绿电运营“小而美”，长期发展稳健向好

入局新能源赛道，规划清晰增长迅速。公司于 2020 年 8 月完成重大资产重组，置入“国开新能源”100%股权，置出原有百货零售资产。重组后，公司主营业务为光伏和风电的开发、投资、建设、运营。截至 2022 年三季度，公司累计装机容量为 3.57GW，其中风电、光伏装机容量分别为 1.10、2.47GW。 随着公司装机规模持续增长，公司收入和净利润呈现快速增长态势。2021 年，公司实现营业收入 19.08 亿元（+40.61%），归母净利润 4.06 亿元（+16.49%）。 2022 年前三季度，公司实现营业收入 24.05 亿元（+71.52%），归母净利润6.44 亿元（+75.87%）。 政策持续推动新能源发展，光伏产业链降本带来机遇。自“双碳”目标政策发布以来，国家及政府部门持续出台政策，从加快新能源项目和风光大基地建设、新能源消纳、构建新型电力系统、促进绿电消费和新能源市场化交易、完善电力市场、融资等多方面支持新能源发展，成为风光新能源行业发展的驱动力。硅料降价，下游组件价格迎来拐点，预计光伏项目资源储备较为充足的电力企业有望显著获益，在未来新能源项目中光伏装机容量、盈利水平或迎来边际改善。此外，可再生能源补贴加速落地，有望减轻新能源企业财务压力，促进新能源项目开发建设。 存量新能源资产资源禀赋佳，未来成长性向好。公司集中式光伏电站和风电场主要位于风光资源丰富的“三北”地区，光伏装机 23.71%位于Ⅰ类资源区，25.58%位于Ⅱ类资源区，存量风光项目利用小时数显著高于全国平均水平。 分布式光伏项目多位于东部经济发达省份，上网电价高。公司毛利率水平高于可比公司，盈利能力较强；受益于毛利率提升和公司费用管控增强，公司净利率、ROE 呈现改善趋势。公司中长期发展规划清晰，风光新能源项目资源储备充足，支撑未来装机增长。截至 2022 年 8 月，公司核准装机容量 5.4GW，未来项目投运将驱动公司业绩持续快速增长。 风险提示 装机增长不及预期，组件价格下降不及预期，电价下调，市场竞争加剧。 投资建议：首次覆盖，给予“买入”评级 我们预计公司 22-24 年每股收益 0.37/0.52/0.71 元，利润增速分别为82.3%/39.9%/36.7%。通过多角度估值，我们认为公司股票合理价值在9.29-10.33 元之间，较当前股价有 28%-43%的溢价。我们认为，公司未来业绩将持续高增，远期具有持续成长性。首次覆盖，给予“买入”评级。 盈利预测和财务指标 切入新能源赛道，规划清晰成长迅速 转型发展，切入新能源赛道开启新征程 金开新能源股份有限公司现主营业务为光伏和风电的开发、投资、建设、运营。 金开新能前身为“天津劝业场（集团）股份有限公司”，主营百货业务，1994年于上交所上市。公司于2020年8月完成重大资产重组，以资产置换和发行股份的方式购买“国开新能源”100%股权，置出原有百货零售资产。重组后，公司在风电光伏板块发力，积极对外投资、收购新能源发电企业，同时自建并持有、运营风光电站。 发力新能源赛道，“三条曲线”布局推进。国开新能源成立于2014年，是由国开行全资子公司国开金融牵头组建的新能源综合运营商，2020年由金开新能收购后，成为公司开展新能源业务的主要平台，并于2022年2月更名为“金开新能科技有限公司”（简称“金开有限”）。金开有限成立后在全国各地开展光伏发电业务，2018年开始布局风电业务。截至2022年9月，金开新能并网装机容量为3.57GW，其中风电、光伏装机容量分别为1.10、2.47GW。为与“新能源”主业协同，公司提出了风、光、储、氢高端装备和新材料研发的“新技术”发展思路，布局智能运维、电力交易、碳交易等“数字化”新业务，实现“新能源、新技术、数字化”协同发展，增强公司综合实力。 图1：公司“三条曲线”发展布局 公司主营业务分为光伏发电和风力发电两大板块。公司主要通过下属子公司金开有限（原“国开新能源”）开展光伏电站和风电场的开发、建设、运营。