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本帖最後由 晗晨 於 2014-11-10 19:47 編輯
T姐導讀：中廣核美亞作為中廣核集團旗下容納非核資產的平臺，未來具有廣闊的成長空間和明確的收購計劃，預期收購中以水電和風電資產為主。中央發布的能源革命文件，是對於能源體系結構調整的一次全面指引，是中廣核美亞直至2020年的發展方針。未來四年翻倍的裝機容量，是對公司最好的激勵和利好。
繼中廣核電力深度研報後，T姐繼續為大家獻上廣核集團旗下另一瑰寶——中廣核美亞的深度研報。
目錄
1.核心關註
2.公司簡介
3.主營業務及盈利結構分析
4.中國電力行業分析
5.韓國電力行業分析
6.戰略及資本動作分析
7.成長性、競爭優勢與不確定性分析
8.可比公司分析
1.核心關註
1.1 公司成長能力和核心優勢
（1）公司的成長能力，主要來源於裝機容量的增長。未來內生性增長主要來源於黃石二期項目及栗村二期項目。
栗村二期項目於2014年4月開始聯合循環，全部建成後能為公司帶來600兆瓦的增量資產；黃石二期新建兩臺機組，於2014年4月投入營運，裝機容量從760兆瓦提高到1360兆瓦。
（2）公司是中廣核集團旗下唯一的非核清潔能源的收購平臺，未來外生性增長主要來源於中廣核集團的資產註入。
清潔能源發展，符合國家能源結構調整的大方向。中廣核集團的戰略布局中，中廣核電力和中廣核美亞分別為核電能源和非核清潔能源的唯一平臺，未來資產註入的預期大。
（3）公司擁有多元化的融資能力以及較低的資金成本。
1.2 所在行業未來態勢
（1）站在能源安全的角度，能源結構調整已經提高到能源革命的高度。
（2）中國能源供給結構的調整，清潔能源積極發展和石化能源高效清潔利用同等重要。
1.3 重大不確定性
公司存在如下三項重大不確定性：
（1）新疆風電資產註入時間具有不確定性，而且在公司單位資本成本較高、風電上網電價有下調預期的背景下，未來風電項目可能難以獲得較高的資本收益率。
（2）目前公司燃煤項目未達標，已經負擔部分環保成本。在環保政策趨嚴、未來燃煤環保標準繼續提高的背景下，燃煤項目的收益情況可能會惡化。
（3）利率上升對公司資金成本可能帶來負面影響。
2.公司簡介
2.1 公司主營業務
中廣核美亞定位為中廣核開發及運營非核清潔及可再生能源發電項目的全球唯一平臺。主要業務包括發電項目的開發運營、發電項目的管理以及蒸汽項目的運營，其中發電項目的開發和運營是業務的核心。
公司擁有多元化的電源組合。目前公司運營的發電項目共13個，包括燃煤、燃氣、燃油、水電及熱電項目，控股裝機容量為2769.6兆瓦，權益裝機容量為3561.3兆瓦。公司項目分布在中國和韓國，中國的項目分別分布在湖北、四川、江蘇、廣西和上海。
圖示：韓國的燃氣項目和中國的燃煤項目權益裝機容量占比較高
圖示：中廣核美亞旗下運營項目一覽表
公司向23個由中廣核能源及華美控股擁有權益的營運中電力項目提供管理服務，向服務接受方收取管理費，管理費占提供經營管理的開支的5%。但管理費收入並沒有體現在公司的報表中。公司提供管理服務的項目的總權益裝機容量為5,831.6兆瓦。其中有三個項目在擴建中，四個項目在建中，預期將於2014到2018年間為管理項目貢獻額外權益裝機容量454.9兆瓦。
此外，公司在上海金橋有一個蒸汽項目，與兩個熱電聯產項目共同為公司貢獻少量蒸汽銷售收入和接駁費收入。
2.1 股東及股權結構
2010年以前，中廣核美亞的股東為獨立外資股東；2010年被中廣核收購，中廣核集團成為公司的控股股東，通過全資子公司中廣核國際持有中廣核美亞100%的股權，上市後股權降低為72.3%。
中廣核集團是國內大型發電項目建設企業之一，旗下有較大電力項目資產，為帶來較強的競爭力。
圖示：中廣核美亞的股權結構
中廣核集團高管在美亞擔任要職的包括：主席兼非執行董事陳遂，同時擔任中廣核風電公司董事長、中廣核太陽能公司董事長、中廣核電力的監事；總裁林堅於1999年11月至2006年2月在中國廣東核電集團擔任多個職位，2006年到2012年擔任廣東核電合營有限公司總經理，2012年到2014年5月擔任中廣核能源開發總經理及董事。
3.主營業務及盈利結構分析
3.1 業務系統
公司的業務系統主要包括項目的建設開發、項目的運營以及項目的維護，項目運營包括購買原料、電力銷售。
（1）項目的建設開發
公司通過成立項目公司來進行發電項目的開發建設，或者通過收購的方式來獲得發電項目。
自建項目的資金以債務融資為主，包括銀行借款、債券及股東貸款。通常以項目公司的名義來進行債務融資，這類貸款對公司無追索權。
作為中廣核旗下的收購平臺，公司曾收購五個項目。五個項目中，和協燃氣項目由於近三年虧損，已於2014年關閉。
圖示：公司共收購五個項目
（2）項目的運營
項目的運營包括能源供應和電力銷售兩個部分。
圖示：項目運營核心業務流程圖
項目的能源供應
公司的燃氣、燃煤及熱電聯產項目及燃油項目需要能源供應。
燃氣項目的供應商具有單一的特征。韓國的兩個栗村項目的天然氣供應商是KOGAS，栗村一期項目的承購安排中包含能源費，決定其天然氣價格波動基本可以轉移給承購方。漢能項目的供應商為武漢天然氣有限公司，威鋼的供應商也是承購方寶鋼，天然氣的來源是高爐廢氣，價格根據寶鋼應付電價而按比例調整。
燃油項目的供應商也具有單一的特征，大山項目的供應商為Hyundai Oilbank，根據協議，購買價為韓國四間主要煉油公司的平均銷售價。
燃煤項目的供應商較分散。2013年以前，黃石一期、黃石二期的主要供應商是華電湖北發電公司及其母公司華電集團，自2013年開始，所有煤炭通過公開市場采購方式。近兩年煤炭價格的下降也使公司燃煤項目的利潤有所提高。
