核心结论
维持“增持”评级，目标价16.32元。预计2024/2025/2026年EPS分别为1.09/1.26/1.58元。核心观点：云南省“绿电+先进制造业”模式下，枯平水期电力供需持续偏紧，未来风电消纳及电价有保障，公司风电资产盈利能力及盈利久期有望超预期。
市场观点与反驳
市场认为云南风电项目消纳及电价存在下行压力，盈利能力欠佳；但报告认为：
- 云南风资源禀赋优异：2019-2023年风电平均利用小时数全国第二，“十四五”增量项目资源禀赋优异，生态环保限制下开发速度将大幅放缓，存量资源稀缺属性凸显。
- 未来增量光伏对风电盈利扰动有限：风电度电成本显著低于光伏，具备成本端竞争优势；风电与光伏日度曲线错位竞争，新增光伏对存量风电盈利影响有限。
- 风电商业模式类似水电：经营杠杆高，理论利用小时数受自然条件制约，盈利主要由消纳及电价驱动，云南风电资产有望成为“下一个水电”。
- 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”，电量需求高速增长，枯平水期电力供需紧平衡，未来消纳及市场化电价无下行压力。
盈利预测与估值
盈利预测
- 2024-2026年风电装机分别为202/257/257万千瓦，增速33.0%/27.3%/0.0%；上网电量分别为47.6/60.5/68.6亿千瓦时，增速145%/27.1%/13.4%。
- 光伏装机分别为117/234/344万千瓦，增速1667%/101%/47.0%；上网电量分别为8.0/18.2/33.3亿千瓦时，增速833%/127%/82.8%。
- 2024-2026年营业收入41.2/47.2/54.6亿元，增速41.8%/14.7%/15.7%；归母净利润10.0/11.6/14.6亿元，增速107%/16.3%/25.1%；EPS 1.09/1.26/1.58元。
估值
- 相对估值：2024年平均市盈率17.0倍，对应估值18.51元；平均市净率1.3倍，对应估值11.13元。
- 绝对估值：股利贴现法（DDM）估算每股内在价值19.15元。
- 综合PE、PB和DDM，目标价16.32元，维持“增持”评级。
风电商业模式近似水电，云南存量资产资源属性凸显
云南风电资源禀赋优异，存量资源稀缺属性凸显
- 2019-2023年风电平均利用小时数2602小时，全国第二。
- “十三五”期间优质风电未充分开发，“十四五”新增项目资源禀赋优异。
- 生态环保限制下风电开发放缓，存量资源稀缺属性凸显。
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”
- 风电与水电商业模式相似：固定成本高，现金流良好；理论利用小时数受自然资源影响。
- 云南未来新增装机以光伏为主，风电度电成本优于光伏，增量光伏对风电盈利扰动有限。
- 月度层面风电与水电互补明显，日度层面风光错位竞争。
- 云南电力供需偏紧，风电资产有望成为“下一个水电”。
市场化电价仍有上行空间，缺电背景下消纳无忧
云南省电量供需紧平衡，枯水期电解铝产能受限
- 2024年火电利用小时数历史最高，电解铝产能受限。
云南发展“绿电+先进制造业”，电量需求有望延续高速增长
- 绿色铝/硅光伏/新能源电池产业增加值高速增长。
- 预计未来用电量需求维持快速增长，2024年电量缺口约270亿千瓦时。
云南政策明确存量风电市场化结算比例，鼓励新核准项目尽早投产
- 新建风电项目全电量参与市场化交易，补偿至省燃煤发电基准价。
- 2021-2023年新增合规风电项目月度上网电量补偿比例逐步下降。
风电枯平期电量占比较高，市场成交均价高于同期清洁能源整体交易电价
- 风电枯平期/丰水期利用小时占比均值分别为74.5%/25.5%。
- 2023年全年风电市场交易平均电价0.249元/千瓦时，较清洁能源市场成交均价+0.032元/千瓦时。
云南省枯平期电力供需更为紧张，市场化交易电价仍有望持续温和上涨
- 枯平期水电出力下降，工业用电需求平稳，电力供需紧张。
- 枯平期市场化交易电价已连续多年上涨，预计未来仍有望温和上涨。
云南电价南方电网最低水平，后续有望受益于区域电力市场融合发展
- 云南省代理购电价格处于南方电网最低水平。
- 南方区域电力现货市场持续推进，未来电价有望受益于区域电力市场融合发展。
绿电交易需求端扩容，环境溢价有望加速显现
- 云南省绿电交易规模显著扩大，电解铝行业绿色电力消费比例目标70%。
- 预计绿电交易规模快速扩容，环境溢价加速显现。
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。
