天富能源：电价机制理顺业绩反转在即能源战略基地区位优势凸显

天富能源：电价机制理顺业绩反转在即能源战略基地区位优势凸显1.地处新疆资源禀赋突出大工业用户为主优势明显1.1新疆为煤油气风光聚宝盆能源价格洼地与重要保障基地独特的地形地貌与自然环境，新疆多重资源禀赋优势突出。从自然环境看，新疆地处内陆，四周有高山阻隔，气候干燥少雨，但日照时充足，地表蒸发强烈，中部和两盆地区地形平坦，形成了丰富的风能资源。从地质结构上看，新疆在全球构造带中处于古亚洲构造域的核心，地下蕴藏了丰富的化石能源和矿产资源。新疆煤炭远景储量全国之首，原油储量全国第三，天然气储量全国第三。根据自然资源部统计，新疆远景煤炭储量达2.19万亿吨，约占全国预计总储量的40%，居全国之首。截至2020年新疆可探明煤炭资源保有量为190.14亿吨，位居全国第四。2014年以来，新疆规划确立了四大煤炭基地，全区2021年生产煤炭3.2亿吨，同比增长18.3%，产量位居全国第四，仅次于山西、陕西、内蒙古。原油方面，新疆全区原油预测储量209.2亿吨，占全国陆上石油资源的30%，位列全国石油总储量第三，仅次于天津和黑龙江。2021年全年新疆生产石油2990.4万吨，占全国原油总产量的15.03%。在国内天然气储量中，新疆预测资源量11万亿立方米，占全国陆上天然气资源量的34%，在全国十大气田中新疆位列三席。太阳能光照资源丰富，“三山加两盆”风多、风大气候特点明显。我国西北区域干旱少雨，太阳辐射强烈，太阳能资源整体属于I～III类资源区。新疆光照资源在西北各省中尤为突出，年均日照小时数为2500～3500小时。新疆戈壁沙漠地区的年均日照小时数更是高达3200～3400小时，大部分属于I类太阳能资源区。加之新疆沙漠、戈壁地区地势平坦，具备发展光伏应用的先天优势。新疆为我国风力资源最丰富的地区之一，全区风能资源总储量预计9.57亿千瓦，陆上风能资源占全国总量近25%，九大风区储量42976万千瓦。水能资源超过其他西北四省之和，仍有开发空间。尽管远离海洋，但新疆地界上多个山脉交汇，地形地貌特殊，形成了多个内陆湖泊和山泉支流，有大小河流570多条，山泉270多处，高山融雪带来的水量稳定，地表水年径流量884亿立方米。新疆的水能资源理论蕴藏量3355.45万千瓦，大约相当于西北其他四省区的总和，全国范围内仅次于西藏、四川、云南位居第四位。“十四五”规划夯实顶层设计，9大综合性能源基地箭已在弦，新疆预计成为我国十四五重要能源保障基地。在我国2021年3月发布的《中华人民共和国国民\o"/article/7160237219851010598/?channel=&source=search_tab"\t"/9508834377/_blank"经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中，在“构建现代能源体系”章节中，我国提出建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地。其中，新疆为规划范围最大、规格最高的综合性清洁能源基地，唯一同时包含水火风光四种电源类型，多种能源互补的优势难以比拟，“十四五”期间规划新建输电通道外送华中地区。新疆为新时代能源价格洼地，2021年GDP增速远超全国平均水平，工业用电量增速极高。新疆由于煤炭资源丰富，长期电价低于其他省份，其中燃煤标杆价为0.25元/千瓦时，为全国最低价，远低于其他省份。据安科泰，2022年5月国内电解铝厂平均用电0.47元/千瓦时，而新疆地区仅0.28元/千瓦时。依托于能源价格优势，2021年新疆GDP达到1.60万亿元，同比增长7.0%，全社会用电量同比增长10.8%；2022Q1全疆GDP增速达7.0%，增速全国第一。从用电结构来看，第二产业占据绝对比例，2021年用电占比高达81.3%，远超全国平均的67.5%。2021年新疆规模以上工业增加值中高耗能行业占比53.8%，新疆电解铝产能仅位居全国第二。1.2八师为兵团工业发展排头兵国家级经济技术开发区兵团为新疆重要组成部分，拥有自行管理权。