（報告出品方/分析師：國信證券 黃秀杰 鄭漢林）

切入新能源賽道，規(guī)劃清晰成長迅速

轉型發(fā)展，切入新能源賽道開啟新征程

金開新能源股份有限公司現(xiàn)主營業(yè)務為光伏和風電的開發(fā)、投資、建設、運營。金開新能前身為“天津勸業(yè)場（集團）股份有限公司”，主營百貨業(yè)務，1994年于上交所上市。

公司于2020年8月完成重大資產重組，以資產置換和發(fā)行股份的方式購買“國開新能源”100%股權，置出原有百貨零售資產。

重組后，公司在風電光伏板塊發(fā)力，積極對外投資、收購新能源發(fā)電企業(yè)，同時自建并持有、運營風光電站。

發(fā)力新能源賽道，“三條曲線”布局推進。國開新能源成立于2014年，是由國開行全資子公司國開金融牽頭組建的新能源綜合運營商，2020年由金開新能收購后，成為公司開展新能源業(yè)務的主要平臺，并于2022年2月更名為“金開新能科技有限公司”（簡稱“金開有限”）。

金開有限成立后在全國各地開展光伏發(fā)電業(yè)務，2018年開始布局風電業(yè)務。截至2022年9月，金開新能并網裝機容量為3.57GW，其中風電、光伏裝機容量分別為1.10、2.47GW。

為與“新能源”主業(yè)協(xié)同，公司提出了風、光、儲、氫高端裝備和新材料研發(fā)的“新技術”發(fā)展思路，布局智能運維、電力交易、碳交易等“數(shù)字化”新業(yè)務，實現(xiàn)“新能源、新技術、數(shù)字化”協(xié)同發(fā)展，增強公司綜合實力。

公司主營業(yè)務分為光伏發(fā)電和風力發(fā)電兩大板塊。

公司主要通過下屬子公司金開有限（原“國開新能源”）開展光伏電站和風電場的開發(fā)、建設、運營。公司集中式光伏電站和風電場主要位于風光資源豐富的“三北”地區(qū)，生產的電力主要銷售給電網公司；分布式光伏電站主要分布于東部經濟發(fā)達省份，可分為“全額上網”和“自發(fā)自用，余電上網”兩種模式。

公司在發(fā)展新能源業(yè)務的同時，積極布局新業(yè)務。

在光伏制造領域，公司于2021年12月合資設立英利能源發(fā)展有限公司，布局光伏太陽能電池、組件的生產和應用以及光伏電站開發(fā)、建設和運營業(yè)務。在儲能、氫能領域，公司高端鋰電池新材料項目、光伏制氫“制儲運用”一體化示范項目有序推進中。在數(shù)字化領域，預計2022年內，公司可實現(xiàn)電站智慧運維業(yè)務的實質落地賦能業(yè)務。

公司收入主要來自光伏發(fā)電、風力發(fā)電板塊，營收顯著增長。

2021年，公司光伏發(fā)電、風力發(fā)電電費收入分別為12.84、5.94億元，占營業(yè)收入比重分別為67.30%、31.12%。公司光伏發(fā)電收入由2017年的4.47億元增至2021年的12.84億元，年均復合增長率30.21%；風電收入則由2019年的1.43億元增至2021年的5.94億元，年均復合增長率103.81%。

公司實際控制人為天津市國資委，控股股東為金開企管。

截至2022年12月公司股權轉讓完成后，金開企管及其一致行動人持有公司15.56%股權，金開企管為公司控股股東，天津市國資委為公司實際控制人。

此外，國家開發(fā)銀行通過國開金融間接持有公司6.72%股權，國家開發(fā)銀行可為公司新能源項目開發(fā)提供資金、資源支持，助力公司新能源開發(fā)項目有效落地。

