今年年底。从我国目前的电价组成看，降价空间主要来自发电企业的输配电价、上网电价及政府性基金。此外，随着电力市场化改革加速，电力市场化交易规模逐步提升，电力的商品属性也越来越明显，这将直接考验公司自身运营能力。 热电联产：规模庞大，主布局大中城市和工业园区热电联产机组采用“以热定电”原则，根据热负荷的需要，确定最佳运行方案，并以满足所在区域热负荷的需要为主要目标。电力调度部门在制定电力调度曲线时，将充分考虑供热负荷曲线和节能因素，不以电量指标或机组利用小时限制热电联产机组对外供热。因此热电联产服务于公用事业，为大中城市和工业园区等提供电、热、冷等能源产品。热电联

6、产可以做到热能分梯次利用，使能源消费更趋于合理。热电联产的生产工艺对能源的利用效率远高于传统火电，现代化热效率最高可以提高到 90%以上，是国内外公认的节能减排有效措施。据美国能源部数据统计截至 2018 年底，美国热电联产总装机 8,109.44 万千瓦，发电量占比达到 19.43%。从 2000 年到 2018 年，美国热电联产规模增长为 57.37%，装机容量从5,153.25 万千瓦增加到 8,109.44 万千瓦，发电站数量达到 5,637 座。其中，以天然气为原料的热电联产装机容量达到 5,803.89 万千瓦，占热电联产总装机容量的 71.57%;天然气项目占热电联产总数量的 6

7、8.38%。在欧洲方面，2018 年 6 月欧洲热电联产促进协会(COGEN Europe)发表了一份题为热电联产在欧洲未来能源系统中的作用的报告，介绍了欧洲热电联产至 2050 年的发展蓝图。热电联产目前为欧洲提供了 11%的电力和 15%的热能，为欧盟 21%的二氧化碳减排目标和 14%的能源效率目标作出了贡献;到 2030 年，热电联产将为欧洲提供 20%的电力和 25%的热能，至少有三分之一的热电联产将来自可再生能源，这将为欧盟 23%的二氧化碳减排目标和 18%的能源效率目标作出贡献;到 2050 年，欧盟预计将热电联产在整体发电量占比中提升一倍，并把热电联产行业作为能源发展中的重中

8、之重。我国热电联产行业主要以煤炭为原料，热电联产技术在“十一五”、“十二五”时期均入选十大节能减排重点工程。随着城市和工业园区经济发展，热力需求不断增加，热电联产集中供热稳步发展，总装机容量不断增长，截至“十二五”期末规模以上热电联产机组容量在火电装机容量中的比例达 37.04%左右，装机容量及增速均已处于世界领先水平。十三五期间，我国城市和工业园区供热已形成“以燃煤热电联产和大型锅炉房集中供热为主、分散燃煤锅炉和其它清洁(或可再生)能源供热为辅”的供热格局。预计 2020 年燃气发电规模达到 1.1 亿千瓦以上，占发电总装机比例超 5%。考虑到长期以来我国能源结构以煤炭为主，伴随发电产生大量

9、二氧化硫和氮氧化物等污染物，使得环境污染问题日益加剧，尤其是自备电厂和小锅炉的大量建设更造成能源利用效率低下，资源严重浪费。发展热电联产具有很强的必要性，在城市建设和发展热电联产是解决我国环境污染、雾霾严重问题的重要措施之一。前景与市场：1. 热电联产主要和工业连在一起，很多企业包括化工、医疗、印染需要蒸汽就得与热电联产配套。工业制造业发展的内需决定了热电联产市场的空间，目前开发区的发展扩大使得供热的需求也在逐步扩大，主要表现在热电联产项目预留的潜能被逐步利用;2.由于热力在传输中存在耗损，长距离热力传输不经济，供热业务呈现区域性分布的特点。因此热电联产项目根据地方政府城市规划，按照“统一规划

