（报告出品方/分析师：国泰君安证券 于鸿光 陈卓鸣 孙辉贤）
公司完全置出地产资产，置入新能源资产，开启新能源转型。公司规划到“十四五”末，建设及运营装机达 30 GW。
市场认为公司切入新能源发电领域较晚，盈利释放缓慢；我们认为，股东背景及央企身份加强公司新能源项目获取优势，新增风光装机进度加快叠加存量资产盈利改善，公司业绩成长性凸显：
1）公司项目储备丰富（在建约 2.8 GW，储备约 6 GW，是存量装机的 2.2 倍），其中光伏约占 70%；光伏组件价格下降，公司受益显著，装机有望放量；
2）公司受到央企股东融资支持，融资成本下降显著（截至 22 年 9 月融资成本下降到 3.58%，媲美行业龙头），助力资产扩张加速。
3）公司受益于消纳改善、规模化运营降本等因素，盈利能力改善空间明确。
2.1. 盈利预测
假设公司 2022~2024 年：新能源装机每年新增 1.5/4.2/8.0 GW（其中风电 0.7/1.8/2.5 GW；光伏 0.8/2.4/5.5 GW）。发电量分别为 81.7/143.6/242.0 亿千瓦时，对应同比增速分别为 8.2%/75.7%/68.5%。
根据上述关键假设，预计公司 2022~2024 年 的营业收入分别为 36.0/58.3/93.0 亿元，对应增速分别为—/61.9%/59.6%。
预计公司 2022~2024 年归母净利润分别为 6.2/11.9/19.3 亿元，对应增速分别为 146%/91%/62%；EPS 分别为 0.33/0.64/1.03 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、芯能科技、云南能投作为行业可比公司。
可比公司 2023 年平均 PE 为 24 倍，考虑到公司具备更强成长性（我们预计公司 23/24 年 EPS 同比+91%/+62%），PE 估值溢价高于行业可比公司，我们给予公司 2023 年 25 倍 PE，对应估值为 16.00 元。
可比公司 2023 年平均 PB 为 2.6 倍，参考行业龙头公司 PB，并考虑到公司 2022 年初完成资产置换重组，财务费用等成本有待进一步优化、运营规模效益、资产利用效率有待进一步提高，当前资产盈利能力略低于行业可比公司，未来有提升空间，我们给予公司 2023 年 1.8 倍 PB，对应估值为 16.78 元。
综合以上，给予公司 2023 年 16.00 元目标价。
广宇发展前身为地产公司。广宇发展前身为成立于 1986 年的天津国际商场，于 1993 年 12 月在深交所上市。
2004 年鲁能集团实现间接控股，公司开始涉及房地产业务，2005 年更名为“天津广宇发展股份有限公司”。
2021 年公司开始资产置换，开启新能源转型，2022 年 9 月正式更名“天津中绿电投资股份有限公司”
为扭转公司发展的困局，凭借股东背景和集团资产，2021年谋求实质转型。
公司主营房地产开发与销售多年，受经济转型和房地产政策调整，2019 年以来公司的地产业务开始承压，营业收入和净利润下降明显，公司逐步开始谋划转型。
2021 年 9 月公司公告，筹划与股东及关联方进行重大资产置换，谋求产业的转型升级。经过与股东方鲁能集团及其股东中国绿发协议，公司利用集团及股东优势，通过资产置换重组，注入股东及关联方的新能源发电资产（鲁能集团与都城伟业合计持有的鲁能新能源 100%股权），彻底剥离房地产资产，转型为新能源发电主业公司。
4.1. 全面完成资产置换
资产全面置换，注入新能源资产估值具备优势，现金补差有利于充实公司项目开发资金。
2021 年 12 月，广宇发展发布了重大资产置换草案，拟置出 23 家子公司，置入鲁能新能源 100%股权置换，并获得现金交易 对价 132.31 亿元。
2022 年 1 月公司完成交割过户，资产置换完成后广宇发展 100%控股鲁能新能源。
我们横向对比 2020 年中国核电收购中核汇能估值约为 1.21 倍 PB，考虑到市场同期估值等因素，我们认为公司资产置入估值相对较低。