業(yè)績持續(xù)快速增長，盈利能力提升

受益于“雙碳”目標政策推進，公司在手的新能源項目數(shù)量和并網容量快速增長，發(fā)電量顯著提升，驅動公司收入和業(yè)績高增。2021年，公司實現(xiàn)營業(yè)收入19.08億元（+40.61%），實現(xiàn)歸母凈利潤4.06億元（+16.49%）。2022年前三季度，公司實現(xiàn)收入24.05億元（+71.52%），實現(xiàn)歸母凈利潤6.44億元（+75.87%），主要系裝機量和發(fā)電量增長迅速。

裝機量與發(fā)電量快速增長。

截至2022年三季度，公司新能源并網容量3572MW，其中光伏、風電并網容量分別為2473、1099MW，較2021年末分別新增199、251MW。2022前三季度，公司光伏、風電發(fā)電量分別為26.68、22.98億千瓦時，同比增長51.1%、83.4%。2021年公司光伏、風電業(yè)務毛利潤分別7.53、4.11億元，同比增長23.0%、74.7%。2022年前三季度，公司毛利潤為15.67億元，同比增長75.7%。

毛利率、凈利率較高且較為平穩(wěn)。

在金開新能進行重大資產重組前后，金開新能的新能源發(fā)電業(yè)務迅速發(fā)展，毛利率基本保持在60%以上，凈利率在25%左右。2022年上半年，公司毛利率、凈利率分別為64.14%、26.39%，較2021年分別增加2.16、2.90pct，主要得益于公司裝機規(guī)模增長和管理費率下降。

資產負債率水平高于可比公司，財務費用率水平較高。

2022年前三季度，公司資產負債率為79.48%，較2021年底的79.22%增加0.25pct，在可比公司中處于較高水平。由于公司資產負債率較高，導致公司財務費用率較大，2022年前三季度，公司財務費用率為26.38%。

ROE提升，盈利能力增強。

2017至2022年三季度末，公司權益乘數(shù)呈增長態(tài)勢，資產周轉率整體略有下降，凈利率小幅波動，公司ROE基本保持平穩(wěn)。2022前三季度，公司ROE為11.53%，同比增加4.01pct，較2021年增加3.35pct，呈增長態(tài)勢，主要系發(fā)電量和營收大幅增長，使得凈利率和資產周轉率增加所致。

經營性凈現(xiàn)金流增長迅速。

2022年前三季度，公司經營性凈現(xiàn)金流為21.28億元，同比增加545.9%，較2021年增加12.52億元，主要系收到的電費、設備款以及增值稅留抵退稅額增加。同期內，公司籌資性凈現(xiàn)金流為-0.47億元，同比下降101.9%，主要系償還貸款增加。

政策持續(xù)推動新能源發(fā)展，光伏產業(yè)鏈降本帶來機遇

政策持續(xù)推動新能源發(fā)展，新能源裝機穩(wěn)步增長

自“雙碳”目標政策發(fā)布以來，國家及政府部門持續(xù)出臺政策，從加快新能源項目和風光大基地建設、新能源消納、構建新型電力系統(tǒng)、促進綠電消費和新能源市場化交易、完善電力市場、融資等多方面支持新能源發(fā)展，成為風光新能源行業(yè)發(fā)展的驅動力。

政策驅動下新能源裝機容量持續(xù)增長。

國家能源局數(shù)據顯示，截至2022年11月，國內風光、光伏累計裝機容量分別為35096、37202萬千瓦，在國內總裝機容量中占比分別為13.98%、14.82%。

發(fā)電量方面，2022年1-11月，國內風電、光伏發(fā)電量分別為6145、2125億千瓦時，在全國發(fā)電量中的占比分別為8.06%、2.79%。

