2025年金开新能研究报告：聚焦优质风光资源，装机成长空间广阔

聚焦优质风光资源，装机业绩高速增长

(一)转型为新能源企业，股东资源支持公司发展

金开新能源成功转型为新能源领域的领先企业。公司于2020年通过资产重组，完成从传统百货业务向新能源开发、投资、建设与运营的全面转型，并于2021年更名为金开新能源股份有限公司。公司业务现已覆盖全国20余个省(区、市)持有在运及在建发电项目130个，截止2024年上半年，公司并网装机容量4767MW，其中光伏、风电装机容量分别为3251MW、1390MW。公司秉承“绿色能源”的战略定位，积极推进储能、氢能等新型能源技术发展，致力于在 2025年成为国内一流的新能源投资企业。

天津国资委是公司实际控制人,同时国开行背景增强了公司资金实力。截至2024年第三季度公司实际控制人为天津市人民政府国有资产监督管理委员会，通过其全资子公司天津津融国信资本和天津金开企业管理有限公司合计持股13.94%。国开金融作为国家开发银行的全资子公司，持股6.72%，是公司第二大股东。国开金融作为国开行的非金融类投资平台，凭借国开行的政策支持，公司在资金实力和资源整合方面具备优势。此外，公司股权结构多元化，股东中包含新能源及新材料领域的龙头企业，为公司的长期发展提供了有力支持。

(二)装机规模持续扩张，带动业绩快速增长

“十四五”以来，公司装机容量和发电最实现快速增长。截至2024年上半年，公司累计装机容量从 2020年的1916MW增长至4767MW,十四五以来年化复合增速29.76%;其中风电装机容量由349MW增至1390MW，年化复合增速48.42%;光伏装机容量从1567MW增至3251MW，年化复合增速 23.18%。发电量方面，公司总发电量从2020年的22.81千瓦时增长至2023年的71.48亿千瓦时。此外，公司自2023年起布局储能及生物质发电，为未来业务多元化发展奠定了坚实基础。

金开新能源的业务覆盖了全国20多个省份。截止2023年，公司装机容量合计达4480MW.主要集中于新疆、宁夏、山东等光伏和风电资源丰富的地区，其中新疆并网装机容量最高，达到1252.76MW，在建项目以广西和部分中西部地区为主。在可利用小时数方面，公司光伏/风电平均利用小时数达1171小时/1815小时。此外，公司也在积极发展生物质能项目，逐步构建多元化的能源结构。

(三)财务结构持续优化，分红、回购等方式积极回报股东

持续聚焦光伏发电和风力发电两大主营业务，2023年光伏/风电营收占比分别为55.44%/41.16%。2023年，公司光伏发电和风力发电营业收入分别为18.4亿元和13.7亿元，毛利分别为9.7亿元和8.7亿元，毛利占比分别达到51%和46%。此外，公司在生物质发电、原材料采购、运维服务和工程施工服务等领域收入合计占比3.4%，为主营业务提供了进一步的补充支持。

受益于公司装机容量和发电量实现快速增长,营业收入与归母净利润保持稳定增长。2019-2023年，公司营业收入从合并调整后的4.6亿元增长至33.28亿元，年化增速为64%;2024年前三季度实现营业收入 28.3亿元,同比增速9%。归母净利润由2019年的合并调整后-2亿元实现扭亏为盈，2023年增至8.02亿元，三年复合增速达142.84%;2024年前三季度归母净利润为7.5亿元，同比增长 1%。

期间费用率优化对冲毛利率下降，净利率实现稳步增长。2020-2023年，公司毛利率从62.95%下降至56.99%,毛利率下降主要受新能源电站建设成本上升、市场电价波动及补贴退坡影响，同时固定资产折旧和运营成本增加也进一步压缩毛利空间。同期，净利率从15.79%提升至25.86%，期间费用率由46.39%下降至31.20%。其中，2022年因电站项目增加导致贷款规模扩大，利息支出上升推高财务费用，但公司通过融资置换及利率调降等措施有效控制成本，使得2023年至2024第三季度财务费用率继续下降。2024年前三季度，毛利率为56.35%,净利率提升至28.01%,期间费用率进一步降至 27.75%。

资产负债率稳步下降，现金流表现稳定。公司资产负债率从2020年的76.04%上升至2021年的 79.22%，主要系公司扩张新能源业务，随后逐步下降至2023年的70.58%，显示公司偿债能力提升，财务风险减少，期间，经营活动现金流量净额在 2021年达到48.17亿元的高点后逐步回落。2023年减少主要由于上年同期收到的增值税留抵退税金额较大，报告期内退税金额减少，以及支付供应链业务采购金额、员工薪酬和各项税费增加所致;投资活动现金流量净额从-31亿元至-35亿元;筹资活动现金流量净额则从61亿元下降至-29亿元，显示出公司融资强度有所降低。2024年第三季度，资产负债率为73.33%，经营活动现金流量净额为1.90亿元，投资活动现金流量净额降至-10亿元。

