【国信证券】绿电运营“小而美”，长期发展稳健向好.pdf

2023-01-04

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切入新能源赛道，规划清晰成长迅速

转型发展，切入新能源赛道开启新征程

金开新能源股份有限公司现主营业务为光伏和风电的开发、投资、建设、运营。金开新能前身为“天津劝业场（集团）股份有限公司”，主营百货业务，1994 年于上交所上市。公司于 2020 年 8 月完成重大资产重组，以资产置换和发行股份的方式购买“国开新能源”100%股权，置出原有百货零售资产。重组后，公司在风电光伏板块发力，积极对外投资、收购新能源发电企业，同时自建并持有、运营风光电站。

发力新能源赛道，“三条曲线”布局推进。国开新能源成立于 2014 年，是由国开行全资子公司国开金融牵头组建的新能源综合运营商，2020 年由金开新能收购后，成为公司开展新能源业务的主要平台，并于 2022 年 2 月更名为“金开新能科技有限公司”（简称“金开有限”）。金开有限成立后在全国各地开展光伏发电业务，2018 年开始布局风电业务。截至 2022 年 9 月，金开新能并网装机容量为 3.57GW，其中风电、光伏装机容量分别为 1.10、2.47GW。为与“新能源”主业协同，公司提出了风、光、储、氢高端装备和新材料研发的“新技术”发展思路，布局智能运维、电力交易、碳交易等“数字化”新业务，实现“新能源、新技术、数字化”协同发展，增强公司综合实力。

公司主营业务分为光伏发电和风力发电两大板块。公司主要通过下属子公司金开有限（原“国开新能源”）开展光伏电站和风电场的开发、建设、运营。公司集中式光伏电站和风电场主要位于风光资源丰富的“三北”地区，生产的电力主要销售给电网公司；分布式光伏电站主要分布于东部经济发达省份，可分为“全额上网”和“自发自用，余电上网”两种模式。

公司在发展新能源业务的同时，积极布局新业务。在光伏制造领域，公司于 2021 年 12 月合资设立英利能源发展有限公司，布局光伏太阳能电池、组件的生产和应用以及光伏电站开发、建设和运营业务。在储能、氢能领域，公司高端锂电池新材料项目、光伏制氢“制储运用”一体化示范项目有序推进中。在数字化领域，预计 2022 年内，公司可实现电站智慧运维业务的实质落地赋能业务。公司收入主要来自光伏发电、风力发电板块，营收显著增长。2021 年，公司光伏发电、风力发电电费收入分别为 12.84、5.94 亿元，占营业收入比重分别为 67.30%、 31.12%。公司光伏发电收入由 2017 年的 4.47 亿元增至 2021 年的 12.84 亿元，年均复合增长率 30.21%；风电收入则由 2019 年的 1.43 亿元增至 2021 年的 5.94 亿元，年均复合增长率 103.81%。

公司实际控制人为天津市国资委，控股股东为金开企管。截至 2022 年 12 月公司股权转让完成后，金开企管及其一致行动人持有公司 15.56%股权，金开企管为公司控股股东，天津市国资委为公司实际控制人。此外，国家开发银行通过国开金融间接持有公司 6.72%股权，国家开发银行可为公司新能源项目开发提供资金、资源支持，助力公司新能源开发项目有效落地。

业绩持续快速增长，盈利能力提升

受益于“双碳”目标政策推进，公司在手的新能源项目数量和并网容量快速增长，发电量显著提升，驱动公司收入和业绩高增。2021 年，公司实现营业收入 19.08 亿元（+40.61%），实现归母净利润 4.06 亿元（+16.49%）。2022 年前三季度，公司实现收入 24.05 亿元（+71.52%），实现归母净利润 6.44 亿元（+75.87%），主要系装机量和发电量增长迅速。装机量与发电量快速增长。截至 2022 年三季度，公司新能源并网容量 3572MW，其中光伏、风电并网容量分别为 2473、1099MW，较 2021 年末分别新增 199、251MW。 2022 前三季度，公司光伏、风电发电量分别为 26.68、22.98 亿千瓦时，同比增长 51.1%、83.4%。2021 年公司光伏、风电业务毛利润分别 7.53、4.11 亿元，同比增长 23.0%、74.7%。2022 年前三季度，公司毛利润为 15.67 亿元，同比增长 75.7%。

