算力业务稳步发展，打造第二增长曲线

请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容2025年02月17日金开新能（600821.SH）算力业务稳步发展，打造第二增长曲线公司研究 · 公司快评公用事业 · 电力投资评级：优于大市（维持）证券研究报告 | 证券分析师：黄秀杰021-61761029huangxiujie@guosen.com.cnS0980521060002证券分析师：郑汉林0755-81982169zhenghanlin@guosen.com.cnS0980522090003证券分析师：刘汉轩010-88005198liuhanxuan@guosen.com.cnS0980524120001联系人：崔佳诚021-60375416cuijiacheng@guosen.com.cn请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容核心观点•新能源上网电价市场化改革推进，新能源项目收益率有望维持合理水平。2025年2月9日，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》。《通知》主要内容：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；二是建立新能源可持续发展价格结算机制，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用，系统运行费用由工商业用户承担。此外，《通知》坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。《通知》在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，差价结算方式让新能源发电企业有合理稳定的预期，促进新能源发电行业稳健发展。•公司装机容量、发电量不断增长，目前装机以光伏为主。截至2024年9月，公司累计投产装机容量4976MW，其中风电、光伏装机容量分别为1390、3459MW，装机占比分别为27.9%、69.5%；2024年前三季度，公司新增装机容量496MW，其中风电、光伏分别新增装机133、363MW。发电量方面，2024年前三季度，公司累计发电量为61.79亿千瓦时，同比增长12.31%，其中风电发电量27.69亿千瓦时，同比增长13.11%，占公司总发电量的比例为44.8%；光伏发电量为33.61亿千瓦时，同比增长11.14%，占公司总发电量的比例为54.4%。•金开新能公司全资子公司金开新能伊吾数字科技有限公司（简称“金开伊吾”）与无问芯穹（北京）智能科技有限公司（简称“无问芯穹”）于2025年1月27日签署了《人工智能算力技术服务合同》，根据合同，公司全资子公司金开伊吾将向无问芯穹公司提供智算算力及其配套带宽资源、存储资源、安全资源以及IT运维服务，分二期交付。一期合同租赁总金额为6912万元（含税），服务期限为12个月。•公司在新能源与智算中心一体化领域的首次项目落地，后续有望持续推广，逐步将算力打造为公司第二增长曲线。本次合同的签署标志着公司在新能源与智算中心一体化项目领域迈出了坚实的一步，本次合作是公司“算力+电力”融合发展模式的重要实践，将对公司未来经营业绩产生促进作用，预计可为公司贡献年算力租赁含税收入6912万元。同时，公司通过在新疆落地智算中心，有助于公司在新疆区域获取新能源发电指标，实现装机容量进一步增长，业绩未来有望稳健增长。•公司重视投资者利益，秉承长期现金分红的原则，形成常态化现金分红机制，2024年上半年，公司拟向全体股东每10股派发现金红利1.00元（含税），拟派发现金红利1.97亿元（含税），占公司2024年上半年度归母净利润的40.38%。公司股东金开企管拟增持股份金额2-4亿元，截至2025年1月6日，金开企管累计增持公司股份3432.01万股，占公司总股本的1.72%，累计增持金额1.96亿元。•投资建议：由于电价下降影响，下调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为8.5/9.4/10.5亿元（原预测值为9.7/12.0/14.2亿元），同比增长5.6%/10.8%/11.9%；EPS分别为0.42/0.47/0.53元，当前股价对应PE为13.1/11.8/10.6X。维持“优于大市”评级。•风险提示：电价下调；政策变化风险；绿电消纳水平下降；新能源项目建设投运不及预期；算力业务发展不及预期。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容新能源上网电价市场化改革推进，新能源项目收益率有望维持合理水平•新能源发电量、装机容量持续增长。国家能源局数据显示，截至2024年，国内风电、光伏累计装机容量分别为52068、88666万千瓦，分别同比增长18.0%、45.2%，占全国发电装机容量的比例分别为15.55%、26.48%，分别同比增加0.43、5.60pct，合计占比为42.03%；发电量方面，2024年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%，占全国全社会用电量的比例为10.1%；光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%，占全国全社会用电量的比例为8.5%；风光新能源发电量占全国全社会用电量的比例合计为18.6%，完成国家“十四五”期间可再生能源电力非水电消纳责任权重目标。•目前，新能源发电发展面临电价、消纳挑战。资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，新能源电价、消纳水平呈下降趋势。2024年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。2024年，全国风电光伏利用率分别为95.9%、96.8%，分别同比减少1.4、1.2pct，新能源发电项目弃风弃光率水平同比有所提升。图1：2021年以来国内弃风率情况图2：2021年以来国内弃光率情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国信证券经济研究所整理资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容新能源上网电价市场化改革推进，新能源项目收益率有望维持合理水平•2025年2月9日，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》。《通知》主要内容：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；二是建立新能源可持续发展价格结算机制，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用，系统运行费用由工商业用户承担。此外，《通知》坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。《通知》在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制