2024年云南能投研究报告：云南供需偏紧，风电资产占优

1、新能源入市背景下，为何看好云南风电资产？

现货市场交易结果表明地区供需、资产类型为出清电价的重要因子。以燃煤基准价为 比较对象，22 年现货交易结果显示风光普遍折价、火电普遍溢价；23 年现货交易结 果显示供需紧张带来综合电价涨近 123%的蒙西市场上，风光“搭便车”使均价扭转 为溢价，且同一市场竞争下风电价格总体好于光伏。

1.1 本地高耗能用电需求旺盛，区域供需紧张

云南供给端：新增电源以光伏为主，水电投运将进入空窗期。由于云南以水电为主体 电源，火电利用小时数常年较低，加之省内高耗能项目众多（尤其是间接排放为主的 电解铝），较低的电网排放因子是前期吸引投资的重要因素，新增火电核准和投资意 愿均有限。24~25 年澜沧江托巴水电站（4*35 万千瓦）陆续投运后省内暂无新建大型 水电站。由此，光伏项目快速上马，而光伏出力可靠性较差、有效容量打折。

云南本地需求旺盛：高耗能产业大量引入，来水季节性波动不利于电解铝连续生产， 叠加未来新产能释放，用电需求压力较大。 19 年起云南省通过产能置换，大量引入电解铝产能，建成产能翻倍扩张，开工率出 现季节性波动，枯期执行有序用电。 电解铝产能未来将继续提升 34.6%。截至 23 年末云南电解铝建成产能共 610 万吨/年， 根据云南省政府官网发布的相关文章提到分布在文山、红河等地的水电铝加工一体化 重点产业园区项目全部建成后，全省建成产能将达 800 多万吨（产能提升 34.6%）。

电解铝实现稳定高开工率+新增产能释放，将拉动云南电量增长 9%~18%。结合中电联 用电数据及统计局披露的原铝（电解铝）产量，测算得 23 年电解铝生产的单吨耗电 量约 13822 KWh/吨。在 75%/100%的开工率假设下，基于 23 年云南用电数据，将分别 拉动电量增长 9%/18.3%（意味着开工率提升 25%的单项电量贡献也在 9%左右）。

云南供需格局优秀，体现为市场电价顶格上行、新能源电价机制明确新老划断。  市场交易端反映：市场电价顶格上行。 根据 1M23 云南省发改委发布的《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，要 求试行期内水电和新能源全年分月电量电价加权平均电价在前 3 年年度市场均价上 下浮动10%区间内形成。参考20~22年云南清洁能源直接交易均价0.184/0.198/0.219 元/KWh，假设顶格上浮、对应23~25年交易均价将分别达0.223/0.238/0.251元/KWh。 经加权计算，23 年实际均价为 0.222 元/KWh，实际上浮比例 9.3%。 根据昆明电力交易中心发布的云南电力交易月报数据，逐月比较来看，由水电/新能 源参与的清洁能源交易市场上，枯/平/丰均实现了近 10%的顶格上浮，反映供需关系 较为紧张。

政策端反映：新能源电价机制前后衔接度较好、且体现“新老划断”思路。目前来看， 云南新能源电价机制几次修订尚未出现“废旧立新”的情况，政府信用仍较高。 9M20《关于在适宜地区适度开发利用新能源工作指导意见》中对 2023 年省内可能面 临的电力供应短缺问题有准确预判，加之当时风光装机成本仍较高，因此直到 7M23 前全容量并网的机组均享受高比例以煤电基准价结算的电量。（我们以 23 年云南风电 利用小时数测算，枯平期未超发、汛期超发 74 小时，全年市场化交易电价结算占比 不足 5%）。 4M23《关于云南省光伏发电上网电价政策有关事项的通知》率先提高光伏市场化交易 电价结算占比。9M20 政策表述中光伏全电量燃煤基准价出清，而 23 年以来光伏成本 已大幅下降，因此对 8M23 以后新增机组实质上调低了综合电价。 12M23《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》继续调整 24 年新增机 组的价格机制。

1.2 风电日内/年内出力负荷均与需求适配

风电较少出现谷段集中出力、价格踩踏问题。日内结合案例来看，（1）发电侧：风电 日内出力高点出现在冷热气温变化的早/晚两个时段，光伏出力集中在午间，两者出 力曲线相反。（2）用电侧：商业园区工作日最高负荷出现在下午 3 点，周末最高负荷 出现在晚 8 点。从该案例挂牌交易签订情况看，工作日午间光伏出力负荷远高于用电负荷、易出现价格踩踏；周末晚间风电出力负荷与用电负荷呈现紧平衡，价格预计有 支撑。

云南大风季与“枯期”匹配。拉长至全年尺度看，风电出力高点集中在冬春两季，枯 /平/丰利用小时数占比分别为 61%/15%/24%。而云南以“水”为边际定价机组的电源 结构特点使得枯水季价格接近于丰水季翻倍。根据最新上网电价机制，新能源实现全 电量市场化交易，24 年全容量并网的风电将有 50%~55%电量以清洁能源直接交易电价 结算，枯季价格有支撑至关重要。

