三年光伏路,今朝终瞩目_协鑫新能源(451.HK)深度报告 – 世纪新能源网

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首次深度覆盖协鑫新能源(451.HK,深港通)给予增持评级,目标价为0.50元,较当前市价有21.3%的上升空间。公司是中国最大的光伏电站运营民营企业,受益于快速增长的光伏装机量,公司的业绩将快速增长。我们预计公司2016-2018年的营业收入分别为22.2、35.8和49亿元,净利润为3.3、5.7和9.2亿元,EPS分别为人民币0.017、0.03以及0.048元。我们采用DCF、P/E、P/B对公司估值以及考虑行业和公司发展前景,给予公司“增持”评级以及未来12个月0.5港元的目标价,目标价对应2016-2018年预测EPS的P/E分别为26、15和9倍。并网容量快速增加,项目布局具备区域优势,核心竞争力提升。截止2016年上半年,公司在全国拥有光伏电站68家,装机容量达到2,680MW,并网容量达到2,127MW,我们预计2016年末并网容量将超过3GW,同时预测公司未来2-3年每年将新增加并网约1.5GW。快速提升的并网容量将驱动发电量和发电收入快速增长。公司的光伏电站具备区域优势,较好地避开了弃光限电较严重的省份,重点布局中东部地区,极大提高了公司的电站利用小时数(1H2016:775,2016E:1,260)。

融资能力强,渠道多元,2017年推动出表融资业务。公司具备较强的融资能力。银行贷款、公司债券、引入项目层面的股权投资者、融资租赁和发行绿色债券,都是公司主要的融资方式。公司2017年将着重推动电站“出表”融资方式,加快现金流通,同时降低负债率,值得关注。

风险提示:限电加剧,上网电价加速下调,建设成本增加。

1.公司概况

1.1、中国最大的民营光伏发电企业

协鑫新能源控股有限公司(以下简称“公司”、“协鑫新能源”,股票代码:0451.HK)是一家全球领先的光伏电站开发与运营商。公司于2014年通过重组方式登陆香港联交所,并作为协鑫集团的下游电站运营平台,在继续经营印刷线路板业务的基础上,开始涉足光伏业务。公司立足江苏苏州,采用集中式光伏电站和分布式光伏电站并重的经营战略,囊括农光、渔光、屋顶、沙漠等多种电站形式。截至2016年6月30日,公司光伏电站项目数量已达68个,遍布全国19个省份,并成功进军光伏需求旺盛的美国和日本市场,总装机容量达2,735MW,已并网容量达2,182MW(我们预测截止2016年底并网容量超过3GW),位列中国光伏电站运营企业中排名第二,民营企业中排名第一。

1.2、公司发展历程

1.3、公司股权结构

保利协鑫能源(3800.HK)是公司的单一大股东,持有公司62.28%的股权;COAMI ABS NO.1 Limited和海通国际则分别持有公司5.39%和9.67%的股权。母公司保利协鑫能源(3800.HK)成立于1990年,早期经营电气设备和投资热电厂,并在之后专注于光伏领域,于2007年在香港联交所上市。保利协鑫能源是全球领先的著名多晶硅生产商、全球最大的硅片供应商,也是国内领先的新能源企业,其在光伏电站行业也积累了丰富的经验,早在2009年就已建成投产当年亚洲最大的20MW光伏电站。

1.4、过往业务发展概况

公司自2014年借壳上市以来,并网电站容量快速增长,带动发电量快速增长的同时电费收入快速增长。截至2016年6月30日,公司的总装机容量已达2,735MW。根据管理层指引,公司2016年全年新增装机容量约为2,000-2,500MW。

发电量方面,公司近2年来高速增长,2016年上半年发电量达1,169.35GWh,较2015年全年增长34.36%(2014年:0.65GWh;2015年:870.29GWh)。鉴于光伏电站业务属于项目前期高投入性质,光伏电站EBIT受经营杠杆的影响也被显著放大。高速增长的发电量能够有效分摊电站建设所支付的固定成本,充分降低单位度电成本,从而使规模效应得到进一步凸显,促进盈利水平的提升。