毛利率、净利率较高且较为平稳。在金开新能进行重大资产重组前后，金开新能的新能源发电业务迅速发展，毛利率基本保持在 60%以上，净利率在 25%左右。2022 年上半年，公司毛利率、净利率分别为 64.14%、26.39%，较 2021 年分别增加 2.16、 2.90pct，主要得益于公司装机规模增长和管理费率下降。资产负债率水平高于可比公司，财务费用率水平较高。2022 年前三季度，公司资产负债率为 79.48%，较 2021 年底的 79.22%增加 0.25pct，在可比公司中处于较高水平。由于公司资产负债率较高，导致公司财务费用率较大，2022 年前三季度，公司财务费用率为 26.38%。

ROE 提升，盈利能力增强。2017 至 2022 年三季度末，公司权益乘数呈增长态势，资产周转率整体略有下降，净利率小幅波动，公司 ROE 基本保持平稳。2022 前三季度，公司 ROE 为 11.53%，同比增加 4.01pct，较 2021 年增加 3.35pct，呈增长态势，主要系发电量和营收大幅增长，使得净利率和资产周转率增加所致。经营性净现金流增长迅速。2022 年前三季度，公司经营性净现金流为 21.28 亿元，同比增加 545.9%，较 2021 年增加 12.52 亿元，主要系收到的电费、设备款以及增值税留抵退税额增加。同期内，公司筹资性净现金流为-0.47 亿元，同比下降 101.9%，主要系偿还贷款增加。

政策持续推动新能源发展，光伏产业链降本带来机遇

政策持续推动新能源发展，新能源装机稳步增长

自“双碳”目标政策发布以来，国家及政府部门持续出台政策，从加快新能源项目和风光大基地建设、新能源消纳、构建新型电力系统、促进绿电消费和新能源市场化交易、完善电力市场、融资等多方面支持新能源发展，成为风光新能源行业发展的驱动力。政策驱动下新能源装机容量持续增长。国家能源局数据显示，截至 2022 年 11 月，国内风光、光伏累计装机容量分别为 35096、37202 万千瓦，在国内总装机容量中占比分别为 13.98%、14.82%。发电量方面，2022 年 1-11 月，国内风电、光伏发电量分别为 6145、2125 亿千瓦时，在全国发电量中的占比分别为 8.06%、2.79%。

全国电力现货市场建设推进，促进新能源跨消纳。2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场；日前市场中，在考虑电网运行和物理约束前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，以发电成本最小/社会福利最大为目标进行优化出清；实时市场中，根据省/区域电力调度根据最新电力负荷预测、联络线计划和系统的约束条件等，以发电成本最小为目标出清，进行实时出清。新能源发电边际成本低，有望在电力现货市场中优先出清，促进新能源消纳水平提升。绿电交易市场规模逐步扩大，绿电环境溢价边际增厚电力企业收益。

绿电交易自 2021 年 9 月开始以来，开展绿电交易的省份数量不断增加，交易规模逐步扩大。根据中电联全国电力市场交易的数据，2022 年上半年，全国绿色电力交易量已达到 77.6 亿千瓦时，预计 2022 年全年绿色电力交易量将超过 150 亿千瓦时。同时，随着绿电的环境价值凸显，绿电交易价格有所增加，边际促进绿电企业业绩增长。 2023 年，广东电力市场可再生能源年度交易成交 15.63 亿千瓦时，电能量均价 529.94 厘/千瓦时，环境溢价均价 21.21 厘/千瓦时；江苏电力市场年度绿电成交 17.74 亿千瓦时，加权均价 468.58 元/兆瓦时，比燃煤基准价高 19.8%。

光伏产业链降本，光伏项目装机容量及盈利均有改善

集中式光伏全投资、平准化成本上升。IRENA 数据显示，2021 年，全球集中式光伏、陆上风电、海上风电、光伏的平准化成本变化分别为+7%、-15%、-13%、-13%；从全投资成本来看，2021年全球集中式光伏平均投资成本为9091美元/KW，较2020 年同期水平大幅提升，而其他新能源电力全投资成本在同期内呈下行态势；从平准化度电成本来看，2021 年全球集中式光伏 LCOE 为 0.114 美元/kwh，较 2020 年同期的 0.107 美元/kwh 同比增加 6.54%。国内集中式光伏成本上升主要系硅料价格上涨带动组件价格从 2021 年初的 1.5 元/W 左右上涨到 2 元/W 以上。根据中国光伏行业协会数据，2021 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.15 元/W 左右，其中，组件约占投资成本的 46%。

