太阳能(000591)公司资料

太阳能(000591) 投资要点： 事件：近日公司披露2023年年报。2023年公司实现营收95.40亿元，同比增长3.29%；实现归母净利润15.79亿元，同比增长13.75%。 点评： 公司实现归母净利润快速增长，主要因为：（1）公司电站装机规模增加公司加强运维管理，发电量同比增加；（2）公司通过发行低成本绿色公司债、降低存量贷款利率等方式加强资金管理，财务费用同比下降。 公司以较好的价格发行绿色公司债。2023年，公司成功发行规模为10亿元的“碳中和”+“科技创新”双贴标公募绿色公司债，取得较好的发行价格，其中品种一发行规模为2亿元，票面利率为2.50%，期限为2年期；品种二发行规模为8亿元，票面利率为3.13%，期限为5年期。此次公司通过引入“科技创新”和“碳中和”认证贴标降低融资成本。 公司拟发可转债募资助装机提升。当前公司拟发行可转债，计划募资不超过29.5亿元，全部用于光伏电站项目建设。本次可转债发行申请于2023年8月被深交所正式受理，目前已完成两轮审核问询函回复。此次可转债若成功发行，将为公司的发展提供资金保障，有助于公司提升光伏电站装机容量。另外，该募投项目涵盖“光伏+储能”、渔光互补、农业光伏等多种光伏电站形式，有助于丰富公司在光伏电站领域的产业布局。 公司重视研发及新技术引入。2021-2023年，公司研发投入金额从1.17亿元增长至2.73亿元，CAGR达52.63%；2023年，公司研发投入金额占营收的比例上升至2.87%。公司围绕数字化信息化应用、晶硅太阳能电池及组件效率提升、光伏电站度电成本下降、退役组件回收等现实需求积极开展晶硅太阳能电池、光伏组件、智能运维设备、数字化信息化等方面的新技术、新工艺、新产品的研究开发。另外，公司注重新技术新工艺引入，在分布式项目上安装光伏组件导流器、新建项目全面导入预镀锌铝镁支架技术、推动大功率N型组件应用、完成柔性光伏支架在新建项目中应用，助力降本增效。 投资建议：预计公司2024-2026年EPS分别为0.44元、0.48元、0.48元，对应PE分别为12倍、11倍、11倍，维持对公司“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险原材料价格波动风险等。

太阳能(000591) 未来特高压电网建成投产有助于新能源并网消纳。根据全国新能源消纳监测预警中心，2023年，我国光伏发电利用率为98%。根据电网公司公开资料，国家电网、南方电网均已明确特高压电网的建设目标和投资计划，积极推进特高压电网建设。未来特高压电网建成投产有助于跨区域远距离输送电能，促进新能源并网消纳。以国家电网陕北至安徽±800千伏特高压直流输电工程为例，该工程于2024年3月开工，建成后每年可从陕西向安徽输送电量不低于360亿千瓦时，其中新能源电量不低于180亿千瓦时。 公司重视研发及新技术引入。2020-2022年，公司研发投入金额从0.60亿元增长至2.33亿元，CAGR达97.28%；2023年前三季度，公司研发投入金额占营收的比例上升至3.17%。公司围绕晶硅太阳能电池及组件技术突破、效率提升、度电成本下降等现实需求，开展晶硅太阳能电池、组件、智能运维设备、数字化信息化等方面的新技术、新工艺、新产品的研究开发。另外，公司重视引入新技术、新工艺，实现预镀锌铝镁支架、铝合金电缆多项目试点应用，助力降低建设成本。 多措并举促进财务费用下降。在定增股票、加速回收电费补贴、发行绿色公司债券等多重努力下，2022年末公司的现金及现金等价物余额大幅上升至44.76亿元。2023年前三季度，公司财务费用为4.68亿元，同比大幅下降26.81%，同期公司筹资活动产生的现金流量净额也大幅下降，主要因为公司利用资金提前偿还部分借款。 公司拟发行可转债助力装机提升。目前公司拟发行可转债，发行规模不超过29.5亿元，扣除发行费用后的净额将全部用于光伏电站项目建设。光伏行业属于资本密集型行业，呈现明显的规模效应。此次可转债若成功发行，将为公司的发展提供资金保障，有助于公司提升光伏电站装机容量。另外，该募投项目涵盖“光伏+储能”、渔光互补、农业光伏等多种光伏电站形式，有助于丰富公司在光伏电站领域的产业布局。 投资建议：首次覆盖，给予公司“买入”评级。公司作为央企中国节能的太阳能业务平台，有望利用控股股东清洁能源产业资源，促进太阳能业务发展。根据公司规划，未来将继续扩大光伏电站装机规模，提升太阳能产品生产能力。在我国能源结构转型的大背景下，公司成长值得期待。预计公司2023-2025年每股收益分别为0.40元、0.49元、0.58元，对应PE估值分别为13倍、11倍、9倍。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险；原材料价格波动风险等。

