云南能投发展前景「中核新能源」

今天带来云南能投发展前景「中核新能源」，关于云南能投发展前景「中核新能源」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

（报告出品方/分析师：中国银河 陶贻功 严明 梁悠南）

一、云南省属能源投资平台，“盐 清洁能源”双主业发展

（一）新能源转型提供成长动力

云南能源投资股份有限公司前身为云南盐化股份有限公司。

2002年 7 月，在云南省盐业总公司基础上，由云南轻纺集团有限公司作为主发起人设立了云南盐化股份有限公司；

2003年云南省实施化工行业整合，云南盐化股份有限公司整体划入云天化集团；

2006年云南盐化股份有限公司于深交所上市；

2016年完成重大资产重组，重组完成后公司不再持有氯碱化工业务，并在原有盐业业务的基础上拓展天然气业务，形成了“盐 清洁能源”双主业发展的新格局；

2019年公司向大股东定增购买其旗下的风力发电公司，进入新能源发电领域。

云南省能源投资集团是公司控股股东，股权结构稳定。

截至2022年一季度末，云南省能源投资集团直接持有公司 31.63% 的股份，并通过子公司云南能投新能源投资开发有限公司间接持有 26.63%的股份，合计持股比例达到 58.27%，是公司的控股股东。

（二）营收利润稳步增长，现金流整体较为充裕

双主业协同发展，清洁能源业务有望实现高增长。

食品和化工业务分别是食盐和工业盐，清洁能源业务包括天然气和风电。

从2019-2021年公司营收构成来看，食品和化工业务营收相对稳定，天然气业务增长较快。

2021年食品、化工、天然气、风电业务分别占营收的 30.9%、22.3%、25.3%、18.1%。

根据公司规划，十四五期间重点加快清洁能源转型，计划在十四五末风电装机达到 259 万千瓦，光伏装机 254 万千瓦，新能源累计装机达到 513 万千瓦，是目前装机的 13.9 倍。

未来随着风电和光伏装机增加，预计清洁能源业务有望打开新成长空间。

营收和归母净利润稳中有升，2022年上半年利润实现高增长。

2021年公司实现营收 22.59 亿元（同比 13.49%），归母净利润 2.52 亿元（同比 8.71%），主要得益于化工业务毛利率同比增长 4.5 个百分点，利润贡献进一步增强。

2022年上半年公司归母净利润 1.68-1.85 亿元（同比 31.28%-44.57%），扣非后归母净利润 1.55-1.72 亿元（同比 26.23%-40.07%）。

上半年利润高增长主要得益于盐板块业绩大幅增长：

一是公司营销业务管控模式优化调整后，管理效率得到进一步提升，加之公司上半年开展“盐”之有礼-盛夏钜惠答谢活动，从而助推食盐销售实现量价齐升；二是公司紧抓市场机遇，高效组织产品生产及调运，工业盐销售实现量价齐升。

食品和天然气板块毛利率维持高位。

公司各业务板块之间毛利率差别较大，其中食品和风电板块毛利率维持高位。从 2019-2021 三年的盈利能力来看，食品板块毛利率在 73%-75%左右，风电板块毛利率在 60%左右。

化工和天然气板块毛利率低于食品和风电板块，且易受上游原料价格而波动。2021年公司总毛利达到 9.16亿元，其中食品板块毛利 5.10 亿元，占比 55.7%；风电板块毛利 2.42 亿元，占比 26.4%。

毛利率有提升空间，成本控制能力良好。

2021年公司毛利率 40.51%，同比减少3.54pct，主要是由于毛利率较低的天然气业务占比提升所致。2022年一季度公司毛利率46.49%，同比增加 3.47pct；净利率 21.44%，同比增加 3.63pct。

随着毛利率较高的风电、光伏业务占比提升，预计公司整体毛利率仍有一定提升空间。

从费用率来看，2017-2022Q1期间费用率整体呈下行趋势，2022年一季度公司期间费用率21.83%，同比减少 0.34pct，体现了较好的成本控制能力。

资产负债率处于低位，现金流整体较为充裕。

2017-2022Q1，公司资产负债率虽然有小幅提升，但和同业相比仍处于低位，2022Q1公司资产负债率仅为 42.38%，未来有较大的债务融资空间。

公司现金流整体较为充裕，2022Q1公司流动比率和速动比率分别为 1.76 和 1.70，现金流可以满足日常经营需求。

经营性现金流总体表现较好，收益质量近年来有所提升。

近 5 年公司经营性净现金流稳中有升，2019-2021年维持在 5-5.5 亿元左右。近 5 年来公司收益质量有所提升，经营性现金流量净额与归母净利润的比例持续上升，由2017年的 32%提升至2021年的 221%。充裕的经营性净现金流为公司发展新能源提供了资金支持。

