云南能投深度研究报告：资源供给瓶颈将至，彩云之南风电飞扬

维持“增持”评级：维持2024/2025/2026年EPS至1.09/1.26/1.58元。 维持目标价16.32元，维持“增持”评级。 风电资产盈利有望超预期，稀缺资源属性凸显下资产价值有待重估。市场认为云南风电项目消纳及电价均存在较大下行压力，公司风电资产盈利能力欠佳；我们认为云南省“绿电+先进制造业”发展模式下枯平水期（对应大风季）电力供需将持续偏紧，且在后续增量新能源装机主要为光伏的情况下风电未来消纳及电价均有保障，公司风电资产盈利能力及盈利久期均有望超出市场预期。 与众不同的信息与逻辑：1）云南风资源禀赋优异：2019-2023年云南省风电平均利用小时数在全国各省市排名第2位，“十四五”增量风电项目资源禀赋优异，后续风电开发在生态环保限制下速度或将大幅放缓（习近平总书记考察云南时要求“云南努力在建设我国生态文明建设排头兵上不断取得新进展”），存量资源稀缺属性凸显； 2）未来增量光伏对风电盈利扰动有限：云南省未来新增装机主力军为光伏，我们测算风电度电成本显著低于光伏，具备成本端竞争优势；由于风电在各电源成本曲线中位于光伏的左侧、且日度曲线层面风光发电错位竞争，我们认为未来新增光伏装机对存量风电资产盈利能力产生的实质性影响相对有限；3）风电商业模式类似水电：我们认为风电商业模式与水电高度相似，水电/风电电站均具备经营杠杆较高的特征，且理论利用小时数受自然条件制约相对确定，投产后的盈利情况变化主要由消纳（弃水/弃风）及电价驱动，而两者实为区域电力供需形势的表观反映；4）云南风电资产有望成为“下一个水电”：云南省大力发展“绿电+先进制造业”，我们预计电量需求有望延续高速增长，当前枯平水期电力供需紧平衡态势短期难以大幅缓解，云南省风电资产后续消纳及市场化电价均无下行压力，有望成为盈利良好且稳定性较高的“下一个水电”。 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等。 1.核心结论：资源供给瓶颈将至，彩云之南风电飞扬 维持目标价16.32元，维持“增持”评级。我们认为云南省“绿电+先进制造业”发展模式下枯平水期（对应大风季）电力供需将持续偏紧，且在后续增量新能源装机主要为光伏的情况下风电未来消纳及电价均有保障，公司风电资产盈利能力及盈利久期均有望超出市场预期。 市场认为云南风电项目消纳及电价均存在较大下行压力，公司风电资产盈利能力欠佳；而我们认为：1）云南风资源禀赋优异：2019~2023年云南省风电平均利用小时数在全国各省市排名第2位，“十四五”增量风电项目资源禀赋优异，后续风电开发在生态环保限制下速度或将大幅放缓（习近平总书记考察云南时要求“云南努力在建设我国生态文明建设排头兵上不断取得新进展”），存量资源稀缺属性凸显；2）未来增量光伏对风电盈利扰动有限：云南省未来新增装机主力军为光伏，我们测算风电度电成本显著低于光伏，具备成本端竞争优势；由于风电在各电源成本曲线中位于光伏的左侧、且日度曲线层面风光发电错位竞争，我们认为未来新增光伏装机对存量风电资产盈利能力产生的实质性影响相对有限；3）风电商业模式类似水电：我们认为风电商业模式与水电高度相似，水电/风电电站均具备经营杠杆较高的特征，且理论利用小时数受自然条件制约相对确定，投产后的盈利情况变化主要由消纳（弃水/弃风）及电价驱动，而两者实为区域电力供需形势的表观反映； 4）云南风电资产有望成为“下一个水电”：云南省大力发展“绿电+先进制造业”，我们预计电量需求有望延续高速增长，当前枯平水期电力供需紧平衡态势短期难以大幅缓解，云南省风电资产后续消纳及市场化电价均无下行压力，有望成为盈利良好且稳定性较高的“下一个水电”。 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2024~2026年风电控股装机分别为202/257/257万千瓦，对应增速为33.0%/27.3%/0.0%；2024~2026年风电上网电量分别为47.6/60.5/68.6亿千瓦时，对应增速为145%/27.1%/13.4%； 假设公司2024~2026年光伏控股装机分别为117/234/344万千瓦，对应增速为1667%/101%/47.0%；2024~2026年光伏上网电量分别为8.0/18.2/33.3亿千瓦时，对应增速为833%/127%/82.8%。 我们预计公司2024~2026年的营业收入为41.2/47.2/54.6亿元，对应增速为41.8%/14.7%/15.7%。预计公司2024~2026归母净利润为10.0/11.6/14.6亿元，对应增速为107%/16.3%/25.1%。EPS为1.09/1.26/1.58元 ，BPS为8.25/9.13/10.24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 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17.0倍，以此作为比较对应估值为18.51元；可比公司2024年平均市净率为1.3倍，以此作为比较对应估值为11.13元。 表2：可比公司2024年平均PE为17倍 表3：可比公司2024年平均PB为1.3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2024~2026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30%。 