公司的营业收入主要由光伏电站的运营收入和印刷线路板销售收入构成。2016年上半年,公司光伏电站实现营业收入9.29亿元(2014年:0.01亿元;2015年:6.88亿元),占比逐渐扩大。考虑到印刷线路板业务板块已经剥离。预计2017年开始公司的营业收入将全部来自于光伏电站收入。

光伏电站业务的EBITDA在经历了2014年投产支出的负值后,在2015年出现大幅增长,2016年上半年达到8.2亿元,超过2015年全年水平(2014年:-0.35亿元;2015年:5.6亿元)。与此相对应,光伏电站业务净利润也增长明显,2016年上半年实现净利润约2.61亿元,已逼近2015年全年水平(2015年:2.89亿元)。

盈利指标方面,2016年上半年,光伏电站毛利率继续保持高位,约为74.5%,并较2015年有小幅度增长(2015年:72.1%);销售净利率则下降较为明显,是因为随着电站的逐步完工和并网运营而导致的非经常性费用和损失的增加(2015年:42.01%;2016年上半年:28.09%)。总体而言,在2016年上半年,公司光伏电站的盈利能力进一步得到巩固。

基于管理层对公司的定位,2016年12月30日,公司已与原森泰集团董事长叶森然订立买卖协议以约2.5亿港元全额出售印刷线路板业务,所得资金将用作项目发展和一般营运资金。剥离印刷线路板将助力公司增强盈利能力,消除原两大主营业务由于非关联性而造成的经营成本提升,从而在今后专注于光伏电站运营业务,强化市场对公司未来发展的预期。

2、全球和中国下游光伏市场

光伏发电是指利用太阳能半导体的光伏效应,将太阳光的辐射能量转化为电力的一种发电方式。光伏发电系统分为两类,一类是集中式,即通过在空旷地域建造大型地面光伏组件阵列,将集中所发电力并入电网,再通过电网将电力出售给终端用户;另一类是分布式,即在用户场地附近布局光伏组件,以达到自发自用、多余电量就近上网的目的,民居屋顶和工商业厂房屋顶的光伏系统是典型的分布式光伏发电形式。

随着环境议题愈发受到广泛的关注,清洁能源的进一步开发与利用逐渐提上各国能源战略的议程。2016年9月杭州G20峰会上,国家主席习近平正式向联合国秘书长潘基文递交经全国人大批准的《巴黎协定》。在此之后,落实《巴黎协定》的各项承诺,完成节能减排的任务,将是中国未来的能源战略主要任务。与此同时,出于对空气质量治理和调整能源结构的考虑,中国对煤炭等化石能源去产能力度的加大,未来中国和全球的电力市场上太阳能发电将会得到长足的发展。

2.1、全球和中国光伏电站装机容量持续增长

作为标志性的非水可再生清洁能源之一,全球光伏市场在过去十年间取得了飞速发展,总装机容量增长了100倍有余。光伏市场的快速发展主要归因于2010-2011年以后光伏组件成本的急速下降,从2011年7月的1.23美元/瓦下降至最新的0.4-0.5美元/瓦,下降幅度高达六成以上。根据德国太阳能协会的统计数据,2016年全球光伏新增光伏装机70GW,同比增长约30%(2015:50GW);全球累计装机量接近300GW。回顾全球光伏的快速发展过程,2012年以前全球光伏的增长主要来自于欧洲国家(如德国和意大利)的光伏项目快速扩张,而2012年之后中国以及其他亚洲国家成为全球光伏装机增长的主要贡献力量。2016年的新增装机国家分布中,中国以34.6GW新增装机继续排名第一,遥遥领先;前五大国家的新增装机量占到了全球新增装机的80%以上,呈现出增量市场的非均衡状态。

在中国市场,在相继经历了光伏制造产能过剩、欧美的“双反”政策后,国内下游市场开始启动,光伏产业也自2012年开始回暖,随着大型地面电站发电成本的降低、并网率的提高,装机容量呈现高速增长态势。2016年经历了史上最强的上半年抢装后,全年新增装机容量达到34.6GW,累计装机容量达到77GW,继续巩固全球第一光伏大国的地位。展望未来数年,根据政府规划2020年中国非化石能源占一次能源消费比重达15%左右,2030年此数值达20%左右。这意味着要完成上述目标,2020年我国光伏总装机量至少要达到150GW,到2030年时,光伏总装机量需达到400GW。另外根据2016年底发改委能源局发布的《太阳能发展“十三五”规划》,到2020年底光伏装机容量要达到110GW以上,其中光伏发电105GW,光热发电5GW。根据目前中国累计装机77GW的存量分析,未来中国国内年均增长空间超过20GW,我们预计2017年全国新增光伏装机约25GW左右。

