港股业绩会纪要系列（一）：龙源电力、中集安瑞科、新奥能源

港股业绩会纪要系列之一，能源板块：龙源电力（00916.HK）、中集安瑞科（03899.HK）、新奥能源（02688.HK）

一、龙源电力（00916.HK）

1，公司介绍

2016年风机利用小时1901，较15年提升13小时，新增装机增效促使利用小时提升55小时，个别地区限电加剧，降低42小时，总体增加13小时，16年全国利用小时1742，龙源较行业高了159小时，海上风电去年同比减少150小时，主要电网线路改造使得风场停了22天，龙源风电布局持续优化，去年4月十三五第一批核准1891MW，均在非限电地区。

去年核准184万千瓦，97%在非限电地区，已核准未投产风电项目7.5GW，加上列入规划或计划未核准共有8.2GW,有639万在四类电价区域和海上，截至去年底，累计新增合作项目40个，涉及12个省份，容量322.85万千瓦，目前投产70万千瓦，整合优势进行发展。稳步推进海上风电项目的开发，16年海上风电技术取得突破，特别是浅海风电场，去年同时开工了3个海上风电项目，一共90万千瓦，计划17年投50万，剩下明年全部投产。

16年新增风电项目28个，新增装机1604MW，去年总结了多年以来风电建设的经验，打造一流风电场，推行标准化管理，去年陆上风电平均造价7712元，比15年高了148，主要风电采购成本，整个风电造价是平稳的，16年底累计风电装机1736.9万千瓦，同比增长10.17%，去年在湖南，广西，江西实现风电装机零的突破，交易电量有所上升，电价有所下降，16年风电平均上网电价 570元，较2015年下降21，主要因为在弃风较为严重的省份，为提升企业效益，参与竞价交易，导致电价水平略有下降，市场交易电量38.51亿千瓦时，平均执行电价426.4/MWh,火电上网电价380元/MWh,较2015年降低39元/兆瓦时，主要由于15,16年两次火电价的下调。继续保持融资集约化管控，持续开展负债余额和资金成本率双降工作，进一步拓宽融资渠道，成功完成DFI,全力筹措境内外低成本资金，包括成功发行19期超短期融资券、1期公司债券、2期非公开定向债务融资工具，全年资金成本下降3.15%,同比下降1.4个百分点，资金管理在行业里有前途。

公司承担9项能源行业风电标准的制定，2016年新立科研项目19项。2016年加拿大累计发电277590兆瓦时。

17年风电投产目标150-170万，投资130-145亿，未来几年基本稳定，布局在非限电地区，海上，海外，利用小时1960，预测限电比例下降幅度较大，16年15.76%，17年13%左右。总体来看，公司2016年业绩表现良好，实现营收223.04亿元人民币，比15年196.8亿元上升了13.3%，扣除经营建设收入后增加了27.42亿元，增幅是14.42%。其中售电及受热收入占比是82.1%，增加了17.19亿元，增幅是10.6%。煤炭销售收入占比是16.2%，增加了12.63亿元，增幅是55.66%。煤炭销售这块是因为销量增加了37%，价格上涨了13.05%。公司调整后EBITDA是131.39亿元，较15年增长了7.26%，主要是公司风部装机容量在增加。调整后EBITDA利润率是60.4%，比15年减少了4个百分点，主要是火电标杆电价下调和燃煤成本上升。标杆电价2016年是每度电下调了3分，降幅9.22%。但是我们火电售电量是增加了1亿度，增幅是5.7%。

16年调整后的营业利润是67.97亿元人民币，相对于15年增加了1.8%，调整后的营业利润率是31.2%，比15年同期减少了3.9个百分点。主要的原因是火电标杆电价的下调和燃煤成本的上升。16年公司的净利润是44.9亿元，归属于本公司权益持有人的净利润是35.49亿元，同比增长23.3%，主要原因是装机容量在增加。

