大唐新能源：净利润维持倍数增长，弃风限电率降幅领先全国

作者：格隆汇·王晨晨

8月20日，大唐新能源（1798.HK）公布2018年中期业绩。截至2018年6月30日止6个月，大唐新能源实现与客户之间合同产生的收入43.66亿（人民币，下同)，同比增加25.98%；归母净利润9.47亿，同比大幅提升107.9%；控股装机容量8873.92兆瓦，同比上升4.4%；发电小时数1115.58小时，同比增长18.75%；资产负债率79.06%，同比下降0.57个百分点。

值得一提的是，今年已经是大唐新能源连续第四年在净利润上实现倍数的增长了。2015、2016及2017全年度，公司的归母净利润增幅分别达到109.1%、1345.6%及267.2%。高速的利润增长，意味着大唐新能源的盈利能力屡创新高。 

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弃风限电情况持续显著改善 

截至2018年上半年，大唐新能源的风电控股装机容量合计有7484.75兆瓦在内蒙古、东北及中西部地区，占公司总控股装机容量的86.1%。其中，内蒙古、吉林、宁夏及黑龙江分别高达2956.05、648.10、547.50及501.00兆瓦。

众所周知，弃风限电是长期制约我国风电行业健康发展的最大障碍。初期在我国北部地区弃风率高时，对大唐新能源的发电量肯定是不利的。但是，随着近几年资源局出台多项政策推动风电消纳情况，北部地区尤其是“红六省”弃风率明显下滑（内蒙古、黑龙江、宁夏3月份已解除红色预警），大唐新能源成为了行业最大的受益者之一，这也是公司近四年净利润一直能够保持高增飙升的主要原因。

报告期内，大唐新能源的弃风限电情况获得进一步改善，风电限电率同比降低9.56个百分点至9.80%，较全国降幅还高4.6个百分点。公司所属的10个限电区域有8个均实现限电率的大幅下降，其中，风电装机占比较大的内蒙古、甘肃、吉林、山西、黑龙江等区域，风电限电率依次同比下降6.58%、18.37%、28.49%、11.52%以及11.59%，均超过区域平均降幅水平。

弃风限电的改善，最直接的影响就是提高了大唐新能源的风电发电量水平。报告期内，公司风电发电量为9401577兆瓦时，同比增长30.42%，较行业平均增幅高出1.7个百分点。其中，公司所属的内蒙古、辽宁、甘肃及山东等区域，风电发电量增幅较区域平均水平增幅水平依次高8.1%、14.1%、2.8%及18.4%。

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存量机组产能大幅提升

2018上半年，大唐新能源的风电平均利用小时数为1122小时，同比增加181小时，较行业平均增长值高22小时，实现自成立以来的最好水平。

值得一提的是，在大唐新能源开展风电布局的20个区域中，共有17个均录得了利用小时数的大幅增长。其中，内蒙古实现1205小时，较区域值高26小时；黑龙江实现1178小时，较区域值高79小时；吉林实现1180小时，较区域值高87小时；河南实现1172小时，较区域值高176小时；上海实现1337小时，较区域值高59小时。

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市场交易电量加强

2018年上半年，大唐新能源所属的甘肃、内蒙古、宁夏及东北三省等区域开展跨省跨区外送交易电量15.03亿千瓦时、省内直接交易电量5.79亿千瓦时。 

公司合计实现市场交易电量25.44亿千瓦时，占上网电量的27.45%，有效促进了限电区域的电量消纳，保证了公司风电单位营业收入的不断提升，实现了效益最大化。

2018上半年，大唐新能源的风电平均利用小时数为1122小时。今年年初，公司给予的指引是全年实现至少2000小时。现在看来，公司超越2000小时的指引目标基本没有问题。如若按照最保守的2000小时估算，下半年的风电平均利用小时数为878小时，为上半年小时数的78.3%。上半年，大唐新能源的归母净利润为9.47亿人民币，按这个利用小时数的粗略比例，全年归母净利润为17亿人民币，折合19亿港币，EPS 0.26港币，对应市盈率5.3倍，市净率0.68倍，明显低于港股行业平均水平。

 Q&A环节

Q1：上半年公司装机容量增加了大约48兆瓦，预计下半年能够增加多少？未来1-2年的装机目标是多少？

A：我们今年全年的投产目标是在50万千瓦到70万千瓦之间。2019年及2020年，每年都不会低于2018年的50-70万千瓦的目标。 

Q2：公司的弃风率改善为什么会比行业要高？公司全年的弃风率目标是控制在10%以下，这个目标现在是否有改变？ 

A：我们现在的目标仍然是低于10%的弃风率目标。改善好于行业平均，主要是由于我们装机的区域结构不同，我们在“三北”地区与的装机容量比较大。随着国家的政策出台以及特高压外送通道的建设，“三北”限电的情况大幅缓解。而我们占比比较大，所以我们的弃风率降幅也比较大。下半年，我们预计公司的弃风率还会进一步缓解。 