全國電力現(xiàn)貨市場建設推進，促進新能源跨消納。

2022年11月25日，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，提出穩(wěn)妥有序推動新能源參與電力市場；日前市場中，在考慮電網運行和物理約束前提下，滿足日前市場負荷需求和備用需求，以發(fā)電成本最小/社會福利最大為目標進行優(yōu)化出清；實時市場中，根據省/區(qū)域電力調度根據最新電力負荷預測、聯(lián)絡線計劃和系統(tǒng)的約束條件等，以發(fā)電成本最小為目標出清，進行實時出清。新能源發(fā)電邊際成本低，有望在電力現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清，促進新能源消納水平提升。

綠電交易市場規(guī)模逐步擴大，綠電環(huán)境溢價邊際增厚電力企業(yè)收益。

綠電交易自2021年9月開始以來，開展綠電交易的省份數(shù)量不斷增加，交易規(guī)模逐步擴大。根據中電聯(lián)全國電力市場交易的數(shù)據，2022年上半年，全國綠色電力交易量已達到77.6億千瓦時，預計2022年全年綠色電力交易量將超過150億千瓦時。同時，隨著綠電的環(huán)境價值凸顯，綠電交易價格有所增加，邊際促進綠電企業(yè)業(yè)績增長。

2023年，廣東電力市場可再生能源年度交易成交15.63億千瓦時，電能量均價529.94厘/千瓦時，環(huán)境溢價均價21.21厘/千瓦時；江蘇電力市場年度綠電成交17.74億千瓦時，加權均價468.58元/兆瓦時，比燃煤基準價高19.8%。

光伏產業(yè)鏈降本，光伏項目裝機容量及盈利均有改善

集中式光伏全投資、平準化成本上升。IRENA數(shù)據顯示，2021年，全球集中式光伏、陸上風電、海上風電、光伏的平準化成本變化分別為+7%、-15%、-13%、-13%；

從全投資成本來看，2021年全球集中式光伏平均投資成本為9091美元/KW，較2020年同期水平大幅提升，而其他新能源電力全投資成本在同期內呈下行態(tài)勢；從平準化度電成本來看，2021年全球集中式光伏LCOE為0.114美元/kwh，較2020年同期的0.107美元/kwh同比增加6.54%。

國內集中式光伏成本上升主要系硅料價格上漲帶動組件價格從2021年初的1.5元/W左右上漲到2元/W以上。

根據中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據，2021年，我國地面光伏系統(tǒng)的初始全投資成本為4.15元/W左右，其中，組件約占投資成本的46%。

硅料產能將逐步釋放，供需偏緊格局有望緩解。

2021下半年以來，上游硅料供需偏緊導致組件價格高企，而未來新增硅料產能逐步釋放，供需格局有望改善。根據中國有色金屬工業(yè)協(xié)會硅業(yè)分會統(tǒng)計，2021年國內硅料產能為51.9萬噸，實際產量49.8萬噸。經統(tǒng)計國內主要高純晶硅生產公司披露的投產計劃，預計2022/2023/2024年國內硅料產能將分別為133.5/294.05/470.05萬噸。

硅料新增產能可有效滿足光伏新增裝機需求。

2022年初，中國光伏行業(yè)協(xié)會對2022/2023/2024年國內光伏新增裝機的預測為75-90/80-95/85-100GW，對全球新增預測為195-240/220-275/245-300GW。

根據硅料需求=新增裝機量×組件容配比×組件硅耗，若按照1.2:1的容配比、2.9g/W的單瓦硅耗，以22年和23年底的國內預計硅料產能可以供給440/980GW的裝機量。即使開工達產率僅有50%，預計僅國內產量即可基本滿足全球在23、24年的新增裝機需求。

硅料價格逐步下行。

多晶硅致密料均價已在高位僵持四月有余，近兩周，硅料均價有所下探，價格博弈持續(xù)激烈，隨著硅料有效產量的逐月提升，預計硅料價格將迎來下行。

根據PVinfolink數(shù)據，截至2022年12月28日，國內多晶硅致密料平均價格為240元/千克，周環(huán)比下跌5.9%，呈持續(xù)下跌態(tài)勢。