含非控股权益持有人应占利润的净利润率是20.6%，比15年降低了0.8个百分点，主要原因是（1）在弃风严重的省份参与竞价交易，电价略有下降。（2）火电部分的售电电价下调和煤炭价格上升。16年风电调整后的营业利润是60.86亿元，比15年增加了8.4%。而由于度电成本的下降幅度小于电价的下调幅度导致调整后的营业利润率涨幅小于平均容量的增长。调整后的营业利润率是43.6%，比15年下调了1.2个百分点，主要是风电电价的下降。16年火电部分收入是92.7亿元人民币，比15年增加了23.3%。其中售电售热和其他收入同比增长了3.6%，主要原因是售电量和售热量的增加。煤炭的销售收入同比增加了55.6%，主要是煤炭的销售量和销售价的大幅增加。调整后的EBITDA是11.69亿元，比15年下降21.4%。调整后的EBITDA利润率是16.1%，比15年下降了9.1个百分点，主要是售电单价下调和煤炭价格上涨造成的。2016年火电部分调整后的营业利润是7.77亿元，降幅是26.6%，利润率是11%，较15年下降了1.4个百分点。2016年公司资产负债结构继续保持健康，总资产386.61亿元，比15年底增加了3.6%，净债务负债率是60.95%，较2015年的61.8%下降了0.9个百分点。原因是资本化的支出使净债务的规模增长了3.2%。而净利润的增长使得的权益总额增长了7.2%，所以净利润的增长比率小于权益总额的增长率。鉴于自身发展的需要，公司在2016年更多的通过发行利率较低的债券融入资金。长短期的债务比率由15年底的百分之40比60调整到百分之42比58。17年计划把长期负债比率增大。

2，Q&A

Q: 国家已经把限电的目标定在5%，公司17年的利用水平是1960，那公司是否可以给我们一个大概的路线图，未来几年哪一年可以将利用水平提高到2100,2200这样一个比较理想的水平？今年公司的自由现金流有所改善，如果公司现金流继续改善的话，是否考虑提高分红比例？公司银行手续费和其他今年是9300万，比去年增加很多，这个手续费是什么，是否是一次性的项目？

A: 16年限电比例比15年有一个上升，以陆上风电来说，16年是15.76%，15年是14.45%，同比涨了0.31个百分点。去年上半年整体的情况让人很担忧，上半年限电比率平均到了20%，所以国家出台了相关政策，如5月30号出台的最低保障利用小时的通知和7月份出台的关于加强风电预警的通知。如果是低于最低保障利用小时或者是限电率超过20%，直接列为红色预警，就是再也不允许这个公司开发风电了。所以下半年情况就有好转，全年是15.76%的水平，利用小时数是1901。17年，各省相关保障政策会逐步落实到位，因此我们认为17年的情况会有好转。我们把17年限电比率定在13%的水平，相对于16年降低2.76%，幅度很大。国家十三五规划是在2020年把限电的比率降到5%的水平，4年要降低接近10个百分点，我们会在18,19年的时候平均就把它打到这个水平上来，不会等到2020年集中降到5%。估计利用小时数也会增加200小时，在2200小时的样子。

确实我们16年的现金流有所增加，自由现金流已经转正，说明公司的发展和经营已经进入了一个好的循环。关于分红比例，我们会根据整个行业的发展，在对股东回报和公司的发展之间做出一定的调整。

手续费是几个项目，不是一笔，主要是我们持有的交易性证券以及金融衍生工具等。

Q: 公司2016年市场交易电价大概是多少？风电单位维修成本？公司利用小时和弃风现在的情况？

A: 去年龙源市场交易电量比较大，有38.5亿，交易电量里面有4部分，有21.5亿属于跨省区的交流，基本上是东北往华北的送电，这一块的大概在635，相对于标杆电价比较低，在55.8%的样子上。另外还有45.2%是三部分，主要是大股东持股，风火置换或者叫发电权的交易，还有就是风电供热。市场交易电量占整个交易电量的12.8%，这部分电量把整个去年电价拉低了2分钱。这个38.5亿交易电量里面平均交易电价是0.4264/千瓦时，折让了0.1349元/千瓦时。关于交易电量这样一个情况，是公司针对16年上半年限电比率加重的情况而做出的调整。

关于交易电量，我们分析在2017年会有所下降，主要是与去年下半年出台的最低利用保障小时有关。龙源首先要实现最低保障利用小时数内的电量，然后如果有富余电量，再进行市场交易，去年是个案。风电的维修成本大概在1分6的水平上，不管是一年几百台甚至是上千台的风机出质保期，风电的维修成本占整个综合成本的4%多一点。

17年1月份限电是19%，和去年基本持平，2月份是18.6%，去年同期是34%左右，所以2月份限电相对于去年是有一个大的下降。利用小时数不会每个月给。1月份限电情况是和去年持平，但是大家要注意的是，今年春节是在1月份的，这是一个大的区别。

