开山这家公司小右关注已久，但一直迟迟不敢动笔：一方面，雪球上关于家公司的专业分析已经很多了， @越人诳 @浴室猫王 @杀意企鹅君 @jiming 如果没有新的东西，不过是在拾人牙慧，老调重弹；另一方面，这只股票的持股体验的确不好，反复吹捧，然后失望，已经有了“狼来了”的感觉，听众早已“审美疲劳”了：不管你说什么，反正开山最终都会延期的![[捂脸]](http://assets.imedao.com/ugc/images/face/emoji_33_face.png?v=1 "[捂脸]"){kind=small}
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所以，今天除了对开山基本情况的介绍，小右会在文章的后半部分重点谈谈自己的一些独立思考，包括对开山井口模式竞争壁垒的研究，以及对于盈利预测和估值方法的看法。开山的老朋友可以跳过前半部分，直接从第三章开始阅读。
之前在写海康竞争优势的长文中，小右提过一个观点：能够通过技术、模式创新解决行业痛点，并且让对手难以复制的企业往往最终都会是卓越的企业。开山也有这样的特性。因此，首先要了解的一点是：
一、地热开发的痛点是什么？
地热能的开发利用按照地热资源温度的高低，主要有两种方式即直接利用和发电。地热直接利用适用于低温地热资源，目前已利用到供暖、制冷、工业干燥、康养、 旅游、种养殖等多个领域。地热发电是利用地下热水、高温岩体、或蒸汽通过汽轮机或膨胀机，将地热能转化电能发电的过程，通常适用于中、高温地热资源。
传统地热发电的技术主要有两种：闪蒸蒸汽发电、双工质（双循环）发电。
闪蒸发电：针对高温地热资源，将地热井开采出来的汽水混合物送入分离器进行分离，分离后的水直接回灌至地下而分离后的干燥的饱和蒸汽进入汽轮机做功发电，乏汽经过冷凝后输送至回灌井而回到地下，这就是闪蒸蒸汽发电系统。
双工质（双循环）发电：对于中低温地热资源，蒸汽不够，传统的办法是通过扩容降低沸点来获得新的蒸汽，但中低温地热资源本身的温度和压力已经不高了，如果还要产生新的蒸汽，理论上需要将压力降到大气压以下，这给系统运行设备设计上带来很大的困难。因此，针对中低温地热资源，主要采用双工质发电系统。将地热水的热量传递给低沸点工质进而产生高压气体，高压气体进入膨胀机做功发电。
双工质发电系统的特点在于地热水与发电系统不直接接触，主要利用有机工质作为载体传递能量，也叫有机朗肯循环（ORC，Organic Rankine Cycle）。ORC模式的开创者是美国上市的以色列企业奥玛特。目前ORC全球装机占比是70%以上。
目前全球存量地热发电项目中闪蒸发电与双循环发电的占比大概是4:1。针对中高温的闪蒸发电占据主流。
1、那么，闪蒸发电的痛点在哪呢？——投资大，时间长
闪蒸蒸汽发电模式背后的核心设备是汽轮机。主要被三菱、东芝、富士等三家日本公司所垄断；汽轮机的特点是功率较大（至少要34、45mw以上，像开山之前的就是80mw一期），占地面积也较大，因此往往采用中央电站模式：
一次性打完所有的资源井，打完之后根据流量测试，日本汽轮机要求进口压力要7-8公斤，有20%-30%的废井率，测试完后选汽轮机再根据蒸汽量定制汽轮机，订货时间18个月-24个月，建设12个月-18个月，一般传统中央电站开发周期5-7年。建设周期非常长。
一次性投资大，筹资门槛高：每MW投入500-600万美金（设备250万，打井300万），80MW的项目需要一次性投入超过4亿美金。
铺设管路电站占用面积大，征地困难。
以上痛点造成地热开发起步最早，却始终不温不火：2019 年水电、光伏发电、陆上风电装机容量分别达到 1187GW、579GW、594GW，占可再生能源发电装机总量的 93.4%。2019 年全球地热总装机量 13.9GW，占全球可再生能源总装机容量的 0.55%。地热发电是新能源领里非常小众的一个领域