隆基、中環(huán)硅片報價大幅下跌。

隆基2022年12月最新P型M6、M10硅片報價分別為4.54、5.4元/片，較11月24日上一輪兩種型號硅片報價6.24、7.42元/片，硅片價格降幅均為27.2%；同時，中環(huán)2022年12月最新報價顯示，P型M10、G12硅片報價分別調整為5.4、7.1元/片，在中環(huán)11月27日的上一輪報價中，P型M10、G12硅片報價分別為7.05、9.3元/片，降幅分別為23.4%和23.7%。

上游供需關系迎來轉變，電池片價格快速下降。由于下游對單晶硅片的需求比較穩(wěn)定，單晶硅片企業(yè)恐將面臨逐漸增加的庫存壓力，硅片、電池片、組件價格或將迎來下行。

根據PVinfolink數(shù)據，截至2022年12月28日，國內單晶硅片166、182、210mm的均價分別為4.50、4.95、6.70元/片，周環(huán)比變化分別為-10.9%、-10.0%、-6.9%；單晶電池片166、182、210mm的均價分別為0.93、0.95、0.95元/片，周環(huán)比變化分別為-19.1%、-17.4%、-17.4%；單晶組件166、182、210型均價分別為1.86、1.895、1.895，周環(huán)比變化分別為-1.1%、-0.8%、-0.8%。

預計隨著光伏上游硅料新增產能逐步釋放，產業(yè)鏈供需格局將逐步趨于平衡，未來組件價格將回落下行，這將有助于光伏項目收益率回升，增加發(fā)電企業(yè)光伏裝機意愿。

當前，發(fā)電企業(yè)均儲備了大量光伏項目資源，當未來光伏組件價格回落，光伏項目收益率達到合理水平時，發(fā)電企業(yè)將有望加快儲備的光伏項目建設及投運，驅動未來光伏裝機規(guī)模持續(xù)增長。

組件價格下降對光伏項目盈利的彈性測算：

對光伏組件降價對項目收益率和單瓦盈利水平進行敏感性分析，主要假設條件如下：

1、光伏項目裝機規(guī)模為100MW；2、利用小時數(shù)1200小時；3、資本金比例為30%；4、組件等按20年折舊，逆變器按10年折舊；5、年運維費用為600萬；6、除組件外，其他設備及部件及建筑工程的建設成本為2元/W。

測算結果顯示，當上網電價為0.37元/kwh時、組件價格低于1.8元/W時，光伏項目資本金IRR為6.7%以上，單瓦盈利在0.10元/W以上，可以滿足大數(shù)電力企業(yè)的收益率要求。

同時，組件價格為1.5元/W、上網電價在0.36元/kwh以上時，光伏項目資本金IRR為7.6%以上，單瓦盈利在0.10元/W以上，項目收益率水平較好。

整體而言，光伏降本情形下，預計光伏項目資源儲備較為充足的電力企業(yè)有望顯著獲益，在未來新能源項目中光伏裝機容量、盈利水平或迎來邊際改善。

可再生能源補貼有序發(fā)放，加快新能源項目建設發(fā)展

風光新能源裝機容量持續(xù)快速增長，可再生能源補貼缺口擴大。由于國內風光新能源裝機規(guī)?？焖僭鲩L，過往存量風光可再生能源項目的補貼規(guī)模較大，而電價附加收入征收相對不足，使得可再生能源基金入不敷出，可再生能源補貼缺口呈持續(xù)擴大態(tài)勢。

兩大電網成立專屬二級公司，將通過發(fā)債解決可再生能源補貼缺口問題。

國家發(fā)改委、財政部、國務院國資委要求，國家電網和南方電網分別成立北京和廣州可再生能源發(fā)展結算服務有限公司，承擔可再生能源補貼資金管理，負責補貼資金缺口專項融資日常管理工作，以及開展補貼清單審核、需求匯總統(tǒng)計、編制年度資金需求預算，協(xié)助向財政部申請補貼資金、落實補貼的監(jiān)督核查等。