2.2、光伏发电量比重持续上升

根据统计局数据,2013-2016年,中国电力结构发生了较为明显的变化。火电虽然仍占据绝对主力位置,但发电量占比已持续下降;2016年火力发电占比为71.6%,同比下降2.1个百分点。核电、风电和光伏等新能源发电占比则逐渐上升,2016年已经提升至8.7%。由于起步较早,技术积累和市场开拓也较为成熟,当前的新能源发电中,核电和风电占据90%以上的份额。光伏发电起步较晚,但发展迅速;2016年光伏发电量达到662亿千瓦时,占比已经迅速提升至1.1%。随着技术的逐步成熟和国家的大力推广,未来光伏在国家电力结构中的比重将进一步上升。

2.3、政策调整倒逼行业成本下降

根据2016年底公布的光伏标杆上网电价调整政策,I、II、III类资源区2017年新建的光伏电站标杆电价分别确定为0.65/0.75/0.85元/度,在2016年的标杆上网电价的基础上进一步大幅降低。标杆电价的持续下调是大势所趋,2020年实现平价上网是政策和产业的共同追求。补贴的下降会对光伏企业的盈利能力形成压力,从而倒逼光伏企业降低其发电成本,进而通过市场的优胜劣汰筛选出优质的公司。

另外,2015年国家能源局开始推行的光伏领跑者计划也极大推动了光伏行业的成本下降。光伏领跑者计划通过竞争性方式选择技术能力和投资经营实力强的开发投资企业,企业通过市场机制选择达到“领跑者”技术指标的光伏产品。

行业的发展、技术革新以及政策倒逼使得光伏电站建设成本快速下降,其中占电站建设成本约一半的组件价格一路下降,最新价格为0.35美元/瓦,在最近5年内下降了70%以上。组件价格持续下降使得电站建设成本快速下降,推动光伏尽快实现平价上网。

2.4、弃光限电有望逐步改善

虽然中国是全球光伏电力需求最旺盛的市场之一,但是长期以来都普遍存在较严重的弃光限电问题。光伏电站所发电力无法通过当地电网就近消纳是弃光限电的重要原因之一;而光伏电力的地域供需不匹配也加剧了弃光限电的现象。目前,较严重的弃光限电现象主要集中在西北地区,以甘肃、新疆、宁夏、青海和陕西这西北五省为最。甘肃和新疆2016年弃光率已达到32%以上;宁夏弃光率约为11%,也处于较高的水平。另一方面,中国太阳能富集区域集中在西部各省,而电力最旺盛的电力需求则集中于中东部地区。太阳能资源最丰富的青藏高原则地广人稀,对电力的需求较为匮乏,这就造成太阳能电力的供给和需求存在地域上的严重不匹配。目前,较为严重的弃光限电现象已成为限制中国光伏行业健康发展的瓶颈所在。在最新公布的电力发展“十三五”规划中,国家能源局已提出要以就近消纳为主,远程输送为辅,将弃风、弃光率整体控制在5%以内。根据该最新政策,我们预计未来国家将进一步加大分布式光伏的推广力度,以实现就近消纳的目标;同时,加快对当前配电网的改造升级,以满足西部光伏发电的远程输送需求,解决光伏发电地域供需不匹配的问题。而新疆、甘肃等弃光限电大省也在积极通过对当地企业和居民用电方式的引导来应对光伏电力过剩的局面。未来,西北地区的弃光限电问题有望逐步缓慢得到改善。

