大唐新能源2023年中期业绩会纪要-调研纪要

大唐新能源2023年中期业绩会财务 1H23公司实现营业收入69.76亿元，同比+12.06%；归母净利润17.8亿元，同比+0.74%。未宣派中期股息。融资成本 上半年财务费用约8.8亿元，同比-16.25%，平均融资成本3.21%，较2022全年下降17bps，上半年累计压降成本高于3.5%的融资 89.87亿元。截至6月末负债率62.68%，较年初下降2.19个百分点补贴 1H23收到补贴2.3亿元，6月末补贴应收余额165亿元。公司约80%项目进入第一批合规清单，1H23第二批清单45个项目中公司没有新增。 可供分配利润 分红基数是母公司的可供分配利润，而非合并口径，派息率一般40-50%，近几年是公司高速发展时期，没有提高分红比例的打算。资产负债率不超过80%的全资子公司提完盈余公积后进行利润分配，控股子公司通过三会流程与其他股 东协商一致再进行利润分配，全资及控股子公司利润分到母公司后进入下一年的可供分配利润。 运营 装机及发电量 截至2023年中，控股装机容量14329.67兆瓦（风电12781.2、光伏1548.47），同比增加1152.65兆瓦，增幅8.75%；上半年获取建设指标2580兆瓦，在建项目2600.7兆瓦，公司没有购买集团新能源资产的实质性意愿和进展。上半年控股机组平均利用小时数1209小时，同比+88小时；其中风电1258小时，同比+97小时；光伏781小时，同比+99小时。风电限电率3.88%，同比-1.83个百分点，光伏限电率2.81%，同比+0.36个百分点，控股机组整体限电率3.81%，同比-1.74个百分点。 发电量上半年实现171.23亿千瓦时，同比+19%；其中风电发电量159.37亿千瓦时，同比+16.9%，光伏发电量11.86亿千瓦时，同比 +61.6%。老旧风机改造方面，公司密切跟进各地政策，积极谋划对15年以上单机容量1.5MW以下老旧风场升级改造，时机成熟会做出公告。 电价 1H23平均上网电价470.39元/兆瓦时，同比-27.63元/兆瓦时；其中风电上网电价473.03元/兆瓦时，同比-24.89元/兆瓦时。电价同比下降主要因为：1）新投产1152.65兆瓦基本按标杆电价上网，影响电价-5.52元/兆瓦时；2）市场交易电量增加，影响电价-11.05元/兆瓦时；3）辅助服务（两个细则考核）费用5.8亿元，影响电价-11.06元/兆瓦时。 1Q23辅助服务费用同比增加1.37亿元，2Q23基本持平，一季度增加较多主要因为：1）东北区域供热机组辅助服务费用双倍计价；2）吉林新增600兆瓦风电、150兆瓦光伏，一季度发电量增长令辅助服务费用基数增加。管理层认为辅助服务与限电密切相关，没有辅助服务考核费用就不会有现在的限电率下 降，新能源目前还是供大于求的局面，市场交易范围可能会越来越大，价格短期看会是下行态势，这些问题不能回避，好的方面是绿电交易会有一定溢价。市场化交易 公司所属的24个省区中13个省参与市场化交易，其中甘肃、黑龙江、吉林、蒙东、蒙西、山西、宁夏等区域占比较高，共结算市场电97.2亿千瓦时，占全部上网电量的58.23%，同比提升8.69个百分点，其中现货交易占全部市场化交易的20%。国家电网区域市场交易占比61%，蒙西电网区域市场交易占比74%，公司在国家电网区域市场交易量同比+7.1%，在蒙西电网区域市场交易量同比+17%。市场交易平均电价 436.88元/兆瓦时，同比-30.06元/兆瓦时，平均折价率15.51%，同比收窄6.14个百分点。上半年公司在黑龙江、山西、辽宁、甘肃等区域折价率有大幅降低，以甘肃10兆瓦光伏平价项目为例，签署中长期交易电价330元/兆瓦时，较标杆价高约30元/兆瓦时。甘肃全部参与市场交易，结算电量14.74亿千瓦时，其中省内直接交易9.51亿千瓦时，跨省外送5.23亿千瓦时，平均折价率17.01%。辽宁市场交易电量 2.64亿千瓦时，全部为跨省外送，平均折价率收窄至29.87%。 市场交易规则下所有电源同台竞争，控制度电成本是关键，管理层认为未来新能源收益由市场电交易、绿电交易和辅助服务费用组成，火电收益由市场电交易、辅助服务收益和碳排放成本组成，储能收益由市场电交易、辅助服务费用和租赁费用组成。新能源发展一直伴随着送出和土地问题，公司已有经验和方法去解决，所以近几年保持较好增速，上半年获取指标超出预期。今年开始受 益于风机、组件价格下降，前期和在建项目收益率大幅攀升，管理层相信为实 现双碳目标，政策上会保障新能源消纳和项目收益。2021-2023年公司全投资收益率门槛分别为9%/7.5%/6-6.5%（大基地项目6%），呈现逐年下降趋势。