兩家公司已于今年8月完成注冊成立，有望通過發(fā)債融資發(fā)放歷史欠補，再由政府每年從可再生能源發(fā)展基金中列支融資本息。

財政部提前下達2023年可再生能源補貼預算，中央不斷提升對補貼發(fā)放的重視。

2022年11月，中央預決算公開平臺發(fā)布“財政部關于提前下達2023年可再生能源電價附加補助地方資金預算的通知”，本次下達風力發(fā)電補助20.5億元，太陽能發(fā)電補助25.8億元，生物質能發(fā)電補助0.8億元，合計47.1億元。

中央發(fā)放的僅為給地方電網的補貼資金，國網及南網公司范圍內的補助資金另行下達。2022年7月，國家電網發(fā)布《關于2022年年度預算第1次可再生能源電價附加補助資金撥付情況的公告》，2022年第一批次補貼資金總額為399.37億元，其中風力發(fā)電105.18億元、太陽能發(fā)電260.67億元。

可再生能源補貼核查合規(guī)項目清單（第一批）公布，可再生能源補貼將逐步發(fā)放，促進新能源項目建設推進。2022年10月28日，根據信用中國發(fā)布，受國家發(fā)改委、財政部、國家能源局委托，為加強經核查確認的合規(guī)可再生能源發(fā)電項目的社會監(jiān)督，現(xiàn)公示第一批經核查確認的項目，共計7334個。

項目公示完成后，后續(xù)將逐步進入到可再生能源補貼支付階段。隨著各電力企業(yè)可再生能源補貼落地，現(xiàn)金流狀況將有所改善，同時資產負債率將有所下降，財務結構改善，推動新能源項目建設落地。

存量新能源資產資源稟賦佳，未來成長性向好

風光資產資源稟賦佳，項目盈利水平較好

公司光伏裝機23.71%位于Ⅰ類資源區(qū)，25.58%位于Ⅱ類資源區(qū)。

根據2021年公司持有的43個光伏電站并網容量和區(qū)域分布情況，公司在寧夏持有的光伏并網容量最多，為539.13MW,其次是新疆和山西，均為450MW。

2021年，公司光伏裝機位于Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區(qū)的比例分別為23.71%、25.58%、51.59%。Ⅰ類、Ⅱ類資源區(qū)利用小時數(shù)和發(fā)電量較高，Ⅲ類資源區(qū)則擁有更高的上網電價。

公司在新疆地區(qū)的電站主要集中于“準皖直流”特高壓大通道上。

截至2021年底，公司于“準皖直流”通道上的新能源裝機規(guī)模已突破120萬千瓦，每年可為綠電需求旺盛的江浙滬皖等華東地區(qū)提供綠電近27億千瓦時，保障新能源消納。

公司分布式光伏項目多位于東部經濟發(fā)達省份，上網電價高。

2021年，公司在浙江和上海的分布式光伏項目的上網電價超過1元/千瓦時，在寧夏、廣西、安徽的分布式光伏項目超過0.9元/千瓦時。公司分布式光伏項目的上網電價較高，項目盈利性較好。

利用小時數(shù)是風光項目自然資源稟賦情況的重要體現(xiàn)，從利用小時數(shù)來看，公司多數(shù)光伏項目利用小時數(shù)在1300小時以上，其中公司光伏裝機項目較多的地區(qū)，如寧夏、山西、新疆等地區(qū)的光伏項目利用小時數(shù)超過1400小數(shù)，顯著高于全國平均水平，進一步反映出公司存量光伏項目的自然資源稟賦較好。

風電項目方面，公司風電項目以陸上風電為主，2021年，公司新疆、山東、河北的風電項目的利用小時數(shù)分別為2455、2524、2660小時，均高于2400小時，顯著好于全國平均水平，同樣反映出公司存量風電項目的自然資源稟賦較好。