云南有严格的生态红线要求，理性开发下，风电资源稀缺性会长期体现。根据 4M22 发布的《云南省“十四五”规划新能源项目清单》，21~24 年新能源总规划量 7308.9 万千瓦，其中风电建设项目 892.6 万千瓦均为 21 年项目，风电占比仅 12%。从后续 各批次项目清单看，22~24 年风电新增规划 345.4 万千瓦、光伏实际规划 6492 万千 瓦（超原“十四五”规划量）。云南以山地为主、存在较多生态红线，风电开发难度 大、前期工作投入多，因此总体增量有限。长期看，有限开发空间的劣势或将转换为 存量机组保持稳定收益率的优势。

2、体内开发+集团注入，双路径发展新能源

多轮整合下，公司形成当前新能源+盐+天然气三大业务板块格局。  2002 年，公司前身云南盐化股份有限公司（云南盐化）成立。2003 年，在云南省化 工行业整合中，云南盐化被划入云天化集团。公司在 2006 年于深交所上市，原主业 为食盐生产和销售，包括食盐、工业盐、芒硝和日化盐产品。 2010 年，云南盐化更名为云南能源投资股份有限公司（云南能投），标志着公司业务 的扩展和转型。2016 年，公司完成重大资产重组，剥离了氯碱化工业务，并引入云 南能源投资集团成为控股股东，从而获得了云南省天然气管道项目及城市燃气的特许 经营权，同时扩充天然气和燃料油销售业务，形成了“盐+清洁能源”的双主业发展 新格局。  2019 年，云南能投正式进军新能源发电领域，通过向大股东定增购买其旗下风力发 电公司的股权，包括马龙公司、大姚公司、会泽公司 100%股权和泸西公司 70%股权， 获得带国家补贴的风电装机 37 万千瓦，作为公司进军新能源开发的基本盘。由此开 始，新能源开发成为公司发展的核心方向。

2.1 项目密集投运+并入，驱动业绩高增

前期获核准的体内开发风电项目 23 年起投运，收购石新光伏资产。23 年末公司风光 总装机容量达 158.1 万千瓦，较 22 年末增长 204%。 抓住云南新能源开发机遇： （1）9M20《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》发布，在曲 靖、红河、文山区域规划风电装机 800 万千瓦，在昆明、昭通、楚雄区域规划光伏装机 300 万千瓦，简称“8+3”新能源规划。其中，公司获得通泉风电场、永宁风电场、金钟 风电场（含一、二期）项目（规划共 152 万千瓦,其中金钟一期 5 万千瓦因无几位点可用 故实际未建）。 （2）9M21《“保供给促投资”新能源项目实施方案和计划的通知》组织实施 445 万千瓦新 能源项目，简称“445”新能源规划。其中，公司获得涧水塘梁子风电项目（5 万千瓦）。 （3）12M23 云南省 23 年第二批新能源项目开发建设方案发布。纳入实施的项目共 114 个， 装机 1039.5 万千瓦，其中风电项目 23 个，装机 309.9 万千瓦；光伏项目 91 个，装机 729.6 万千瓦。其中，公司获得通泉风电场扩建、老尖山风电场扩建、永宁风电场扩建（弥勒片 区）、永宁风电场扩建（泸西片区）项目（共 67 万千瓦）。 收购集团光伏资产：9M23 公司公告完成收购石林云电投新能源公司（简称石新公司） 100%股权，主要资产为石林县投资建设的两期光伏项目，总装机容量为 6.6 万千瓦。

风光新机组投运，驱动发电业务高增。23 年公司实现营业收入 29 亿元，同比+8.5%； 实现归母净利润 4.8 亿元，同比+76.1%；实现扣非归母净利润 4.5 亿元，同比+70.9%。 23 年风光营收占比升至 25.2%，风电业务营收同比+65%。1Q24 公司营业收入 9.7 亿 元，同比+49.6%，扣非归母净利润 3.5 亿元，同比+108.4%。1H24 预告归母净利 5.5~5.8 亿元。

发电业务放量增长，盐硝业务维持稳健。盐硝业务作为公司传统业务，虽然受工业盐 价格下降影响，2023 年毛利率降至 53.1%，同比下降 2pct，但盈利能力仍较为稳定。 2023 年盐硝业务营收 13.1 亿元，同比下降 8.1%，总营收占比 45%，是公司业绩压舱 石。公司发电业务营收占比逐年上升，2023 年达 22.6%，营收 6.6 亿元，同比增长 65%，且毛利率同比上升 8.2pct，达 61.8%。新能源业务成为公司新增长点，带动公 司盈利能力提升。公司作为云南省投资集团下唯一新能源运营平台，新能源装机量有 望维持高增，为公司带来持续性高增长。