Q: 17年市场竞价电量的比例达到多少？关于绿色证书，会不会导致龙源整体补贴的下降？第六批补贴目录已经下放了，是否已经全部收到？第七批目录会在何时制定并发放？

A: 去年38.5亿的交易电量是个案，针对的是全年上半年限电率严重的情况。所有新能源发电企业首先是要去满足所在地区最低利用小时的。像甘肃最低利用小时数是全国最低的，还有1800小时，这已经很可观了。在这个基础上，我们会去根据各省的情况去做一些分析，有多余的电量是会去做一些交易。具体的交易电量数字不好确定，但是肯定是会有下降。

绿色证书是17年1月份出台的，从17年7月份开始试行，到18年年初，国家会出台相关的配额制等政策。国家已经确定了1MWh等于1个绿证，而且这个绿证的价格是不高于可再生能源电价补贴的。我认为绿证的这个通知对促进可再生能源行业的发展是非常积极和有益的。首先他增加了一个补贴手段，过去只有国家的财政补贴，现在这个绿证制度就是促使火电或者其他行业拿出一部分利益来支持风电行业的发展。其次，关于绿证的交易量和额度，国家说不高于补贴的价格，但我估计也不会低于这个价格，因为2016年风电的发电量只占全国发电量的4%，在这之前出台的国家关于配额制的文件是要求非水电可再生能源发电量是要占到火电15%。非水电主要就是风电和光伏，也就是说火电企业为了达到这个标准必须要大量的采购绿证，在这个情况下绿证应该是供不应求，价格不会下跌的。绿证还有就是可以解决国家目前财政补贴的拖欠问题。

关于补贴目录基本上是100%发放了，第六批我们是报了254万，发放了253万。

来源：广发证券海外研究

二、中集安瑞科（3899.HK）

中集安瑞科2016年业绩会纪要

Q1：能源板块里面各业务板块细分收入变化情况？能源装备毛利率的情况，对于2017年的展望？对于各业务板块的收入展望？

能源装备里面，最大的贡献是LNG，占到45%（过去30-40%）；其次是LNG大概是18%左右，LPG22%，其他的15%左右。

毛利率方面，2017年的部分产品的单价可以转嫁给客户，也会消化一部分原材料价格的上涨。采购的时候仍然按照生产计划一批一批排产，也有一些库存和战略性的储备。如果有一些突发性的情况，也有条款可以和客户谈，5%以内公司会自己消化。去年竞争非常激烈，导致价格和量都不好。能源装备业务里面有一部分是工程业务，工程业务的毛利率比较低。

天然气装备行业在2016年底恢复，进入2017年恢复的量很快包括LNG重卡等，主要还是油气价差还在，气价应该会稳中有降。目前公司的情况来看各个装备的订单情况还是不错，结合产品升级等因素，能源装备目前来看2017年会有比较好的增幅。化工装备近几年比较平稳，标准罐箱未来还有替代的市场，和2016年相比应该不会降低。食品装备2017年同比可能会稳中有升，总体比较平稳。

Q2：Finance cost上升较多的原因？其他应收款增加的原因？

Finance cost增幅较大的原因是2015年末-2016年上半年有些重大的收购，产生了很多一次性的手续费等，1.5亿美元和8千万美元的银行贷款。从去年年末到现在已经还了5千多万美元的贷款，希望减少利息支出。

其他应收款项主要是工程类的项目需要给一些预付金，没有更多的原因。

Q3:2016-2019年资本开支的情况？南通太平洋的并购情况，是否已经不再考虑？

资本支出2016年是2.5亿左右，工厂的维持性支出1.3亿，收购英国公司是差不多1.2亿。未来这几年大的厂房建设投资不会多，2017年会在1.3亿左右。2018目前还没有计划安排，但是维持性费用大概在1-1.5亿左右稳定。

公司认为未来水上的LNG船还是有发展机会，市场较好。公司仍然会适当根据SOE的情况做一些关注，但是会更加审慎。 

Q4：能源装备毛利率为什么下半年反而比上半年低，这个原因是什么？化工装备的毛利率也是为什么下半年上半年表现难以理解？能源装备细分CNG市场是不是见底？LNG除了车载瓶其他产品价格反弹的排序？

16年毛利率下降的原因主要是ASP有下降，product mix也不同。

化工装备主要是特种箱卖的比一般标准箱好，毛利率要高5个点，所以下半年毛利率好。

16年各个市场的单价都有下滑，销售额下降最大的就是CNG，LNG去年还有所增长，30%左右，LPG有所下降。LNG运输车和罐比较好，主要是煤改气的客户需求增加，增加了点供的客户。2017年的话公司认为重卡的弹性最大，因为2016年基数很低。槽车和储罐也会不错。从竞争情况来看，14年以前大家都比较乐观，但是15-16年行业比较低迷，公司认为一方面需要对市场行业变化加强研究，行业变化也越来越快；一方面会继续改善公司自己的运营管理，这一块也有空间，希望继续提升毛利率。