2.5、政府未来规划助力行业发展

2016年底,发改委和能源局联合相继发布《电力发展“十三五”规划》和《太阳能发展“十三五”规划》,规划为中国未来5年电力结构、各类能源的发展指明了方向,并规划了时间表。政策主要集中在以下方面:(1)明确提出力争2020年底光伏总装机容量达成110GW,其中光伏发电105GW,光热5GW;(2)重点鼓励建设屋顶分布式光伏电站,并适度建设农业、渔业、林业综合利用的光伏电站项目。这有利于光伏发电的就近消纳,解决弃光问题,且实现对空间的充分利用。同时,农光互补、渔光互补等项目可以同时实现农业生产效率的提升;(3)推动光伏扶贫工作,针对贫困村、贫困户和贫困人口大力建设分布式光伏项目使贫困人口使用分布式光伏项目自发电力,并将多余电力出售给国家电网。这既充分利用贫困地区丰富的太阳能资源,又达到精准扶贫的目的,也有利于光伏发电的推广;(4)光伏电站项目继续享受国家企业所得税“三免三减半”的税收优惠,即自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起,第一年至第三年免征企业所得税,第四年至第六年减半征收企业所得税。我们认为国家对光伏项目的各项保障措施和税收优惠,都将对光伏企业的经营产生强有力的支撑,从而保障公司现金流的节约和投资项目进一步增长。

3、协鑫新能源:高速增长的光伏电站运营龙头

3.1、项目分布具备区域优势

公司从2014年进军光伏行业开始,在两年内旗下光伏电站已遍布于全国19个省份,达68家(截止2016年上半年末)。公司立足总部所在地江苏省,在该省拥有313MW的装机容量,并重点布局中东部,主动减少在弃光限电重灾区的装机,以保证公司收入的稳定性和可预测性。截至2016年6月30日,公司已有的项目中在内蒙古的装机容量316MW,占全部总装机的11.79%,位居全国第一;江苏装机容量位居次席,为313MW,占比11.68%。内蒙古的太阳能资源较为丰富,光伏电站具备较高的利用小时数,可达到1,300-1,400小时以上;蒙东地区用电负荷较大,人口密度也较大,有较强的本地可再生电力消纳能力。而位于宁夏、青海、新疆等弃光限电省份的项目容量合计为380MW,约占14%;在弃光限电大省甘肃则没有电站布局。在建项目中,有300MW位于光伏电力消纳情况较好的陕西,约占43%;而仅有70MW的装机容量位于新疆和宁夏,占比为10%;其余47%均位于无弃光限电的中东部省份。

我们认为,公司当前的项目具备地理布局优势,合理的分布可以有效规避区域电力需求恶化和限电风险。目前公司在建设新项目时会对当前的弃光限电和需求分布情况具备清晰的判断和评估,在首要考虑当地电力消纳情况的同时,也优先选择光照资源丰裕的省区,这也是公司在华北、华中地区电站数目较多的原因。合理的地理布局使得公司综合利用小时数较高,2016年上半年达到775小时,预计全年1,260小时左右。另外,公司侧重中东部的战略布局有助于享受较高的标杆上网电价(主要是四类区电价,2016年上半年所有项目加权平均电价0.85元/度),从而“保价保量”推动公司售电收入的进一步提升。

3.2、并网容量快速增加,自建项目比重和核心竞争力提升

公司的并网容量将持续快速增加,是公司业绩快速增长的动力源泉。公司自2014年被定位为协鑫集团发展下游光伏电站运营平台,电站装机容量和并网容量得到快速提升,带动发电量持续快速增长,是公司业绩快速增长的动力之源。公司2014年末装机容量和并网容量分别为616MW和487.5MW,我们预计2016年底将分别达到3,690MW和3,127MW,跃居成为中国民营企业中最大的光伏电站运营商。我们预计2017-2019年公司的并网容量仍将以大约每年新增1,500MW的速度快速增长,2018年底将达到6GW以上。并网容量的快速增加将带来公司售电量的快速上升,我们预计公司2016年售电量达到2,600GWh左右,2018年将达到6,000GWh左右,年复合增速约52%。

