2024年节能风电研究报告：优秀风电运营商，预期资产质量改善

专注于风电开发运营，多区域布局分散限电风险

风电运营规模稳健增长

专注风电项目十余年，潜在装机弹性不低于 50%。公司前身为中节能风力发电投资有限公 司，成立于 2006 年，2010 年由中国节能投资公司（未上市）和中国新时代控股公司（未 上市）实行联合重组。公司主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营，2023 年风力发 电收入 50.95 亿元，占比 99.6%。截至 2024 年 9 月末，公司累计/权益/运营装机容量 6.07/5.83/5.94GW，运营规模占全国风电市场份额 1.24%，运营规模属于国内前列，市场 份额紧跟“五大四小”；截至 2024 年 6 月末在建项目装机容量 1.04GW，可预见的筹建项 目装机容量 1.94GW，潜在装机增量占运营装机的比例为 50%。公司通过持续的自我挖掘 和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。

2023 年及 2024 年前三季度公司营业收入连续小幅下降，同比分别为-2.4%/-0.4%，主要受 到上网电价同比下行影响；公司归母净利同比分别为-7.3%/-1.2%，一方面由于 2022 年澳 洲项目额外贡献导致的高基数效应、另一方面受风电毛利率下滑影响。

全国绿电新增装机维持高位，消纳压力陡增

预计 2024-2025 年新增装机维持高位。2023 年国内风电/光伏装机容量达到 441/609GW， 全年新增 76/217GW；截止 2024 年 10 月末国内风电/光伏装机容量达到 486/793GW，较 2023 年末增加 45/184GW。假设 2024-2025 年全社会用电同比增长 7.4%/6.1%、考虑到双 碳目标下火电从基荷向兼顾调节转变、水电与核电增量有限，新增用电需求主要由风光电 满足，我们预计 2024-2025 年风电新增装机 80/110GW、光伏新增装机 250/200GW，2025 年风光合计装机占比将达到 45%（2023 年为 36%），发电量占比将达到 20%（2023 年为 16%）。

传统的火电和水电的发电出力连续可控，而新能源发电受自然条件影响大，具有随机性、 波动性和间歇性的特征，发电出力可控性低，风电和光伏发电的出力置信系数典型值仅为 5~15%和 0~15%，远低于火电机组。自国家能源局公布数据以来，全国的风电利用率大部 分时间维持在 96~98%的区间内、少数月份低于 95%，但也有部分省份的风电利用率出现 较大波动，如河北、吉林、蒙东、湖南、新疆；全国的光伏发电利用率由 98.3%降至 97.1%、 个别月份低于 94%，其中部分省份的光伏发电利用率出现较大波动，如蒙西、陕西、甘肃、 青海。国家能源局于 6 月 4 日发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通 知》，明确“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于 90%”。

弃电率和电价对于绿电项目 IRR 影响最大。选取 IRR 为 7%的风电和光伏电站项目进行测 算，我们发现弃电率上升 10%，风电/光伏电站的 IRR 将分别下降 4.10/4.15pct，影响程度 等同于利用小时数下降 10%或电价下降 10%；而建造成本/融资成本/运维成本上升 10%时， 风电 IRR 分别下降 3.70/0.69/0.28pct，光伏电站 IRR 分别下降 3.74/0.69/0.28pct。弃电率 对于绿电项目的 IRR 影响可见一斑。

弃电率上升或电价下降时，净利率先于 IRR 由正转负。若弃电率较低、营业收入大于折旧， 则净利率的提升幅度会随着弃电率的下降而边际递减；若弃电率较高、营业收入低于折旧， 则净利率的下降幅度会随着弃电率的上升而边际递增。我们选取了资本金 IRR 在 7%~12% 的风电和光伏电站项目进行测算，弃电率每上升 5pct（即消纳比例下降 5pct），所有项目均 出现了 IRR 加速下降的趋势，因绿电项目的固定成本占比高，利润随着发电量减少而加速 摊薄。高 IRR 的绿电项目具有更强的抵御弃电率上升风险的能力，当弃电率达到 15%时， 仅初始 IRR 8~12%的项目仍可能实现一定的投资回报；但弃电率一旦突破 30%，绝大部分 绿电项目都将无法收回投资。

公司风电布局区域多元化，控制限电率有利于电量增长

风电区域布局更加多元化，抗风险能力增强。“十四五”至今（2021 年至 1H24），公司新 投产装机容量较多的省份依次是广西、甘肃、广东、山西、河南，新增核准装机则集中在 甘肃、广西、黑龙江。随着公司在全国各省风电项目布局的多元化，未来公司受到单一省 份“弃风限电”或电价大幅波动的风险有望降低。