太阳能(000591) 公司2022年业绩表现稳定，2023年一季度业绩优异 太阳能（000591.SZ）发布2022年年报，公司2022年实现营业收入为92.36亿元，同比增长31.44%，实现归属于母公司股东净利润13.87亿元，同比增长16.6%；公司同时公布2023年一季度业绩预告，2023年一季度公司预计实现归属于母公司股东净利润3.7-4.1亿元，同比增长41.48%-56.78%。 太阳能发电业务保持稳定，制造业务高速增长 2022年，公司光伏电站板块实现销售收入43.56亿元，同比减少2.34%，毛利率64.93%，同比下滑0.27个百分点。截至2022年，公司运营电站4.35GW，在建电站1.78GW，拟建电站或经签署预收购协议的电站2.81GW，合计8.94GW。2022年公司组件业务实现营业收入48.57亿元，同比增长90.57%，毛利率4.42%，同比提高2.66个百分点。公司2022年太阳能产品实现销售2.68GW，同比增长50.48%。 光伏补贴持续回款，支撑后续项目落地 2022年，公司收到电费补贴36.26亿元，其中国补35.01亿元，尚未结算的电费补贴金额92.92亿元，其中国补87.84亿元。2022年可再生能源补贴的回收将显著改善公司财务现金流状况，有望推动2023年公司更多的光伏项目落地。 2023年一季度公司实现快速增长，持续改善可期 2023年一季度公司业绩实现快速增长，主要来自于三个方面的改善：装机规模的增加带动发电量增长；公司降本增效成果显著致使财务费用降低；公司销售业务销量增加，盈利能力增强，随着公司各项业务的逐渐展开，公司持续改善值得期待。 盈利预测 我们预计2023-2025年，公司实现营业收入111.04、133.20和159.79亿元；归属母公司股东净利润20.19、26.09和33.70亿元，对应EPS0.52、0.67和0.86元。2023年4月13日，股价7.01元，2023-2025年PE约为14、10和8倍。考虑到公司2025年规划装机目标增长空间广阔，成长性凸显。光伏制造方面，随着上游原材料产能的逐步释放，公司光伏组件业务成本有望企稳回落，毛利率有望持续提升，组件业务盈利能力将得到明显改善。我们给予“增持”评级。 风险提示：光伏组件原材料价格难以回落的风险，光伏电站推进不及预期，光伏运营电价下降的风险等。

太阳能(000591) 投资要点 事件：公司公告业绩预告，预计2022年实现归母净利润13.25-14.25亿元，同比增长12.21%-20.68%；扣非后归母净利润为12.55-13.55亿元，同比增长18.12%-27.54%。 2022Q4净利润实现扭亏为盈，疫情影响+成本端拖累下业绩基本符合预期。根据公司公告内容，预计2022年实现归母净利润13.25-14.25亿元，同比增长12.21%-20.68%；扣非后归母净利润为12.55-13.55亿元，同比增长18.12%-27.54%。按照中位数测算，2022Q4公司实现归母净利润2.10亿元，相比2021Q4扭亏为正（2021Q4归母净利润为-0.07亿元）；扣非后归母净利润为1.66亿元（2021Q4扣非后归母净利润为0元）。公司业绩增长主要来自于：1）装机规模增加；2）加强资金管理，降本增效成果显著，财务费用下降；3）制造板块销量增加，盈利能力增强。总体来看，2022年，在成本端价格高企+疫情影响项目开工和建设进程的情况下，公司业绩基本符合预期。 拖欠的可再生能源补贴陆续到账，拖欠电费补贴占比净现金流为476%、弹性最大。根据公司公告，自2022年1月1日至2022年12月31日，公司下属光伏发电项目公司共收到可再生能源补贴资金36.26亿元，其中，国家可再生能源补贴资金35.01亿元。根据公司年报内容，截至2021年年末，尚未结算的电费补贴金额97.44亿元（占比应收账款为98.00%），其中国补92.94亿元。我们整理了几家主要新能源运营商的可再生能源补贴拖欠情况，截至2021年年末，太阳能、华能国际、吉电股份、节能风电、三峡能源、龙源电力分别为97.44、181.73、272.23、227.73、75.20、44.83亿元，占比经营性净现金流分别为475.55%、206.09%、451.23%、135.92%、218.80%、213.27%，太阳能的弹性最足。假设国补92.94亿元到账，按照目前光伏电站30%自有资金比例、单瓦投资为4元计算，可以支撑公司增量装机规模7.75GW，是截至2021年年末公司装机总量（6.09GW）为127.26%，装机和业绩弹性最大。 盈利预测与投资评级：由于疫情影响、组件价格高企，我们调整公司2022-2024年EPS从0.44、0.61、0.84元至0.35、0.47、0.64元，对应PE分别为23、17、12倍，维持“买入”评级。 风险提示：宏观经济下行使得终端工业用电需求减弱，光伏波动较大，发电小时数不达预期；终端销售电价受到政策影响持续下降等