二、双碳目标下新能源增量大，云南22-24年新增5000万千瓦

“十四五”能源规划发布，积极推动能源结构转型。

2022年3月，国家发改委与国家能源局联合印发了《“十四五”现代能源体系规划》，阐明了我国能源发展方针、主要目标和任务举措，对“十四五”时期我国构建现代能源体系、推动能源高质量发展等工作进行规划和部署。

针对电力行业，在总装机量、非化石能源发电比重、人均年生活用电量、煤电机组灵活性改造等多个方面均发布了定量目标。

终端用能电气化水平持续提高。

2020年以来，我国不断强化经济社会绿色转型的顶层设计，为电气化发展营造了良好的政策环境，中国电气化发展进入以绿色低碳电力供应为牵引、以终端能源消费电气化为主线、以技术创新和体制改革为驱动的新阶段。

从消费侧看，终端能源消费电气化水平稳步提升。根据规划，到2025年，全国电能占终端用能比重要达到30%左右，我国未来用能端电气化转型潜力巨大。

电源发展动力由传统煤电向清洁能源转变。

截至2021年末，全国发电装机容量 23.8 亿千瓦，同比增长 7.9%。其中，非化石能源装机容量 11.2 亿千瓦，同比增长 13.4%，占总装机容量的 47%，同比提高 2.3 个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。

根据《“十四五”现代能源体系规划》，到2025年，我国发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，其中明确常规水电装机量达到 3.8 亿千瓦，抽水蓄能装机量达到 6200 万千瓦，核电装机量达到 7000 万千瓦。

根据以上数据测算，预计2025年风电和光伏合计装机量达 11 亿千瓦左右，非化石能源发电装机容量将超过总装机容量的 50%。在“双碳”目标催化下，电源发展动力由传统煤电向新能源转变。

新能源利用小时数仍有提升空间。

2021年，全国发电设备利用小时 3817 小时，同比提高 60 小时。其中，水电设备利用小时 3622小时、核电 7802 小时、并网风电2232小时、并网太阳能发电 1281 小时、火电 4448 小时。预计“十四五”期间水电、核电利用小时数保持稳定，风电和光伏利用小时数较2021年或有下降。

风电方面，由于2021年来风情况较好，风电利用小时数较高，后续年份未必能够延续2021 年的来风情况，但随着高利用小时数的海上风电装机规模增长，预计2025年并网风电利用小时数在2200小时左右；

光伏方面，随着分布式光伏发电装机规模的增加，整体光伏发电平均利用小时数可能会小有波动，预计2025年并网光伏发电利用小时数为 1300 小时左右。

各地积极鼓励增加可再生能源建设和消费。

2021年 9 月，国家发改委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，其中明确提到，对于达到该地区激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低线以上的消纳量即不计入该地区年度与五年规划当期能源消费总量考核。

而 21 年 12 月召开的中央经济工作会议则提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”。

对于地方政府和工业企业而言，新建可再生能源项目、增加可再生能源消纳都不会占用区域的能耗指标，对新能源的接受程度也会大大提高。

政策保障下，新能源利用效率维持高位。

我国出台多项政策保障可再生能源并网消纳，国家能源局印发的文件中指出，要建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。

2021年，全国并网风电利用小时数为 2232 小时，同比提高 154 小时，弃风率 3.1%；光伏发电利用小时数为 1281 小时，与上年总体持平，弃光率为 2.0%。

在政策保障下，我国新能源发电利用效率维持高位。

可再生能源 LCOE 持续下降，新能源发电经济性显著提升。根据 IRENA 发布的数据，2020 年中国光伏发电 LCOE 为 0.044 美元/千瓦时，比全球光伏发电 LOCE 低 0.013 美元/千瓦时，较2010年下降 85.6%；2020年中国陆上风电 LCOE 为 0.033 美元/千瓦时，比全球陆上风电 LOCE 低 0.006 美元/千瓦时，较2010年下降54.8%。

