长城证券-协鑫能科-002015-公司22年中报点评：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-220816

　　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PE 22.8x、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。