（报告出品方/分析师：国泰君安证券于鸿光孙辉贤陈卓鸣）
1.核心结论：坐拥资源优势，新能源乘风提速
我们认为云南“十四五”新能源装机需求迫切，公司作为省属唯一新能源运营集团旗下资产整合平台，争取项目实力强劲，公司实现“十四五”新能源装机目标确定性较强。
市场认为云南作为水电大省发展新能源动力不足，且公司相较大型央企不具备项目竞争优势，“十四五”新能源装机目标或难以实现；而我们认为：
1）经济增长叠加产业转移，“十四五”云南省电力供需结构性失衡逐步显现，水电开发后继乏力，新能源装机将接替水电成为云南省装机增长的主力军。
2）集团作为云南省属企业唯一新能源运营实体，在新能源后续资源获取方面具有比较优势，目前已与多州市签订全面合作协议，公司作为集团新能源发电资产的最终承接平台，将充分受益省内新能源大发展。
3）风机价格下降叠加市场交易电价上升，募投项目收益率有望超出可研审定预期。
2.盈利预测与估值
2.1.盈利预测
公司主营业务包括新能源发电、盐业及天然气三大板块，其中新能源发电业务是公司后续主要战略发展方向。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。
假设公司-年新能源装机每年分别新增30、、万千瓦。假设公司-年发电量分别为11.2、28.8、69.6亿千瓦时，对应同比增速分别为13%/%/%。
根据上述关键假设，我们对于公司各主营业务进行预测，预计公司-年的营业收入分别为25.3/31.7/43.8亿元，对应增速分别为12.2%/25.2%/38.0%。
预计公司-年归母净利润分别为3.18/4.24/8.15亿元，EPS分别为0.42/0.56/1.07元，BPS分别为6.18、6.68、7.64元。
2.2.估值
公司为新能源发电公司，选取三峡能源、龙源电力、南网能源、新天绿能作为行业可比公司。
可比公司年平均市盈率为31倍，以此作为比较对应估值为12.98元；可比公司年平均市净率为2.8倍，以此作为比较对应估值为17.09元。综合PE和PB两种方法，我们给予公司16.60元目标价。
3.云南省属新能源运营主体
3.1.云南省属清洁能源运营平台
云南省属国有企业，实际控制人为云南省国资委。
公司前身云南盐化股份有限公司成立于年，年在深圳证券交易所挂牌上市。年公司通过非公开发行方式，控股股东变更为云南省能源投资集团有限公司，实际控制人为云南省国资委。截至年末，云南能投集团通过直接及间接方式合计持股比例为58.3%。
控股股东变更后逐步注入清洁能源资产。
公司年以氧碱化工业务相关资产与云南能投集团的天然气资产进行置换，开启“盐+天然气”双主业发展的新格局。年以发行股份购买资产方式向集团全资子公司云南能投新能源投资开发非公开发行2.03亿股收购其旗下合计37万千瓦风电资产，进一步拓展至新能源领域。
公司为能投集团新能源发电资产最终承接平台。
能投集团是云南省属企业中唯一的新能源运营实体，年将4家风电公司资产注入上市公司后帮助公司培育积累新能源电站运营能力。集团承诺将包括新能源产业在内的同类业务机遇按公平合理条件优先提供给公司，公司已成为集团新能源发电资产的最终承接平台。
清洁能源业务拉动公司业绩增长。
公司-年营业收入CAGR+9.32%，主要受益于清洁能源业务的注入及发展。年公司营业收入22.6亿元，风电及天然气业务占比43%，较年上升31ppts。风电资产注入影响下公司-年归母净利润整体呈阶梯式增长，年公司归母净利润2.52亿元，我们测算其中风电业务占比65%。
3.2.“清洁能源+盐”双主业，存量资产质量上佳
区域盐业龙头，食盐具备产业链一体化优势。公司全资子公司盐业有限公司是云南省内最大的盐业企业，食盐同时具备品牌经营优势及资源优势：
1）公司年云南省内食盐市场占有率74.6%，旗下“白象”品牌在年度中国品牌力指数食盐板块中位居第7；