新疆生产建设兵团为新疆维吾尔自治区重要组成部分，兵团承担着国家赋予的维稳戍边职责，实行党政军企合一体制，是在辖区内，依照国家和新疆维吾尔自治区的法律、法规，自行管理内部行政、司法事务，在国家实行计划单列的特殊社会组织，受中央政府和新疆维吾尔自治区双重领导。新疆兵团共14个师，其中已有11个师设立“师市合一”体制的县级市。石河子毗邻昌吉，位于准东煤田与伊犁煤田中间，被规划为新疆地区性综合交通枢纽。2021年石河子市GDP达到756亿元，位居兵团十四个师首位，占兵团GDP总量的22.25%。分产业看，2021年八师第二产业增加值达到349亿元，在三个产业中占比最高。石河子经济技术开发区于1992年成立，2000年升格为国家级开发区，经过二十年的发展，园区内工商注册企业由10家增长至4000家，其中氯碱、铝、硅原材料工业增加值占全区比重达到90%以上。开发区已成为兵团和八师石河子市工业经济高质量发展的排头兵，为八师经济发展的重要引擎。八师经济维持高位增速，电量增速更高，2011-2020年CAGR15.15%。国家西部大开发战略实施以来，石河子经济技术开发区紧扣招商引资，八师石河子市2021年GDP达到756亿元，为2000年的30倍，其中2004-2021年石河子市GDP复合年均增速高达18.11%。用电量方面，2011年石河子全社会用电量为132亿千瓦时，2020年达到470亿千瓦时，年均复合增速达到15.15%，高于同期GDP复合增速（13.94%）。值得注意的是，十二五期间受到政治因素影响拖累新疆区域经济及用电增速，十三五期间，随着一带一路战略的提出以及国家强力整治，企业生产恢复正常，故十三五期间用电量增速将高于15.15%。1.3公司为八师旗下综合性能源企业唯一合法电力供应商新疆生产建设兵团第八师旗下，发、供、调一体化的综合性能源企业。公司于1999年3月由石河子电力工业、兵团农七师工业、石河子造纸厂、石河子水泥制品厂、石河子148团场共同发起设立，并于2002年在上交所上市，为兵团发电能力最大、供电范围最广、调度水平最高的电力龙头企业，也是新疆唯一一家水、热电并举，发、供、调一体化的地方电力企业。截至2022年9月，公司控股股东为新疆天富集团，直接持股比例39.88%；实际控制人为新疆生产建设兵团第八师国有资产监督管理委员会。特殊地形造就独立电网，八师为兵团最重要的电网，公司为八师唯一合法电力供应商。石河子市成立于1976年，为第八师驻地，为兵团成立最早的城市，曾是兵团总部驻地，也是兵团第一大城市。由于新疆地域辽阔、三山夹两盆及戈壁沙漠绿洲的特殊地理环境，历史形成了多个独立的区域性地方电网，其中石河子电网为兵团供电区域最大的自管、自发、自供、自用的独立性地方电网。公司为石河子地区唯一合法电力供应商，具备独立的供电营业区域及完备的输配电网体系，覆盖兵团第八师石河子地区全境，供电业务不受国家电网公司控制。1.4厂网合一商业模式大工业用户为主天然优势电力为主，厂网合一。公司业务长期以电力为主，2021年供电业务占营收比例为69%。公司供电业务为独特的厂网一体化模式，在石河子地区处于天然垄断地位。电源装机以火电为主，截至2021年底，总装机容量326.10万千瓦，其中火电机组299万千瓦，水电机组23.10万千瓦，光伏机组4万千瓦；电网覆盖石河子全境，截至2021年9月，公司具备变电站73个，变电站容量864万千瓦，电网总长度2715千米。公司供电量主要来自自有电源发电，不足部分从新疆国网采购。由于过去允许工业用户新建自备电厂，使得八师全社会用电量主要由公司供电以及自备电厂用电构成。2020年公司售电139亿千瓦时，占八师用电量约30%。并且合盛硅业、天山铝业、新疆天业

