协鑫能科(002015):燃料成本高企清洁能源业绩承压,换电业务进入快速发展期-22年中报点评

事件:公司发布2022年中报,上半年公司实现营收50.30亿元,同比下降17.19％,其中电力和热力销售收入分别为27.46、18.92亿元,同比-28.78％,+16.63％;实现归母净利润3.87亿元,同比下降22.3％;实现扣非归母净利润1.17亿元,同比下降73.37％;毛利率为17.67％,同比下降6.93个pct;净利率7,73％,同比下降3.76个pct;EPS(稀释)0.26元/股,同比减少29.36％;ROE(加权)4.71％,同比-3.99pct。

   燃料价格保持高位,毛利继一季度轻微下浮,清洁能源业务仍承压受天然气和煤炭价格持续高位影响,公司上半年完成结算汽量710.82万吨,结算电量48.91亿千瓦时,垃圾处置量101.83万吨,分别同比减少13.04％、35.28％、3.79％。累计并网总装机容量为3807.24MW,其中:燃机热电联产2437.14MW,风电862.1MW,生物质发电60MW,垃圾发电116MW,燃煤热电联产332MW,清洁能源装机比例达到91.28％。

   根据公开投资者调研纪要,公司2022年清洁能源新增的装机规模约在200MW,包括江苏高淳燃机项目、辽宁朝阳风电项目、安徽凤台风电项目等,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％。计划五年内公司新增装机约在2.5GW左右,目标一是规模要扩大,装机容量要提高;二是结构要优化,逐步提高可再生能源的比例,特别是风电项目的比例,来提升公司盈利能力,降低燃料价格波动的影响。

   此外,公司控股持有浙江建德协鑫抽水蓄能有限公司,拥有建德抽水蓄能电站项目,装机规模2400MW,为日调节纯抽水蓄能电站,主要任务为承担华东电网调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用等任务,目前是华东地区最大的抽水蓄能电站。该项同时被列入国家持续中长期规划和浙江省"十四五"规划中,根据7月29日浙江省人民政府发布的相关工地占地、淹没区和迁入人口通告,项目有望于年内开工建设,届时将进一步扩大公司清洁能源业务范围和规模。

   换电项目储备充足,拟发45亿元可转债助力电港二期建设公司加大对移动能源技术的研发投入,上半年研发投入为3723万元,同比增长485.04％,报告期内,完成授权专利53件,完成交付4款换电港产品,完成包括6款自研重卡换电车型、1款自研轻卡换电车型、4款自研乘用车换电车型的公告发布;以及完成各类运营和调度平台的开发测试。

   根据公司公告,2021年的定增募集37.2亿元中的31.17亿元用于电港一期项目建设,主要为248个乘用车换电站及47个重卡车换电站的建设,布局区域主要在浙江、江苏、广州等地,受2022年全国超预期的疫情影响,项目预计在2023年完成。8月15日,公司发布募资预案,拟通过向不特定对象发行可转换公司债券募集45亿元,其中,18.58亿元在用于投资协鑫电港二期项目,15.42亿元用于电池级碳酸锂工厂建设项目。对于二期项目,公司计划在内蒙古、宁夏、山西、陕西等省份进行,拟通过租赁场地的方式新建约86个重卡车换电站和30个轻商车换电站,合计116个换电站。单个换电站建设周期为3个月,项目整体建设周期2年。

   根据公开投资者调研纪要,公司2022年目标是建成300座换电站,服务大概3万辆车,目前内部通过投资决策委员会的项目储备已经达到150座,项目建设周期一般为2-3个月,另有2-3个月时间用于车辆爬坡,换电站有望在下半年呈现放量趋势。公司在年初确定的"十四五"目标是建成6000座以上换电站,服务50万至60万辆以上新能源车。

   受市场需求及政策推动,综合能源服务业务稳定发展随着电改的推进及绿电比例的提升,多元化电力交易形式和主体,以及分时电价等政策,赋予市场各方调节与盈利空间,同时国家及地方大力推动储能及分布式绿电发展,促使包含虚拟电厂、配售电、电动车换电、需求侧管理、碳资产管理等业务的综合能源服务业务得到快速发展,前景向好。

   公司在同类售电企业中属于头部,2022年上半年市场化交易服务电量93亿千瓦时,较去年同期73.22亿千瓦时增长27.01％;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;同时,全面开展各类碳中和交易,其中绿电、绿证交易电量超1亿千瓦时;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;已投运储能分布式能源、微网等能源服务项目超30项。

   盈利预测:预计公司22至24年实现归母净利润10.37亿元、14.98亿元、21.99亿元,对应PE22.8x、15.8x、10.8x,维持增持评级。

   风险提示:天然气、煤炭采购价格可能高于预期;下游用电用气需求可能下降;综合能源拓展业务不及预期;电动车发展不及预期。