圖示：公司的能源供應情況
公司的電力銷售
公司與當地的電力公司簽訂協議以銷售電力。具體來看，公司的電力銷售有三種承購安排：
第一，最低承購量條款，即規定承購人每年購買電力的最低電量。
第二，容量費條款，即不論實際產出或調度，根據電力項目可供調度的容量付款。
第三，年度分配協議，即當地電網根據年度需求預測、調度計劃等因素制定公司的年度產量。
圖示：公司電力銷售的三類承購安排
（4）項目的維護和修理
公司對項目的維護通常以自行定期維護和重大檢修外判的方式進行。
圖示：公司的維護修理情況
3.2 收入結構
從業務來看，公司的收入來源包括電力銷售收入、容量費收入、銷售蒸汽收入和接駁費。
電力銷售和容量費本質都是電力銷售，但在承購安排上有區別：前者按照實際發電量銷售給承購方，後者按照可供電力的容量銷售給承購方。
接駁費是指客戶接入供熱網的一次性費用，一般在服務器內平均確認。例如，客戶初次連接到金橋蒸汽項目的蒸汽供應網之前，需要支付每噸人民幣44萬元的一次性接駁費。
圖示：公司的主要收入來源於電力銷售
分項目來看，控股裝機容量占比64%的燃氣項目貢獻超過一半的收入。
圖示：燃氣項目貢獻超過一半的控股裝機容量
圖示：燃氣項目貢獻超過一半的收入
從區域來看，韓國的裝機容量更大，其貢獻的收入從2011年的62%提升到2013年的68%。這是由於公司的大型燃氣項目均位於韓國。
圖示：公司的主要收入來源於韓國
3.3 盈利結構
公司的盈利模式主要包括電力銷售、蒸汽銷售和管理費。電力銷售是主要的利潤來源。分項目來看，燃氣項目貢獻了一半的營業利潤。
圖示：燃氣項目貢獻一半的營業利潤
此外，公司持有黃石一期和黃石二期49%的權益。兩個燃煤項目的投資收益對公司的凈利潤有較大貢獻，近兩年占凈利潤比重分別為39%和54%。
圖示：燃煤項目投資收益占凈利潤比重分別為39%和54%
近三年，公司的盈利能力有小幅提升。凈利率從1.39%提升到6.57%。主要原因是煤價下跌使公司燃煤項目盈利能力提高。特別是公司持股49%的黃石一期和黃石二期項目的盈利能力提高，為公司貢獻了較大的投資收益。
圖示：公司的盈利能力小幅提升
圖示：煤價下跌提升燃煤項目毛利率
公司燃氣項目的成本結構中，燃料成本占比高達88%，天然氣價格的上漲對公司毛利率影響較大。
圖示：燃氣項目的燃料成本占比較高
圖示：天然氣價格上漲對燃氣項目的盈利能力有較大影響
圖示：公司燃氣項目盈利能力下降
3.4 重要財務指標
4.中國電力行業分析
4.1 產業結構調整、環保政策趨嚴，全社會用電量將保持低增速
（1）產業結構調整背景下，用電量保持低增速
在經濟增速下行、國家產業結構調整的背景下，我國用電量呈現出增速下滑的趨勢。
2014年1-8月，全國全社會用電量3.64萬億千瓦時，同比增長4.0%,增速比上年同期回落2.8百分點。其中8月份，全國全社會用電量5025億千瓦時，同比下降1.5%，自2009年6月份以來全社會用電量增速首次出現負增長，增速同比回落15.2個百分點。
用電量增速下滑，除了整體經濟增速下行以外，更重要的原因在於國家的產業結構調整和主動化解產能過剩的調控政策，電力粗放式的消費在總體上得到控制。這一結構性特征體現在各產業和各行業用電量增速的變化。2014年上半年，第二產業用電比重同比下降0.25個百分點，四大高耗能行業用電占比降低0.2個百分點。8月份，四大高耗能行業用電量合計1493億千瓦時，同比增長3.4%，增速同比回落5.4個百分點，環比下降0.8%。其中，化工行業同比增長3.2%、環比下降1.9%，建材行業同比增長2.7%，環比下降2.4%，鋼鐵冶煉行業同比增長1.6%、環比下降3.6%；有色金屬冶煉行業同比增長6.8%、環比增長2.3%。除了有色金屬冶煉行業以外，其他均處於同比增速回落和環比下降的趨勢。
（2）環保政策趨嚴，各電源發電量、裝機容量和電源投資結構性變化
從供給端來看，各電源發電量、裝機容量和新增投資出現結構性變化，這是環保政策趨嚴的結果。
電源發電量：8月份水電發電量高速增長，18個省份火電發電量負增長
8月份，火電發電量3528億千瓦時，同比下降11.3%。其中，18個省份火電發電量負增長，華東、華中、華北（除天津增長2.0%外）和南方（除海南增長24.5%外）各省同比負增長，其中貴州、湖南和廣西降幅超過40％。8月份，8月份水電發電量1178億千瓦時，同比增長37.2%，全國風電發電量90.4億千瓦時，同比下降8.3%，環比下降17.6%；核電發電量131億千瓦時，同比增長18.5%。
各電源裝機容量結構性變化
截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量12.5億千瓦，同比增9.4%。其中，水電2.54億千瓦，火電8.79億千瓦，核電1778萬千瓦，並網風電8275萬千瓦，並網太陽能發電1814萬千瓦。
電源投資結構性變化
1-8月份，全國基建新增發電生產能力4811萬千瓦，比上年同期多投產101萬千瓦;其中，水電1529萬千瓦、火電2285萬千瓦，核電329萬千瓦、風電投產544萬千瓦、太陽能投產124萬千瓦;水電與太陽能發電分別比上年同期少投產75萬千瓦和124萬千瓦，火電與核電分別多投產193萬千瓦和109萬千瓦，風電基本持平。
5.2 站在能源革命高度看能源結構變革
（1）從能源安全的角度看待能源革命
習近平主席6月13日主持召開中央財經領導小組第六次會議，研究我國能源安全戰略。習主席在講話中指出，要抓緊制定2030年能源生產和消費革命戰略，研究“十三五”能源規劃。習主席第一次把能源戰略提高到革命的角度能源革命的提出，體現出能源結構改變的重要意義。