非限电区域装机占比上升，限电率有望得到控制。2017-2022 年公司风电项目限电率由 19.4% 的高位水平下降至8.3%，得益于公司在非限电区域装机占比的上升和电网输配系统的优化。 但随着国内绿电装机的快速增加，2023 年与 1H24 公司限电率回升至 9.7%。截至 2024 年 9 月末公司在限电区域（限电率高于 10%的省份，包括河北、甘肃、新疆、内蒙古、青海） 的累计装机为 3.563GW，其余非限电区域（限电率低于 10%的省份，因新能源装机占比低、 本地用电需求大，对新能源消纳能力强）为 2.203GW；“十四五”公司新增装机中，限电 区域为 0.775GW，远低于非限电区域的 2.005GW。考虑到存量与新增装机结构，我们认 为公司整体限电率大幅上升的概率较低。

市场化交易比例扩大，风电电价降幅相对平稳

行业 2024 年市场化交易承压，绿电交易仍有提升空间

政策引导新能源参与市场化交易。2023 年 1 月国家能源局印发《2023 年能源监管工作要 点》，文件要求加快推进全国统一电力市场体系建设，充分发挥市场在资源配置中的决定性 作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模。根据 8 个省和 自治区发改委出台的 2024 年新能源发电参与市场化交易的政策文件，市场化电价确定下行 且降幅居前的包括甘肃、宁夏、云南、广西，其余省份电价降幅需要依照后续交易结果而 定。总体来看，2023 年新能源发电装机大幅增长或将导致 2024 年各地电网消纳压力上升， 2024 年绿电参与市场化交易部分的电价或将承压。

2023 年绿电交易占绿电发电量比例提升至 3.7%。中国电力企业联合会（中电联）数据显 示，2023 年全国绿色电力省内交易量 537.7 亿千瓦时，占全国市场交易量比重约为 0.95%， 占全国绿电发电量的 3.7%。2023 年 2 月 15 日，国家发改委、财政部、国家能源局下发《关 于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》。新政策允许带补贴的绿电 项目参与绿电交易，当绿电交易结算电量占比超过 50%且不低于当地平均水平时，项目可 优先获得绿电补贴。绿电交易主要以省内交易为主，绿电省间交易未对用户直接开放，需 由电网企业汇总并确认省内用户绿色电力交易需求，再跨区跨省购买绿色电力产品。

公司风电上网电价稳定，市场化交易呈现结构性差异

市场化交易比例震荡上行，但上网电价较为稳定。2017 年以来，公司风电参与市场化交易 的比例整体上呈现上升趋势，仅在 2020/2023 年出现短暂下滑；1H24 公司市场化交易比例 达到 53%，接近 2022 年高点的 54%。和其他绿电公司不同之处在于，公司市场化比例提 升并未导致上网电价的大幅下行。2021-23 年至 1H24 公司的含税上网电价分别为 464/502/479/478 元/MWh，电价水平较为稳定，主要得益于市场化电价较标杆电价的折价 幅度收窄、2022 年公司新增高电价的海上风电。

不同省份市场化交易影响出现分化。公司在不同省份的风电上网电价走势出现明显分化。 其中公司在甘肃、青海、陕西的电价逐年上升，主要得益于参与市场化交易的电价折让幅 度收窄；公司在河北、内蒙古、河南的电价逐年下降，主要是折价幅度的变化不足以对冲 市场电比例持续上升的影响。

绿电补贴初现见顶迹象，减值风险有望缓解

全行业绿电补贴规模累积，减值风险仍未完全消除

绿电补贴拖延，导致绿电运营商应收账款增速超过收入增速。绿电运营商收入保持较快增 长，50 家发电公司合计收入 CAGR 达到 10%（2018-2023 年）；与此同时，应收账款增长 速度超过收入增速，应收账款周转天数持续上升（由 2018 年的 73 天升至 2023 年的 116 天），主要是应收绿电补贴累计规模的不断扩大；2022 年绿电补贴下发速度短暂加快，2023 年又重归常态。

补贴核查结果仍待完全落地，减值风险犹存。部分上市公司并未对应收绿电补贴计提减值 或计提比例较低，在我们的统计中，2023 年末未计提的公司占 46%、计提 5%以内的公司 占 48%。在补贴核查结果完全落地之前，存量补贴的信用减值风险（存量补贴规模减少） 和补贴项目的资产减值风险（预期补贴收入降低）仍未排除。

公司应收账款初现见顶迹象，受益于绿电补贴回款加速

应收账款出现见顶迹象。随着部分绿电补贴回款，2024 年 9 月末公司应收账款和 6 月末基 本持平、占净资产比例 qoq-0.8pp 至 40.3%，扭转自 22 年底以来逐季上升的趋势。公司的 应收账款主要是绿电补贴，从账龄结构来看，1 年以内的规模较为稳定，但 1-2 年及更长账 期的规模自 2022 年以来有较明显的提高。