公司盈利能力較強，且呈現(xiàn)改善趨勢。

依托公司風光新能源資產的資源稟賦優(yōu)勢較強，以及公司在長期發(fā)展新能源過程中積累的項目建設、運維經驗，公司毛利率水平處于可比公司中前列。

2022年前三季度，公司整體毛利率為65.18%，高于可比公司；細分業(yè)務來看，2021年公司風電、光伏業(yè)務的毛利率分別為69.25%、58.62%，在可比公司中處于前列。此外，得益于高毛利的風電裝機占比增加，公司整體毛利率呈增長趨勢。

費用率較高拖累凈利率表現(xiàn)，ROE逐年改善。盡管公司毛利率水平高于可比公司，但由于公司費用率水平較高，影響凈利率表現(xiàn)，但受益于毛利率提升和公司費用管控增強，公司凈利率、ROE呈現(xiàn)改善趨勢。2022年前三季度，公司凈利率、ROE分別為28.97%、12.18%，分別同比增加3.40、2.85pct。

新能源裝機規(guī)劃明晰，未來長期成長性向好

致力于成為具有全球競爭力的能源生態(tài)型企業(yè)。2021年，公司制定了中長期發(fā)展規(guī)劃，以及“三步走”的戰(zhàn)略安排，計劃到2025年，突破13GW；到2035年，公司立足新能源發(fā)電，最終轉換到零碳能源生產、供應和制造的“終極賽道”，構建起開放、共享、共贏的產業(yè)生態(tài)體系，成為具有全球競爭力的能源生態(tài)型企業(yè)。

公司新能源資源儲備充足，有力支撐未來裝機增長。

截至2022年8月底，公司核準裝機容量5400MW。公司主要通過兩種方式擴大項目資源池，一是加快自主開發(fā)、自建電站，二是積極尋找優(yōu)質新能源企業(yè)發(fā)起收購。

2021年至2022年11月，公司共收購13家新能源發(fā)電企業(yè)，為公司帶來已建、在建、已核準的電站資產合計1465.45MW。隨著公司儲備的項目資源逐步建設完成，公司風光新能源裝機規(guī)模將有望持續(xù)增長。

2020年公司重組后發(fā)起兩輪定增，自建電站項目加速上馬，保障裝機快速增長。

公司于2020年11月、2022年2月披露了兩次定增預案，并于2021年7月、2022年11月完成發(fā)行。隨著公司定增發(fā)行完成，資金實力有所增強，公司加快新能源項目建設，推動項目落地。兩次定增中包含7個電站項目，擬使用募集資金28.2億元，項目規(guī)劃裝機合計740MW。2017至2021年，公司并網容量年均復合增長率59.7%，2022年三季度末并網容量為3572MW，同比增長33.50%。

盈利預測

假設前提

隨著光伏組件價格下降，預計“十四五”后半程為裝機規(guī)?？焖僭鲩L期。2022年組件價格高企，拖累在手項目并網進度。但預計隨著硅料產能的釋放，光伏產業(yè)鏈上下游價格將迎來拐點，預計公司在2023-2025年可加快項目投產進度，完成2025年裝機規(guī)模目標。

我們的盈利預測基于以下假設條件：

1）裝機方面，根據公司公告披露數(shù)據，截至2022H1，公司光伏、風電核準裝機分別為395、129萬千瓦，公司2022年前三季度完成光伏、風電分別新增并網20、25萬千瓦，結合公司“十四五”裝機規(guī)劃以及行業(yè)發(fā)展情況，我們預計2022-2024年光伏新增20/150/150萬千瓦，風電新增25/50/50萬千瓦。

2）利用小時數(shù)方面，參考公司過往利用小時數(shù)情況，預計存量光伏、風電項目利用小時數(shù)分別為1350、2500小時；新增光伏、風電新能源項目利用小時數(shù)分別為1300、2450小時；