能源革命以能源安全為前提，而能源安全涉及政治安全、經濟安全、生態安全、資源安全、核安全，在國家安全體系中占有重要地位。根據中國節能協會，2013年我國石油對外依存度已達60%，天然氣對外依存度達30%。
總體來說，能源革命包括能源消費革命、能源供給革命、能源體制革命和能源技術革命四個方面。能源消費革命與產業結構調整密切相關，其表征正是用電量整體低增速和結構分化現象：整體用電量保持低增速、高耗能產業用電量增速下滑。能源供給革命的核心是建立多輪驅動的能源供應體系，在供給端表現為非石化能源發展和石化能源的高效清潔利用，兩方面同等重要。此外還包括能源體制向市場化方向改革，以及通過能源技術革命來實現產業升級。
圖示：能源革命的內容
（2）政策加速能源結構變革，非化石能源和化石能源的清潔高效利用將同等重要
在能源革命的高度下，能源局將出臺一系列政策以加速能源結構的變革。目前能源局正在起草“十三五能源規劃”，從局長吳新雄的一系列講話來看，到2020年的目標已經基本明確。總體來看，非化石能源占能源消費總量比例為15%，加快發展風電、光伏、水電、核電等可再生能源，對煤炭發電則以節能減排的環保疏導為主。
圖示：非化石能源發展和化石能源清潔高效利用將同等重要
根據《能源發展“十二五”規劃》，2013到2015年裝機複合增速分別為：光伏（86%）、核電（47%）、風電（18%）、生物質發電（18%）、燃氣發電（14%）、火電（8%）、水電（5%）；從更長期的規劃來看，2013到2020年裝機複合增速分別為：光伏（41%）、風電（16%）、水電（7%）。
（3）各電源的發展趨勢
煤電：上大壓小，加強環保疏導
2007 年，國務院出臺《關於加快關停小火電機組若幹意見的通知》，提出推進“上大壓小”工作，要求在建設大容量、低消耗、少排放的大型機組的同時，相對應地關停一部分小火電機組。具體的折算比例為：建設單機30 萬千瓦機組要關掉其容量80%的小機組，建設單機60 萬千瓦機組要關掉其容量70%的小機組，建設單機100 萬千瓦機組要關掉其容量60%的小機組。
截至2012 年底，全國火電機組中，60萬千瓦以下機組的裝機容量占比約56%。長期來看，未來大型機組仍將持續替代高排放、經濟效益差的小型機組。
今年以來，國家對煤電進行環保疏導也有清晰的目標。
9月19日國家能源局出臺《煤電節能減排升級改造行動計劃（2014—2020年）》，總體目標為到2020年燃煤熱電機組裝機容量占煤電總裝機容量比重降低到28%，同時對燃煤發電機組平均供電煤耗提出更嚴格的標準：新建項目低於300克/千瓦時，現役項目低於310克/千瓦時。
圖示：《煤電節能減排升級改造行動計劃（2014—2020年）》核心內容
8月出臺《國家發展改革委關於進一步疏導環保電價矛盾的通知》，自9.1起執行，核心內容包括：降低有關省（自治區、直轄市）燃煤發電企業脫硫標桿上網電價，平均每千瓦時降低0.93分，約2%。
該政策的核心是環保疏導。對脫硝、除塵排放達標並經環保部門驗收合格的燃煤發電企業，電網企業自驗收合格之日起分別支付脫硝、除塵電價每千瓦時1分錢和0.2分錢。該政策將加大火電企業的環保成本：在現有達標的基礎上，火電要達到接近燃氣機組的排放效果，單位千瓦脫硫、脫硝、除塵合計投資200～300元；但此後通過環保驗收的火電機組，能夠獲得脫硝、除塵等環保電價回補。
風電：政策扶持階段，配額制出臺將助力並網消納
風電行業在2005年到2010年期間以裝機量年均80%的增速爆發式增長，在2011和2012年間由於嚴重的棄風限電而進入低谷，2012年棄風率高達17.12%，新增風電裝機量同比減少26.49%；2013年在一系列措施下行業逐步複蘇：棄風率下降到10.7%，新增風電裝機16GW，同比增長24.14%，平均利用小時數從1890提高到2074小時。
圖示：全國平均棄風率從2013年以來逐步下降
2013年開始棄風率下降是政策高度重視和強執行力的結果。2013年初，國家出臺了政策要求做好並網和消納工作，增強電網對風電的消納意願。
圖示：政策及時出臺加強風電消納
蒙東、蒙西、河北、甘肅、遼寧等省份，即棄風限電的“重災區”，風電裝機量超過全國存量的60%。2013年這些風電裝機大省的棄風率出現顯著下降，對整體的棄風率下降有較大的貢獻。
此外，新核準的風電項目逐步向非限電地區傾斜。2014年2月第四批核準項目下發，容量27.6GW。近45%位於華東地區（風電消納能力較強）和西北地區（具備跨區域電力外輸渠道），東北地區的新增風機核準量占比僅為3%（棄風限電嚴重）。這將有助於棄風率下降到合理的水平。
圖示：新核準風電項目向非限電地區傾斜
今年配額制的出臺對風電消納將有重大意義。2014年8月，《可再生能源電力配額考核辦法（試行）》由國家發改委主任辦公會討論並原則通過。該文件規定了2015、2020 年全國各省份非水電可再生能源（包括風電、光伏、生物質、地熱發電和海洋能發電）的發電量占社會用電量所需達到的比例。
假設可利用小時數維持在2013年的水平，根據文件的指標測算，2015、2017和2020年風電裝機量分別為119.7GW、157.9GW以及213.8GW。
分區域來看，未來風力發電的發展重心是內蒙古、甘肅、新疆等傳統風電大省，這是由於風電運營對於選址的要求高，風場資源的好壞對於投資回報的影響大。
圖示：未來風力發電的重心仍是內蒙古、甘肅、新疆、吉林等傳統風電大省
政策將指標分為基本指標和先進指標兩級進行考核，基本指標具有剛性。如果在考核期內未達到基本指標，國務院能源主管部門可采取暫停下達或減少其化石能源電力年度新增建設規模等措施。政策將使各地方有充分的動力降低存量風電場棄風率，改善風電場的盈利能力。
此外，發改委和能源局自上而下的主導了12條大氣汙染防治輸電通道的建設，預計2017年投運，將對解決棄風重災區（蒙東、蒙西、河北、甘肅、遼寧等）的風電場輸出問題、提升當地利用小時起到重要的作用。