2）公司控制云南省主要的盐矿资源，旗下昆明盐矿等四家省内生产单位合计盐硝设计产能万吨。
天然气业务稳步推进，管道长度位居省内第一。
公司天然气业务主要通过持股52.5%的子公司云南省天然气有限公司进行，云南省天然气市场总体处于市场开发培育阶段。年公司天然气售气量同比+70%，入户安装量同比+80%，公司已建成通气及具备通气条件支线管道合计km，位居省内第一。
存量风电资产盈利能力较强。
公司在运风电资产37万千瓦，风机所在区域自然资源较好，-年平均利用小时数为小时，较同期云南省平均利用小时高小时，较同期全国平均利用小时数高小时。此外公司在运均为补贴项目，-年平均含税上网电价稳定在0.49元/千瓦时。年公司四家风电子公司合计归母净利润1.63亿元，净利率为42.8%。
4.乘云南新能源发展之风，装机有望高速增长
4.1.省内电量供需紧平衡，新能源装机势在必行
“十二五”期间云南省电力装机高增，电力供应明显过剩。
云南省“十二五”期间电力装机集中投产，5年装机复合增速高达16.2%。同期云南省用电需求受经济形势影响增速放缓，全社会用电量复合增速仅为7.5%。
受供需结构恶化影响，云南省“十二五”期间弃水电量迅速增长，年云南省弃水电量亿千瓦时。
“十三五”以来需求高增叠加水电装机放缓，电力供需逐步好转。“十三五”以来云南省凭借自身“电价洼地”优势，逐步承接东部地区因能耗双控压力向西部转移的高耗能企业。
以电解铝为例，截至年6月末云南电解铝产能万吨，较年末增长%。
另外云南省作为落实国家西电东送的主要参与方，外送电量同期亦大幅增长，年云南省外送电量为亿千瓦时，较年末增长%。而同期由于水电易开发河段已基本开发完毕，水电建设放缓带动电力装机整体增速放缓。
“十四五”云南省电力供需结构性失衡逐步显现，年启动有序用电方案。
在电力需求持续提升及新增装机不足等因素影响下，叠加上游来水偏枯，云南省年启动有序用电方案，当年西电东送电量与年度计划整体减少68亿千瓦时。年云南省有序用电方案提出根据电力供需形势加强对负荷高度集中的电解铝等行业用电管理，有序用电范围主要涉及各类高耗能企业。
经济增长叠加产业转移，预计“十四五”期间云南省用电需求或持续增长。
《云南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和年远景目标纲要》提出十四五期间经济总量年均增长7.5-8.0%。此外年8月《工业领域碳达峰实施方案》提出引导有色金属等行业产能向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移。云南省具备风光资源禀赋，我们预计在经济快速增长以及产业转移影响下，云南省十四五期间用电需求有望保持较高增长。
十四五期间水电增长乏力，新能源接力增长正当时。
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》预测，云南省自年电量供给开始存在明显短缺，-年存在85-亿千瓦时电量缺额。乌东德及白鹤滩水电站投产后云南省内水电资源已开发殆尽，十四五期间水电开发后继乏力，新能源装机有望接替水电成为装机增长的主力军。
4.2.风光资源禀赋，政策力促新能源发展
云南省政府力促省内新能源装机发展。省内电量供需紧张叠加国家双碳目标指引，云南省政府提出打造世界一流“绿色能源牌”。年1月云南省《年政府工作报告》提出年新增新能源装机11GW以上、力争开工20GW。年3月《关于加快光伏发电发展的若干政策措施》提出未来3年新增新能源装机50GW的目标。截至年末云南新能源装机12.8GW，预计-年云南省新能源装机CAGR+70.0%，装机进入快速增长期。
高海拔叠加地形优势，云南省风能资源禀赋极佳。
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，全省平均米左右，叠加地形起伏较大，迎风坡、鞍形狭管地带等优质风电场选址区域比比皆是，云南省整体风资源远高于全国平均水平。-年云南省风电平均利用小时数小时，较同期全国风电利用小时均值高小时。