在装机容量和并网容量快速提升的同时,公司也逐步重视电站结构的调整,显著加大自建项目的比重,从而提升公司整体电站运营能力和核心竞争力。目前公司获取光伏电站有三种形式:自建、联合开发和收购。这三者各有利弊:(1)自建可以充分取得对项目的经营自主权,项目的各类细节和配置都可以由公司自主决定;且一旦项目建成,未来项目产生的现金收益将由公司独享。但是自建对公司的资金要求较高,前期投入较大。(2)联合开发方式下,建造光伏电站无需全额动用自己的资金和技术,有助于在资金较为匮乏时迅速获取众多电站项目,也有助于在共同经营过程中学习合作伙伴成熟的管理经验和相关先进技术,从而迅速塑造公司的核心竞争力。同时,联合开发也有助于与合作伙伴加深互信,为未来的进一步合作打下基础。但是,该方式必将造成电站经营自主权受限,难以充分获得优质项目所带来的所有现金流,也可能造成双方产生意见分歧,不利于项目的健康运行。(3)收购则有利于短时间内获取市场上现有的优质项目,迅速抢占市场份额;然而对于优质项目,收购可能需支付较高的收购溢价,标的选择和评估费用以及收购的整合成本也将影响公司的现金流。

随着过去投产光伏电站营业收入的逐步实现,伴随着资金回收和较强的融资能力,公司有计划地逐步降低光伏电站项目中联合开发和收购的比例,逐步转向自行开发,以提高对优质光伏电站项目的控制。截至2016年6月30日,公司光伏电站项目最主要来源仍为联合开发,占比约60%,但较2015年底已大幅下降约12个百分点;自建项目比例则大幅攀升至25.23%,较2015年底提高约7个百分点;收购比例也在2015年的基础上有所上升,从2015年的10.37%上升至15.17%。可以看出,公司在2016年有计划地采用自行开发和收购的方式,以增强对光伏电站的控制力度。我们认为,自建项目比重的提升将有效增加公司对项目收益现金流的获取,强化对成本的把控,促进公司盈利能力的进一步提升;这也从侧面说明公司虽然处于快速增长期,但仍具备极强的融资能力以支持公司对光伏项目的建设和收购。我们预计公司未来将延续当前的项目来源战略,进一步利用近年来积累的行业竞争优势、光伏电站运营经验和较强的融资能力,提高自建光伏电站项目比例,并适度进行联合开发和收购,以寻求妥善解决项目来源结构和资金问题之间的平衡。

3.3、打造齐备的项目形式,积极参与“光伏领跑者”

公司在大力布局地面式光伏电站的同时,也积极发展分布式光伏以及农光互补项目和渔光互补项目,积极打造形式多样的电站项目。2016年上半年,公司的电站项目形式仍然以地面式光伏为主,比例为61%,但较2015年小幅下降4个百分点。农光互补和渔光互补项目比例则在2016年上半年上升明显,分别达24%和12%,较2015年分别上升7个和2个百分点(2015年农光互补和渔光互补分别占比17%和10%);两者合计比重为36%,在公司项目中已经占据重要地位。屋顶分布式光伏项目在2016年上半年所占比重则下降较为明显,仅为3%,较2015年下降5个百分点。

国家能源局在电力“十三五”规划中,明确将大力支持屋顶分布式光伏的发展。屋顶分布式光伏项目有利于大幅度提高光伏电力的消纳,在普通民众中普及效果更好,也很好地契合了国家鼓励新能源成长的宏观战略。我们预计,凭借较为雄厚的电站开发能力,协鑫新能源将在未来进一步调整自身的电站形式结构,在继续扩大农光互补和渔光互补项目投资的同时,将积极开发屋顶分布式光伏项目的发展空间。公司未来开发战略将从地面电站全面转型至“地面+分布式”,目前分布式项目已经获得1GW的备案项目,预计2017年可以完成500MW的建设和投产。

此外,协鑫新能源积极参与国家“光伏领跑者”计划。2016年5月30日国家发改委、能源局联合发文,明确要求光伏领跑者基地“必须采取招标或竞争性比选等方式配置项目,且电价应作为主要竞争条件”。随后,国家能源局在6月下达了5.5GW光伏领跑者基地电站指标,具体包括山西阳泉、芮城,内蒙古包头、乌海,山东济宁、新泰,安徽两淮以及河北奥运廊道等8个基地。协鑫新能源参与了所有“光伏领跑者”计划的招标,先后在阳泉、芮城、济宁、两淮、乌海等5个项目基地的招标中,累计中标360MW,位居行业前三位。中标“光伏领跑者”项目固然能助力市场份额的进一步扩张和公司形象的塑造,增进与政府部门的合作。光伏领跑者项目中标电价普遍位于0.4-0.65元之间,较其他项目标杆电价有30%左右折让,但由于光伏领跑者项目也具备成本优势、较佳的光照条件和并网条件,预计此类项目的IRR仍可以达到12%以上。