二、地热新星——开山井口电站模式
开山开发的地热设备主要包括蒸汽螺杆膨胀机和有机郎肯（ORC）膨胀机。
其中最关键的是蒸汽螺杆膨胀机：
同样针对中高温的地热设备，是日本汽轮机的替代品。特点是功率小，单机效率可比拟汽轮机：单机功率一般为50KW-8MW（vs日本80MW）；等熵效率78-81%（vs日本汽轮机80-83%），开山单机效率要低一些，但是多级串联效率比日本高。
低功率要求使得井口模式有了实现的基础（一般单井口的功率都在几MW的水平）：即一口井或者几口井就建一个电站，模块化安装。后续可以实现边发电边开发，现金流可持续。有效降低开发风险和初始投资成本。
除此之外，开山的井口电站模式还有以下优势：
废井率低：汽轮机对井口压力有较高的要求，废井率高，因此打井成本也高。
运营时长。地热蒸汽含杂质较多，干度不高，对汽轮机叶片有腐蚀作用，检修时间比较长，维护成本较高。而井口模式模块化电站设计可以分模块进行运维，不需要大面积停机检修，延长了设备运行时间。一般中央电站模式每年运行小时只有7000-7500小时，而开山电站每年运行时间超过8300小时。
运输损耗少。传统中央电站汽轮机技术中需要铺设大量管道，管道在传输过程中有蒸汽损耗， 集中式汽轮机电站多个地热井的蒸汽通过管道集中到至电站，传送过程中能量损失10%-20%，婴儿开山的井口电站发电效率能提升5%-15%，并且减少征地和管道建设难度。
工况变化适应能力强。国外地热电站ORC膨胀机以透平膨胀机为主，对工况要求比较严格。若环境温度高于工况要求，发电效率可能出现较大波动，造成在印尼等地区容量系数较低。
除了蒸汽螺杆膨胀机外，针对不同的热源情况，开山还开发了一系列的设备：
有油螺杆ORC膨胀机：单机5KW-5MW，等熵效率85-88%。
无油螺杆ORC膨胀机：单机4-7MW，等熵效率85%以上；
全无油轴流ORC膨胀机：针对大流量、温度比较稳定的工况，单机功率7-15MW，奥玛特用的就是这种膨胀机，等熵效率达到90%以上，单机功率14-30MW。
相对于日本企业只有汽轮机，美国奥玛特只有orc膨胀机，开山拥有全套产品，针对不同的地热资源的情况，可以构建出不同的发电设备串联组合，使得每个井口的资源利用程度都能达到最大化。真正做到吃干抹净。
三、开山井口模式的护城河
井口模式的优势这么大，竞争对手难道不会有样学样么，毕竟听起来也不像是半导体那样的高端科技啊——这是小右首次了解到开山模式后的最大问题，下面则是小右自己的研究成果：
1、技术壁垒：技术能力+经验积累+对知识产权的保护；
全球领先的螺杆技术：
螺杆膨胀机的技术难点：型线的设计和加工。我粗犷了解下来，型线设计背后其实是基于一系列参数的函数设计，本质上是软件设计的能力，你用3D打印机扫描机器是没用的，因为背后的函数关系你不知道。开山ORC螺杆膨胀机采用拥有完全自主知识产权、世界先进的Y-2型线，无论是等熵效率还是可靠性都是最为优秀的，确保了转子啮合过程中绝热效率最高，内泄漏最少，排气量最大。这背后离不开一个关键人物，11年前受邀加入开山的全球著名螺杆专家汤炎博士，该产品设计思路就来源于汤博士之前为美国开利空调研发的至今仍世界第一能效水平的冷媒压缩机的逆向思维。
汤炎的价值不仅体现在自身的知识技术上，还有他的履历背景。因为他在美国几个大的空压机厂都待过，对这个行业的人是非常非常熟悉的，碰到任何一个问题，他都能找到这方面的全球顶级专家来解决。
经验积累：
开山的螺杆膨胀机之所以这么牛，是付出了巨大代价的。之前开山做国内的余热市场时，因为每个企业的余热都不一样，流量、压力、温度，包括里面介质等等都不一样的。开山要针对每个项目去设计膨胀机，会遇到各种各样的问题，所以这一块开山在上面付出了巨大的代价。也正因此才促使开山膨胀机走到一个完善的过程，所有的经验教训都是非常宝贵的。