4.2. 鲁能新能源的历史发展和基本情况
鲁能新能源专注从事新能源开发运营。广宇发展完成资产置换后，广宇发展母公司下辖二级子公司仅有鲁能新能源，其他新能源项目公司及参股新能源项目均为鲁能新能源下辖管理。
鲁能新能源成立于 2014 年，是国内较早从事新能源发电企业之一，现为中国绿发旗下风电和光伏业务运营主体。
鲁能新能源前身为都城伟业全资设立的都城绿色能源公司，国家电网间接持有公司 100%股权。
经过国家电网以及中国绿发主导多次整合，陆续将中国绿发旗下新能源发电资产注入公司，尤其 2021 年以来，将都城伟业和鲁能集团旗下全部新能源发电资产（之前主要电站为鲁能新能源托管）以股权作价入股投资至公司。
广宇发展作为中国绿发的新能源发电业务平台，实际控制人为国务院国资委，公司背靠央企实力雄厚。公司是中国绿发的新能源发电业务平台；中国绿发于 2020 年改革后，引入中国诚通、中国国新、国家电网公司等为股东（此后中国诚通与中国国新分别增资 50 亿元），目前三个主要股东分别持有 41.1%、27.8%、26.7%的股权。
此外，公司控股股东鲁能集团和间接控股股东中国绿发承诺：重组完成后，控制的其他企业不存在，未来也不直接或间接从事或投资任何与上市公司及其下属公司经营业务构成竞争或可能构成竞争的业务。
广宇发展原管理层与鲁能新能源管理层完成更替，行业经验丰富，具备管理优势。
广宇发展原管理层于 2022 年 1 月请辞，由鲁能新能源管理层接管，现任管理层具备新能源开发管理经验。其中，董事长粘建军，曾长期担任鲁能集团、鲁能新能源重要职位；总经理孙培刚，曾担任国家电网水电和新能源部综合处处长。公司基本延续新能源专业原班管理团队，具备新能源管理开发优势。
4.3. 装机规模和业绩跨越增长
鲁能新能源装机容量稳步提高，带动业绩显著提升。
2020 年以来，中国绿发陆续将其光伏、风电资产注入鲁能新能源，叠加新能源行业快速扩 张，装机和发电量大幅跃升。
截至 2021 年末，公司累计装机规模 4.0 GW；其中风电 3.2 GW（含海上风电 0.4 GW）、光伏 0.7 GW、储能和光热各 5 万千瓦。2021 年公司实现发电量 75.5 亿千瓦时，同比+80.7%。2021 年公司实现营业收入 33.3 亿元，同比+85.6%；归母净利润 10.3 亿元，同比+218.5%（包括收到 7.3 亿元土地补偿金）。
近 5 年公司毛利率不断提升，净利率和 ROE 有所改善；我们测算，若剔除 2021 年土地补偿金等营业外收支非经常项目，鲁能新能源 2021 年 ROE 约 6.5%，净利率约 17.9%，仍有较大改善空间。
5.1. 把握能源转型机遇期，切入行业增长快车道
公司快速反应紧抓“双碳”和能源转型机遇，计划实现“十四五”末建设运营装机 30GW。
根据公司 2022 年半年报及相关公告，公司明确到 “十四五”末，公司建设运营装机容量 30 GW。我们预计 2022~2025 年，公司年均新增装机约 6.5 GW，CAGR 约 65%。
5.2. 立足三北地区，积极拓展项目布局
业务布局主要集中于“三北地区”，正积极拓展项目布局。
公司业务遍布青海甘肃、内蒙古等12个省或自治区，在江苏、甘肃、河北、内蒙古、山东、广东等9个区域成立了区域公司。
目前经营项目包括：陆地风电、海上风电、光伏发电、光热发电和储能。
截至2022年3月末，公司装机相对集中于“三北地区”，其中又属西北地区占比最大，其中，西北五省（青海、甘肃、新疆、陕西、宁夏地区）的装机容量合计260万千瓦，占比约65%；华北主要区域内蒙古、河北装机容量合计67万千瓦，占比约17%。
此外，公司有海上风电项目投产的江苏装机，以及山东占比相对较高。
根据公司发展战略，公司计划立足原有西北、华北、东南沿海等开发区域的基础上，进一步拓展东北地区、西南地区。
5.3. 历史盈利能力偏低，多维度提升空间明确
5.3.1. 鲁能新能源盈利水平有较大提升空间