圖示：12條輸電通道建設將有助於解決棄風重災區的棄風率
另外，風電上網電價正醞釀下調預期。9月中旬，發改委價格司下發風電上網電價下調方案征求意見稿，從2015年7月1日開始，將四類資源區新增裝機的標桿電價分別由0.51、0.54、0.58、0.61元/度分別下調到0.47、0.5、0.54、0.59元/度，並調整部分地區的資源區劃分。電價下調將降低2015年7月1日以後投產項目的投資收益率。
圖示：現行的標桿上網電價
圖示：標桿上網電價下調方案
水電：傳統清潔能源，電價機制改革打開上網電價提升空間
水電屬於傳統清潔能源，發展相對成熟。
水電較早實現了優先並網、全額上網。2005年2月28日的《中華人民共和國可再生能源法》提出國家鼓勵和支持可再生能源並網發電；2006 年發布《關於加快電力工業結構調整促進健康有序發展有關工作的通知》，重點是依法貫徹落實《可再生能源法》中有關可再生能源發電電價、電量、上網等政策，加大對可再生能源的扶植力度，實現水電全額上網，同網同價。
以前水電上網電價實行“一廠一價”、“一站一批”的定價方法，即根據每個水電站的成本核定水電上網價格。在此機制下，水電上網電價明顯低於其他電源。
2014年出臺《關於完善水電上網電價形成機制的通知》，新投產機組開始實施“落地電價倒推”的定價方式。具體來說，新機制的重大改變包括：跨省跨區域交易價格，由受電地區落地電價倒推而確定；省內上網電價實行標桿電價制度，以本省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發成本制定。目前火電占我國發電量的80%，這種機制在某種意義上講可以視為一定程度的“水火同價”。
圖示：水電上網電價較低
該政策使新投產機組明顯受益，也將加大未來水電項目的投資。隨著電價改革的深入，存量水電機組仍有一定的提升空間。
中國燃氣發電：氣電價格機制不完善，盈利能力普遍弱
2013年底中國燃氣發電累計裝機容量5000萬千瓦，在總裝機容量中占比3.52%；發電量占比2.19%。國家對燃氣發電的定位是調峰，調峰調頻機組容量約占燃氣發電機組總容量的70%。
根據國家的能源規劃，到2015年底裝機容量達到6000萬千瓦，到2020年底裝機容量達到1億千瓦。
圖示：我國發電占天然氣消費的比例和天然氣占裝機容量的比例都不高
與其他國家相比，我國發電占天然氣消費的比例和天然氣占裝機容量的比例都不高。
從政策來看，發電在天然氣消費中並不是最鼓勵的。根據2007年制定的《天然氣利用政策》，把天然氣利用分為優先類、允許類、限制類，燃氣發電的優先順序並不高。具體來看，優先類中，城市燃氣優先於工業燃料和包括煤層氣（煤礦瓦斯）發電項目、天然氣熱電聯產項目在內的其他項目；允許類中，城市燃氣先於工業燃料，工業料先於天然氣發電和天然氣化工。
這是資源稟賦和能源安全所決定的。2013年，中國天然氣表觀消費量為1676億立方米，同比增長了13.9%，其中進口 530億立方米，增長了25%，進口依存度超過30%；預計2015年、2020年我國對國外天然氣的依存度將達到35%、42% 。
目前燃氣發電在區域分布上，以廣東、江蘇、上海、浙江、福建、北京為主。這些地方經濟發達、峰谷較大，對燃氣發電客觀上形成較大需求。
圖示：燃氣發電集中在經濟發達地區
從盈利能力來看，天然氣發電盈利性差。以華電集團為例，其2013年燃氣機組裝機容量728萬千瓦，在五大發電集團的燃氣裝機總量中占比40%，2013年的利潤為6億元，而同樣規模的燃煤機組按2013年的煤炭價格能貢獻35億元的利潤。
圖示：燃氣發電發電成本偏高、上網電價偏低
盈利能力差的核心原因在於氣價、電價未理順。相對於其他電源，中國天然氣發電成本較高，而且作為發電成本最主要部分的天然氣仍存在上漲預期。而另一端，目前天然氣上網電價偏低。
圖示：現行天然氣價格和上網電價使燃氣發電難以盈利
註意：發電成本若沒有權威數據，假設1立方米發電5千瓦時，天然氣成本在發電成本中占比75%。
天然氣價格長期以來存在亞洲溢價，中國在亞洲相對較低。目前亞洲天然氣價格是美國的4倍，中國相對較低。中國相對亞洲整體較低的溢價，是由於中國有國產天然氣，而日韓幾乎全部依賴進口。
在定價機制上，中國采用混合銷售、一地一價、成本加成的定價模式，天然氣價格被認為是人為壓低的。2013年7月天然氣價格上調並存在持續上調的預期：全國平均門站價格由每立方米1.69元提高至每立方米1.95元；到2015年底繼續提高到3.1元到3.3元/立方米的水平。經測算，天然氣價格上漲0.4元/立方米，發電成本增長0.09元/度，因此需要上網電價的調整來順延天然氣價格上漲帶來的損失。
但是，在上網電價上，中國采取各省自定、一機組一價的定價模式。總體來看，燃氣機組大都虧錢，導致中國燃氣機組通常選擇以檢修為名不發電、靠政府補貼兩種方式來生存。
圖示：天然氣價格上調，上網電價局部上調
目前有一些省份采取容量電價和上網電價兩部電價的安排。以上海為例，容量電價每年核定補償2500小時，容量電價為0.22元/千瓦時，不管發不發電，每年固定由電網支付給燃氣電廠。華能上海燃機發電有限責任公司的燃氣機組的總裝機容量120萬千瓦，每年能獲得容量電費6.6億元。公司位於武漢市的漢能電力項目，每年發電小時數僅有500小時左右，而每年獲得容量電費約5億元。
此外，燃氣機組由於核心技術未掌握，設備主要由GE、西門子、三菱重工壟斷。與其他發電機組相比，燃氣機組的投資成本不高，大概3000-4000元/千瓦，比燃煤機組、核電機組以及風電機組都要低。但是，在維修上嚴重依賴外資，平均每年的檢修費用高達5000萬甚至上億。