知识产权保护
开山竭尽所能保护自身的知识产权，比如螺杆膨胀机组装在衢州，蒸汽螺杆膨胀机在上海组装，机头在另一个公司；不同的人员负责不同的环节；所有的型线、软件设计都是受监控的；开山不直接卖设备等等。
然而，小右本身是个技术怀疑论者：世界上不缺聪明人，大多数时候技术的优势只能带来先发优势。如果没有其他商业壁垒，在市场充分竞争的情况下，技术终究会被对手学习复制，超额利润率会回归常态。
典型的商业壁垒有：规模优势；技术是在不断突破的；客户转换成本高，粘性强等等。。。
因此，接下来将从商业角度去探寻开山可能存在的竞争壁垒：
2、试错成本高，客户粘性强。
这个行业由于需要一次性巨额投入，试错成本极高（每兆瓦500万美元投入）。因此，技术说的再天花乱坠，如果没有过足够规模的地热发电项目，客户也不敢相信。这也是之前开山面对的障碍。
3、设备仅仅是地热发电中的一环，地热开发的流程非常复杂，关系到综合成本和效率、可靠性，往往需要多年时间实地经验积累。有地热开发能力的企业不懂设备，有设备技术的企业往往不懂地热。
从16年拿下项目到SMGP一期正式COD，开山花了足足三年时间，远超18-24个月的管理层判断。在这个过程中，开山遇到了一系列未曾意料到的非技术问题：征地遇到当地钉子户阻挠；政府电网配套建设拖延；外部打井团队效率低、成本高。。。可以预见的是，未来随着开山项目开发经验的不断积累，类似问题出现的机率会越来越少，开发效率会越来越高。反过来，过去开山踩过的坑则成为了未来竞争对手必须跨过的壁垒。
4、具体潜在竞争对手分析：
日本汽轮机厂商：
汽轮机应用领域众多，核心是火力发电、核电发电的场景。汽轮机的技术路径是要把功率做得越大越好，压力越高越好，目前前沿的超临界汽轮机都是1000MW级别以上。这个背后反映的是汽轮机特点：做的越小，效率越低，中小型汽轮机等熵效率55%左右 。而且它是只适合气象的，这个永远解决不了的。另外主流汽轮机是个非常庞大的市场，200亿美金。
奥玛特：没有螺杆技术
阿特拉斯：和开山一样是螺杆空气压缩机技术的第一方阵，但阿特拉斯主营业务的规模要大得多（营收100多亿美金）。如果他要去做，他也是有能力做到的，无非是效率达不到那么高。目前他们没有把这一块当做主流业务去做。
门槛极高，投入大、见效慢的小众市场，这些巨头企业为什么要花这么大精力在这个领域跟开山死磕？要知道，像阿特拉斯这种国际大企业，它要进入新的行业，它的决策流程的效率是非常低的，就像我们的大央企。
结论：开山井口模式的壁垒至少10年内难以动摇
证据：20、30年后奥玛特仍有70%以上的市占率。这是一个商业频率非常“慢”的行业
四、项目盈利能力和成长空间测算
1、开山地热业务的里程碑——2019年9月SMGP项目一期COD。
根据以上国泰君安研究员证券的测算，一期45MW每年可贡献售电收入2960余万美元，EBITDA约2500万美元，净利润1460余万美元，净利率近50%。
考虑到开山股份对SMGP的间接持股比例为85.5%（开山股份持有KS ORKA 90%股权，KS ORKA持有OTP 100%股权，而OTP持有SMGP 95%控制权），因此2020年预计SMGP一期45mw项目为开山股份贡献归母利润约0.8亿人民币。
由于主要设备都是开山自产，实际成本（60万美元每兆瓦）要远低于市价（200万美元），实际利润率更高。SMGP一期45MW投资额9000万美元，按照32年摊销，每年可减少折旧摊销140万美元（折合人民币980万元），增厚归母利润约735万元（企业所得税25%）
未来随着地热开发业务的熟练，成本还会进一步下降，目前成本508万美金，未来公司有明确规划，目标达到400万美元，利润率还会进一步提升。