盈利边际改善，相比于可比公司未来存在较大提升空间。
鲁能新能源 2021 年利润率有所改善，但与同行业可比公司相比处于相对较低水平，公司 2021 年毛利率 53.2%、净利率为 17.9%，有较大提升空间。
近年来公司上网电价稳中有升，随着公司新能源利用率的改善，公司风电发电度电成本逐年下降。从公司资产运营净利润的角度，单位装机净利润、度电净利润从低位有所提升，2021 年（剔除营业外收支，未剔除 2021 年计提减值因素影响），公司资产运营净利润出现了明显改善，度电净利润提升至 0.08 元/千瓦时，单位装机净利润升至 1.82 亿元/GW。
5.3.2. 多维度助力，公司盈利改善空间明确
维度一：公司弃电率存在下降空间
近年来“三北地区”新能源消纳改善。公司的新能源电站资产集中在我国风光资源丰富的“三北”地区，且深度参与我国西部大开发战略，享受西部大开发税收等优惠。但其中部省份过去存在较严重的新能源消纳问题，电力供需不匹配使得当地政府和电网不得不进行“弃风限电”和 “弃光限电”，公司电站的运营效率受到一定影响。
近年来，随着新能源消纳机制和配套设施完善，青海、甘肃、内蒙古等地的非水可再生能源消纳比重提升（公司在三省装机占比 61%），新能源消纳问题有所好转。
公司发电机组的利用小时数亦稳中有升、限电比逐年降低。2021 年受全年风资源较好、发电量同比增加及部分场站送出受限等因素影响，公司利用小时数提升。
由于公司装机主要集中于弃风弃光比例较高的三北地区，2021 年公司整体限电率 12.3%，显著高于全国平均水平（全国风电平均 3.1%、光伏 2.0%）。
未来，随着全国新型电力系统的构建以及公司装机布局的拓展， 我们预计三北地区整体新能源消纳或将稳中向好，限电率有望逐步下降。此外公司布局持续拓展，有望提升整体平均消纳水平。
维度二：融资成本确定性下降，财务费用率改善在即
历史盈利能力受财务费用高企拖累，公司披露上市后融资成本已有明显下降。资产上市前鲁能新能源财务费用率持续高于 20%，2021 年为 27.6%，高于行业可比公司平均约 5~10 ppts。
我们测算，公司 2021 年融资成本 约 4.9%，高于其他新能源发电央国企。
上市以来，公司借助股东绿发集团的央企融资信用支持，融资成本已有明显下降，根据公司投资者交流信息披露，2022 年以来，公司进一步强化融资成本压降工作，通过置换高息贷款、压降新增贷款利率等措施，助推融资成本持续降低，截至 9 月末，公司综合融资成本为 3.58%。
预计随着新增项目融资占比提升以及存量债务置换，财务费用率下降对利润贡献将显著释放。
维度三：初始投资成本下行助力盈利改善
新能源建设成本下行，盈利有望回归合理水平。
风电方面，根据金风科技数据，进入平价项目招标以来，风机价格大幅下降，2021 年 1 月以来国内风机月度公开投标均价，从 3081 元/ KW 快速降至 2022 年 3 月 1872 元/ KW，带动风电初始投资成本下降，提升风电开发运营收益。
光伏方面，受产业链上游硅料供需紧张传导，2022 年组件价格高企影响光伏投产进度低于预期，建设投产项目收益率也受到影响。
根据 PVinfolink 数据，多晶硅料价格于 11 月中旬开始出现松动，由 303 元/千克左右，逐步降至 1 月平均 200 元/千克以下；组件价格从 11 月下旬开始松动，价格从 1.98 元/W左右，逐步降至 1 月平均 1.8 元/W 以下（182mm 单晶 PERC 组件为例）。
我们预计随着产业链各环节新建产能的逐步释放，光伏组件价格下降，公司盈利有望回升至合理水平，装机增速有望提升。
