云南能投深度报告：见微知著，从永宁项目看公司盈利潜力

维持“增持”评级：公司业绩爆发期将至，维持2023~2025年EPS0.60/0.99/1.12元。维持目标价16.52元，维持“增持”评级。 公司投产风电盈利有望超预期，业绩即将进入爆发期。市场认为公司新投产风电项目概算收益率较低，难以拉动公司业绩高速增长；我们认为公司风电项目概算收益率偏保守，项目实际上网电价、利用小时、建造成本等关键参数均有望优于项目概算假设值，公司近期投产风电项目将带动公司业绩进入爆发增长期。 与众不同的信息与逻辑：1）永宁风电场所在厂址年平均风速远高于云南省年平均风速，但项目概算利用小时数较保守（项目概算年等效满负荷小时数仅为2483小时，较云南省2018~2022年风电利用小时数均数低179小时）；2）我们测算云南省市场化交易电量2023年全年售方平均成交电价0.245元/千瓦时（同比+0.0225元/千瓦时），在云南省电量供需偏紧及政策力促省内新能源装机发展的背景下，预计公司风电市场化交易电价仍有上行空间；3）公司募投风电项目概算单位投资成本区间为6300~6800元/千瓦，伴随风机单位装机成本持续降低及融资成本下行，公司风电项目实际建造成本有望低于概算值（2023年11月风电市场单位投资成本约为4500~5200元/千瓦）。 催化剂：核准及在建新能源项目加速落地，投产项目财务表现较佳。 风险提示：用电需求不及预期，云南省上网电价不及预期，盐硝业务经营不及预期，资产收购进度及方案不及预期等。 1.核心结论：见微知著，从永宁项目看公司盈利潜力 维持目标价16.52元，维持“增持”评级。我们认为公司风电项目概算收益率偏保守，项目实际上网电价、利用小时、建造成本等关键参数均有望优于项目概算假设值，公司近期投产风电项目将带动公司业绩进入爆发增长期。 市场认为公司新投产风电项目概算收益率较低，难以拉动公司业绩高速增长；而我们认为：1）永宁风电场所在厂址年平均风速远高于云南省年平均风速，但项目概算利用小时数较保守（项目概算年等效满负荷小时数仅为2483小时，较云南省2018~2022年风电利用小时数均数低179小时）；2）我们测算云南省市场化交易电量2023年全年售方平均成交电价0.245元/千瓦时（同比+0.0225元/千瓦时），在云南省电量供需偏紧及政策力促省内新能源装机发展的背景下，预计公司风电市场化交易电价仍有上行空间 ；3） 公司募投风电项目概算单位投资成本区间为6300~6800元/千瓦，伴随风机单位装机成本持续降低及融资成本下行，公司风电项目实际建造成本有望低于概算值（2023年11月风电市场单位投资成本约为4500~5200元/千瓦）。 2.盈利预测与估值 2.1.盈利预测 公司主营业务包括盐类、新能源发电及天然气三大板块，其中未来发展的重心在发电业务。我们的关键假设如下：考虑到新能源发电投产开发进度，我们预计公司装机有望持续增长。我们假设公司2023~2025年风电控股装机分别为197/227/259万千瓦，对应增速为279%/15.2%/14.1%； 2023~2025年风电上网电量分别为28.4/54.7/62.7亿千瓦时，对应增速为218%/92.7%/14.6%； 假设公司2023~2025年光伏控股装机分别为34/144/254万千瓦，对应增速为0.0%/324%/76.4%；2023~2025年光伏上网电量分别为1.32/11.5/25.7亿千瓦时，对应增速为0.0%/773%/124%。 我们预计公司2023~2025年的营业收入为33.3/44.9/52.2亿元，对应增速为27.5%/35.0%/16.1%。预计公司2023~2025归母净利润为5.5/9.1/10.4亿元，对应增速为88.3%/66.3%/13.4%。EPS为0.60/0.99/1.12元，BPS为7.66/8.65/9.77元。 表1：云南能投收入成本预测 2.2.估值 2.2.1.