项目内部回报率13%以上。这个是一个非常高的数值，因为这是总投入的回报率，相当于ROA。按照奥玛特的经验，地热电站规模扩大阶段主要借助债务融资。由于地热项目收入稳定，且背后是政府信用，是非常理想的现金流资产，因此非常适合abs等资产化证券融资手段，用已运营项目的未来现金流去支持新项目的开发投入，相对于滚雪球。目前公司海外融资利率报价在4.9%左右，远小于项目本身回报，考虑上这部分杠杆，实际净资产回报率（ROE）高达30%（假设2/3投入是债务融资），40%（假设3/4投入是债务融资）
ROE 40%是什么样水平的生意，想必投资老手都明白。
2、以上是开山地热项目的盈利能力，那么开山目前的地热资源储备又是什么情况呢？
目前开山股份地热资源储备的总规模是540MW左右：按之前计算的45MW贡献近0.9亿净利润来看，全部cod后对应每年总净利润11亿。
公司目前已在运营的地热资源有50MW，公司预计每年新增60MW-100MW COD（对应每年新增1.5亿净利润）。根据最新调研情况，今年预计新增cod 112.5MW，明年目前已知74MW（可能会有更多）。
除了自营项目外，还有EPC项目（施工总包）：
3、以上是开山已有地热资源，那么开山地热业务的长期发展空间（全球未开发地热资源）又有多大呢？
目前全球地热规模较小，存量中美国占比最大，而新增占比最大则是印尼。截至2019年底，全球地热发电装机规模在15GW左右，每年新增规模在500-700MW。其中美国达到3.7GW，占比24%，稳居第一；印尼、菲律宾和土耳其分别为2.1GW、1.9GW和1.5GW，占第二梯队。但从新增规模看，第一梯队却是肯尼亚、印尼、土耳其，2019年新增地热发电装机规模分别达到0.193GW、0.185GW和0.179GW。
未开发的地热能分布广泛，储量巨大。根据Think Geoenergy统计，全球高温地热资源最丰富地区集中在环太平洋火山带，包括日本、中国东南沿海（中国台湾、福建、广东一带）、菲律宾、印尼等国约有70GW，中南美洲约有58GW，北美洲约有32GW，地中海-喜马拉雅山约有59GW，东非约有11GW。
其中最重要的是印尼，地热资源储量居世界第一，约为29GW，而目前仅利用其地热储量的6%。根据印尼政府之前规划，2025 年地热发电装机总容量达到 12.6GW。开山未来如果能拿下20%印尼新增地热项目（2019年差不多1/4），那么就是2.5GW，是目前开山地热资源储备的5倍。
地热适合印尼。水电占耕地，老百姓不愿意。煤电，联合国说以后不再贷款。光伏，虽然日照多，但降雨量也大。风电，当地没有什么风。且当地不是大电网，不能容纳太多光伏风电。地热发电稳定，有优势。且开山价格低，比日本好，本地人喜欢。
碳中和大背景下，开山井口模块电站模式如果得到推广，地热开发有望进入上行阶段。从容量系数、发电稳定性、全生命周期衰减率、度电成本等角度看，地热发电较其他新能源类型均有显著优势，核心原因在于传统开发模式下，初始投资和开发风险较大。若未来开山井口电站得到推广，全球地热发电开发有望进入上行拐点。
五、项目盈利能力和成长空间测算
1、2021年净利润：
地热业务：
smgp一期0.85亿+二期0.85/2（6月之前cod，运营半年）=1.3亿
传统空压机业务（国内内卷竞争，但近期受益于新基建；国外开始发力，管理层预计2023-2025年再造一个传统开山）：
假设每年20%增速成长。1.8*1.2=2.16亿。
肯尼亚EPC项目：
假设利润率35%，1/3结算在2021年，2/3结算在2022年。6500万美金*6.5*35%/3=5000万
2021年净利润=1.3+2.2+0.5=4亿，同比增速51%。