2）2027~2033年为过渡增长阶段，假设2027~2033年公司营业收入增速逐渐从2025年同比增速（15.7%）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2024~2026年平均值（26.5%）相同；过渡阶段公司资本开支压力减小，假设2027~2033年分红比例提升至50%。 3）2033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）。 DDM模型估算公司每股内在价值为19.15元。无风险利率取十年期中债国债到期收益率2.3%（2024年1月1日~2024年9月10日收益率均值），市场预期收益率取6.8%（万得全A指数2013~2023年年化复合收益率），β系数假设为0.91（取万得全A指数作为标的指数，计算周期为周度，时间范围取2013~2023年数据，通过万得Beta计算器计算得出调整Beta为0.91），假设债务结构维持当前水平，税后债务成本为3.0%，计算公司的股权成本Ke为6.36%。DDM结果显示，公司股权价值176亿元，公司每股内在价值为19.15元。 综合PE、PB和DDM三种方法，我们维持公司目标价16.32元，维持“增持”评级。 表4：公司分红金额预测 表5：公司每股内在价值敏感性分析（单位：元） 3.风电商业模式近似水电，云南存量资产资源属性凸显 3.1.云南风电资源禀赋优异，存量资源稀缺属性凸显 云南省风资源禀赋优异，优质风电厂址数量众多。陆地风能资源整体而言随海拔升高而增强，云南省地位低纬度高原地区，全省平均2000米左右，云南省整体风资源远高于全国平均水平。此外云南省地形起伏较大，迎风坡、鞍形狭管地带等优质风电厂址数量众多。2019-2023年云南省风电平均利用小时数2602小时，较同期全国风电利用小时均值高435小时；在各省市排名第2位，仅次于海风占比较高的福建省。 图1：2023年云贵高原山脊地区等地70米高度年平均风功率密度超过300瓦/平方米 图2：2023年云贵高原山脊地区100米高度年平均风功率密度亦相对较高 图3：云南省风电利用小时数远超全国平均水平 “十三五”云南优质风电尚未充分开发，“十四五”新核准风电项目资源禀赋优异。云南省“十三五”期间电力供需偏宽松，2017年后风电开发进入长期停滞期（2017~2022年风电累计新增装机175万千瓦，CAGR +3.6%），诸多优质风电厂址并未充分开发。“十四五”以来随着云南电力供需趋紧，风电项目核准恢复，我们统计2020~2024年云南省合计新增风电规划装机约11.6 GW，其中公司获取风电项目资源约2.2 GW，占比约18.9%。 图4：云南省“十三五”期间电力供需偏宽松 图5：2017~2022年云南风电累计装机占比持续下降 图6：2017~2022年云南新增风电开发进入停滞期 公司“十四五”发力风电建设，新核准风电项目资源禀赋优异。公司“十四五”以来积极投身云南风电项目开发，2023年公司新增风电发电量10.8亿千瓦时，占同期云南省新增风电发电量的16.7%。此外“十四五”新增核准项目风资源较优质，以公司下属永宁风电场为例：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。 图7：2023年公司增量风电发电量占云南省风电发电量比例为16.7% 生态环保限制下风电开发放缓，存量资源稀缺属性凸显。习近平总书记考察云南时要求“云南努力在建设我国生态文明建设排头兵上不断取得新进展”，云南省始终坚持生态优先、绿色发展。我们预计在生态环境保护压力下，云南省后续风电新增核准项目数量有限。2024年4月云南省发改委、能源局发布《关于印发云南省2024年第一批新能源项目开发建设方案的通知》，其中10.2GW建设方案项目中风电装机仅0.1GW。我们认为在云南省电力供需紧平衡叠加风电开发趋缓背景下，存量风电项目稀缺资源属性凸显。 表6：“十四五”以来公司获取风电项目资源约2.2 GW 表7：2024年第一批新能源项目中风电装机仅0.1 GW 3.2.风电商业模式近似水电，供需偏紧背景下有望成为“下一个水电” 平价风电商业模式实际上与水电高度相似：1）固定成本占比较高，项目投产后现金流良好：电站投产后营业成本基本由折旧成本及财务费用构成，可变成本占比较低，电站经营性现金流明显高于净利润（无补贴项目现金流不受应收账款拖累）；2）理论利用小时数受资源禀赋影响：年度风/水资源有所波动，但均呈多年均值回归特征，不考虑消纳情况下常年利用小时数受自然资源影响。 图8：水电/风电代表公司折旧成本占比较高 图9：水电/风电利用小时数具备多年均值回归特征 云南省未来新增装机主力军为光伏。乌东德及白鹤滩水电站全部投产后云南省内大水电项目建设和投产数量有限，水电开发后继乏力。云南省省内煤炭有效供给能力不足（2021年原煤消费量存在1201万吨缺口）、省外煤炭（山地陆运）运费昂贵情况下火电企业亏损较为严重，经济性较弱（据华电云南发电公司公众号，华电云南发电公司1H24火电减亏进度不及预期，形势异常严峻）。在风电受环保条件制约边际放缓的背景下，后续云南省新增装机将主要以光伏为主。 图10：云南省水电开发后继乏力 图11：煤炭消费存在缺口且外省陆运成本较高 云南风电度电成本优于光伏，增量光伏对风电盈利扰动有限。假设云南省风电/光伏建设成本为4500/3200元/千瓦、风电/光伏利用小时数2500/1300小时的条件下，我们测算风电/光伏度电成本为0.160/0.214元/千瓦时，风电度电成本显著低于光伏。我们认为从资源品视角来看，由于风电在各电源成本曲线中位于光伏的左侧、风电相对光伏具备成本端竞争优势，未来新增光伏装机投产对存量风电资产（逻辑类似于水电）盈利能力产生的实质性影响较弱。 表8：我们测算风电度电成本显著低于光伏 月度层面风电与水