经营现金流增长受益于平价项目占比上升和绿电补贴回款加速。9M24 公司经营现金流 yoy+6%至 25.5 亿元，其中 3Q24 yoy+17%至 10.0 亿元。一方面，随着公司平价项目不断 增加、2021 年至 1H24 装机占比由 33%升至 42%，收入中绿电补贴的占比持续下降；另一 方面，公司也有望显著受益于绿电补贴回款加速，提升现金流质量、降低减值风险。我们 预计 24 年经营现金流有望同比增长。

上调盈利预测，上调目标价至 3.81 元

预期净利率保持相对稳定，净利润跟随收入同步增长

公司营业收入主要由风力发电构成，2023 年占比 99.6%。22-23 年及 24 年 1-9 月公司营 业收入同比增速分别为+48.1%/-2.4%/-0.4%（追溯调整前）、+29.3%/-2.4%/+1.1%（追溯 调整后），我们预计 24-26 年公司营业收入有望保持稳健增长，同比增速分别为 +6.4%/+6.5%/+5.2%，主要基于以下核心假设与分析： 1）核心假设：“十四五”国内风电新增装机规模维持高位，全球规模持续增长。在 2030 年“碳 达峰”与 2060 年“碳中和”的目标下，中国及全球新能源发电规模增长空间广阔。我们预计 2024-26 年国内风电新增装机为 80/105/80GW。 2）风电运营：基于并网容量、发电小时数、上网电价三项预测： 并网容量：24 年 9 月末公司风电累计（吊装）/运营容量为 6,066/5,936MW，6 月末在建容 量 1,041MW。公司 2024 年 1-9 月新增备案及取得指标项目 1,519.5MW。假设部分 2023 年吊装项目在2024年完成投运；假设25-26年投运占吊装比例为90%/80%；我们测算24-26 年 公 司 期 末 累 计 装 机 容 量 分 别 为 6,167/6,667/7,167MW ， 运 营 装 机 容 量 为 6,005/6,455/6,855MW。

发电小时数：22/23 年公司风电平均利用小时数为 2,276/2,331 小时，高出全国行业平均水 平约 55/106 小时。24 年 1-9 月风资源同比减弱，不考虑 25-26 年极端气候变化，随着新能 源（风电+光伏）电量贡献占比上升、限电率不出现大幅上升，我们预计 24-26 年发电小时 数为 2,281/2,306/2,331 小时，对应发电量同比为+9.7%/+8.7%/+7.4%。 上网电价：22/23 年公司风电平均上网电价同比分别为+8.2%/-4.6%，其中 22 年上升主要 由于海上风电并网和澳洲项目电价上升、23 年下降主要由于平价项目增加。随着 24-26 年 公司风电平价项目占比上升，长期来看，公司电价应处于下行阶段；另一方面，短中期内 存量补贴项目对电价仍有一定支撑。我们预计 24-26 年公司平均上网电价（含税）分别为 465/456/446 元/兆瓦时，同比为-3%/-2%/-2%。

2022-23 年及 24 年 1-9 月公司风电毛利率为 58.1%/52.6%/51.8%。我们预计 2024-26 年 公司毛利率分别为 50.3%/49.8%/49.3%，基于对主营业务板块的分析：

风电运营：2022-23 年折旧占风电成本的比例为 75.8%/76.4%，其他成本包括人工成本、 修理费、物料损耗等。因此折旧是影响公司运营业务毛利率水平的核心变量。考虑到 24-26 年公司装机容量持续提升，我们根据装机容量变化的简化假设，测算出 24-26 年折旧分别 为 20.20/21.71/23.06 亿元，占风电成本的比例为 75.1%/74.9%/74.7%，新投资的平价电站 单位投资额下降，导致折旧占比降低；随着运营规模的扩大，我们认为公司会在合理范围 内增加运维人员的配备，但职工薪酬增速应当低于并网容量的增长；运维成本、土地租金 及屋顶使用费和并网容量成正比；电费和发电量成正比。 财务费用是公司期间费用的主要构成，24-26 年公司有望通过资产优化和融资降本实现财 务费用的降低。2022-23 年公司财务费用呈下降趋势，费用率分别为 17.0%/14.8%，得益 于公司项目建设融资成本下降。另一方面，随着公司平价风电项目占比的上升，发电业务 也将带来更好的现金流。我们预计 24-26 年公司财务费用率分别为 12.4%/11.2%/10.0%。

（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。）