三家企业2021年自备电厂发电量约255亿千瓦时。供电用户以大工业用户为主，长期维持在85%以上，电力市场化改革下极为受益。公司供电用户包括居民、一般工商业、农业以及大工业用户，且大工业用户长期占据85%以上份额，2020年大工业用户供电量为121亿千瓦时，占公司供电量85.56%。电力系统具备1）大工业用户单用户耗电量大，电网规模效应明显；2）居民用电成本往往低于其供电成本，这两大特征。石河子由于其经济定位以及历史沿革，造就了以大工业用户为主的特殊用电结构，将使得公司供电业务具备天然优势。2022年前三季度，公司前五大用电用户分别为大全能源、天山铝业、合盛硅业、宏远电子以及众和新材料。2.电价机制扭曲拖累业绩高煤价倒逼机制改革2.1低电价承诺+政府下调电价长期拖累业绩高煤价下亏损严重复盘公司2015-2021年经营情况，营收受下游需求增长维持上涨态势，业绩受煤价与电价压制。营收方面，由于供电业务占据公司绝对比例，电源装机与电价调整直接影响公司营收情况。2017年10月公司2*33万千瓦火电机组投产，使得公司营收上一台阶；

2021年电价政策调整，使得公司营收再上一台阶。业绩方面，受政府电价政策调整，2015-2020年公司售电价持续下跌，仅2018年持平；同时受新疆地区煤炭去产能以及环保督查等，煤炭产能持续下降，煤价持续上涨，致使公司2016-2020年业绩表现不佳。其中2019年受减值影响（南热电子公司因环保要求转为备用机组，计提1.21亿资产减值）出现巨额亏损。2021年极高煤价下公司再次出现亏损；2022年前三季度公司煤价维持高位，其中2022年1-8月煤炭采购均价461元/吨，远高于2021年全年377元/吨均价，且外购电增收不增利，使得公司前三季度亏损高达6.42亿元。2.2自发电与外购电双亏损旧电价机制不可持续优惠电价下外购电长期亏损，高煤价下自发电首次亏损，旧电价机制难以持续。受政府下调电价影响，公司业绩波动较大且表现不佳，具体而言，2020-2022H外购电持续亏损，其中2020年度电亏损最高达到0.0476元/千瓦时，截至2022年上半年度电亏损为0.0105元/千瓦时，意味着公司每向国网采购1度电亏损超过1分钱。由于八师内电价一直低于新疆国网电价，故公司售电业务主要盈利来源为自发电，但在2022年上半年持续高煤价下，公司自发电首次出现亏损，度电亏损达到0.0186元/千瓦时。我们分析，公司业绩长期低迷受多方面影响，但最关键的仍然为电价，本节将主要介绍公司电价机制并梳理其历史。一企一价，电价合一。作为厂网一体化企业，公司售电量长期以自发电为主，同时与国网签订外购电协议。2015年与2017年装机量提升使得公司自发电提升，在2022年持续紧张的用电供需格局下，公司获得八师批准启用南热电厂一期2*125MW备用机组。2017-2021年公司售电量CAGR高达16.79%。自成立以来，公司电价一直为一企一价，且受到政府严格调控。2022年7月以前，公司供电业务未单独收取输配电费，与售电价统一核算。受地理资源与区域经济特色影响，公司主要用电用户为大工业用户，且低电价作为新疆招商引资核心优势，为公司未来发展留下历史包袱。公司前五大用电用户为大全能源、天山铝业、合盛硅业、宏远电子以及众和新材料，其中大全能源2020年用电量占公司电量36%。7年9次下调电价，2022年上半年公司售电价远低于新疆其他区域售电价。受供给过剩以及经济新常态影响，我国自2018年起经历连续三年的降电价周期；据不完全统计，新疆发改委及八师发改委2015-2021年期间9次下调公司覆盖区域电价。公司2022年上半年平均不含税售电价0.2758元/千瓦时。考虑到新疆地区火电上网标杆价（0.25元/千瓦时，含税），且新疆国网的输配电费最低为0.0938元/千瓦时（含税）、政府性基金及附加0.0041元/千瓦时（含税），则新疆国网售电价最低为0.3479元/千瓦时（含税，按照燃煤标杆价考虑），至少高出公司售电价（0.3117元/千瓦时，以13%增值税考虑）0.0362元/千瓦时。外购电成本长期高于售电价，电力市场化下现有电价难以持续。公司过去电价机制非市场化，外购电采购价由八师政府与国网商谈确定，售电价由八师政府调控。2020年12月，新疆发改委印发《自治区发展改革委关于新疆电网电价调整有关事宜的通知》，明确220千伏大工业用户输配电费0.0938元/千瓦时（含税），由于新疆火电标杆电价为0.25元/千瓦时（含税），在电力供应紧张背景下，火电上网电价出现上浮，考虑到2022年多省火电长协电价较基准价上浮10%-20%情况下，新疆火电上网电价只会比标杆电价贵，根据前文以公司2022年上半年售电价测算，若不调整售电价，在市场化电价体制下，公司每向国网外购一度电将亏损至少3.6分钱。