中廣核美亞：集團非核能源唯一平臺，4年內並購裝機量翻倍（上）
作者：首幕錢厚
T姐導讀：中廣核美亞作為中廣核集團旗下容納非核資產的平臺，未來具有廣闊的成長空間和明確的收購計劃，預期收購中以水電和風電資產為主。中央發布的能源革命文件，是對於能源體系結構調整的一次全面指引，是中廣核美亞直至2020年的發展方針。未來四年翻倍的裝機容量，是對公司最好的激勵和利好。
繼中廣核電力深度研報後，T姐繼續為大家獻上廣核集團旗下另一瑰寶——中廣核美亞的深度研報。
目錄
1.核心關註
2.公司簡介
3.主營業務及盈利結構分析
4.中國電力行業分析
5.韓國電力行業分析
6.戰略及資本動作分析
7.成長性、競爭優勢與不確定性分析
8.可比公司分析
1.核心關註
1.1 公司成長能力和核心優勢
（1）公司的成長能力，主要來源於裝機容量的增長。未來內生性增長主要來源於黃石二期項目及栗村二期項目。
栗村二期項目於2014年4月開始聯合循環，全部建成後能為公司帶來600兆瓦的增量資產；黃石二期新建兩臺機組，於2014年4月投入營運，裝機容量從760兆瓦提高到1360兆瓦。
（2）公司是中廣核集團旗下唯一的非核清潔能源的收購平臺，未來外生性增長主要來源於中廣核集團的資產註入。
清潔能源發展，符合國家能源結構調整的大方向。中廣核集團的戰略布局中，中廣核電力和中廣核美亞分別為核電能源和非核清潔能源的唯一平臺，未來資產註入的預期大。
（3）公司擁有多元化的融資能力以及較低的資金成本。
1.2 所在行業未來態勢
（1）站在能源安全的角度，能源結構調整已經提高到能源革命的高度。
（2）中國能源供給結構的調整，清潔能源積極發展和石化能源高效清潔利用同等重要。
1.3 重大不確定性
公司存在如下三項重大不確定性：
（1）新疆風電資產註入時間具有不確定性，而且在公司單位資本成本較高、風電上網電價有下調預期的背景下，未來風電項目可能難以獲得較高的資本收益率。
（2）目前公司燃煤項目未達標，已經負擔部分環保成本。在環保政策趨嚴、未來燃煤環保標準繼續提高的背景下，燃煤項目的收益情況可能會惡化。
（3）利率上升對公司資金成本可能帶來負面影響。
2.公司簡介
2.1 公司主營業務
中廣核美亞定位為中廣核開發及運營非核清潔及可再生能源發電項目的全球唯一平臺。主要業務包括發電項目的開發運營、發電項目的管理以及蒸汽項目的運營，其中發電項目的開發和運營是業務的核心。
公司擁有多元化的電源組合。目前公司運營的發電項目共13個，包括燃煤、燃氣、燃油、水電及熱電項目，控股裝機容量為2769.6兆瓦，權益裝機容量為3561.3兆瓦。公司項目分布在中國和韓國，中國的項目分別分布在湖北、四川、江蘇、廣西和上海。
圖示：韓國的燃氣項目和中國的燃煤項目權益裝機容量占比較高
圖示：中廣核美亞旗下運營項目一覽表
公司向23個由中廣核能源及華美控股擁有權益的營運中電力項目提供管理服務，向服務接受方收取管理費，管理費占提供經營管理的開支的5%。但管理費收入並沒有體現在公司的報表中。公司提供管理服務的項目的總權益裝機容量為5,831.6兆瓦。其中有三個項目在擴建中，四個項目在建中，預期將於2014到2018年間為管理項目貢獻額外權益裝機容量454.9兆瓦。
此外，公司在上海金橋有一個蒸汽項目，與兩個熱電聯產項目共同為公司貢獻少量蒸汽銷售收入和接駁費收入。
2.1 股東及股權結構
2010年以前，中廣核美亞的股東為獨立外資股東；2010年被中廣核收購，中廣核集團成為公司的控股股東，通過全資子公司中廣核國際持有中廣核美亞100%的股權，上市後股權降低為72.3%。
中廣核集團是國內大型發電項目建設企業之一，旗下有較大電力項目資產，為帶來較強的競爭力。
圖示：中廣核美亞的股權結構
中廣核集團高管在美亞擔任要職的包括：主席兼非執行董事陳遂，同時擔任中廣核風電公司董事長、中廣核太陽能公司董事長、中廣核電力的監事；總裁林堅於1999年11月至2006年2月在中國廣東核電集團擔任多個職位，2006年到2012年擔任廣東核電合營有限公司總經理，2012年到2014年5月擔任中廣核能源開發總經理及董事。
3.主營業務及盈利結構分析
3.1 業務系統
公司的業務系統主要包括項目的建設開發、項目的運營以及項目的維護，項目運營包括購買原料、電力銷售。
（1）項目的建設開發
公司通過成立項目公司來進行發電項目的開發建設，或者通過收購的方式來獲得發電項目。
自建項目的資金以債務融資為主，包括銀行借款、債券及股東貸款。通常以項目公司的名義來進行債務融資，這類貸款對公司無追索權。
作為中廣核旗下的收購平臺，公司曾收購五個項目。五個項目中，和協燃氣項目由於近三年虧損，已於2014年關閉。
圖示：公司共收購五個項目
（2）項目的運營
項目的運營包括能源供應和電力銷售兩個部分。
圖示：項目運營核心業務流程圖
項目的能源供應
公司的燃氣、燃煤及熱電聯產項目及燃油項目需要能源供應。
燃氣項目的供應商具有單一的特征。韓國的兩個栗村項目的天然氣供應商是KOGAS，栗村一期項目的承購安排中包含能源費，決定其天然氣價格波動基本可以轉移給承購方。漢能項目的供應商為武漢天然氣有限公司，威鋼的供應商也是承購方寶鋼，天然氣的來源是高爐廢氣，價格根據寶鋼應付電價而按比例調整。
燃油項目的供應商也具有單一的特征，大山項目的供應商為Hyundai Oilbank，根據協議，購買價為韓國四間主要煉油公司的平均銷售價。
燃煤項目的供應商較分散。2013年以前，黃石一期、黃石二期的主要供應商是華電湖北發電公司及其母公司華電集團，自2013年開始，所有煤炭通過公開市場采購方式。近兩年煤炭價格的下降也使公司燃煤項目的利潤有所提高。
圖示：公司的能源供應情況
公司的電力銷售
公司與當地的電力公司簽訂協議以銷售電力。具體來看，公司的電力銷售有三種承購安排：