低纬高原地带，日照丰富且季节性差异较弱。
云南全省均位于北纬30度以南区域，且高原地区空气密度低且大气透明度高，全年可接受太阳辐射较为充裕，云南省太阳能资源是我国最丰富的省份之一。且由于低纬地区全年太阳高度角变化幅度不大，因此云南省光照季节分配较为平均，冬夏可利用小时数差异较低。-年云南省太阳能平均利用小时数小时，较同期全国风电利用小时均值高49小时。
4.3.省属唯一新能源运营集团旗下资产整合平台，充分受益省内新能源大发展
集团为云南省属企业唯一新能源运营实体，充分受益省内新能源大发展。年7月云南省委、省政府印发省属企业改革发展思路，明确将云南能投集团作为云南打造世界一流“绿色能源牌”的主力军。
能投集团目前为云南省属企业中唯一的新能源运营实体，在新能源后续资源获取方面具有比较优势，截至1H22末集团已相继与普洱市、楚雄市、滇中产业新区、红河州、怒江州、迪庆州、大理州等地州签署了全面战略合作协议。
公司规划“十四五”末绿色能源装机万千瓦。公司坚持以服务云南省“绿色能源牌”战略为主线，力保“十四五”末实现绿色能源装机万千瓦，其中风电万千瓦、光伏万千瓦。截至年中报披露日，公司在建项目装机35万千万，核准项目装机万千瓦，中标及签约项目装机38万千瓦，新能源开发节奏明显加快。
绿色能源产业集团着力打造万光伏项目实施主体。
能投集团年1月全资成立云南省绿色能源产业集团有限公司，成为云南省委省政府和省国资委深化国资国企改革、支持能投集团做强做优绿色能源产业作出的重大部署。绿色能源产业集团聚合云南省绿色能源资源优势，重点开展新能源开发建设、碳汇交易和锂资源合作开发利用等，着力打造新增万千瓦光伏项目和碳资产管理实施主体。
签订代为培育协议解决同业竞争问题。
公司已与能投集团、绿色能源集团已与分别签署《代为培育框架协议》以解决同业竞争问题。能投集团、绿色能源集团或其控制的企业未来获得的与上市公司主营业务构成同业竞争的商业机会，若公司认为该等商业机会符合其业务发展需要，可委托能投集团、绿色能源集团或其控制的企业先行代为培育，待时机成熟后注入上市公司主体。
代为培育助力公司获取新能源装机长期发展动力。
公司已同意先行授权新能源公司代为培育石林云电投光伏电站扩建项目（8.5万千瓦）及大姚县博厚村光伏电站建设项目（4.5万千瓦）。
我们认为通过代为培育方式可以协助上市公司快速把握云南省内部分重点新增绿色能源项目机会，并且降低公司自身的投资风险及现金流压力，且绿色能源集团万千瓦远期发展目标助力公司获取新能源装机长期发展动力。
5.边际条件优化，募投项目盈利有望超预期
5.1.现金流优化，支撑新能源项目高成长
公司非公开发行获证监会审批通过。
年完成资产重组后公司年度经营性现金流净额区间稳定在5.3-5.6亿元，扣除分配股利、利润或偿付利息支付的现金后可用现金流区间稳定在3.3-3.9亿元。
年7月中国证监会出具《关于核准云南能源投资股份有限公司非公开发行股票的批复》核准公司非公开发行股票申请，公司拟向包括能投集团和云天化集团在内的不超过35名特定投资者非公开发行股票拟募集资金总额不超过人民币18.7亿元。
非公开发行叠加内生现金流，支撑储备项目开发建设。
公司目前储备项目万千瓦（包含在建、核准、中标及签约项目），计划投资金额亿元。我们预计公司完成非公开发行后，叠加适量债务融资足以支撑当前储备项目的资本开支，近期新能源项目建设资金无忧，但完成十四五期间装机规划或仍有一定资金压力。“十三五”以来可再生能源补贴缺口不断扩大。
可再生能源补贴为可再生能源标杆上网电价高于煤电标杆电价的部分。其资金来源：
1）从全国（除西藏）除农业生产用电后的销售电量中征收的可再生能源电价附加部分。
2）财政专项资金（国家财政公共预算安排）。