2.3电价机制逐步理顺低电价症结有望疏通第二轮电改独立输配电价，理清电价机制。2002年第一轮电改明确电价分类，国务院于2003年将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；其中发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价由政府制定，且按照“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定。但2003-2014年，电价政策并无实质性进展，售电价、上网电价、输配电价仍混为一体，一直到2015年第二轮电改，国务院提出理顺电价形成机制，并明确单独核定输配电价。2015年第二轮电改重点为“输配改革、配售分离”。2015年3月，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文件）发布，宣告新一轮电力体制改革正式启动。由于电网具有自然垄断特点，因此本轮改革核心为“管住中间、放开两头”，即放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场化机制。电网企业不再以上网电价和销售电价的价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，输配电价格根据“成本+合理收益“制定。多因素下高耗能优惠电价取消势在必得。在双碳目标与能耗考核压力以及计划电市场煤矛盾下，国家发改委于2021年8月印发《关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》，提出严禁对电解铝行业实施优惠电价政策，已实施的需要取消；2021年10月发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，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%，且高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。在国家政策支持下，多省取消对高耗能企业的优惠电价支持，2022年2月，内蒙古全面取消高耗能行业电价优惠政策，根据内蒙华电

2022年上半年业绩快报，2022年上半年内蒙华电平均售电价格同比增长33.96%。2022年4月，隆基股份发布公告称云南省发改委取消其在云南省享有的优惠电价政策；2022年5月，浙江拟对高耗能企业电价加价0.172元/千瓦时；2022年10月内蒙古发改委印发《关于取消我区优惠电价政策的通知》，内蒙古自9月起全面停止了对于大工业用户、新兴产业的优惠电价。八师首次明确输配电价，上网电价市场化，更改一企一价协商制。在国家电价政策背景下以及煤价与电价矛盾下，2021年10月，兵团与八师将石河子内大工业用户一企一价政策修改为阶段性执行两部制电价；于2022年7月，将上网电价与火电月度双边交易挂钩，并首次明确独立核定输配电价。2022年7月，公司收到新疆兵团发改委发布的《兵团发展改革委关于核定2022～2025年第八师电网输配电价(试行)的通知》（兵发改价格规〔2022〕174号），明确电网网内直接交易的，输配电价(含增值税、线损、交叉补贴和区域电网容量电价)按照核定价格执行。上网电价参照每月《新疆电力交易中心月度电力市场信息披露报告》中公布的双边直接交易火电成交均价执行。10千伏及以上工业用户执行两部制电价。根据公告，以调价用户2022年7-12月预计用电量为基础测算，预计本年增加电费收入6亿元左右（不含税）。电价调整后平均度电价格增长约6~8分钱，高煤价下足以覆盖燃料成本。