第一，最低承購量條款，即規定承購人每年購買電力的最低電量。
第二，容量費條款，即不論實際產出或調度，根據電力項目可供調度的容量付款。
第三，年度分配協議，即當地電網根據年度需求預測、調度計劃等因素制定公司的年度產量。
圖示：公司電力銷售的三類承購安排
（4）項目的維護和修理
公司對項目的維護通常以自行定期維護和重大檢修外判的方式進行。
圖示：公司的維護修理情況
3.2 收入結構
從業務來看，公司的收入來源包括電力銷售收入、容量費收入、銷售蒸汽收入和接駁費。
電力銷售和容量費本質都是電力銷售，但在承購安排上有區別：前者按照實際發電量銷售給承購方，後者按照可供電力的容量銷售給承購方。
接駁費是指客戶接入供熱網的一次性費用，一般在服務器內平均確認。例如，客戶初次連接到金橋蒸汽項目的蒸汽供應網之前，需要支付每噸人民幣44萬元的一次性接駁費。
圖示：公司的主要收入來源於電力銷售
分項目來看，控股裝機容量占比64%的燃氣項目貢獻超過一半的收入。
圖示：燃氣項目貢獻超過一半的控股裝機容量
圖示：燃氣項目貢獻超過一半的收入
從區域來看，韓國的裝機容量更大，其貢獻的收入從2011年的62%提升到2013年的68%。這是由於公司的大型燃氣項目均位於韓國。
圖示：公司的主要收入來源於韓國
3.3 盈利結構
公司的盈利模式主要包括電力銷售、蒸汽銷售和管理費。電力銷售是主要的利潤來源。分項目來看，燃氣項目貢獻了一半的營業利潤。
圖示：燃氣項目貢獻一半的營業利潤
此外，公司持有黃石一期和黃石二期49%的權益。兩個燃煤項目的投資收益對公司的凈利潤有較大貢獻，近兩年占凈利潤比重分別為39%和54%。
圖示：燃煤項目投資收益占凈利潤比重分別為39%和54%
近三年，公司的盈利能力有小幅提升。凈利率從1.39%提升到6.57%。主要原因是煤價下跌使公司燃煤項目盈利能力提高。特別是公司持股49%的黃石一期和黃石二期項目的盈利能力提高，為公司貢獻了較大的投資收益。
圖示：公司的盈利能力小幅提升
圖示：煤價下跌提升燃煤項目毛利率
公司燃氣項目的成本結構中，燃料成本占比高達88%，天然氣價格的上漲對公司毛利率影響較大。
圖示：燃氣項目的燃料成本占比較高
圖示：天然氣價格上漲對燃氣項目的盈利能力有較大影響
圖示：公司燃氣項目盈利能力下降
3.4 重要財務指標
4.中國電力行業分析
4.1 產業結構調整、環保政策趨嚴，全社會用電量將保持低增速
（1）產業結構調整背景下，用電量保持低增速
在經濟增速下行、國家產業結構調整的背景下，我國用電量呈現出增速下滑的趨勢。
2014年1-8月，全國全社會用電量3.64萬億千瓦時，同比增長4.0%,增速比上年同期回落2.8百分點。其中8月份，全國全社會用電量5025億千瓦時，同比下降1.5%，自2009年6月份以來全社會用電量增速首次出現負增長，增速同比回落15.2個百分點。
用電量增速下滑，除了整體經濟增速下行以外，更重要的原因在於國家的產業結構調整和主動化解產能過剩的調控政策，電力粗放式的消費在總體上得到控制。這一結構性特征體現在各產業和各行業用電量增速的變化。2014年上半年，第二產業用電比重同比下降0.25個百分點，四大高耗能行業用電占比降低0.2個百分點。8月份，四大高耗能行業用電量合計1493億千瓦時，同比增長3.4%，增速同比回落5.4個百分點，環比下降0.8%。其中，化工行業同比增長3.2%、環比下降1.9%，建材行業同比增長2.7%，環比下降2.4%，鋼鐵冶煉行業同比增長1.6%、環比下降3.6%；有色金屬冶煉行業同比增長6.8%、環比增長2.3%。除了有色金屬冶煉行業以外，其他均處於同比增速回落和環比下降的趨勢。
（2）環保政策趨嚴，各電源發電量、裝機容量和電源投資結構性變化
從供給端來看，各電源發電量、裝機容量和新增投資出現結構性變化，這是環保政策趨嚴的結果。
電源發電量：8月份水電發電量高速增長，18個省份火電發電量負增長
8月份，火電發電量3528億千瓦時，同比下降11.3%。其中，18個省份火電發電量負增長，華東、華中、華北（除天津增長2.0%外）和南方（除海南增長24.5%外）各省同比負增長，其中貴州、湖南和廣西降幅超過40％。8月份，8月份水電發電量1178億千瓦時，同比增長37.2%，全國風電發電量90.4億千瓦時，同比下降8.3%，環比下降17.6%；核電發電量131億千瓦時，同比增長18.5%。
各電源裝機容量結構性變化
截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量12.5億千瓦，同比增9.4%。其中，水電2.54億千瓦，火電8.79億千瓦，核電1778萬千瓦，並網風電8275萬千瓦，並網太陽能發電1814萬千瓦。
電源投資結構性變化
1-8月份，全國基建新增發電生產能力4811萬千瓦，比上年同期多投產101萬千瓦;其中，水電1529萬千瓦、火電2285萬千瓦，核電329萬千瓦、風電投產544萬千瓦、太陽能投產124萬千瓦;水電與太陽能發電分別比上年同期少投產75萬千瓦和124萬千瓦，火電與核電分別多投產193萬千瓦和109萬千瓦，風電基本持平。
5.2 站在能源革命高度看能源結構變革
（1）從能源安全的角度看待能源革命
習近平主席6月13日主持召開中央財經領導小組第六次會議，研究我國能源安全戰略。習主席在講話中指出，要抓緊制定2030年能源生產和消費革命戰略，研究“十三五”能源規劃。習主席第一次把能源戰略提高到革命的角度能源革命的提出，體現出能源結構改變的重要意義。
能源革命以能源安全為前提，而能源安全涉及政治安全、經濟安全、生態安全、資源安全、核安全，在國家安全體系中占有重要地位。根據中國節能協會，2013年我國石油對外依存度已達60%，天然氣對外依存度達30%。