由于“十三五”期间新能源发展迅速，而电价附加自年1月提升至1.9分／千瓦时后至今再未变化，叠加征收率不足，可再生能源基金入不敷出，可再生能源补贴缺口不断扩大。
财政部提及推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。
年3月财政部《关于年中央和地方预算执行情况与年中央和地方预算草案的报告》提及“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”。
年政府性基金预算表中可再生能源补贴科目未单独披露，而是与其他7项列入“其他政府性基金支出”科目合并披露（除可再生能源基金之外的其他科目年预算数合计金额仅为67.5亿元），合并后的科目项年支出规模达亿元，较年执行数增加3亿。
1H22新能源补贴发放以央企为主，后续地方国企有望边际改善。
年5月国常会提出前期向中央发电企业拨付可再生能源补贴亿元的基础上，再拨付亿元补贴资金。1H22新能源补贴发放主要以央企为主，我们预计若后续新能源补贴发放力度进一步加大，地方性国有企业有望边际受益最为明显。
截至公司1H22末公司清洁能源电价补贴组合9.9亿元，1H22新增1.5亿元且未收到国家财政部发放的可再生能源补贴。
5.2.降成本叠加升电价，募投项目收益率有望超预期
非公开募投风电场可研审定投资收益率均高于8%，且存在边际改善可能。
根据项目可研性报告，曲靖通泉、金钟一期、红河州永宁风电项目的资本金财务内部收益率分别为9.11%、8.51%和8.14%，均高于8%。
由于可研审定中的项目关键参数风机成本及上网电价年以来均有边际改善趋势，我们预计公司项目落地时的实际收益率或有望高于可研审定值。
贷款利率持续下行，项目融资成本有望降低。
新能源电力运营作为重资产行业，项目建设期需要大量债务融资，因此项目收益率对融资成本较为敏感。年8月我国5年期贷款市场报价利率为4.3%，较年12月报价利率降低0.35ppts。
我们认为银行贷款利率持续下行背景下公司融资成本有望降低，进而减少募投项目资本化利息金额等项目非建造成本。
风机价格大幅下降，实际总造价有望低于可研审定。
公司曲靖通泉、金钟一期、红河州永宁等三个募投风电项目的设备及安装工程总金额为65.7亿元，占总投资金额的70.4%。
根据金风科技数据，年风机价格再度大幅下降，年6月国内风机月度公开投标均价元/千瓦，较年12月降低14.5%，风机单位成本下降有望降低总投资成本。
云南省风电场采取“保障+市场”阶梯电价机制。
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》，风电建立“保障+市场”阶梯电价机制，即枯平期（小时）和汛期（小时）确定上网电价的电量保障发电企业合理收益，其余电量上网电价由市场形成。
云南省市场化交易电价上行抬升风电上网电价。
年1-7月云南省加权平均市场交易电价0.元/千瓦时，同比+6.8%。考虑到云南省内电力供需紧平衡形势在“十四五”期间或将长期维持，我们预计云南省市场交易电价有望长期延续温和上涨。公司风电项目超发电量上网电价通过市场化配置资源中竞争形成，预计市场化电价上行有望抬升公司实际综合电价水平。
资本金IRR敏感性测算：我们建立的新能源项目模型测算，在利用小时数小时、风机外其他建造成本4元/千瓦的条件下，风机每下降元，风电项目资本金IRR上行0.4%左右；含税上网电价每增加0.元/千瓦时，风电项目资本金IRR上行0.5%左右。
6.风险提示
6.1.用电需求不及预期
若用电需求增长不及预期，大量风电光伏机组投产后，有可能会出现弃风弃光率反弹。
6.2.盐硝业务经营不及预期
公司目前盐硝业务占比仍然较大，若盐硝业务经营不及预期，将会对公司利润产生较大影响。
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