相对估值法：PE估值法、PB估值法 公司为新能源发电公司，我们选取同样作为新能源发电公司的央企三峡能源、龙源电力，地方国企立新能源、浙江新能作为行业可比公司。可比公司2024年平均市盈率为19.9倍，以此作为比较对应估值为19.69元；可比公司2024年平均市净率为1.6倍，以此作为比较对应估值为13.90元。 表2：可比公司2024年平均PE为20倍 表3：可比公司2024年平均PB为1.6倍 2.2.2.绝对估值法：股利贴现法（DDM估值） 我们按照三阶段增长模型对未来云南能投的分红进行预期。把云南能投的分红增长在未来可以分为三个阶段： 1）我们预测2024~2025年为公司新能源装机高速增长阶段，需要的资本开支规模较高，假设该阶段公司分红比例为归母净利润的10%。 2）2026~2035年为过渡增长阶段，假设2026~2035年公司营业收入增速逐渐从2023~2025年年化复合增速（25.9%）逐年等比例下降至1.0%； 净利率受新能源项目上网电价及建设成本下行综合影响保持与2025年（20.9%）相同；过渡阶段公司资本开支压力减小，假设2026~2030年分红比例提升至30%，2031~2035年分红比例进一步提升至50%。 3）2035年后为永续增长阶段，我们假设此阶段分红比例维持50%不变，公司归母净利润同比增速维持在1.0%（主要考虑到云南省新能源电力装机有望随云南省用电量一同保持长期增长）。 表4：公司分红金额预测 DDM模型估算公司每股内在价值为18.36元。无风险利率取十年期国债收益率2.7%，市场预期收益率取7.0%（万得全A指数2013~2023年年化复合收益率），β系数假设为1.1，假设债务结构维持当前水平，税后债务成本为3.7%，永续增长率假设为1.0%，计算公司的股权成本Ke为7.4%。DDM结果显示，公司股权价值169亿元，公司每股内在价值为18.36元。 表5：公司每股内在价值敏感性分析（单位：元） 综合PE、PB和DDM三种方法，我们维持公司目标价16.52元，维持“增持”评级。 3.永宁风电厂资源禀赋优异，供需紧平衡下新能源市 场交易电价或仍有上行空间 永宁风电场75万千瓦风电机组全容量并网。截至2023年12月12日末，公司投资建设的永宁风电项目118台机组实现全容量并网，公司新能源控股装机容量达154万千瓦，较2022年末+196%。永宁风电项目从开工到首批机组具备投产条件仅用时3个月零28天，刷新国内高海拔复杂山地条件下大兆瓦风电建设纪录。 云南省新能源规划重点项目，单体容量最大在建风电项目。永宁风电项目（总装机75万千瓦）是云南省“8+3”新能源规划的重点项目，被列入云南省2022年、2023年“重中之重”项目清单，是云南省在建风电项目中一次性核准的单体容量最大项目，也是公司单体容量最大的在建项目。据云南省政府预计，永宁风电场项目全容量并网后年均纳税额约6000万元。 表6：公司前期募投风电项目投资概算关键参数 3.1.永宁风电场资源优异，项目概算利用小时数较保守 永宁风电场所在厂址风资源禀赋优异。据《云南省红河州永宁风电场建设项目环境影响报告表》，永宁风电场所在厂址 70m/80m 高度年平均风速为5.6~7.7米/秒，高于2022年云南省70米高度年平均风速4.5米/秒（永宁风电场所在厂址70米/80米高度风功率密度为152~390瓦/平方米，高于2022年云南省70米高度风功率密度123瓦/平方米）。 图1：2022年全国70米高度层年平均风速分布（单位：米/秒） 图2：2022年全国各省市及自治区70米高度层年平均风速及平均风功率密度 永宁风电场项目概算利用小时数较保守。我们认为永宁风电场项目概算利用小时数较为保守：1）永宁风电场项目概算假设年等效满负荷小时数为2483小时，较2018~2022年云南省年均风电利用小时数（2662小时）低179小时；2）公司永宁风电场项目概算年均上网电量18.6亿千瓦时，较此前2021年4月《云南省红河州永宁风电场750MW建设项目社会稳定风险调查公示》永宁风电场项目年上网电量预计值（20.4亿千瓦时）有所下降。 