總體來說，能源革命包括能源消費革命、能源供給革命、能源體制革命和能源技術革命四個方面。能源消費革命與產業結構調整密切相關，其表征正是用電量整體低增速和結構分化現象：整體用電量保持低增速、高耗能產業用電量增速下滑。能源供給革命的核心是建立多輪驅動的能源供應體系，在供給端表現為非石化能源發展和石化能源的高效清潔利用，兩方面同等重要。此外還包括能源體制向市場化方向改革，以及通過能源技術革命來實現產業升級。
圖示：能源革命的內容
（2）政策加速能源結構變革，非化石能源和化石能源的清潔高效利用將同等重要
在能源革命的高度下，能源局將出臺一系列政策以加速能源結構的變革。目前能源局正在起草“十三五能源規劃”，從局長吳新雄的一系列講話來看，到2020年的目標已經基本明確。總體來看，非化石能源占能源消費總量比例為15%，加快發展風電、光伏、水電、核電等可再生能源，對煤炭發電則以節能減排的環保疏導為主。
圖示：非化石能源發展和化石能源清潔高效利用將同等重要
根據《能源發展“十二五”規劃》，2013到2015年裝機複合增速分別為：光伏（86%）、核電（47%）、風電（18%）、生物質發電（18%）、燃氣發電（14%）、火電（8%）、水電（5%）；從更長期的規劃來看，2013到2020年裝機複合增速分別為：光伏（41%）、風電（16%）、水電（7%）。
（3）各電源的發展趨勢
煤電：上大壓小，加強環保疏導
2007 年，國務院出臺《關於加快關停小火電機組若幹意見的通知》，提出推進“上大壓小”工作，要求在建設大容量、低消耗、少排放的大型機組的同時，相對應地關停一部分小火電機組。具體的折算比例為：建設單機30 萬千瓦機組要關掉其容量80%的小機組，建設單機60 萬千瓦機組要關掉其容量70%的小機組，建設單機100 萬千瓦機組要關掉其容量60%的小機組。
截至2012 年底，全國火電機組中，60萬千瓦以下機組的裝機容量占比約56%。長期來看，未來大型機組仍將持續替代高排放、經濟效益差的小型機組。
今年以來，國家對煤電進行環保疏導也有清晰的目標。
9月19日國家能源局出臺《煤電節能減排升級改造行動計劃（2014—2020年）》，總體目標為到2020年燃煤熱電機組裝機容量占煤電總裝機容量比重降低到28%，同時對燃煤發電機組平均供電煤耗提出更嚴格的標準：新建項目低於300克/千瓦時，現役項目低於310克/千瓦時。
圖示：《煤電節能減排升級改造行動計劃（2014—2020年）》核心內容
8月出臺《國家發展改革委關於進一步疏導環保電價矛盾的通知》，自9.1起執行，核心內容包括：降低有關省（自治區、直轄市）燃煤發電企業脫硫標桿上網電價，平均每千瓦時降低0.93分，約2%。
該政策的核心是環保疏導。對脫硝、除塵排放達標並經環保部門驗收合格的燃煤發電企業，電網企業自驗收合格之日起分別支付脫硝、除塵電價每千瓦時1分錢和0.2分錢。該政策將加大火電企業的環保成本：在現有達標的基礎上，火電要達到接近燃氣機組的排放效果，單位千瓦脫硫、脫硝、除塵合計投資200～300元；但此後通過環保驗收的火電機組，能夠獲得脫硝、除塵等環保電價回補。
風電：政策扶持階段，配額制出臺將助力並網消納
風電行業在2005年到2010年期間以裝機量年均80%的增速爆發式增長，在2011和2012年間由於嚴重的棄風限電而進入低谷，2012年棄風率高達17.12%，新增風電裝機量同比減少26.49%；2013年在一系列措施下行業逐步複蘇：棄風率下降到10.7%，新增風電裝機16GW，同比增長24.14%，平均利用小時數從1890提高到2074小時。
圖示：全國平均棄風率從2013年以來逐步下降
2013年開始棄風率下降是政策高度重視和強執行力的結果。2013年初，國家出臺了政策要求做好並網和消納工作，增強電網對風電的消納意願。
圖示：政策及時出臺加強風電消納
蒙東、蒙西、河北、甘肅、遼寧等省份，即棄風限電的“重災區”，風電裝機量超過全國存量的60%。2013年這些風電裝機大省的棄風率出現顯著下降，對整體的棄風率下降有較大的貢獻。
此外，新核準的風電項目逐步向非限電地區傾斜。2014年2月第四批核準項目下發，容量27.6GW。近45%位於華東地區（風電消納能力較強）和西北地區（具備跨區域電力外輸渠道），東北地區的新增風機核準量占比僅為3%（棄風限電嚴重）。這將有助於棄風率下降到合理的水平。
圖示：新核準風電項目向非限電地區傾斜
今年配額制的出臺對風電消納將有重大意義。2014年8月，《可再生能源電力配額考核辦法（試行）》由國家發改委主任辦公會討論並原則通過。該文件規定了2015、2020 年全國各省份非水電可再生能源（包括風電、光伏、生物質、地熱發電和海洋能發電）的發電量占社會用電量所需達到的比例。
假設可利用小時數維持在2013年的水平，根據文件的指標測算，2015、2017和2020年風電裝機量分別為119.7GW、157.9GW以及213.8GW。
分區域來看，未來風力發電的發展重心是內蒙古、甘肅、新疆等傳統風電大省，這是由於風電運營對於選址的要求高，風場資源的好壞對於投資回報的影響大。
圖示：未來風力發電的重心仍是內蒙古、甘肅、新疆、吉林等傳統風電大省
政策將指標分為基本指標和先進指標兩級進行考核，基本指標具有剛性。如果在考核期內未達到基本指標，國務院能源主管部門可采取暫停下達或減少其化石能源電力年度新增建設規模等措施。政策將使各地方有充分的動力降低存量風電場棄風率，改善風電場的盈利能力。
此外，發改委和能源局自上而下的主導了12條大氣汙染防治輸電通道的建設，預計2017年投運，將對解決棄風重災區（蒙東、蒙西、河北、甘肅、遼寧等）的風電場輸出問題、提升當地利用小時起到重要的作用。