2、重点看2022年净利润：
地热业务：
smgp一期0.85亿+112.5MW （2021年新增COD，见之前分析）*0.85亿/45MW+74MW(2022年新增COD）* 0.85亿/45MW / 2（假设2022年当年新增cod项目平均运营时间为半年）=3.7亿，
传统空压机业务：
假设每年20%增速成长。1.8*1.2*1.2=2.6亿
肯尼亚EPC项目：
假设利润率35%，1/3结算在2021年，2/3结算在2022年。6500万美金*6.5*35%*2/3=1亿
2022年净利润=3.6+2.6+1=7.3亿，同比增速75%。
2019-2022E三年的复合净利润增长率高达70%。而目前估值150亿对应2022年预期净利润仅20倍PE。
六、风险与催化
过往项目进度屡次不达预期的经历使市场对于开山的未来项目进度规划抱有怀疑态度，未来随着开山地热经验的不断积累，有望扭转市场担忧。
1、可持续融资能力是业绩增长假设背后最关键的前提假设。目前开山仍是重资产模式，项目建设依赖于自身的抵押借款，不可持续：公司自 2016 年起开始了海外扩张和地热转型，资产负债率由 2015 年的 20.5%提高至 2020H1 的 59.0%。由于地热发电项目前期投入较大，公司负债总额增速较快，目前公司有息负债总额超过30亿。
2、定向增发 11 亿元人民币，亚投行3.5亿美金贷款在路上，财务压力缓解：2020 年，公司拟定向增发 11 亿元，用于印度尼西亚 SMGP 二期项目的建设，资金由控股股东开山控股全额认购。
另外，根据调研进度，SMGP这边，T平台的10口井都已经打好了，其中有三口超过20mw，整个平台大概在100mw左右。三期的设备预计今年6月份就全部发完了。预计明年1月1号印尼这边就有140-145mw在发电。二三期的前期打井已完成，设备也已经准备好了，需要新增的投入压力已经非常小了,至少2021年的项目落地不需要担心融资问题。
因此，即便是最悲观的情况（2022年项目进度因为后续融资没及时到位而推迟）对2022年净利润的影响也只有 74MW，约7000万人民币净利润。2022年仍有7亿净利润。
3、长期出路在于海外类ABS资金，通过资产抵押的重资产模式注定是不可持续的，但开山地热资产的优势在于项目收入非常稳定，且支付者是当地政府，信用好，是做资产证券化非常理想的优质现金流资产。即用已建成的项目未来收益权去融资支持新项目的开发，一环套一环，像滚雪球一样，可持续性极强。目前公司也有这方面规划，但目前还没实际落地。
一旦可持续融资的逻辑走通，所谓“重资产”实际上成了“轻资产”，增长的速度和确定性就大大增加了。
届时，开山的地热业务估值逻辑将有机会参考物业股，因为两者的优点皆很相似：
1、周期性弱
2、客户粘性强
3、增长确定性好（好的物业公司未来增长有母地产公司的储备项目做保障，而开山未来地热收入增长同样也有公司已有储备资源做保障）
4、现金流好。
估值模式会从PE模式向DCF模式切换，把未来所有项目开发后的预计现金流按公司预计进度贴现回来。
打比方说，未来5年后开山现有540MW项目全部开发完毕，解释对应的净利润大概有11亿，加上EPC项目假设2亿的净利润，总共13亿。类似可比对象长江电力估值18PE，考虑到开山的成长性，保守给予届时30倍估值，按5%的贴现率折现回来，那就是对应13*30/(1.05^5)=305亿市值，仅地热业务。
最后套用一句开山自己的话，看开山就看三点就好了：一是发电的成本（长期盈利空间和相对其他新能源的优势），二是在海外掌握了多少优质的资源（成长空间），三是融资安排（成长的确定性）。
从投资的角度，开山已经跨过了0到1的不断试错的阶段，模式已经得到行业主流的认可，未来1到N的过程有望不断加速，是投资上非常好的阶段。