图3：云南省风电利用小时数高于全国均值 图4：公司永宁风电场上网电量概算值较为保守 3.2.云南电量供需趋紧，新能源市场交易电价或仍有上行空间 “十四五”云南省内电量供需存在缺口，供需趋紧下新能源市场化电价或仍有上行空间。我们此前已明确观点：“十四五”以来云南省电量供需持续趋紧（根据《关于印发云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划及配套文件的通知》预测，云南省2023~2025年存在85~280亿千瓦时电量缺额），在云南省政策力促省内新能源装机发展以满足电量平衡的背景下，公司风电项目市场化上网电价或仍有上行空间。（参考我们2023年7月发布的报告《竞争优势铸就高成长，盈利高增序曲初升》）。 图5：云南省新能源装机进入高速发展期 图6：云南全省可开发新能源资源数量247GW 图7：2017~2022年云南省装机容量同比增速连续6年慢于省内全社会用电量增速 存量风电项目电价连续上行，永宁风电落地电价有望高于前期概算值。 《关于印发云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划及配套文件的通知》提出云南省风电项目电量电价采用“保障+市场”电价机制，风电项目大部分电量电价执行燃煤发电上网基准电价。2020~2022年多家电力上市公司云南区域风电上网电价均持续上升，我们认为永宁风电实际落地综合电价或有望高于概算水平（项目概算含税上网电价0.2902元/千瓦时）。 表7：云南省风电项目电价政策 云南市场交易电价持续上行，新能源市场化交易电价或仍有上行空间。 我们测算云南省市场化交易电量2023年全年售方平均成交电价0.245元/千瓦时，同比+0.0225元/千瓦时。2023年前三季度公司新能源平均市场化交易电价为0.253元/千瓦时（不含可再生能源补贴），较同期云南省市场化交易平均成交电价高0.0118元/千瓦时，我们推测主要由于新能源项目在来水平枯期上网电量占比较高所致。我们预计在云南电量供需紧张且水风光电量存在季节性互补的背景下，云南省新能源市场化电价或有望持续上行。 图8：多家公司云南区域风电电价持续上涨 图9：云南省市场化电价延续上行趋势 4.风机成本降低叠加融资成本下行，项目总成本有望 节约 技术进步带动风机大型化，永宁项目单机容量提升。据《云南省红河州永宁风电场建设项目环境影响报告表》，永宁风电场原计划安装157台风电机组（74台单机容量4.2MW风电机组、82台单机容量5.3MW风电机组及1台单机容量4.6MW风电机组）。后续永宁风电场实际投产过程中将风电机组数量调整为118台，平均单机容量6.4MW。我们认为风机大型化不仅有助于提升项目风资源捕获能力，亦有利于降低单位装机成本。 风机单位成本持续下降，永宁项目建造成本有望低于概算值。永宁风电项目概算总投资金额47.3亿元，单位装机投资金额6306元/千瓦时。我们认为公司风电项目实际建造成本有望低于概算值：1）公司披露2023年11月风电场建造成本的市场水平约为4500~5200元/千瓦；2）根据金风科技数据，2023年风机价格再度大幅下降，2023年9月国内风机月度公开投标均价1553元/千瓦，较2022年12月降低14.4%。 图10：风机价格持续下降（单位：元/千瓦） 永宁项目建设期资本化利息费用存在节约空间。我们认为公司实际融资成本有望低于概算假设值，项目建设期利息费用存在节约空间：1）截至1H23末永宁风电场项目利息资本化累计金额为0.09亿元，远低于项目概算建设期利息总额（1.4亿元），且1H23项目利息资本化率为2.60%； 2）截至2023年11月中国5年期贷款市场报价利率（LPR）为4.2%，仍处于下行通道。 图11：5年期贷款市场报价利率持续下行 图12：5年期贷款市场报价利率持续下行 通泉及永宁风电场实际单位投资成本均或将显著