我们构建新能源样本公司测算，新能源装机增速高与新增新能源装机中光伏占比高的公司，受益于光伏降本更显著：在光伏组件价格下降 0.1 元/W 的情况下，2023 年新能源装机增速提升 10 ppts，2023 年归母净利润增速提升 0.18 ppts；2023 年新增新能源装机中光伏占比提升 10 ppts，新能源样本公司 2023 年归母净利润增速提升 0.06 ppts。（详见《电力专题系列报告（五）：光伏组件降价，运营商受益几何》）。公司作为规划新增装机增速高，新增光伏占比高的公司（21 年末光伏装机仅 74 万千瓦，披露储备 600 万千瓦项目中约 70%光伏），受益更明显。
维度四：规模效应提升，存在降本空间
规模效应提升有望降低相关运维成本。2021 年公司度电营业成本高于可比公司平均水平约 0.025 元/千瓦时，营业成本中非折旧成本占比约 27.9%，度电非折旧营业成本高于可比公司平均水平 0.019 元/千瓦时，我们认为发电资产折旧相对稳定，表明公司运维相关成本等可能偏高。
此外，通过当前单位员工运营装机规模（装机/员工数）仍有提升空间。我们预计伴随公司装机规模逐步提升，规模效应增强，通过集约化、智能化运维，有望减少单位运维相关成本。
测算融资成本和非折旧运营成本下降，公司盈利或提升明显。
我们以 2021 年鲁能新能源业绩为基础，进行敏感性测算，公司融资成本每降 0.1 ppts，归母净利润提升约 2.4%；度电非折旧成本降低 1%，公司归母净利润提升约 0.5%。
假设公司融资成本和度电非折旧成本降至平均水平（约 4.0%和 0.039 元/千瓦时），度电净利润可提高约 0.03 元/千瓦时，带来归母净利润提升约 39%，盈利能力改善弹性明显。
5.4. 厚积薄发，集团产业协同助力完成“十四五”目标
5.4.1. 公司多元开发，海上风电积累丰富经验
公司具备海上风电等高技术要求项目的开发经验。
公司较早进入海上风电领域，完成项目开发：公司在江苏如东、江苏东台两地分别开发 200 MW 的海上风电，其中江苏东台项目 2016 年 8 月份开工，当年 12 月首批机组并网发电，2017 年全容量并网，是当时单位容量最大、离岸距离最远、电压等级最高的海上发电项目；江苏如东海上风电场 2019 年开 工，并于 2020 年并网。
此外，公司具备较强多能互补项目集成开发经验，2019 年鲁能新能源建成青海海西州多能互补集成优化国家示范工程，是国内首个“风光热储调荷”智能调度项目；目前公司正在持续推进青海格尔木乌图美仁等多能互补项目。
海上风电存量项目优质，新项目有望持续开发。
公司控股江苏广恒新能源 60%股份，江苏广恒新能源拥有全资子公司如东广恒和分公司东台广恒，分别经营江苏如东和东台的海上风电项目。公司前期开发的海上风电资源相对优质，电价较高，预计项目盈利能力。
此外公司在广东的中澎二 100 万千瓦海上风电项目，正积极推进建设前的各项前期准备工作，预计于 2024 年投产。公司具备较强的海上风电持续开发能力。
5.4.2. 集团绿色产业协同，打造独特项目开发优势
充分利用股东中国绿发集团旗下资源，一体化协同发展成为公司参与项目竞配的重要优势。中国绿发以“绿色发展”为主题，下设绿色能源、低碳城市、绿色服务及战略性新兴产业投资四大板块。
鲁能新能源作为旗下唯一的绿色能源运营平台，有望协同集团产业布局实现新能源项目快速拓展，调动集团的房地产、服务业、新兴产业资源投资进行配套建设，满足不同地方产业配套条件，形成在指标获取方面的独特优势。
低碳城市板块和绿色现代服务业板块方面，公司能够充分调动集团在地产板块深耕多年积累的资源，我们认为公司有望借助板块协同拓展工商业及户用分布式光伏、以及综合能源服务等项目。
战略性新兴产业板块方面，集团与中科院、清华大学等国家顶尖科研机构和行业内技术领先 的企业进行合作，加速低碳产业研发、储能、氢能等关键核心技术产业化，有望与公司新能源项目形成落地协同。
5.4.3. 背靠国网实现合作开发，有望构筑稀缺产业链优势
公司与国家电网合作已有先例，有望持续协同。
公司间接股东国家电网是中央直接管理的国有独资公司，直接管理和经营全国 27 个省、自治区或直辖市，负债电站接入、电力输送、配送以及全方面调度。