随着未来风电规模的增加，技术的更新迭代，我国新能源发电 LCOE 成本将更具优势，逐渐成为电力供应的主力。

随着成本下降，新能源发电逐步实现平价上网。

2021年 6 月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，其中提到从2021年起对新备案的集中式光伏、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。

因此存量补贴风电及光伏项目在2021年完成并网后，2022年我国新能源将正式全面迈入平价时代。

绿电交易赋予绿色电力环境价值。

2021年 9 月，国家发改委、国家能源局共同推动在北京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独立的绿电品种。

从广东、江苏公布的2022年电力市场年度交易结果来看，绿电交易价格全面高于当地煤电基准价，广东省绿电交易价格高于火电。通过市场价格信号，体现了绿色电力除电能价值以外的环境价值。

随着政策支持和碳排放管控限制等因素，绿电交易规模有望持续扩大，有利于新能源运营商增厚收益。

碳排放管控支撑绿电溢价。

2021年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正式启动立法进程。

2023年至2025年为过渡期，CBAM 将配合欧盟排放交易体系政策于2026年起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。

CBAM 的实施方式为欧盟各成员国主管部门向各国高排放商品的进口商按需出售 CBAM 凭证，这将会增加我国企业的出口成本，削弱在欧洲市场的竞争力。因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增长，绿电溢价将得到支撑。

根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排 700-800g 二氧化碳，我们测算，当碳价在 50 元/吨的时候，企业能够接受的绿电溢价大概在 0.035-0.04 元/度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电的需求和溢价的接受度也就越高。

云南省新能源禀赋好，风光利用小时数高于全国平均。

根据国家能源局统计数据，2019-2021年云南省风电年平均利用小时数约为 2754 小时,排名全国第一；2019年、2020年、2021年 1-11 月云南省太阳能利用小时数分别为 1350 小时、1332 小时、1247 小时，与全国同期平均水平相比高出 50-70 小时左右。云南省现有的新能源项目利用小时数在全国位于前列，体现出云南省优异的风光资源禀赋。

云南省十四五新能源建设以光伏为主，2022-2024年每年开工2000万千瓦。

根据2022年 4 月《云南省“十四五”规划新能源项目清单》，云南省2021年风光项目1858.9 万千瓦，其中风电项目 892.6 万千瓦，光伏 966.3 万千瓦；2022年光伏2101.5万千瓦；2023年光伏 1792 万千瓦；2024年光伏 1557 万千瓦。

2021年-2024年风光项目共计 7308.9 万千瓦。

建设进度方面，规划2022-2024年每年开工 2000 万千瓦，2022年新增投产 1100 万千瓦，2022-2024 年新增投产 5000 万千瓦。同时提前修订电网建设规划，加快新能源配套接网工程前期工作和 建设，确保未来三年新增 5000 万千瓦新能源项目全额消纳。

云南省水电资源充沛，水光互补提高新能源利用率。

根据2022年 3 月云南省政府《关于加快光伏发电发展的若干政策措施》，其中指出充分发挥大型水电与光伏互补调节作用，重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”等 6 个多能互补基地，争取 3 年时间全面开工并基本建成。

三、新能源项目储备丰富，装机有望实现高增长

（一）2025 年末规划装机 513 万千瓦，是目前装机 14 倍

占据优质区位资源，在建及拟建项目利用小时数高。

公司旗下 4 家风电公司所属风电项目风能资源较好，虽然每年来风情况有所波动，但 2019-2021年公司风电项目平均利用小时数均超过云南省平均和全国平均水平。

2021年4家风电公司利用小时数2694小时，其中大海梁子风电项目、大中山风电项目2021 年利用小时数分别为3754小时和3440小时，名列云南省风电项目前茅。

对于3个定增风电项目，通泉项目、金钟一期项目和永宁项目的利用小时分别为2751小时、2522小时、2483小时，来风较好的年份有望超过3000小时。

公司拥有丰富的新能源项目储备，在建及拟建新能源项目总计180万千瓦。

目前公司投运的 7 个风电站总装机 37 万千瓦，均是由2019年向大股东定增获得；在新增风电项目方面，在 2020 年云南省“8 3”风光项目中，公司获得了通泉、金钟、永宁三个风电项目，总装机为 157 万千瓦，其中金钟风电项目有 12 万千瓦的审批手续相对滞后，公司作为二期项目后续开发，其余 145 万千瓦作为2022年非公开发行的募投项目。