应收账款持续增长，占净资产比例逐步提升。2020-2023年，公司应收账款从22.17亿元增长至58.90亿元，占净资产比例从15%上升至18%,增长主要来源于业务规模的快速扩张及新能源项目增加、同时供应链业务及国家可再生能源补贴应收增加进一步推动了应收账款的增长。2024年前三季度，应收账款进一步增至80.13亿元，占净资产比例提升至22%，同比增速为19.58%。

公司高度重视回报股东，制定合理的分红、回购政策，与股东共享发展成果。截至2024年10月底，公司共计回购股份2,993.85万股，占比总股本约1.5%，支付资金总额近1.7亿元。上半年分红+回购共占同期归母净利润70.85%，在营业业绩不断增长的背景下，公司积极实施分红政策2023年现金分红金额为3.47亿元，占公司2023年度归属上市公司股东净利润的45.94%。2024年公司宣布进行中期利润分配，公司拟派发现金红利金额为1.97亿元，占2024年上半年度归属上市公司股东净利润40.38%。

新能源装机增长空间大，电价压力有望缓解

(一)新能源快速发展，预计基准情形下24-30年新增装机 3097GW

截至2024年11月末，我国新能源发电累计装机达到1311GW，占比41%。在我国双碳目标政策导向下，近年来新能源发展取得了显著成效，新能源发电累计装机从2019年的414GW(其中风电 209GW、光伏发电205GW)增长至2024年11月末的1311GW(其中风电492GW、光伏发电818GW)，占发电累计装机的比例从21%提升至41%。而从新增装机来看，新能源无疑是近年发电新增装机的主力军、2020年-2024.1-11,新能源发电新增装机占发电新增装机的比例从 64%提升至 82%。

2024年1-11月，新能源发电量达到12294亿千瓦时，占比14.3%。由于新能源发电利用小时数低于传统电源，因此，其发电量占比明显低于装机占比。2024.1-11，新能源发电量为12294亿千瓦时(其中风电 8438亿千瓦时，光伏发电3856亿千瓦时)，占整体发电量的比例达到14.3%(其中风电占比9.8%、光伏占比4.5%)，相较2019年已实现翻倍。

预计基准情形下2024-2030年新能源新增装机规模为3097GW。根据国际能源署IEA《2024年可再生能源报告》，在光伏组件价格大幅下降、融资利率处于低位，电力市场改革不断推进、绿电绿证交易体系持续完善的背景下，叠加整县推进、风光大基地等政策加持，预计国内新能源发电行业具备较大增长潜力。2024-2030年，预计基准情形下新能源新增装机规模将达到 3097GW(其中光伏新增装机规模显著大于风电，为2558GW;风电为539GW)。在此基础上，如果考虑电网建设加强、电力市场改革等对新能源消纳情况的改善，那么在乐观情形下，我国风电、光伏新增装机规模将进一步提升，有望达到3428GW(其中光伏2795GW，风电633GW)，较基准情形增幅约11%。

基准情形下，预计2030年国内新能源发电量占比有望接近40%，是2023年的2.5倍。基于前述对新增装机容量的预测，IEA预计到2030年我国新能源发电量占比将提升至39%，是2023年的 2.5倍。从结构上来看，由于光伏装机的快速增长，预计未来光伏发电量占比将超过风电，2030年达到22%。

(二)政府授权合约及环境价值提升有望缓解电价下行压力

新能源入市导致电价承压，现货市场压力更甚。2022年1月28日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,提出到2030年新能源全面参与市场交易的发展目标。由于新能源出力曲线与用电负荷曲线在时间维度上存在较为明显的错配，且出力较难预测，面临更大的功率预测偏差风险，所以新能源参与市场往往会出现一定程度的折价。根据部分省份 2024年电力交易方案，宁夏、云南、甘肃、广西等省份新能源中长期电价相较燃煤基准价出现0.03~0.15元/千瓦时的折价。而在现货市场、2024年前9个月，山西、山东、甘肃、蒙西光伏电价同比下降14.58%、24.07%、47.71%、11.79%、风电电价同比下降1.16%、12.88%、25.90%、3.29%。

针对电价下行，边际改善一:广西授权合约推出，未来有望在其他省份推广，带来稳电价预期。2024年广西推出政府授权合约，根据国家能源局南方监管局印发的《2024年广西电力市场交易实施方案》，集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合约机制，政府授权合约价格为0.38元/千瓦时。《实施方案》将用户侧均价与0.38元/千瓦时进行比较，若大于0.38元/千瓦时，将对新能源场站交易价格进行部分回收;若小于0.38元/千瓦时，将对新能源场站交易价格进行部分补偿;从而有助于新能源市场化电量的最终价格稳定在0.38元/千瓦时附近。政府授权合约的推出降低了新能源在现货市场的风险敞口，即合约电量最终的结算电价基本稳定在合约价格附近，仅合约未覆盖的小部分电量按现货价格进行结算，从而稳定新能源的电价预期，保障其合理收益。我们认为广西推出政府授权合约释放了积极的信号，也为其他省份提供了参考，更大范围的新能源稳电价政策值得期待。