公司集中式光伏电站和风电场主要位于风光资源丰富的“三北”地区，生产的电力主要销售给电网公司；分布式光伏电站主要分布于东部经济发达省份，可分为“全额上网”和“自发自用，余电上网”两种模式。 公司在发展新能源业务的同时，积极布局新业务。在光伏制造领域，公司于2021年12月合资设立英利能源发展有限公司，布局光伏太阳能电池、组件的生产和应用以及光伏电站开发、建设和运营业务。在储能、氢能领域，公司高端锂电池新材料项目、光伏制氢“制储运用”一体化示范项目有序推进中。在数字化领域，预计2022年内，公司可实现电站智慧运维业务的实质落地赋能业务。 公司收入主要来自光伏发电、风力发电板块，营收显著增长。2021年，公司光伏发电、风力发电电费收入分别为12.84、5.94亿元，占营业收入比重分别为67.30%、31.12%。公司光伏发电收入由2017年的4.47亿元增至2021年的12.84亿元，年均复合增长率30.21%；风电收入则由2019年的1.43亿元增至2021年的5.94亿元，年均复合增长率103.81%。 图2：公司主营业务结构（亿元） 公司实际控制人为天津市国资委，控股股东为金开企管。截至2022年12月公司股权转让完成后，金开企管及其一致行动人持有公司15.56%股权，金开企管为公司控股股东，天津市国资委为公司实际控制人。此外，国家开发银行通过国开金融间接持有公司6.72%股权，国家开发银行可为公司新能源项目开发提供资金、资源支持，助力公司新能源开发项目有效落地。 图3：公司股权结构 业绩持续快速增长，盈利能力提升 受益于“双碳”目标政策推进，公司在手的新能源项目数量和并网容量快速增长，发电量显著提升，驱动公司收入和业绩高增。2021年，公司实现营业收入19.08亿元（+40.61%），实现归母净利润4.06亿元（+16.49%）。2022年前三季度，公司实现收入24.05亿元（+71.52%），实现归母净利润6.44亿元（+75.87%），主要系装机量和发电量增长迅速。 装机量与发电量快速增长。截至2022年三季度，公司新能源并网容量3572MW，其中光伏、风电并网容量分别为2473、1099MW，较2021年末分别新增199、251MW。 2022前三季度，公司光伏、风电发电量分别为26.68、22.98亿千瓦时，同比增长51.1%、83.4%。2021年公司光伏、风电业务毛利润分别7.53、4.11亿元，同比增长23.0%、74.7%。2022年前三季度，公司毛利润为15.67亿元，同比增长75.7%。 图4：金开新能营业收入及增长率 图5：金开新能归母净利润及增长率 图6：金开新能风光新能源发电业务收入及增长率 图7：金开新能风光新能源发电毛利及增长率 图8：金开新能光伏和风电项目并网容量 图9：金开新能光伏和风电发电量 毛利率、净利率较高且较为平稳。在金开新能进行重大资产重组前后，金开新能的新能源发电业务迅速发展，毛利率基本保持在60%以上，净利率在25%左右。2022年上半年，公司毛利率、净利率分别为64.14%、26.39%，较2021年分别增加2.16、2.90pct，主要得益于公司装机规模增长和管理费率下降。 资产负债率水平高于可比公司，财务费用率水平较高。2022年前三季度，公司资产负债率为79.48%，较2021年底的79.22%增加0.25pct，在可比公司中处于较高水平。由于公司资产负债率较高，导致公司财务费用率较大，2022年前三季度，公司财务费用率为26.38%。 ROE提升，盈利能力增强。2017至2022年三季度末，公司权益乘数呈增长态势，资产周转率整体略有下降，净利率小幅波动，公司ROE基本保持平稳。2022前三季度，公司ROE为11.53%，同比增加4.01pct，较2021年增加3.35pct，呈增长态势，主要系发电量和营收大幅增长，使得净利率和资产周转率增加所致。 经营性净现金流增长迅速。