在2021年云南省新能源项目中，公司获得了涧水塘梁子风电场项目，装机 5 万千瓦；在新增光伏项目方面，公司获得了新平和华宁共 18 万千瓦的光伏项目。

公司规划 2025 年末新能源装机 513 万千瓦，是目前装机的 14 倍左右。

根据公司十四五战略规划，绿色能源板块是十四五战略核心和规划重点。计划在2025年末，公司新能源装机达到 513 万千瓦（其中风电 259 万千瓦，光伏 254 万千瓦），资产规模达到 333 亿元，营业收入达到 32 亿元，利润总额达到 7.5 亿元。

截至2021年末，公司累计投运装机仅为 37 万千瓦，预计 2025 年末累计装机为目前的 13.9 倍，2022-2025年年均复合增速达到 93%。

债务融资空间大，利率较同期 LPR 有所下浮。

公司新建项目一般资本金占比 20%左右，其余资金通过贷款或债券等方式解决。

截至2022年一季度末，公司资产负债率为 42.38%，在新能源运营商中处于较低水平，有利于公司后续通过贷款或债券等方式补充资金。

此外公司为省属能源平台，享有低融资利率，一般较同期 LPR 有所下浮，目前已低于 4%。对于重资产新能源发电业务而言，低融资利率不仅可以降低公司成本端支出，还可以有效地提升新能源项目回报、扩大市场份额。

计划通过定增募资 18.66 亿元，补充 3 个风电场建设资金。

2022年 7 月，公司发布《非公开发行 A 股股票预案(第二次修订稿)》，计划募集资金 18.66 亿元，用于 3 个风电场项目，总装机 145 万千瓦。其中通泉风电场已于2022年 3 月开工，2022年 7 月首台 6.25 兆瓦机组吊装完成。

根据项目可行性研究报告，3 个项目的资本金财务内部收益率都在 8%以上，预期能够产生较好的经济效益。

本次非公开发行的募集资金到位后，公司的总资产和净资产规模将相应增加，资本结构进一步优化，抗风险能力增强，为公司业务的长期稳定发展提供有力保障。根据 7 月 29 日公司公告，本次非公开发行股票的申请已获得证监会核准。

定增项目享受“保障 市场”阶梯电价机制，有望受益于云南省市场化电价上行。

3 个定增风电项目均为云南省“8 3”项目，电价机制具有弹性。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》，“8 3”项目采用“保障 市场”阶梯电价机制。

项目运行前 10 年，枯平期发电量中，2000 小时保障性收购电量执行燃煤标杆电价；汛期发电量中，500 小时电量执行2020年云南省电力市场化交易中集中交易撮合下限价格；枯平期、汛期超发电量上网电价在市场化配置资源中竞争形成。

近年来高耗能行业带动云南省内用电需求，云南省市场化电价价格持续上行，其中2022年1-7月每个月市场电价同比增加 1.5-3 分左右。

能投集团大力支持上市公司发展，通过代为培育协议加快风光产业布局。

云南省能源投资集团是云南省打造“绿色能源牌”的主力军，十四五期间抢抓双碳战略机遇，加大绿色能源产业布局。能投集团积极支持上市公司业务发展，使其成为云南省属企业清洁能源项目的最终承接上市平台。

公司已与能投集团以及绿色能源集团（能投集团全资子公司）签订了《代为培育框架协议》，借助代为培育方式，公司能够充分发挥能投集团及其下属企业的品牌、资源、财务等既有优势，通过协同配合快速锁定优质项目资源，加快风光等绿色能源产业布局。

（二）传统主业优势稳固，十四五期间稳健增长

公司拥有云南省优质盐矿资源，产能利用率高。

公司在省内 4 个食盐定点生产企业昆明盐矿、普洱制盐分公司、一平浪盐矿、乔后盐矿全部为公司全资子公司云南省盐业有限公司所拥有，其中昆明盐矿和普洱制盐分公司盐矿品质优良、矿床厚、矿层含盐率高、盐层品位高，具备优质资源的内在和外部条件，具有较好的产业开发价值。