Q5：能源设备业务，2016年各个业务的收入占比和情况？

LNG去年销售收入15亿；CNG不到6亿，LPG，EPC。（？没听清楚）

Q6：CNG业务未来情况，是不是前景很差？LNG终端在放开，公司是否会拿到更多三桶油以外的订单？

CNG以前主要是公交和大巴，目前是CNG还是有需求，但是海气现货价太低造成的冲击也大，运输车的需求量会降低，加气站也逐渐成了复合加气站。

LNG接收站目前ZF是核准制（还没有放开），100或者150万吨以下的可能放在省级以下去核准；其次LNG接收站的建设会有需求，从公司的客户角度既包括三桶油，也有民营企业，比如深圳6个罐，中海油4个罐，都是公司做的，宁波的也是公司承建。

（作者：刘小明）

三、新奥能源（02688.HK）

兴业海外能源观点：

1：公司战略是从天然气供气商向天然气和综合能源运营商做转变。拓展业务的方案主要包括园区清洁能源整体解决方案，智慧的分布式能源EPC以及冷、热、电的销售。

2.煤改气的背景下，公司着眼天然气工商业用户市场的拓展，工商业用户在新增用户中的占比在16年由20%提高到了40%，这部分用户的优势主要在承受能力强和用气量稳定，为了拓展这块需求，公司加大力度打造节能改造技术来调动用户的积极性。

3：我们继续看好公司受益于天然气整体行业产能过剩终端价格下行以及煤改气和2017-2020年销气量持续高增长带来的行业红利。我们目前虽未对公司进行评级，但维持非常看好，推荐投资者积极密切关注，公司是我们目前在城市燃气行业的首选标的。

新奥能源2016年业绩会纪要：

Q1：注意到去年工商业的开口气量新增50%以上，想问一般情况下稳定后开口气量的利用率多少，几年能达到稳定，另外能否分享下今年1、2月气量增速情况？看到了中石油去年冬季门站价加价，3月15日以后是否回调，对毛利率差有如何影响，有没有进一步降价的空间？

首先是工商业用户开口气量，什么时间可以用到额定的气量要看具体项目情况，部分是原有项目的改造项目，改造完投产就可以用天然气，新建项目则是需要一段时间装其他设备，有一段时间的延迟，煤改气项目就会到取暖季了，所以不同项目有不同达成期。计算下平均要3到6个月达到使用状态。今年1、2月份销售气量有15-20%的增长。

3月15日中石油已经把大部分冬季定价降价回调，但是部分省份比如江苏省定的是3月31日，但是也是会恢复到基准气价。关于夏季气价，国家发改委在要求中石油在淡季销售有一定价格下调，之前比如湖南省已经有淡旺季的气价了，我们相信夏季中石油会有价格的调整。

Q2:14年下半年公司和主席收购了美国业务，当时股价因此有不小的下跌，主席是否考虑用2亿美金去买回？

我认为企业不同发展阶段的侧重点不同，根据形势不同会有一定的调整。当时收购北美业务的目的指导思想是管理层希望分销和上游分开，基于管理层要求我才做了重组。现在随着油价下跌，特别是美国大选的黑天鹅，造成收购的项目后期还会有部分不确定性。当然我想说，如果我买回了，那么我们就不会单独做分销，就会对新奥产业链分工和整体的战略有错误的导向，会分散我们的能力。最后我们希望大家看到企业高速发展的同时也会有阵痛，大方面上讲对上市公司是有利的。

Q3：公司的可转换债券到明年2月份到期，转股的话，主席控股上市公司的股权就会低于30%，就会触发要约收购义务，请问公司是如何打算的。

可转换债券当时发行时，就留了现金结算的选择权，如果转股价低于股价，就会买回；如果高于转股价，公司有现金结算的选择权。因为票据是五年期的，如果股价不超过转股价的20%，那么现金结算的成本分摊到每年只有4%，对股东是有利的，我们公司希望在未来尽量用现金结算，避免股份摊薄，这不仅是基于大股东角度考虑的，也是基于小股东利益考虑的，毕竟没有任何股东希望股份摊薄。

Q4；明年二月份可转换债券到期的话，现金不足就无法派息，看到今年公司利润超过50亿，现金流良好，那么将来分红政策是否会调高？刚说到销售气量今年1、2月上涨15-20%，增长主要在哪几个方面，是工业，居民还是车用用气？现在季节性有天然气价差，对LNG贸易是否有一定的机会？现在油气改革，上中下游都在改革，下游会不会有毛利下跌的风险？