10、、分步实施、以热定电和适度规模”的原则建设，因此一定地域范围内数量及规模均有限。区域性的明显加之行业整体较为分散，行业内企业以在主要热源点附近开发热电联项目抢占先发优势、区域排他性优势为主要竞争方式。国家规定布局半径是 30 公里，带有一定的自然垄断可以减少恶性竞争。风力发电：风力发电进入平价时代，新增装机维持较高增长2019 年我国风电新增并网装机 25.79GW，同比增加 25%;累计并网容量 210.05GW，同比增长 14%。2019 年风能发电量 4057 亿千瓦时，同比增加 10.85%。同时 2019 年全国弃风电量 169 亿千瓦时，同比减少 108 亿千瓦时，平均弃风率 4%

11、，同比下降 3 个百分点，弃风限电状况进一步得到缓解。2016-2019 年全国并网风电设备平均利用小时数整体呈现上升趋势，主要得益于弃风弃光问题的改善。2019 年是我国风电行业至关重要的一年，为推动风电产业健康可持续发展，以及实现2021 年陆上风电项目全面平价上网的目标，国家发改委、国家能源局和国家林业和草原局等部门密集发布了多项涉及风电项目用地(林)、上网电价、竞争性配置和消纳保障等方面的规定，规范和促进了风电项目发展。规范风电项目建设使用林地，明确风电项目禁止和限制建设的区域。2019 年 2 月 26日国家林业和草原局下发了国家林业和草原局关于规范风电场项目建设使用林地的通知(林资

12、发201917 号，)提出要依法规范风电场建设使用林地，在建设项目使用林地审核审批管理办法(国家林业局令第 42 号)的基础上提出了更严格的要求。风电项目投资主体在项目选址时，应尽量减少项目占用林地的范围，严格避让禁止建设风电项目的林地和区域，并尽量避让限制建设风电项目的林地和区域。优先建设平价上网项目，加大需国家补贴项目的竞争配置力度。2019 年 5 月 28 日国家能源局下发了关于 2019 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知(国能发新能2019 49 号)并同步印发了2019 年风电项目建设工作方案。一是对 2019 年度已无需国家补贴竞争配置项目总量规模指标的地区，在确保具备消纳

13、条件的前提下，可开展建设与消纳能力相匹配的平价上网风电项目;二是在各地区消纳能力配置方面，在不影响已并网和核准有效项目的电力消纳基础上，测算确认的消纳能力优先向新建平价上网项目配置;三是对已核准且在有效期的在建项目，如果消纳能力有限，优先落实自愿转为平价上网的项目的电力送出和消纳。风电项目上网电价改为指导价，标杆上网电价已成为历史;上网电价进一步下调，明确陆上风电平价上网时间表。2019 年 5 月 21 日国家发改委下发关于完善风电上网电价政策的通知(发改价格2019882 号)中，将陆上和海上风电项目电价由标杆上网电价调整为指导价，作为企业申报上网电价的上限，为风电项目竞争性配置开展提供依

14、据。明确 2019年-类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别为每千瓦时 0.34 元、0.39 元、0.43 元、0.52 元(含税)，与 2016 年下调后的风电上网标杆价相比，前三类风资源区的电价又下调了 0.06 元，第四类下调了 0.05 元。2020 的风电上网电价进一步下调，I-IV 类风区统一再降 0.05 元，分别为每千瓦时 0.29 元、0.34 元、0.38 元和 0.47元(含税)。同时自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。陆上风电上网电价将快速平稳地退坡并到 2021 年实现平价上网。明确陆上风电项目的补贴期限，将带来风电项目抢装潮。2019 年 5 月 21 日国家发改委下发关于完善风电上网电价政策的通知(发改价格2019882 号)中明确，2018 年底之前核准的陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴;2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自 2021年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。在上述政策的背景下，企业势必要确保风电项目能在电价通知规定的期限前完成并网，以便能享受国家补贴或当年度的上网电价，预计风电行业近三年将迎来抢装潮。