3.4、融资方式多元,推动电站出表融资

鉴于光伏电站的前期投资需要大量的资金,现金流是否充裕直接关系到光伏公司能否在短时间内迅速扩充项目储备,抢占市场份额。公司近年来坚持采取多元的融资方式,以解决光伏电站投资产生的资金需求。目前,公司的融资方式主要存在以下几类,并将在2017年着重推动存量电站资产的出表融资。公司的综合资金成本在2016年成功下降了1个百分点左右到达7%左右,其中银行贷款在基准利率或者基准利率上浮10%,过桥贷款成本约7-8%,融资租赁约8%(2017年部分业务可能下降至5-6%)。

(1)由于光伏电站建成后能够获得稳定的收益回报,再加上公司较为稳固的行业地位和母公司协鑫集团的背书,公司能够从银行获得占投资额80%、长达15年的低利率长期贷款。另外,受益于基准利率的持续下调,公司的债务融资部分资金成本得以持续下降。

(2)公司将引入项目层面的股权投资者,并出售个别项目的少数股权,并推动部分电站的“出表”业务。这在保证公司对项目控制权的同时,也得以迅速补充资金,并有效对冲债务融资导致的财务危机加剧的风险。“出表”业务融资方式则意味着公司至少出让部分项目的50%以上股权,与第三方成立合资公司来收购公司的电站资产。“出表”的融资方式可以有效降低公司综合负债率,回笼资金进行持续电站开发,将是公司2017年主要的融资途径之一,我们建议投资者积极密切关注公司的此类融资安排。

(3)积极使用融资租赁途径。公司于2016年4月分别与芯鑫融资租赁公司和中国金融租赁有限公司分别订立人民币约4.48亿元和8.2亿元的融资租赁协议;截至2016年6月30日,公司通过融资租赁协议和售后回租安排已累计筹措19亿元资金;除此之外,公司与中国东方资产管理公司合伙成立投资基金以支持光伏项目的建设。融资租赁既能快速获取所需资产,又能缓解开发资金不足的难题,也是下游光伏电站开发的常用融资途径之一,唯资金成本较高,行业平均融资成本在7-8%之间,较银行渠道融资成本显著为高。

(4)停止分红派息,并引入债券融资。公司自2014年以来维持零股利政策,将全部留存收益运用于公司运营和项目的再投资;内源融资有助于避免其他各类融资方式手续的繁琐,降低公司的财务风险,也有利于获得公司股东的普遍支持。同时,公司也向上交所申请非公开发行公司债券,并推出绿色债券的融资方案。

(5)通过2016年2月的供股计划,募集资金23亿港元。同期,母公司保利协鑫能源(3800.HK)亦通过供股计划募得资金34.7亿港元,其中一部分用于支持协鑫新能源的未来发展。此次供股计划使得资产负债率从89%降低到85%,并计划在未来将该指标维持在85%。

由于银行借款占据融资方式的绝大部分,公司的整体资产负债率处于较高水平(80%以上)。自2014年开始涉足光伏电站业务以来,出于短时间内快速抢占市场份额、扩大生产经营规模的战略考量,公司的扩张速度较为迅猛。而光伏电站从开工建设到正式并网发电之间存在一定的时间差,这就导致公司的自由资金无法支撑目前的扩张速度。这种情形下,债务融资无疑是最快的项目资金筹措方式。另外,公司积极拓展多元的融资方式,这有助于缓解单一融资方式下的资金筹措不足,也能够有效分散单一融资造成的风险过于集中。