2022年前三季度，公司经营性净现金流为21.28亿元，同比增加545.9%，较2021年增加12.52亿元，主要系收到的电费、设备款以及增值税留抵退税额增加。同期内，公司筹资性净现金流为-0.47亿元，同比下降101.9%，主要系偿还贷款增加。 图10：金开新能毛利率及净利率情况 图11：金开新能光伏、风电业务毛利率情况 图12：金开新能与可比公司资产负债率比较 图13：金开新能三项费用率情况 图14：金开新能ROE及杜邦分析 图15：金开新能现金流情况（亿元） 政策持续推动新能源发展，光伏产业链降本带来机遇 政策持续推动新能源发展，新能源装机稳步增长 自“双碳”目标政策发布以来，国家及政府部门持续出台政策，从加快新能源项目和风光大基地建设、新能源消纳、构建新型电力系统、促进绿电消费和新能源市场化交易、完善电力市场、融资等多方面支持新能源发展，成为风光新能源行业发展的驱动力。 表1：2021年以来国家支持新能源发展的政策梳理 政策驱动下新能源装机容量持续增长。国家能源局数据显示，截至2022年11月，国内风光、光伏累计装机容量分别为35096、37202万千瓦，在国内总装机容量中占比分别为13.98%、14.82%。发电量方面，2022年1-11月，国内风电、光伏发电量分别为6145、2125亿千瓦时，在全国发电量中的占比分别为8.06%、2.79%。 图16：国内风电累计装机容量变化情况 图17：国内光伏发电累计装机容量变化情况 图18：国内风电、太阳能发电量变化情况（亿千瓦时） 全国电力现货市场建设推进，促进新能源跨消纳。2022年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场；日前市场中，在考虑电网运行和物理约束前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，以发电成本最小/社会福利最大为目标进行优化出清；实时市场中，根据省/区域电力调度根据最新电力负荷预测、联络线计划和系统的约束条件等，以发电成本最小为目标出清，进行实时出清。新能源发电边际成本低，有望在电力现货市场中优先出清，促进新能源消纳水平提升。 绿电交易市场规模逐步扩大，绿电环境溢价边际增厚电力企业收益。绿电交易自2021年9月开始以来，开展绿电交易的省份数量不断增加，交易规模逐步扩大。 根据中电联全国电力市场交易的数据，2022年上半年，全国绿色电力交易量已达到77.6亿千瓦时，预计2022年全年绿色电力交易量将超过150亿千瓦时。同时，随着绿电的环境价值凸显，绿电交易价格有所增加，边际促进绿电企业业绩增长。 2023年，广东电力市场可再生能源年度交易成交15.63亿千瓦时，电能量均价529.94厘/千瓦时，环境溢价均价21.21厘/千瓦时；江苏电力市场年度绿电成交17.74亿千瓦时，加权均价468.58元/兆瓦时，比燃煤基准价高19.8%。 图19：开展绿电交易的省份数量大幅增加 光伏产业链降本，光伏项目装机容量及盈利均有改善 集中式光伏全投资、平准化成本上升。IRENA数据显示，2021年，全球集中式光伏、陆上风电、海上风电、光伏的平准化成本变化分别为+7%、-15%、-13%、-13%； 从全投资成本来看，2021年全球集中式光伏平均投资成本为9091美元/KW，较2020年同期水平大幅提升，而其他新能源电力全投资成本在同期内呈下行态势；从平准化度电成本来看，2021年全球集中式光伏LCOE为0.114美元/kwh，较2020年同期的0.107美元/kwh同比增加6.54%。国内集中式光伏成本上升主要系硅料价格上涨带动组件价格从2021年初的1.5元/W左右上涨到2元/W以上。根据中国光伏行业协会数据，2021年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.15元/W左右，其中，组件约占投资成本的46%。 图20：2021年全球不同电源平准化成本同比变化情况 图21：全球