圖示：12條輸電通道建設將有助於解決棄風重災區的棄風率
另外，風電上網電價正醞釀下調預期。9月中旬，發改委價格司下發風電上網電價下調方案征求意見稿，從2015年7月1日開始，將四類資源區新增裝機的標桿電價分別由0.51、0.54、0.58、0.61元/度分別下調到0.47、0.5、0.54、0.59元/度，並調整部分地區的資源區劃分。電價下調將降低2015年7月1日以後投產項目的投資收益率。
圖示：現行的標桿上網電價
圖示：標桿上網電價下調方案
水電：傳統清潔能源，電價機制改革打開上網電價提升空間
水電屬於傳統清潔能源，發展相對成熟。
水電較早實現了優先並網、全額上網。2005年2月28日的《中華人民共和國可再生能源法》提出國家鼓勵和支持可再生能源並網發電；2006 年發布《關於加快電力工業結構調整促進健康有序發展有關工作的通知》，重點是依法貫徹落實《可再生能源法》中有關可再生能源發電電價、電量、上網等政策，加大對可再生能源的扶植力度，實現水電全額上網，同網同價。
以前水電上網電價實行“一廠一價”、“一站一批”的定價方法，即根據每個水電站的成本核定水電上網價格。在此機制下，水電上網電價明顯低於其他電源。
2014年出臺《關於完善水電上網電價形成機制的通知》，新投產機組開始實施“落地電價倒推”的定價方式。具體來說，新機制的重大改變包括：跨省跨區域交易價格，由受電地區落地電價倒推而確定；省內上網電價實行標桿電價制度，以本省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發成本制定。目前火電占我國發電量的80%，這種機制在某種意義上講可以視為一定程度的“水火同價”。
圖示：水電上網電價較低
該政策使新投產機組明顯受益，也將加大未來水電項目的投資。隨著電價改革的深入，存量水電機組仍有一定的提升空間。
中國燃氣發電：氣電價格機制不完善，盈利能力普遍弱
2013年底中國燃氣發電累計裝機容量5000萬千瓦，在總裝機容量中占比3.52%；發電量占比2.19%。國家對燃氣發電的定位是調峰，調峰調頻機組容量約占燃氣發電機組總容量的70%。
根據國家的能源規劃，到2015年底裝機容量達到6000萬千瓦，到2020年底裝機容量達到1億千瓦。
圖示：我國發電占天然氣消費的比例和天然氣占裝機容量的比例都不高
與其他國家相比，我國發電占天然氣消費的比例和天然氣占裝機容量的比例都不高。
從政策來看，發電在天然氣消費中並不是最鼓勵的。根據2007年制定的《天然氣利用政策》，把天然氣利用分為優先類、允許類、限制類，燃氣發電的優先順序並不高。具體來看，優先類中，城市燃氣優先於工業燃料和包括煤層氣（煤礦瓦斯）發電項目、天然氣熱電聯產項目在內的其他項目；允許類中，城市燃氣先於工業燃料，工業料先於天然氣發電和天然氣化工。
這是資源稟賦和能源安全所決定的。2013年，中國天然氣表觀消費量為1676億立方米，同比增長了13.9%，其中進口 530億立方米，增長了25%，進口依存度超過30%；預計2015年、2020年我國對國外天然氣的依存度將達到35%、42% 。
目前燃氣發電在區域分布上，以廣東、江蘇、上海、浙江、福建、北京為主。這些地方經濟發達、峰谷較大，對燃氣發電客觀上形成較大需求。
圖示：燃氣發電集中在經濟發達地區
從盈利能力來看，天然氣發電盈利性差。以華電集團為例，其2013年燃氣機組裝機容量728萬千瓦，在五大發電集團的燃氣裝機總量中占比40%，2013年的利潤為6億元，而同樣規模的燃煤機組按2013年的煤炭價格能貢獻35億元的利潤。
圖示：燃氣發電發電成本偏高、上網電價偏低
盈利能力差的核心原因在於氣價、電價未理順。相對於其他電源，中國天然氣發電成本較高，而且作為發電成本最主要部分的天然氣仍存在上漲預期。而另一端，目前天然氣上網電價偏低。
圖示：現行天然氣價格和上網電價使燃氣發電難以盈利
註意：發電成本若沒有權威數據，假設1立方米發電5千瓦時，天然氣成本在發電成本中占比75%。
天然氣價格長期以來存在亞洲溢價，中國在亞洲相對較低。目前亞洲天然氣價格是美國的4倍，中國相對較低。中國相對亞洲整體較低的溢價，是由於中國有國產天然氣，而日韓幾乎全部依賴進口。
在定價機制上，中國采用混合銷售、一地一價、成本加成的定價模式，天然氣價格被認為是人為壓低的。2013年7月天然氣價格上調並存在持續上調的預期：全國平均門站價格由每立方米1.69元提高至每立方米1.95元；到2015年底繼續提高到3.1元到3.3元/立方米的水平。經測算，天然氣價格上漲0.4元/立方米，發電成本增長0.09元/度，因此需要上網電價的調整來順延天然氣價格上漲帶來的損失。
但是，在上網電價上，中國采取各省自定、一機組一價的定價模式。總體來看，燃氣機組大都虧錢，導致中國燃氣機組通常選擇以檢修為名不發電、靠政府補貼兩種方式來生存。
圖示：天然氣價格上調，上網電價局部上調
目前有一些省份采取容量電價和上網電價兩部電價的安排。以上海為例，容量電價每年核定補償2500小時，容量電價為0.22元/千瓦時，不管發不發電，每年固定由電網支付給燃氣電廠。華能上海燃機發電有限責任公司的燃氣機組的總裝機容量120萬千瓦，每年能獲得容量電費6.6億元。公司位於武漢市的漢能電力項目，每年發電小時數僅有500小時左右，而每年獲得容量電費約5億元。
此外，燃氣機組由於核心技術未掌握，設備主要由GE、西門子、三菱重工壟斷。與其他發電機組相比，燃氣機組的投資成本不高，大概3000-4000元/千瓦，比燃煤機組、核電機組以及風電機組都要低。但是，在維修上嚴重依賴外資，平均每年的檢修費用高達5000萬甚至上億。
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