3）電價方面：新增項目上網電價取全國燃煤基準電價的均值，0.37元/千瓦時；

4）成本及期間費用方面，新增風電、光伏初始造價逐漸下調，小幅影響發(fā)電成本及財務費用，結合公司年報、季報已披露數(shù)據做出中性假設。

毛利率方面，由于2021年以來，新增的光伏、陸上風電項目實行平價上網，導致毛利率有所下降，但2022年受益于風電項目降本，毛利率有所提升，但未來由于平價上網項目增加，而配儲將增加新能源項目成本。綜合來看，預計長期公司毛利率呈現(xiàn)下降趨勢。

未來3年盈利預測

按上述假設條件，我們得到公司2022-2024年收入分別為27.15/33.55/47.91億元，歸屬母公司凈利潤7.41/10.36/14.17億元，歸母凈利潤年增速分別為82.3%/39.9%/36.7%。2022-2024年每股收益分別為0.37/0.52/0.71元。

盈利預測的敏感性分析

我們的預測模型中，2022年公司存量光伏項目平均利用小時假設為1350小時，上網電價為0.55元/千瓦時。

現(xiàn)將公司2022年的歸母凈利潤與電價、利用小時做敏感性分析，除稅電價在原始值0.55元/千瓦時的基礎上上浮0.01元/千瓦時，就會使歸母凈利將較原始估值提升3%。利用小時在原始值的基礎上提高50小時，會使歸母凈利將較原始估值提升6%。

估值與總結

考慮公司的業(yè)務特點，我們采用絕對估值和相對估值兩種方法來估算公司的合理價值區(qū)間。

絕對估值：9.62-10.77元

受益新能源裝機規(guī)模增長，我們預計2022-2024年營收增速分別為42.3%、23.5%、42.8%。我們預計按照2025年公司新能源裝機目標情況下，新能源裝機2022-2025年間每年增加45/200/200/200萬千瓦。

輸入條件：基于公司歷史財務報表中反映的公司資本結構和財務狀況情況，我們假定目標權益資本比為30%，2年期的日度數(shù)據計算貝塔系數(shù)為1.50，無風險利率采用10年期國債到期收益率3.0%，風險溢價為7.0%，債務資本成本為3.0%，計算得出WACC值為5.84%。

FCFF估值結果：在永續(xù)增長率為1%的假設條件下，測算金開新能對應每股權益價值為9.62-10.77元，高于目前股價33%-49%。

絕對估值的敏感性分析

該絕對估值相對于WACC和永續(xù)增長率較為敏感，表13是公司絕對估值相對此兩因素變化的敏感性分析。

相對法估值：9.29-10.33元

新能源業(yè)務方面，由于公司以風光新能源發(fā)電為主要業(yè)務，因而選擇三峽能源、節(jié)能風電、太陽能、晶科科技作為可比公司。可比公司2022-2024年對應的PE估值均值分別為22.82、16.87、13.80X。

考慮金開新能未來業(yè)績成長性較強，增速較快，且存量風光新能源資產較為優(yōu)質，同時2023年新能源運營行業(yè)景氣較高，給予公司2023年18~20倍PE。

根據我們測算，2023年公司新能源業(yè)務歸母凈利為10.3億元，對應公司權益市值為186~206億元，對應9.29~10.33元/股合理價值，較當前股價有28%-43%的溢價。

總結

綜合上述幾個方面的估值，我們認為公司股票價值在9.29-10.33元之間，較當前股價有28%-43%的溢價。我們認為，公司2022-2024年期間業(yè)績將持續(xù)高增，遠期具有持續(xù)成長性。

風險提示

估值的風險

我們采取絕對估值和相對估值方法計算得出公司的合理估值在9.29-10.33元之間，但該估值是建立在較多假設前提的基礎上計算而來的，特別是對公司未來幾年自由現(xiàn)金流的計算、加權資本成本（WACC）的計算、TV增長率的假定和可比公司的估值參數(shù)的選定，都加入了很多個人的判斷：