针对电价下行，边际改善二:节能降碳政策频出，绿电环境价值持续兑现。2024年非水电消纳责任权重明显上调，且消纳责任权重向重点用能单位分解，有利于激发用户侧消费绿电的积极性。2024年5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，规划到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右，而2024年1-9月，我国非火电发电量占比约为33%，距离完成目标仍存6pct的提升空间。此外，《方案》也对高耗能项目的非化石能源消费比例进行了规定，即“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%,鼓励地方结合实际提高比例要求。随后在2024年8月2日，国家发改委、国家能源局印发《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，《通知》对各省/区2024年非水电消纳责任权重进行了明显上调，上调幅度在 0.7~7.3pct,明显高于2023年的-0.5~2.0pct;且首次将消纳责任权重向高耗能企业进行分解，各地电解铝企业2024年绿电消费比例在21%~70%。我们认为上述政策一方面提高了强制消费绿电的比例，另一方面也更利于压实主体责任，引导用户侧重视绿电消费。

碳配额收紧叠加碳市场扩容催化碳价上涨。目前，我国强制碳市场仅纳入发电行业，每个履约周期碳配额呈现收紧态势。以300MW等级以上常规燃煤机组为例，2021/2022年的配额分配基准值分别为0.8218/0.8177，年均下降0.5%;而2023/2024年的基准值分别为0.7950/0.7910，2023年同比口径下(计算方法和管控范围变化导致基准值不具有直接可比性)下降1%左右，降幅有所扩大，2024年较2023年继续保持0.5%的下降幅度。此外，基于发电行业纳入碳市场的经验积累，2024年9月9日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案(征求意见稿)》，明确2024年为水泥、钢铁、电解铝行业首个管控年度，2025年底前完成首次履约工作;预计新增重点排放单位约1500家，覆盖排放量新增加约30亿吨。对比来看，前两个履约周期共纳入重点排放单位 2162/2257家，年覆盖C02排放量约45亿吨/超50亿吨，此次扩容有望带动我国碳市场规模显著扩大。随着碳配额收紧和碳市场扩容，我们预计碳价中枢将进入上行通道。截至2024年10月24日，全国市场碳排放配额收盘价已达到104.04元/吨，但相比较为成熟的欧盟市场63欧元/吨的价格仍存在较大差距。

电碳市场衔接加强的趋势下,碳价上涨有力支撑绿电溢价走阔,对冲电价下行压力。目前上海、北京、天津等地均已认可外购绿电的排放因子为0，增加绿电消费比例有利于降低控排企业的碳排放，因此，碳价上涨将有力支撑绿电溢价走阔，而绿电环境价值的兑现有望对冲电价下行的压力。从绿电上市公司的交易结果来看，24H1绿电溢价普遍在4-5分/千瓦时，环境价值有待未来进一步释放。

核准装机打开成长空间，拓展第二成长曲线

(一)盈利能力领先可比公司，丰富核准装机打开成长空间

“十四五”以来，光伏业务保持稳健增长，装机容量年化复合增速达到23%。至2024年上半年,光伏装机容量累计达到3,251MW,2020-2024上半年复合增长率约为23%。光伏发电量从 2020年的 154701万千瓦时增长至2023年的391586万千瓦时，年化复合增长率约为36%。

“十四五”以来，风电业务高速发展，装机容量年化复合增速高达48%。2020-2023年，公司风电装机容量实现快速增长，累计装机容量从2020年的349MW增长至2023年的1,257MW，年化复合增速达48%。2024年上半年装机容量进一步增至1,390MW，同比增速为14.22%。从发电量来看，风电发电量从2020年的73452万千瓦时增长至2023年的318425万千瓦时，年化复合增速达 63%。

公司光伏与风电毛利率表现优异，保持可比公司领先地位。2019至2023年，公司光伏毛利率始终处于行业前列，并在2020年达到峰值61%。受上网电价持续下行的影响，2023年光伏毛利率降至 52.44%，但仍高于可比公司均值5.05pct。风电方面，公司盈利能力显著领先同行，2023年风电毛利率达到63.89%，高于可比公司7.51pct。

光伏与风电核准装机持续稳步增长。2020至2024年上半年，公司光伏与风电核准装机容量实现显著提升。截至2024年上半年，光伏与风电核准装机容量累计达到6,958兆瓦，占在运装机比例为 146%。

(二)积极布局源网荷储一体化、绿电+、智能算力等，打开第二成长曲线

积极布局源网荷储一体化、绿电+、智能算力等，打开第二成长曲线。公司探索开展源网荷储一体化、零碳示范区等开发模式;挖掘绿电产业链延伸价值，探索绿电+氢能+甲醇/氨/航油等绿色产品开发模式，提高绿电附加值。在产业协同创新方面，公司依托金开供应链与金开智维，纵向拓展产业链上下游，发挥“资本+实业”优势，成为清洁能源行业资源整合型企业，并协同在新能源产业布局，挖掘产业链中优质企业开展股权类投资。在创新投资机会挖掘方面，持续关注对接产业优质资源包括钙钛矿新型电池、电池正/负极材料、智能算力设施等优质标的，以股权形式优化主业强链、补链、延链。

编辑：火腿肠