4、财务状况较佳,提防短期偿债风险

4.1、短期偿债承压,长期财务风险较小

公司2016年上半年流动比率和速动比率分别为0.47和0.46,较2015年全年有所下降(2015年:0.51和0.50)。从现金比率来看,公司2016年上半年较2015年则有微小上升,但仍低于2014年水平(2014年:0.26;2015年:0.22;2016年上半年:0.24)。公司流动比率低于2,而速动比率低于1,短期偿债能力压力较大。因此,虽然公司收入和利润增长迅猛,但缺乏对应现金流的支撑,可能会使公司短期内面临资金周转的压力。

然而,有若干影响偿债能力的表外因素值得我们关注:(1)公司的母公司保利协鑫能源在行业中具有较高的市场地位,将对公司在资本市场上的融资以解决短期资金不足的问题提供较多的助益。(2)公司的第二大股东Haitong Internatioal New Energy VIII Limited的最终控制人为海通证券,较雄厚的资本实力为公司的短期偿债能力提供了强有力的背书。(3)公司自身具备较强的融资能力,多元的融资方式成功分散融资风险,降低现金流断裂的风险;(4)公司具备较佳的发展前景。随着电站的逐步并网,现金流将逐步回收。这为短期债务的展期提供了充分的理由。

从长期偿债指标来看,随着协鑫新能源资产负债率在2016年有所降低(2015年:89.61%;2016年上半年:85.44%),长期偿债压力已有缓解;另外,公司的利息保障倍数在2016年上半年延续上升态势,并首次超过1,说明公司的长期偿债能力有所改善。我们预测未来2-3年公司的资产负债率将逐步缓慢下降至80%左右,利息保障倍数将逐步提升。

4.2、资产运营能力有待加强

公司2016年上半年公司的应收账款周转率约为0.46,较2015年全年进一步降低(2014年:1.90;2015年:0.55)。从流动资产结构来看,2015年和2016年上半年,公司应收款项余额均占到流动资产的50%左右。应收账款的拖欠(主要是上网电费补贴)拖累了现金流的收回,将增加公司的资金压力,并影响未来的项目再投资。公司近期总资产周转率也出现微幅下调,削弱了公司的ROE水平。

4.3、盈利能力明显提高

协鑫新能源的ROE、ROA和ROIC三大盈利指标都在2016年上半年延续了2015年的上升态势,分别达到3.71%,0.76%和0.54%(2015年分别为:-0.63%、-0.10%和-0.07%),成功转正。我们预计2016年全年和2017-2018年,公司的盈利水平将进一步提高,ROE将维持在7-8%左右,ROA将在1%左右。另外,由于总资产周转率和财务杠杆都有所下降,公司ROE和ROIC的增长完全得益于销售净利率的显著提升,这也说明公司核心盈利能力较以往已经有了较大幅度的改善,足以抵消资产营运能力下滑和财务杠杆降低所造成的不利影响。虽然当前三个指标仍然处于较低水平,但是随着盈利较低的印刷线路板业务剥离以及光伏电站盈利能力的逐步凸显,未来公司的综合盈利能力将会得到进一步巩固与强化。

4.4、成本费用管控成效凸显

公司对成本费用的管控体现在以下几个方面:

(1)光伏电站业务毛利率从2015年的72.09%上升至2016年上半年的74.49%,预计未来将维持在75%左右;主营业务毛利率的提升说明公司的成本管控能力进一步强化。印刷线路板业务的剥离将大幅提升公司综合毛利率,进一步增强公司的核心竞争力。

(2)公司2016年上半年管理费用与收入之比为12.73%,较2015年全年下降约5.5个百分点(2015年:18.21%)。随着公司光伏电站业务比重逐渐增大,管理团队逐渐趋于精英化,管理人员数量的增加幅度低于公司营业收入的增长。2016年公司销售费用占收入比重为0.56%,较2015年全年出现微幅下调(2015年:0.87%)。这是由于得益于协鑫新能源的品牌效应和光伏电站业务的主导地位越发巩固,营销开支的需求会逐渐减少。印刷线路板业务的剥离也将进一步降低公司的销售费用率。另外,由于公司融资需求的急剧增加,财务费用(此处财务费用既包含费用化利息,也包含资本化利息)占比则上升明显,在2016年上半年达到33.93%,延续了2015年该指标的上升势头(2014年:1.92%;2015年:24.11%)。与此相反,2016年上半年,公司的债务资本成本为3.17%,较2015年则略有下降(2015年:3.47%)。