1、可能由于對公司顯性期和半顯性期收入和利潤增長估計偏樂觀，導致未來10年自由現(xiàn)金流計算值偏高，從而導致估值偏樂觀的風險；

2、加權資本成本（WACC）對公司估值影響非常大，我們在計算WACC時假設無風險利率為3.0%、風險溢價7%，可能仍然存在對該等參數(shù)估計或取值偏低、導致WACC計算值較低，從而導致公司估值高估的風險；

3、我們假定未來10年后公司TV增長率為1%，公司所處行業(yè)可能在未來10年后發(fā)生較大的不利變化，公司持續(xù)成長性實際很低或負增長，從而導致公司估值高估的風險；

4、相對估值時我們選取了與公司業(yè)務相同或相近的公司進行比較，選取了可比公司2023年平均動態(tài)PE作為相對估值的參考，同時考慮公司增發(fā)的因素、公司成長性，對行業(yè)平均動態(tài)PE進行修正。

最終，參考新能源裝機規(guī)模相近的三峽能源、太陽能、晶科科技、節(jié)能風電，2022-2024年對應的PE估值均值分別為22.82、16.87、13.80X，考慮金開新能未來業(yè)績成長性較強，增速較快，且存量風光新能源資產較為優(yōu)質，給予公司新能源板塊18~20倍PE?？赡芪闯浞挚紤]市場整體變化帶來的估值偏高的風險。

盈利預測的風險

在對公司新能源項目未來盈利預測中，我們設定了很多參數(shù)，這些參數(shù)為基于歷史數(shù)據及對未來變化的個人判斷：

1、若新能源投運增長不及預期，可能影響公司業(yè)績增長；

2、若新能源當年來風、光照條件較差，可能影響公司當年新能源業(yè)務的業(yè)績。

經營及其他風險

1、電價波動風險。上網電價是影響公司盈利能力的重要因素。我國發(fā)電企業(yè)上網電價受到政府的嚴格監(jiān)管，未來隨著電力改革的深入及競價上網的實施，可能導致公司的上網電價水平發(fā)生變化，這將可能影響公司的盈利水平。

2、配儲要求提高、組件價格波動導致成本上升風險。當前政策要求新能源項目按照規(guī)定比例配備儲能。新能源發(fā)電受自然條件影響，隨著新能源在電力系統(tǒng)中占比的提升，會加大電網調節(jié)壓力，配儲要求可能逐步提高，進而影響項目成本和收益。組件價格依賴于技術升級和上游供需關系，組件成本占光伏電站全投資成本的近50%，組件價格波動會影響光伏項目投產進度和盈利水平。

3、裝機不及預期風險。裝機量決定了公司發(fā)電量和電費收入，影響公司收益。若公司獲取項目資源的能力不足，或因上游設備價格高企而暫緩采購等外部因素拖累裝機速度，會導致公司業(yè)績增速下滑，市場競爭力減弱。

4、電力系統(tǒng)改革影響收益風險。根據《電力并網運行管理規(guī)定》，按照“誰受益、誰承擔”的原則，用戶要承擔必要的輔助服務費用或按照貢獻獲得相應的經濟補償。隨著新能源滲透率的提高，輔助服務費用的分攤或將上升，影響新能源收益。

5、政策變化風險。目前受“雙碳”目標的指引，國家對新能源支持力度較大。若新能源在電力系統(tǒng)中的占比過高，使電網產生不能穩(wěn)定運行的風險，國家可能會限制項目核準。

6、財務風險。公司資產負債率高于可比公司，財務壓力相對較大，較高的資產負債率使得公司財務費用率偏高，影響公司凈利潤增長，若未來公司隨著業(yè)務發(fā)展，資產負債率保持高位或進一步提升，導致財務壓力加大，可能會導致公司業(yè)績增長不及預期。

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