除了国家的政策以外，从蒙东地区到山东地区建了一条特高压直流，送出的风电和新能源也是比较多的。晋北地区到江苏也通了一条特高压线路。同时，甘肃送湖南的特高压项目也起到了很大的作用。总的来说，几条的特高压项目投产，促进了我们风电的消纳，使得弃风率降低。 

Q3：公司上半年的应收账款有多少是第六批的补贴？今年公司预算能收到多少？ 

A：目前公司账面的应收款项是61个亿，其中96%-97%都是未收回的补贴，这也是应收款项主要的增长。今年上半年，我们收回了将近3个亿的补贴，净增20个亿。我们现在已经联合行业其它公司正积极地向能源部、财政部反应，看情况在今年的三季度末或四季度初应该会有所缓解。我们会一直积极关注这个情况。 

Q4：公司今年的装机量是高于去年，为什么资本开支反而下降了10%？ 

A：上半年，公司完成投产近5万千瓦，投资额度不高，这和当前的形势有关。第一，目前国家的要求还是比较严格的，例如土地的征占用、环保的要求等。必须全部手续完成后，才能够开工建设。第二，关于投产容量到年底不会有变化。我们现在在建的项目有206万千瓦，用206万千瓦去保证完成50万千瓦的目标，我们还是比较有信心的。 

Q5: 前半年，公司的负债成本是多少?全年的展望是多少？

A：从融资成本来看，今年上半年较去年略有增长。但是我们最近做了一些超短融的发行，利率明显下降了。可以说从现在开始，我们的融资成本会有降低的。至于财务成本的上升，主要还是补贴未回收，我们增加了短期的融资以补贴短期的资金。 

Q6：目前风机的造价怎么样？ 

A：现在从行业来看，整个工程造价（包括设备、施工等）在北方地区应该每千瓦在6500-7000元，风机的价格大概在每千瓦3500元左右。

Q7：年初利用小时的指引是不低于2000小时，现在指引是否有更新？ 

A：年初我们公布的风电利用小时数是不低于2000小时。上半年我们完成了1122小时，从完成情况来看，全年完成2000小时以上是没有问题的。 

Q8：59个亿的补贴应收帐，预计到年底能够收回多少？ 

A：按历史经验来说，我们曾经在2016年，一年内收回了80%左右的应收补贴。2017年-2018年，我们的电量增长，所以补贴也增长。在我们的补贴里，1-6批占据了70%。一旦补贴到位这些将会优先解决，我们单方面乐观地估计，60-70%以上会在今年下半年到明年上半年得到解决。 

Q9：市场交易电价大概在什么样的幅度？ 

A：今年上半年，我们的交易电量占总发电量的27.45%。去年上半年，交易电量占21%。从占比来讲，增加了6.52个百分点。从电价的折价率来看，环比是在降低的。 

Q10：上半年，公司的费用控制做的很好，尤其人工费用和其它运营成本同比没有上升。全年利润大幅增长的情况下，下半年费用会不会增加？ 

A：主要原因是还是这几年我们不断加强管制，没有降低人工费用、降低管理成本。下半年，我们还是有信心严控各项可控成本的。主要费用就是装机成本。 

Q11：二季度新疆、甘肃的弃风率有所上升，尤其是新疆，请问对公司有什么影响？ 

A: 我们公司在新疆没有风电资产，新疆限电率仍是全国最高的。在甘肃，我们公司的新能源业务比较多，一共有7个风电场，但是绝大部分分布在甘肃的河西地区。上半年，我们完成了25%，高于了甘肃区域的平均水平，高的原因主要还是我们所处的位置。下半年，我们预计甘肃地区的弃风率会进一步降低，外送通道压力缓解。 

Q12：对于平价上网及分散式风电，公司有什么样的布局？ 

A：分散式风电是一个好措施。第一，国家有补贴。第二，对于分散式风电或者光伏，在国家政策上，对它们的审批也施行了简化。分散式要解决的问题是，一定要找到光资源、找到风资源，就地消纳。这样的地方，是需要规划的。对于分散式，我们态度是积极的，我并行大规模及分散式开发。 

平价上网，全国已经没有更多技术及政策上的障碍。因为现在风机的效率，较10年前大概提高了35%，风机价格和工程造价也降低了30%。未来在风电资源好的地方，在平价上网的地方，回报率不会降低，所以我们还要大力发展