硅料产能将逐步释放，供需偏紧格局有望缓解。2021 下半年以来，上游硅料供需偏紧导致组件价格高企，而未来新增硅料产能逐步释放，供需格局有望改善。根据中国有色金属工业协会硅业分会统计，2021 年国内硅料产能为 51.9 万吨，实际产量 49.8 万吨。经统计国内主要高纯晶硅生产公司披露的投产计划，预计2022/2023/2024 年国内硅料产能将分别为 133.5/294.05/470.05 万吨。

硅料新增产能可有效满足光伏新增装机需求。2022 年初，中国光伏行业协会对 2022/2023/2024 年国内光伏新增装机的预测为 75-90/80-95/85-100GW，对全球新增预测为 195-240/220-275/245-300GW。根据硅料需求=新增装机量×组件容配比 ×组件硅耗，若按照 1.2:1 的容配比、2.9g/W 的单瓦硅耗，以 22 年和 23 年底的国内预计硅料产能可以供给 440/980GW 的装机量。即使开工达产率仅有 50%，预计仅国内产量即可基本满足全球在 23、24 年的新增装机需求。硅料价格逐步下行。多晶硅致密料均价已在高位僵持四月有余，近两周，硅料均价有所下探，价格博弈持续激烈，随着硅料有效产量的逐月提升，预计硅料价格将迎来下行。根据 PVinfoLink 数据，截至 2022 年 12 月 28 日，国内多晶硅致密料平均价格为 240 元/千克，周环比下跌 5.9%，呈持续下跌态势。

隆基、中环硅片报价大幅下跌。隆基 2022 年 12 月最新 P 型 M6、M10 硅片报价分别为 4.54、5.4 元/片，较 11 月 24 日上一轮两种型号硅片报价 6.24、7.42 元/ 片，硅片价格降幅均为 27.2%；同时，中环 2022 年 12 月最新报价显示，P 型 M10、 G12 硅片报价分别调整为 5.4、7.1 元/片，在中环 11 月 27 日的上一轮报价中，P 型 M10、G12 硅片报价分别为 7.05、9.3 元/片，降幅分别为 23.4%和 23.7%。

上游供需关系迎来转变，电池片价格快速下降。由于下游对单晶硅片的需求比较稳定，单晶硅片企业恐将面临逐渐增加的库存压力，硅片、电池片、组件价格或将迎来下行。根据 PVinfoLink 数据，截至 2022 年 12 月 28 日，国内单晶硅片 166、 182、210mm 的均价分别为 4.50、4.95、6.70 元/片，周环比变化分别为-10.9%、 -10.0%、-6.9%；单晶电池片 166、182、210mm 的均价分别为 0.93、0.95、0.95 元/片，周环比变化分别为-19.1%、-17.4%、-17.4%；单晶组件 166、182、210 型均价分别为 1.86、1.895、1.895，周环比变化分别为-1.1%、-0.8%、-0.8%。

预计随着光伏上游硅料新增产能逐步释放，产业链供需格局将逐步趋于平衡，未来组件价格将回落下行，这将有助于光伏项目收益率回升，增加发电企业光伏装机意愿。当前，发电企业均储备了大量光伏项目资源，当未来光伏组件价格回落，光伏项目收益率达到合理水平时，发电企业将有望加快储备的光伏项目建设及投运，驱动未来光伏装机规模持续增长。组件价格下降对光伏项目盈利的弹性测算：对光伏组件降价对项目收益率和单瓦盈利水平进行敏感性分析，主要假设条件如下：1、光伏项目装机规模为 100MW； 2、利用小时数 1200 小时；3、资本金比例为 30%；4、组件等按 20 年折旧，逆变器按 10 年折旧；5、年运维费用为 600 万；6、除组件外，其他设备及部件及建筑工程的建设成本为 2 元/W。