2022年10月28日公司发布《关于执行<兵团贯彻落实关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革方案>的通知》，大工业用户到户电价范围为0.3507~0.4324元/千瓦时（含税），220KV电压等级大工业到户价最低。整体而言，即便按照最低到户执行价考虑，相较公司2021年含税电价仍然高出5分钱；另外结构性看，在2021年燃煤电价深化改革前，全国大工业用户电价低于一般工商业用户电价，而新疆为招商引资给予大工业用户优惠电价，使得大工业用户结算电价更低，低于公司平均售电价。我们测算本次电价机制改革后，或将使得公司度电电价提升约6~8分钱。值得注意的是，公告强调，“现行与本通知不符的其他优惠电价政策相应停止执行，严格按照国家、自治区、兵团现行电价政策执行”，并以2022年7月8日为执行日。我们认为本次公告明确政府对工业用户此前优惠电价的态度，坚决停止优惠电价并统一独立核定输配电价。2.4新电价机制下业绩向上弹性巨大业绩反转在即电价调整后公司归母净利润将增长上涨7-12亿元。由于为大全能源供电量占据公司超1/3比例，我们以大全能源电价达到统一调整电价0.3507元/千瓦时（220KV）为乐观情景；以大全能源电价结算电价0.32元/千瓦时为悲观情景。若售电价增长6分每千瓦时，售电量增长10%，大工业用户用电量占公司供电量85%，假设新增电量均采用外购电，即新增度电成本为2021年外购电成本，在15%税率、85%归母比例下，则乐观情景归母净利润增加9.3亿元；悲观情景归母净利润增长7.19亿元。若售电价增长8分每千瓦时，其他假设不变，则对应乐观、悲观情景归母净利润分别变动11.74、8.69亿元。3.十四五下游需求高增自建电源+外购电成长十足3.1独立电网造就电价洼地厂网一体尽显源网荷储优势中国电价洼地看新疆，新疆电价洼地看八师。新疆地区电网主要分为国网以及八师地方电网，本次电价改制前，八师电价低于新疆国网电价。我们使用公司售电价（八师电价）与外购电度电成本（新疆电网电价）比较，旧电价机制下，八师为新疆电价洼地；本次电价改制后，八师仍为新疆电价洼地，八师电网35~220千伏电压等级大工业用户输配电价仍远低于新疆国网，差值达到5分钱每千瓦时，为公司电价提供竞争力。我们分析八师区域电价长期较低主要由其特殊性造就，具备不可复制性。其一为公司厂网一体的供电结构，能够灵活调配资源；其二为新疆能源价格洼地带来的以大工业用户为主的用户结构，负荷十分集中。八师大工业用户为主天然优势，源荷集中降低输配电成本，独立电网保证低输配电价。截至2019年底，新疆国网拥有220千伏线路总长度22643千米，同期石河子电网仅有390.92千米，约为新疆国网的1/60；新疆国网拥有750千伏骨干网架线路总长度7416千米，而石河子电网无750千伏线路，是以220千伏线路作为网架。与此同时，2019年新疆国网售电量1209.06亿千瓦时，公司售电量122.89亿千瓦时，约为新疆电网的1/10。即公司仅使用不足1/60国网的电网成本，完成了1/10国网的售电量。我们分析主要是因为石河子地区用户以大工业用户为主，用电负荷集中，使得公司的输配电成本与新疆国网比极为低廉。同时由于石河子地区拥有独立电网，不用参与平摊国网的电网成本，因此可以为大工业用户提供低廉的输配电价。大工业用户用能特性与火电发电特性契合，公司火电利用小时数超过6000小时。由于大工业用户24小时生产，负荷较为稳定，而火电白天夜间均能平稳出力，两者契合较好，能够充分挖掘了火电的发电潜力。换言之，在装机容量一定的前提下，“大工业用电+火电”的组合利用小时提升的空间较大。2015-2021年高用电需求提高机组利用小时，公司利用小时远超行业平均。若不考虑停用以及备用电源装机（合计22.5万千瓦火电），2021年供电紧张背景下，公司火电机组利用小时数达到历史高值约6500小时，远超行业龙头。厂网一体+源网荷储+地理条件，新能源消纳无虞。源网荷储即灵活性电源（源）、特高压与智能化配电网（网）、需求侧灵活响应（荷）、全场景储能（储），通过源网荷储能够较好解决新能源消纳问题。