派息问题每年我们都会被问到，可转换债券到期之后，肯定会进行股息派发比例的提高，这个提高是根据公司经营状况，未来资本开支情况来具体考虑的，但是现在无法确定是具体哪一年会达到特别高的水平。但是公司是有稳定现金回报的公司，未来肯定会提高派息的比率。

气量的增长上，1、2月份的明显增长主要来自于工商业用户，另外得益于民用采暖炉，民用气气量增长也很快，采暖炉用户也从15年底的38万户增长到16年底的47万户，有几万户采暖炉的增长带来气量的明显增长。

关于油气改革问题，其实公司早已看到发展的趋势。过去张叶生张总一直在讲，公司最重要的就是做大股东回报，反过去我们努力在做工商业开口气量，16年我们也做了1357万立方米的开口气量，这些开口气量其实可以摊薄运营成本，起到更好的规模效应，所以我们不是必须坚持维持气价价差，从而放弃部分客户，公司最终极目标是把股东利益最大化，所以油气改革和公司发展方向不冲突，对利润也不会影响很大。

Q5：目前母公司拥有一个LNG码头，公司将来会不会考虑做这个？母公司前年在海外签了LNG合同，怎么看将来这块的发展？

中国ZF对内陆做LNG有明确的产业规定，就是LNG码头投资不可以外资控股，这个限制不解开的话我们无法考虑这方面，没这种可能。

LNG的话，新奥能源有这个可能，毕竟兄弟公司有这个功能，我们才敢去做这个贸易，码头虽然不是新奥能源的，但是新奥能源也可以用，让我们有很好的采购优势，可以为下游提供成本更低，更加安全的天然气。

Q6：关于阶梯气价，现在已经做了90%了，阶梯化气价17年会对居民用气毛利增幅有如何的贡献？车用用气这块，16年下半年和上半年相比在LNG加气站上有增速放缓，看到1、2月份重卡的产量很好，想问17年集团车用用气这块是否有明显的改善指引？

阶梯气价的话，我们现在有111个项目已经申请下来。而且其实只是民用用户的话，他们做饭、洗衣是用不到第二级的，只有47万采暖炉用户可以用到第二级，每年如果按1000方气计算，总计会有4.7亿方用气量，这些用户基本上都会用到第二级台阶的气量，第二级气量的销售价和采购价差是1元钱左右，所以粗算采暖炉的客户因为阶梯气价会有4个亿以上的毛利贡献，大家会看到民用用户的气价差会变大，这也是因为采暖炉的用户越来越多。

车用气的话，我们看到LNG重卡1月份有几千规模的新的投产，和去年四季度比有明显改善，可能是环保政策和油价推动的。预计LNG加气站17年会有20%到30%的LNG汽车加气站加气量增长。

Q7：去年平均毛利差0.73元，去年下半年有部分变化，比如部分省份的气价调整，想问预计3月15日后稳定的毛利率差是怎样的？同类公司在看好农村的煤改气，新奥在北方部分省份的农村也有布局，如何看农村煤改气的前景和盈利情况？中山码头是否还是明年下半年预计投产，公司的销售模式是如何决定的，是采取和省网公司合作还是采取批发模式？

关于气价差，下半年比上半年有变化，这个变化部分是结构性问题，部分也是上游有价格调整，这个上调没有完全传递给客户，因为我们还是希望和客户分担成本，而不是强制性行为，17年考虑的价格差在0.7-0.72元之间。

关于煤改气，这是十三五中央的一个重大国策，拿京津冀地区来做例子，地区污染最严重，只是河北省就划定7700平方公里的禁煤区，北京周边覆盖3600村子，今年底之前全面禁煤，只是这一块，全改成天然气的话，粗略计算一天就有1亿方气。所以煤改气会是一个很大的市场，当然不全是新奥在做，16年我们就增加了500万方每天的量，对新奥的气量增长也做了很大的贡献，特别是环廊坊、保定、石家庄区域，去年做的很好，这块潜力还是很大。下一步国家要求全国地级以上城市都要设定禁煤区，未来替代煤领域会有大量的发展空间，但是当然煤改气需要有一个过程。

关于LNG中山码头和销售模式，这个码头只是功能型码头，因为中央要求内资控股。新奥能源外边是自己采购，自己来分销，借助大股东码头的功能优势，降低采购成本，18年接入后肯定对下游有成本优势，预计18年年中进行投产，和计划没有出入。

（作者：刘小明）