测算结果显示，当上网电价为 0.37 元/kwh 时、组件价格低于 1.8 元/W 时，光伏项目资本金 IRR 为 6.7%以上，单瓦盈利在 0.10 元/W 以上，可以满足大数电力企业的收益率要求。同时，组件价格为 1.5 元/W、上网电价在 0.36 元/kwh 以上时，光伏项目资本金 IRR 为 7.6%以上，单瓦盈利在 0.10 元/W 以上，项目收益率水平较好。整体而言，光伏降本情形下，预计光伏项目资源储备较为充足的电力企业有望显著获益，在未来新能源项目中光伏装机容量、盈利水平或迎来边际改善。

可再生能源补贴有序发放，加快新能源项目建设发展

风光新能源装机容量持续快速增长，可再生能源补贴缺口扩大。由于国内风光新能源装机规模快速增长，过往存量风光可再生能源项目的补贴规模较大，而电价附加收入征收相对不足，使得可再生能源基金入不敷出，可再生能源补贴缺口呈持续扩大态势。

两大电网成立专属二级公司，将通过发债解决可再生能源补贴缺口问题。国家发改委、财政部、国务院国资委要求，国家电网和南方电网分别成立北京和广州可再生能源发展结算服务有限公司，承担可再生能源补贴资金管理，负责补贴资金缺口专项融资日常管理工作，以及开展补贴清单审核、需求汇总统计、编制年度资金需求预算，协助向财政部申请补贴资金、落实补贴的监督核查等。两家公司已于今年 8 月完成注册成立，有望通过发债融资发放历史欠补，再由政府每年从可再生能源发展基金中列支融资本息。

财政部提前下达 2023 年可再生能源补贴预算，中央不断提升对补贴发放的重视。 2022 年 11 月，中央预决算公开平台发布“财政部关于提前下达 2023 年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知”，本次下达风力发电补助 20.5 亿元，太阳能发电补助 25.8 亿元，生物质能发电补助 0.8 亿元，合计 47.1 亿元。中央发放的仅为给地方电网的补贴资金，国网及南网公司范围内的补助资金另行下达。2022 年 7 月，国家电网发布《关于 2022 年年度预算第 1 次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》，2022 年第一批次补贴资金总额为 399.37 亿元，其中风力发电 105.18 亿元、太阳能发电 260.67 亿元。

可再生能源补贴核查合规项目清单（第一批）公布，可再生能源补贴将逐步发放，促进新能源项目建设推进。2022 年 10 月 28 日，根据信用中国发布，受国家发改委、财政部、国家能源局委托，为加强经核查确认的合规可再生能源发电项目的社会监督，现公示第一批经核查确认的项目，共计 7334 个。项目公示完成后，后续将逐步进入到可再生能源补贴支付阶段。随着各电力企业可再生能源补贴落地，现金流状况将有所改善，同时资产负债率将有所下降，财务结构改善，推动新能源项目建设落地。

存量新能源资产资源禀赋佳，未来成长性向好

风光资产资源禀赋佳，项目盈利水平较好

公司光伏装机23.71%位于Ⅰ类资源区，25.58%位于Ⅱ类资源区。根据 2021 年公司持有的 43个光伏电站并网容量和区域分布情况，公司在宁夏持有的光伏并网容量最多，为 539.13MW,其次是新疆和山西，均为450MW。2021年，公司光伏装机位于Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区的比例分别为23.71%、25.58%、51.59%。Ⅰ类、Ⅱ类资源区利用小时数和发电量较高，Ⅲ类资源区则拥有更高的上网电价。公司在新疆地区的电站主要集中于“准皖直流”特高压大通道上。截至 2021 年底，公司于“准皖直流”通道上的新能源装机规模已突破 120 万千瓦，每年可为绿电需求旺盛的江浙沪皖等华东地区提供绿电近 27 亿千瓦时，保障新能源消纳。

公司分布式光伏项目多位于东部经济发达省份，上网电价高。2021 年，公司在浙江和上海的分布式光伏项目的上网电价超过 1 元/千瓦时，在宁夏、广西、安徽的分布式光伏项目超过 0.9 元/千瓦时。公司分布式光伏项目的上网电价较高，项目盈利性较好。利用小时数是风光项目自然资源禀赋情况的重要体现，从利用小时数来看，公司多数光伏项目利用小时数在 1300 小时以上，其中公司光伏装机项目较多的地区，如宁夏、山西、新疆等地区的光伏项目利用小时数超过 1400 小数，显著高于全国平均水平，进一步反映出公司存量光伏项目的自然资源禀赋较好。风电项目方面，公司风电项目以陆上风电为主，2021 年，公司新疆、山东、河北的风电项目的利用小时数分别为 2455、2524、2660 小时，均高于 2400 小时，显著好于全国平均水平，同样反映出公司存量风电项目的自然资源禀赋较好。