我们认为八师发展新能源，有两大突出优势：1）公司火电利用小时数较高，消纳光伏发电的空间较大。可以通过适当降低火电利用小时数，为光伏调峰，平滑光伏出力曲线，从而达到整体经济效益最优的结果。2）新疆地区整体的年均日照小时数为2500～3500小时，荒漠土地资源广阔，适合大规模发展光伏。3.2工业用户扩产需求旺盛十四五用电量翻倍“十三五”初供给侧改革以来，东部省份高耗能产业加速外迁，云南、内蒙古、广西等省份凭借资源和地利优势成为接受高耗能产业转移的主要省份。其中，云南、广西主要受益于“十三五”初期拥有低价、充足的水电资源；内蒙古主要利用省内丰富的煤炭资源，火电电价及化工原料用煤价格较低。同时，三个省区的另一共同特点为距离我国京津冀、长三角、珠三角等经济中心区域距离较近，由此成为了“十三五”期间接受高耗能产业转移的主要省份，用电量增速长时间领跑全国。我们判断

“十四五”期间云南、广西遭遇资源瓶颈，内蒙古相对优势亦被大幅削弱。从禀赋来源来看，云南、广西的优势均来自于水电，但是水电资源总量有限的劣势明显。随着高耗能产业的持续迁入，对于用电企业而言，两省电力供需格局将迎来不可逆的恶化。相比之下，新疆在资源禀赋上同时拥有煤炭、原油、天然气以及风光资源，资源总量基本不受限制。当云南、广西等地水电资源开发殆尽后，新疆的能源低成本优势将逐步显现。新疆大力发展高耗能产业，预计十四五期间用电量高速增长。新疆作为我国能源价格洼地以及能源保障基地，“十四五”期间将着力建设包括高新技术产业、能源化工产业、石油化工和装备制造产业等在内的产业集群，预计以引入新疆本地生产、产成品外运为主，有望形成类似于“十三五”期间云南、广西、内蒙古等省区的高耗能产业迁移潮，带来新疆本地用电量高速增长。八师积极推进高耗能产业发展，十四五预计新增用电需求300亿千瓦时。十四五期间，八师将积极推进硅、煤化工、氯碱化工等深加工产业，碳、铝、硅基新材料，以及装备制造等高耗能产业发展，根据公司公告，预计十四五期间八师电网新增电量需求约为300亿千瓦时，2025年八师全社会用电量达到770亿千瓦时，2021年公司售电量同比增长42亿千瓦时，则2022-2025年公司售电增量有望增长超250亿千瓦时。除光伏电量弥补部分电力缺口外，通过国网石河子750kV变电站工程建设，解决八师未来因负荷增长带来的电力缺口。主要工业用电用户十四五期间大幅扩产，公司下游需求旺盛。大全能源为国内多晶硅龙头生厂商，生产基地在新疆，为公司第一大用电用户，2020年公司为其供电量达到49.96亿千瓦时，此时大全能源多晶硅产量为7.73万吨；2022年前三季度，公司为其供电57亿千瓦时，主要受益于大全能源产量提升，根据大全能源公告，2021年12月在石河子内新增产能3.5万吨达到10.5万吨。公司第三大用电用户合盛硅业为国内工业硅龙头生产商，工业硅生产基地均在新疆，其在2021年石河子地区工业硅产能新建20万吨，预计未来随着产能释放，耗电量将增长。3.3政策支持+资源优势

自建电源+外购电保障成长停止工业企业自建电厂，公司电量增量确定性提升。发改委与能源局于2022年2月发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（下称“意见”）明确原则上不新增企业燃煤自备电厂，结束了工业用户自建火电厂降低用电成本的方式；尽管意见明确支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统，但我们认为分布式能源规模较小，难以解决工业用户旺盛的用电需求增量。公司增量供电来源来自外购电与自有电源，电价改制后均能实现盈利。面对石河子市十四五期间约300亿千瓦时电量增量，由于公司供电来源主要有自发电与外购电，故公司电源增量来源主要在于：1）增加外购电；2）增加自有电源装机规模。其中外购电主要从国网购入，由于外购电需要承担国网输配电价为0.0938元/千瓦时，度电利润低于自发电，但是在新电价机制下，我们认为外购电将至少保障公司作为电网的输配电合理利润。新疆光照资源得天独厚，石河子十四五计划新增3GW光伏，或为公司电源重要增量。