2024年云南能投研究报告：资源供给瓶颈将至，彩云之南风电飞扬

1. 核心结论：资源供给瓶颈将至，彩云之南风电飞扬

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，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

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。

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。

“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%。

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。

生态环保限制下风电开发放缓，存量资源稀缺属性凸显。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 10.2 GW 建设方案项目中风电装机仅 0.1 GW。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。

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。

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。

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。

月度层面风电与水电互补更为明显，日度层面风光错位竞争。从月度发电 曲线层面来看，我们测算 2019~2023 年枯水期（每年 11 月至次年 4 月）风 电/光伏/水电利用小时占比均值分别为 57.7%/44.7%/26.6%，风电与水电电 量的互补效应更为明显。从日内发电曲线层面来看，光伏出力高峰期主要集 中在中午，风电出力高峰期主要集中在傍晚至次日清晨，两者在日内层面呈 现错位竞争特征。

云南作为电力供需偏紧区域，风电资产有望成为“下一个水电”。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。我们 认为消纳及电价均为区域电力供需形势的表观反映，作为枯平水期电力供 需紧平衡态势短期难以大幅缓解的云南省，其风电资产未来消纳及市场化 电价均无下行压力，云南省风电资产有望成为盈利良好且稳定性较高的“下 一个水电”。

4. 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。云南省电力供需仍处于 偏紧状态：1）1H24 云南省火电利用小时数为 2351 小时，为过去五年最高 值（火电作为调度顺序靠后的电源种类，利用小时数能够一定程度反映当地 电力供需形势）；2）2024 年 1~2 月云南省电解铝在产产能 464 万吨，仅为 同期总产能的 80%，枯水期高耗能企业或仍存在有序用电现象。

云南省发展“绿电+先进制造业”，电量需求有望延续高速增长。云南依托 丰富的清洁电力优势，大力发展“绿电+先进制造业”，1H24 云南省绿色铝 /硅光伏/新能源电池产业增加值分别+23.9%/+19.6%/+26.6%，较同期云南省 规上企业工业增加值+22.0/+15.0/+19.3 ppts。我们预计云南省用电量需求未 来或仍将维持快速增长：1）据新华社，截至 2024 年 5 月末，云南省建成电 解铝产能 600 余万吨，在建项目全部建成后电解铝产能将达 800 余万吨； 2）1H24 云南省用电量 1304 亿千瓦时，同比+14.2%，较同期全社会用电量 增速+6.1 ppts（枯水期部分企业仍存在有序用电现象，表观用电量实际上尚 未能充分反映真实需求），增速居全国第 2 位；3）昆明电力交易中心预计 2024 年全年电量缺口约 270 亿千瓦时，最大电力缺口达 750 万千瓦。

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。据风 芒能源公众号，云南省发改委规定“十四五”以来云南新建风电项目全电量 参与市场化交易，但按照机组全容量并网时间来明确“在清洁能源市场交易 均价基础上补偿至省燃煤发电基准价”的月度电量比例，其中上网电价超过 清洁能源市场均价的部分由全体工商业用户按用电量等比例分摊。 2021~2023 年/1H24/2H24 云南省新增合规风电项目 60%/50%/45%的月度上 网电量在清洁能源市场交易均价基础上补偿至省燃煤发电基准价，补偿电 量比例逐步下降，以鼓励风电运营商尽早投产。

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“大风季”（每年 11 月至次年 5 月）与枯平水期重叠，我们测算 2019~2023 年风电枯平水期/丰水期（每年 6~10 月）利用小时占比均值分别为 74.5%/25.5%，风电电量集中于电力供需更为紧张的枯平水期。云南省枯平 水期清洁能源市场交易电价显著高于丰水期，我们测算 2023 年全年云南省 风电市场交易平均电价约为 0.249 元/千瓦时，较同年清洁能源市场成交均 价+0.032 元/千瓦时。

云南省枯平水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。 由于枯平水期云南省水电出力较丰水期显著下降，但绿色铝等工业用电需 求相对平稳，云南省枯平水期电力供需形势较全年更为紧张。受电力供需偏 紧影响，云南省枯平水期市场化交易电价已连续多年上涨。在云南省枯平水 期电力供需紧平衡态势短期难以大幅缓解的背景下，我们预计未来云南省 清洁能源市场化交易电价或仍有望持续温和上涨。

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。横 向对比来看，云南省代理购电价格处于南方电网区域最低水平，较其余四省 折价显著。2024 年 1~8 月云南省平均代理购电价格 0.262 元/千瓦时，较海 南省/广东省/广西省/贵州省同期平均代理购电价格-0.245/-0.244/-0.213/- 0.149 元/千瓦时。2022 年 12 月~2024 年 3 月南方区域电力现货市场已累计 组织开展 7 轮调电试运行，我们预计随着南方区域电力现货市场的持续推 进，未来云南省电价有望受益于南方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。据云南日报，截至 2024 年 6 月 17 日云南省绿电交易电量累计超过 5.6 亿千瓦时（其中 2024 年 5~6 月 连续 2 个月交易电量突破 2 亿千瓦时），绿电交易规模显著扩大，云铝股份 成为省内最大的绿电用户。2024 年 8 月国家发改委、国家能源局发布《2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，新设电解铝行业绿色 电力消费比例目标，其中云南省电解铝行业绿色电力消费比例为 70%。我 们预计云南省绿电交易规模有望在政策驱动下快速扩容，云南省风电环境 溢价有望加速显现。

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