公司盈利能力较强，且呈现改善趋势。依托公司风光新能源资产的资源禀赋优势较强，以及公司在长期发展新能源过程中积累的项目建设、运维经验，公司毛利率水平处于可比公司中前列。2022 年前三季度，公司整体毛利率为 65.18%，高于可比公司；细分业务来看，2021 年公司风电、光伏业务的毛利率分别为 69.25%、 58.62%，在可比公司中处于前列。此外，得益于高毛利的风电装机占比增加，公司整体毛利率呈增长趋势。费用率较高拖累净利率表现，ROE 逐年改善。尽管公司毛利率水平高于可比公司，但由于公司费用率水平较高，影响净利率表现，但受益于毛利率提升和公司费用管控增强，公司净利率、ROE 呈现改善趋势。2022 年前三季度，公司净利率、ROE 分别为 28.97%、12.18%，分别同比增加 3.40、2.85pct。

新能源装机规划明晰，未来长期成长性向好

致力于成为具有全球竞争力的能源生态型企业。2021 年，公司制定了中长期发展规划，以及“三步走”的战略安排，计划到 2025 年，突破 13GW；到 2035 年，公司立足新能源发电，最终转换到零碳能源生产、供应和制造的“终极赛道”，构建起开放、共享、共赢的产业生态体系，成为具有全球竞争力的能源生态型企业。

公司新能源资源储备充足，有力支撑未来装机增长。截至 2022 年 8 月底，公司核准装机容量 5400MW。公司主要通过两种方式扩大项目资源池，一是加快自主开发、自建电站，二是积极寻找优质新能源企业发起收购。2021 年至 2022 年 11 月，公司共收购 13 家新能源发电企业，为公司带来已建、在建、已核准的电站资产合计 1465.45MW。随着公司储备的项目资源逐步建设完成，公司风光新能源装机规模将有望持续增长。

2020 年公司重组后发起两轮定增，自建电站项目加速上马，保障装机快速增长。公司于 2020 年 11 月、2022 年 2 月披露了两次定增预案，并于 2021 年 7 月、2022 年 11 月完成发行。随着公司定增发行完成，资金实力有所增强，公司加快新能源项目建设，推动项目落地。两次定增中包含 7 个电站项目，拟使用募集资金 28.2 亿元，项目规划装机合计 740MW。2017 至 2021 年，公司并网容量年均复合增长率 59.7%，2022 年三季度末并网容量为 3572MW，同比增长 33.50%。

盈利预测

假设前提随着光伏组件价格下降，预计“十四五”后半程为装机规模快速增长期。2022 年组件价格高企，拖累在手项目并网进度。但预计随着硅料产能的释放，光伏产业链上下游价格将迎来拐点，预计公司在 2023-2025 年可加快项目投产进度，完成 2025 年装机规模目标。我们的盈利预测基于以下假设条件： 1）装机方面，根据公司公告披露数据，截至 2022H1，公司光伏、风电核准装机分别为 395、129 万千瓦，公司 2022 年前三季度完成光伏、风电分别新增并网 20、 25 万千瓦，结合公司“十四五”装机规划以及行业发展情况，我们预计 2022-2024 年光伏新增 20/150/150 万千瓦，风电新增 25/50/50 万千瓦。

2）利用小时数方面，参考公司过往利用小时数情况，预计存量光伏、风电项目利用小时数分别为 1350、2500 小时；新增光伏、风电新能源项目利用小时数分别为 1300、2450 小时； 3）电价方面：新增项目上网电价取全国燃煤基准电价的均值，0.37 元/千瓦时； 4）成本及期间费用方面，新增风电、光伏初始造价逐渐下调，小幅影响发电成本及财务费用，结合公司年报、季报已披露数据做出中性假设。毛利率方面，由于 2021 年以来，新增的光伏、陆上风电项目实行平价上网，导致毛利率有所下降，但 2022 年受益于风电项目降本，毛利率有所提升，但未来由于平价上网项目增加，而配储将增加新能源项目成本。综合来看，预计长期公司毛利率呈现下降趋势。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）