新疆地区的地域辽阔，总面积达166万km2，其中大部分为沙漠和戈壁滩，荒漠土地资源广阔，适合大规模铺设光伏组件；且新疆地区整体的年均日照小时数为2500～3500小时，太阳能光照资源总量在全国排名第二，具备发展光伏运营的先天优势。根据《八师石河子市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，十四五期间石河子市将重点规划建设3GW并网光伏发电项目、90MW生物质发电项目。适时推进玛纳斯河上游400MW梯级水电项目及1000MW抽水蓄能电站项目。将师市打造成以热电联产、光伏发电为主体，以水电、生物质发电为补充，发供电体系完善的兵团北疆清洁能源示范区。公司作为石河子市唯一合法电力供应商，有望借助新疆资源优势，竭力新增电源。定增项目已通过监管审核，公司光伏建设提速。2022年2月，公司拟定增募资15亿元发行不超过2.5亿股，建设兵团北疆石河子100万千瓦光伏基地项目中40万千瓦光伏发电项目，项目内部收益率5%（税后），同步建设60MW/120MWh储能设备。预计2023年下半年实现全容量（100万千瓦）并网，为石河子提供年20亿千瓦时电量。2022年10月，公司定增申请已通过证监会审核，即将开启募资。新建准东至石河子750千伏电网，补充电力缺口。根据《八师石河子市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，十四五期间石河子市将以构建兵团北疆区域电网联网为愿景，以提高电网远距离输送能力、系统安全稳定水平、配电网智能化水平、配套电源电力输送能力为重点，充分利用“源、网、荷、储”的优势，以兵团准东至石河子750千伏电网（公司与国网合资建设）为骨干，以220千伏电网为支撑，补强现有电网，大力推动智能电网建设，提高电网保障水平，着力打造“兵团一流智慧电网”。4.天然气低基数高毛利立足八师走向全疆八师垄断，供气规模带动营收高增长，2015-2021年营收CAGR17.75%。公司拥有石河子管道燃气业务的独家特许经营权，已建成覆盖石河子全市的天然气管网及天然气门站，通过外购天然气，独家承担石河子市民用天然气的运营，同时经营车用天然气和工商业用气的供应。2021年公司天然气供气量2.3亿方，同比增长19.98%；除2020年受疫情影响同比减少之外，2015-2021年公司的天然气供气量规模不断上升，复合增长率达16.42%；供气规模提升带动天然气营收不断上升，2021年公司天然气板块营业收入5.01亿元，同比增长23.40%，2015-2021年复合增长率17.75%。天然气业务毛利较高，利润丰厚。公司2021年天然气业务毛利率39.82%，2015-2021年毛利率在34.41-47.97%之间浮动，维持高位。由于公司天然气气源均为采购，2017-2018年受气源涨价影响，毛利率略有下降。在公司总体毛利下降的情况下，天然气毛利占公司毛利的比重不断上升，2021年占比达21.79%，对公司的业绩形成一定支撑。独占八师内车用气市场增量，价格放开保障盈利水平。据公司公告，公司将独占石河子车用气市场未来的增量份额，2022年6月，公司收到八师发改委《关于放开师市车用天然气销售价格的通知》，为理顺终端销售价格形成机制，明确放开师市车用天然气销售价格。价格调整前，公司在师市车用天然气销售价格为2.8元/立方，2022年6月起，公司车用天然气销售价格将随市场供需关系波动。截至目前，乌鲁木齐车用天然气市场价为2.94元/立方，高于八师此前售价，公司车用天然气业务仍有涨价空间。我们认为此次价格市场化调整将更有利于公司应对天然气价格波动，维持更稳定的盈利水平。截至2021年底，公司在新疆生产建设兵团第八师域内天然气管网长度超700公里，南北疆重点交通干线分布加气站43座，在建高速公路服务区综合加气站4座，燃气用户超20万户。随着国家气化新疆和气化兵团政策的不断深入实施，公司天然气业务不再局限于石河子一地，在新疆区内的沙湾县、昌吉州、五家渠市、奎屯市、博乐市、克拉玛依市及伊犁等地也拥有了多座加气站。新疆天然气资源优势明显，公司拓展天然气业务前景可观。