公司股权、历史沿革以及部分管理层的国家电网背景，有望形成公司与各地电网的协调优势，使公司在电力的接入、送出消纳和电站调度等方面具备一定优势。
例如在江苏如东海上风电项目、江苏东台海上风电项目、青海格尔木风电项目均为国网公司战略规划中的重要项目，由鲁能新能源承担建设任务，与国家电网进行合作，并采取公司控股、国网参股的形式完成开发，未来有望持续协同公司实现项目开发。
5.4.4. 项目储备丰富，滚动开发力保“十四五”装机目标
公司储备项目充足，增长确定性凸显。
根据公司公告，截至 2022 年 11 月初，公司在建项目规模约 2.8 GW，项目储备规模约 6.0 GW（光伏项目占比约 70%），合计约 8.8 GW，为 2022 年 6 月末公司并网规模的 2.2 倍。
鲁能新能源 2020 年以来在建工程规模大幅提升，2020、2021 年分别为 28.7 和 28.9 亿元，占固定资产比例为 22.9%、15.8%，公司在建及可开发项目储备充足，项目在建工程有望加速开发和建设转固。
根据公司公告，2022 上半年公司新获取项目 125 万千瓦，其中包括获取青海 25 万千瓦光伏发电项目，获取新疆阜康 100 万千瓦多能互补项目（包括 90 万千瓦光伏及 10 万千瓦储热型光热）。
公司后续有望保持高速滚动开发，为实现“十四五”装机目标提供有力支持。
我们预计公司 2022 年为公司完成资产重组首年，后续项目获取有望提速；随着组件价格下行，预计 2023 年新能源开工和投产将提速。
5.5. 资产置换现金补差助力发展，定增加速规模扩张
公司完成资产置换后，资产负债率降至较低水平，配合较低融资成本，扩张空间较大。
鲁能新能源在资产置入上市公司前，负债率相对较高，置换完成后通过资产差额现金支付（鲁能集团已于 2022 年 3 月 14 日支 付全部现金对价款 132.31 亿元），降低了公司负债率，同时保证公司短期内充沛的账面资金。
根据公司公告，2022 年截至 9 月末，公司年化综合融资成本为 3.58%，我们认为公司当前融资成本堪比行业龙头，叠加较低的资产负债率以及自身经营现金流的逐步提升，有利于支持公司资产负债快速扩张。
定增加快优质新能源资产开发。
公司于 2022 年 9 月 30 日发布非公开发行预案，计划非公开发行不超过 2.79 亿股，募集资金不超过 50 亿元，将用于青海乌图美仁 70 万千瓦光伏发电项目（300 万千瓦光伏光热多能互补项目一期）、青海茫崖 50 万千瓦风力发电项目以及补充流动资金。
募投项目均位于青海海西州，当地具备丰富的风光资源禀赋，为我国大型风光基地的开发高地。
根据《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案（2021-2030 年）》的规划，青海将在海西州格尔木、茫崖等地区积极建设清洁能源基地，到 2030 年并网规模达到 60 GW 左右。
公司积极把握战略机遇，在海西州地区进行项目布局，本次募投项目的实施，两项目的全投资 IRR 为 6%，具备良好的收益率水平，未来将进一步提高公司的资产规模和盈利能力。
政策风险：资源获取和开发受政策影响较大，相关政策可能致使行业竞争格局变化，装机规模增长和项目收益率受到影响。
电价低于预期风险：电力市场化推进，电价受政策及市场影响增加，可能出现降幅超预期风险。
新能源项目建设进度不及预期：新能源项目开发及建设施工可能受政策审批、建设条件、建设成本等因素影响，可能存在项目建设进度不及预期风险。
电力需求和消纳风险：新能源发电受全社会用电量影响，可能存在需求波动风险；若新能源装机规模增长和电力需求、电网建设等进度不匹配，可能产生弃风弃光风险，影响公司发电效益。
其他风险：包括技术变革风险、风光资源波动风险等。
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报告来自【远瞻智库】
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