2.2 风电资产优质，静待集团光伏资产注入

项目风资源较好，年利用小时数高于可比公司及省内平均。公司 19 年向集团定增获 取的 37 万千瓦带国补风电项目开发较早，在点位选址上相比后进入者更有优势，因 此体现出在相同年份里更高的利用小时数水平（19~23 年平均高于龙源与省内平均 1.9%/8.4%）。

实际投资成本低于概算。参考公司项目投资公告及 23 年报数据，可见公司体内开发 的几个风电项目实际单位投资均低于概算（截至 23 年末，通泉/涧水塘梁子风电项目 完成进度已达 100%，永宁项目完成进度 99%），一方面由于风机成本下降（以永宁项 目为例，可研报告于 21 年制作完成，而项目全容量并网时点为 12M23，期间风机价 格曾一度下探至 1000 元/KW 左右），另一方面由于云南多山地，考虑到工程投入的不 确定性，前期项目投资概算较为保守。

永宁项目为例，实际投资成本、综合电价、年利用小时数对项目全投资收益率的敏感 性分析： 假设：（1）风电项目20年运营期，结合可研披露数据算得运营成本费用约0.05元/KWh； （2）实际单千瓦投资范围在 3500~5500 元 KW；（3）综合电价波动范围在 0.28~0.3 元/KWh；（4）年利用小时数波动范围在 2383~2583 小时。 结论：单位投资对项目收益率影响较大，若单千瓦实际投资降至 4000 元/KW，对应全 投资 IRR 13%~14.5%。电价上升 5 厘/KWh 与年利用小时数上升 50 小时均会带来全投 资 IRR 约 0.4pct 的上升。

绿能、榕耀光伏资产暂代为培育，符合条件后优先注入。根据 1M24 公司签署《代为 培育协议》、《委托经营管理协议》的有关公告，公司目前代为管理集团 100%持股的 绿能集团下属光伏资产，以及集团 100%持股的榕耀新能源光伏资产。前者涉及云南 省内的光伏装机 120MW，后者涉及河北、山西两省光伏装机 939.5MW。根据合同，光 伏发电项目符合注入上市公司条件的，公司在同等条件下享有优先购买权或能投集团 通过合规方式优先注入公司。

3、盐硝业务稳健、天然气业务有望修复

盐板块为公司三大业务板块之一，由云南能投所属云南省盐业有限公司经营。盐业公 司经营范围包括食盐、工业盐、日化盐、芒硝等系列产品的生产销售，旗下现有“云 盐”、“白象”、“白象家园”、“厨工夫”、“普洱盐”商标。 根据公司官网简介，公司 制盐生产能力总计 180 万吨/年，目前在省内食盐市场占有率 75%，食盐年均供给规 模超过 30 万吨，其他盐产品年销量 130 余万吨。

盐板块目前存在两大行业趋势： 食盐产品高端化、功能化。随着人民群众生活需求多元化、多层次、健康化趋势和消 费结构的升级，食盐品种日益丰富，食盐品牌逐步确立。中国中高端食盐消费刚刚起 步，品牌溢价能力将成为企业核心竞争力。 下游需求疲软，工业盐景气度周期性下降。在供强需弱的背景下，工业盐价格持续下 行。2024 年国内工业盐产能面临去库存压力，伴随天然碱新增产能释放，工业盐需 求端预计将延续偏弱态势，短期内价格难以恢复高位。

公司盐板块业绩稳健，食盐+工业盐合计年销量约在 170 万吨，利润贡献约在 1.7 亿 元（全资子公司）。公司通过稳固食盐市场市占率、做大品牌，降本增效应对工业盐 价格周期波动，实现了近两年净利润规模的稳定，净利率的持续增长。

天然气板块深耕输气环节。天然气板块由云南省天然气有限公司经营，负责天然气中 下游支线管网开发建设及终端市场的整合拓展。天然气公司是集团为抢抓“缅气入滇” 历史机遇，积极响应省委、省政府“气化云南”号召，于 1M13 发起成立的全资子公 司。由公司官网公布的 22 年末数据看，天然气公司建成支线管道总里程约 732km， 其中通气总里程约 699.18km，占全省已通气支线管道约 55%。建成公里数及设计输量 指标稳居云南省第一。由公司年报披露的 23 年最新数据看，建成里程已进一步升至 901KM。

需求滞后使业绩短期承压，23 年天然气公司净利润亏损 1.5 亿元，对归母净利拖累 约 0.74 亿元。天然气公司已投运支线管道的设计输气量 33.9 亿方/年，23 年实际输 气量为 2.5 亿方，与设计输气量的差距仍较大（不足 10%），支线管道的输气收入暂 时覆盖不了其转固后的成本费用，导致天然气业务亏损增加。从未来发展看，构建省 内“一张网”并充分发挥天然气资产效益尚需一定的时间过程。

（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。）