新疆天然气储量位居全国第三，产量全国第二，同时进口管道气大部分从新疆入境，“西气东输”中具有重要战略地位。在国内天然气储量中，新疆预测资源量11万亿立方米，占全国陆上天然气资源量的34%，在全国十大气田中新疆也位列三席，仅次于陕西和四川。2021年新疆全区天然气产量294亿立方米，占全国总产量的18.9%。此外，新疆还是我国天然气能源进口的重要口岸，“西气东输”的三期工程起点均在新疆，公司在全疆拓展天然气业务上拥有明显地利。公司“十四五”期间将立足石河子，面向全疆布局燃气业务。在供气方面，公司全资子公司于2022年7月以1980万元现金收购云润能源51%股权，交易对价约1倍PB。云润能源拥有兵团第七师五五工业园区管道燃气特许经营权，此次收购为公司燃气业务由八师向全疆扩张的第一步。同时公司拟建石河子液化工厂二期、南疆二师利华绿源液化气工厂，达产后年供气能力达到6亿方（2021年公司供气2.3亿方），为全疆布点、向南发展提供有力保证。在全疆布点方面，南北疆重点交通干线分布加气站43座，在建高速公路服务区综合加气站4座。在综合能源供应方面，公司将积极推进石河子市区充电业务，建设综合能源供应站，形成油、气、电、氢综合能源供应模式，为燃气业务发展探索新途径。公司将通过以上布局，不断提升公司天然气销售量及在公司主业中的占比，同时高毛利率的天然气业务对于公司利润提升较大。5.参股碳化硅龙头打造新材料+新能源新格局参股碳化硅生产商天科合达，打造新材料+新能源协同发展新格局。公司积极布局第三代半导体碳化硅新材料产业，2006年与中国科学院物理研究所共同设立北京天科合达半导体股份有限公司，由上海汇合达投资管理（原天富能源的子公司）持股51%。截至2021年底，公司持有天科合达9.6%的股份，为第二大股东，第一大股东为天富集团，持股12.27%。天科合达是专业从事第三代半导体碳化硅（SiC）晶片研发、生产和销售的高新技术企业，核心产品是碳化硅晶片，在新材料领域具备一定规模，能够形成与公司新能源产业协同发展的格局。有利于公司提升盈利能力，培养新的利润增长点。公司与天科合达历史渊源较深，可追溯至2006年天科合达成立之初。公司在2006-2016年之间一直通过子公司上海汇合达间接持有天科合达股份。2016年，公司以72.37万元的价格将上海汇合达转让给天富集团，彼时上海汇合达净资产为-366.1万元，一同转让的还有上海汇合达持有的天科合达27.04%的股份。之后2017-2019年期间，公司并未持有天科合达股份。2020年，公司通过参与增资扩股的方式，重新持有天科合达3.71%的股份，价格为25元/股。2021年，公司同样以25元/股的价格收购天富集团持有的天科合达股份，至此累计持有天科合达9.60%的股份。碳化硅作为第三代半导体前景广阔，天科合达市占率国内第一。以碳化硅为代表的第三代半导体材料是继硅材料之后最有前景的半导体材料之一，与硅材料相比，以碳化硅晶片为衬底制造的半导体器件具备高功率、耐高压、耐高温、高频、低能耗、抗辐射能力强等优点，可广泛应用于新能源汽车、5G通讯、光伏发电、轨道交通、智能电网、航空航天等现代工业领域。且第三代半导体行业是我国“新基建”战略的重要组成部分，并有望引发科技变革并重塑国际半导体产业格局。从市场规模来看，碳化硅市场前景广阔，根据CASA的预测，全球碳化硅衬底的市场规模有望达到144亿元。从市场竞争地位来看，2021年天科合达导电型晶片的全球市场占有率为4%，排名全球第五、国内第一。产学研用底色浓郁，国内碳化硅领域的产业化开路先锋。天科合达自成立起就和中科院物理所深入合作研究，在技术交流、人才培养、课题研究等方面保持良好的合作关系。天科合达在中科院物理所十余年的研发基础上不断探索，逐步掌握覆盖碳化硅晶片生产的

“设备研制——原料合成——晶体生长——晶体切割——晶片加工——清洗检测”全流程关键技术和工艺，并实现碳化硅晶体产业化，打破国外技术封锁及垄断，向国内60余家科研机构批量供应晶片，推动碳化硅相关研究；带动中车集团等20多家企业进入下游外延、器件和模块产业，在国内形成完整的产业链，推动了我国