(3)光伏组件价格的下降利好公司的光伏电站建设;另外,母公司协鑫集团也为公司获取质优价低的上游产品提供了保障。

(4)协鑫新能源一直积极探索通过科技的进步降低成本费用的方法,并自建研究院以开发和积累光伏电站的运维技术。技术的提升很好地促进了发电效率的提高,特别是第三代智能运维机器人的开发和平单轴跟踪支架都有效降低了运维费用。

总之,公司的盈利能力在2016年上半年得到进一步巩固,成本费用管控也取得较好效果。但是公司的短期偿债指标不甚理想,资产周转情况也有提升空间,主要是由于光伏电站补贴资金难以及时到位。紧张的资金链既影响了公司再投资,也使得财务风险有所加大。但是,考虑到若干涉及短期偿债的表外因素,我们认为公司应有能力对该风险进行较好地把控。公司光伏电站业务迅速发展,在具备较强融资能力的情形下,适当采取较为宽松的信贷政策有助于公司快速扩大电站规模。因此我们认为协鑫新能源的财务风险整体偏中性,且具备边际改善可能,虽然蕴含一定的不利因素,但不会对公司未来的持续经营产生较大的负面影响。

5、盈利预测与估值

5.1、公司收入和盈利预测

根据行业和公司的发展情况以及运营数据,我们对公司未来2-3年的收入盈利预测基于以下假设:

1:预测公司2016-2018年光伏新增并网容量分别为1.9GW、1.4GW以及1.5GW。

2:公司的电站平均利用小时在2016-2018年分别为1,260、1,200和1,200小时。

3:公司的电站加权平均上网电价逐步下降,在2017年之后下降速度加快。

4:公司的电站收入毛利率基本维持稳定,销售成本平稳增长,行政开支随电站增加按比例增加。

我们预测公司2016-2018年营业收入分别为22.2、35.8以及48.9亿元人民币,实现归属股东净利润分别为3.3、5.7以及9.2亿元人民币,基本EPS分别为人民币1.7、3.0以及4.8分。

5.2、绝对估值、相对估值和目标价

我们采取DCF绝对估值、P/E和P/B相对估值法来为公司股价进行估值,并采取三者平均作为公司的目标价。我们最终目标价为0.50港元,目标价对应公司2016-2018年预测EPS的P/E估值分别为26倍、13倍和8倍;目标价较当前价格有21.3%的上升空间,我们首次给予公司“增持”评级。

绝对估值法

针对公司未来自由现金流变化情况的估计,我们对公司的未来发展作出以下几点假设:

(1)假设公司在2019-2024年年复合增速降为8%,2024年以后进入永续增长阶段,永续增长率3%。

(2)根据近一年恒生指数与公司股价的日收益率,计算得β系数为1.59。同时,根据Wind数据,市场平均收益率为8.55%;香港10年期政府债券到期收益率为1.39%。根据CAPM模型,得到公司股权资本成本为12.8%,WACC为7.45%。

基于以上假设,我们对公司未来10年的FCFF和WACC进行预测,并采用DCF折现模型,得出公司股票内在价值约为0.64港元。

相对估值法

我们选取联合光伏(0686.HK)、顺风清洁能源(1165.HK)、保利协新能源(3800.HK)、协合新能源(0182.HK)、信义光能(0968.HK)、卡姆丹克太阳能(0712.HK)和阳光能源(0757.HK)等7家在香港上市的光伏行业里的代表性公司,并剔除我们认为可比性不大的公司,采用修正平均市盈率和修正平均市净率的方法对协鑫新能源进行估值。两种方法的估值结果分别为0.52港元和0.33港元。两种估值方法的结果存在较大差距。

综合绝对估值法和相对估值法的估计结果,我们取三种估值结论平均,将公司的目标价定为0.50港元。该目标价较当前价格有21.3%的上升空间,我们首次给予公司“增持”评级。

5.3、行业公司估值比较

6、风险因素

市场风险

光伏电站限电无法得到有限缓解。

对光伏电站资源竞争引发超额收益的压缩,上网电价超预期下降,毛利率下降。

行业里其他公司出现破产事件可能会引发对光伏行业的忧虑。

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