根据公司年报披露，4 个盐矿设计产能总共 180 万吨，2021年实际产能达到 171.95 万吨，产能利用率达到 95.5%。

依托云南省资源环境优势，打造品牌竞争力。

全资子公司云南省盐业有限公司是云南省内最大的盐业企业，同时也是国家授权云南省唯一的食盐定点生产企业和云南省政府授权唯一经营合格碘盐的企业。

多年来，依托云南省独有的资源环境优势，盐业公司打造了多款纯天然、无污染、绿色健康的食盐、日化盐系列产品。

公司旗下现有“白象”系列食盐产品和“艾肤妮”系列日化盐产品，“白象”、“艾肤妮”连续多年被评为“云南省著名商标”、“云南名牌产品”，近年来品牌影响力持续提升。

天然气业务多点发力，售气量不断增加。

天然气业务由全资子公司云南能投天然气产业发展有限公司，作为整合和投资燃气资源的主体。天然气公司自成立以来，在天然气支线管网、城市天然气管网、车用天然气项目、天然气发电及分布式能源等领域全面开展了项目开发和产业布局。

2021年，公司天然气板块积极围绕支线管道拓展强化气量支撑，锁定大工业用户，大力拓展终端燃气市场，不断扩大市场增量用户，统筹协调管道气、LNG/CNG 业务的共同发展， 推动业务规模大幅增长，全年天然气售气量同比增加 70%，入户安装量同比增加 80%，实现营业总收入同比增加 65%。

天然气支线管网持续扩张，现有管道长度稳居省内第一。

根据公司2021年年报披露，已建成通气及具备通气条件支线管道合计 727km，稳居省内第一。

在建及拟建工程方面，天然气公司已有昭通支线、玉溪—普洱支线、陆良支线等天然气支线管网建设项目，以及玉溪市应急气源储备中心工程项目，上述项目获得了云南省发改委或各地市发改委的同意，并开展了相关项目的前期工作；怒江支线、迪庆支线、大理支线等天然气支线管网项目正申请开展前期工作。

截至2022年 3 月，已经获得发改委的核准批复的项目详见下表。

城市管道燃气获得多项特许经营权。

目前天然气公司已在富民、昭通、宣威、普洱、西双版纳、玉溪等区域获得了燃气业务的特许经营权，其中在部分区域开展了城市管道燃气项目的收购工作，以实现在部分地区的迅速布局。截至2022年 3 月，已经获得燃气特许经营权的公司详见下表。

总体看，公司天然气业务获得了云南省政府的大力支持，公司获得了较多的省内天然气支线管网、城市燃气管网以及加气站等天然气综合利用项目资源，公司逐步实现天然气上、中、 下游的有序布局；随着未来云南天然气支线管网的建设及缅甸天然气供应量的增加，公司天然气业务将迎来良好的发展机遇。

四、盈利预测及估值

公司新能源装机项目储备丰富，在建及拟建新能源项目总计 180 万千瓦（风电 162 万千瓦光伏 18 万千瓦）。

根据公司在手项目及十四五规划，我们预计2023-2024年风电新增装机分别为 75 万千瓦和 120万千瓦，2022-2024年末风电累计装机分别为 37 万千瓦、112 万千瓦、232 万千瓦；

预计2022-2024年光伏新增装机分别为 10 万千瓦、50 万千瓦、100 万千瓦，2022-2024年末光伏累计装机分别为 10 万千瓦、60 万千瓦、160 万千瓦；

云南省风光禀赋异，预计风电和光伏利用小时数分别为 3000 小时和 1300 小时；

新建项目均为平价项目，预计平均上网电价（含税）为 0.33 元；预计新建风电和光伏项目的毛利率分别为 60%、55%。

盐业和天然气业务方面，预计十四五期间将保持稳健增长。

预计食品行业 2022-2024 年营收复合增速为5%，毛利率为74%；预计化工行业2022-2024 年营收复合增速分别为 10%、5%、5%，毛利率为13%；预计天然气行业2022-2024年营收复合增速分别为20%、10%、10%，毛利率分别为13%、14%、15%。

基于以上假设，我们预计公司 2022、2023、2024 年归母净利分别为 3.74 亿、4.48 亿、7.35 亿，EPS 为 0.40 元、0.47 元、0.78 元（考虑增发摊薄股本），当前股价对应 PE 为 30.2x、25.3x、15.4x。

五、风险提示

上网电价下调；新能源开发进度不及预期；存量补贴回收不及预期；天然气上游价格大幅上涨的风险。

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