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电力运营商发展机会交流电话会纪要

选对股买对时

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2021-09-27 00:17:26

行业的边际变化:
缺电: 1-8月发电增长11.3%,用电增长13.89%,存在缺口。今年用电和发电都远高于以往水平(用发电CAGR5.79%) ,未来社会用电量预计继续增长。电力建设的时间性导致电力难以即使匹配经济增速,电力过剩和不足成为常态。
目前火电低于盈亏平衡线,下半年有望调涨电价。今年开始煤电浮动极致松绑,内蒙古、宁夏、上海已经放开电价不上浮。电价每涨3分可以缓解煤炭涨价100块的压力。
可再生电力的资本开支投入让传统火电企业的现金流得到充分利用
风电的边际变化:曾经认为行业降本空间有限、弃风启光率高、应收账款高,因此导致估值承压。现在三大问题都得到了解决。2021年6月7日国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项通知》 ,规定从2021年起对新别按集中式光伏电站、分布式光伏、陆风不再补贴,实行平价上网。电价按当地燃煤发电基准价执行。平价上网的出现后风电估值有望向水电靠拢。
协和新能源:
目前火电核电已经没有新的审批,水电资源不多。所以未来十年都靠光伏和风电装机。
行业因为技术迭代成本降低的很快，现在叶片达到180m(最早只有70m)，发电效率大幅提高。主机价格去年去年抢装接近4000元/千瓦,现在2000元/千瓦。
关于协和新能源:
07年上市,曾经做过EPC,最近五年完全转为运营商。
上半年发电利润5亿,4亿来自独自电厂, 1亿来自投资收益。
运行维护轻资产业务,在运装机10GW,为电厂检修运营提供服务。上半年净利润5000万，去年服务6CW,现在10GW。
公司资产质量高:践行资产置换策略,前年出售23万kw,去年46万kw,今年53万kw,出表资产1.3GW以上,将依赖绿电补贴重的资产实现出表,可回笼资本50亿,用来和平价项目降本置换。截止到630,应收款下降，17亿变成14亿。近年公司装机增长缓慢,主要受这个战略影响,但是解决了国家拖欠的资金。未来每年新增投产电站100万5KW以上,都是平价项目。同时也会继续出售带补贴的资产,争取平价发电的资产明年年底达到70%以上。
现在权益装机2.4GW,低基数，以后弹性会比较大。

Q&A
Q1:如何看待海风收益率，明年退补后装机会继续吗?
A1:海风成本高,是陆地的一倍。但是发电水平达不到陆地的一倍,如果没有显著的技术进步，效果会差。明年国家退补,省里还有补,但总体收益算不过账。
Q2:公司有多少GW电站?
A2:半年报权益装机2.4GW,在建1.7Gw. 2.4GW里有100万KW有绿补,可以出售。
Q3:本阶段从投资角度最看重的是获取陆风项目能力?
A3:看重项目的质和量。好质量项目project IR达到10%6以上,差的达到70%。民营企业对质的要求更高。
Q4:央企溢价收购我们卖出的项目,因为买不到项目?
A4:央企有资金,但是没有先发优势。
Q5:目前核准的装机有多少?
A5:在建1.7GW,拿到指标设开工有几十万千瓦,年底储备末开工资产合计300万千瓦。
Q6:绿证和绿电交易?
A6:去年平价项目已经注册了绿证, 50块一个,如果能实现,按10-50块钱,一个绿证1000度,一个50GW项目,发电3000时,收入在150w-750w。那一个电厂的税后净利有30-50%的增长。只是目前绿证还没成交量。
绿电交易有试点,但是还没有形成规模。
Q7:项目选择对收益率影响大不大
A7:每个项目收益相差很大，西北光伏发电数可以达到2000小时，湖南湖北达到1000小时。风电好区域4000小时，差区域2000小时。
同时电价上广东湖南4.4毛,东北3.7毛,内蒙2毛多。综合起来收益差异很大。
Q8:昨天政策简化新能源项目备案手续,无补贴项目无条件备案,竞争变激烈?如何理解?
A8:核准不够成瓶颈,瓶颈在于各省指标分配,拿了指标办核准很容易。我们比央企有先发优势,早期就储备了很多开压站;我们体量小,每年开发100W千瓦,同比增速高;我们激励到位,收益和个人能力完全绑定;我们允许失误，而国企央企有问责，可能失去机会。
Q9:我们会在分布式项目中有优势?
A9:分散式太小, 10Gw, 50GW,不如100GW,10万千瓦的好,所以不是很重视。
Q10:融资成本展望?单瓦运营成本?
A10:运维成本, 50GW电站每年300万左右,光伏150万。未来无人值守或少人值守,运维成本会下降。融资成本上今年行业融资宽松。
Q11:装机节奏?
A11:今年投产的是今年上半年的招标风机,目前招标的风机需要明年上半年投产。明年签约价格也会是平价价格。
Q12:地方政府会要求配储能?
A12:大部分省份要求配10%6, 1-2个小时。储能5毛一瓦,整机去年3.8-瓦，今年两块。储能要求对成本影响不大。
Q13:公司拿项目回报率10%,资本金回报率15%,央企IR是5-6%,如果遇到高回报率的项目如何避免央企降低回报率竞争?
A13:拿项目不以报价论,每个省份电价和火电看齐,没有理由降低电价,如果风电发电低于火电不合理。政府比较喜欢给能够带动地方经济的公司项日。回报率方面会选址的公司会很省成本,对专业度敏感。
Q14:风电和光伏项目在运营层面怎么选择?是否有隐形成本
A14:在同等收益率的情况下愿意选光伏,项目小,速度快。不同等情况下主要考虑收益率。
Q15:风电受生态限制多吗?
A15:环评有一致标准,严格依照环评。
Q16:按照8%的IRR第几年可以到盈亏平衡?
A16:从损益表已投产即盈利(考虑过折旧, 20年直线折) ,现金流回收大约6-8年。50GW的电厂一年收入6000万，折旧2000万，,利息1000万,净利润3000万。
Q17:风电技术路线？
A17:双馈和直驱。双馈怕磨损, 6-8年更换齿轮箱。直驱不用齿轮箱。未来趋势不好判断，两种技术并驾齐驱。
Q18:海风招标量预期?
A18:等省补。
Q19: Q4上调电价?
A19:可能会上调标杆电价。否则火电企业活不了。(注:标杆电价是政府为投资者明确电价水平的标准电价，对地区内所有企业都有指导作用。上网电价是每个电力企业与政府之间签的具体电价。)
Q20:风机价格下降，光伏组件价格上涨，是否风电今年更优?
A20:是。
Q21:异质结成本高,但是转化率高,是否未来会越来越多?方案是否成熟？
A21：各技术都在竞赛，难以判断不同技术的前景。
Q22:云南大型项目千瓦投资?
A22:云南采用阶梯电价,所以用小机型,控制造价。主要落地看明年,因为风机还会降价。
Q23:主机供应厂？
A23:金风最可靠,报价偏高,但是风电可以容忍瑕疵,主轴坏了单独替换主轴即可,不需要停工,所以招标的时候不以质量最好为标准,现在主要是金风,运达风电,远景能源,竞争激烈。
Q24:现在风机降价，厂商主要靠成本补价还是靠量补价?
A24:本次为成本和技术驱动型的降价。
Q25:风机大型化还有发展空间?
A25:有可能，以后可能用钢混、炭纤维机型。
Q26:储能方式?
A26:传统磷酸铁锂。
Q27:光伏平价什么时候看到?
A27：部分地区已经可以平价，但是现在主要还是成本上涨太快，所以是动态的过程。

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