碳排放管控支撑绿电溢价。2021 年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正 式启动立法进程。2023 年至 2025 年为过渡期，CBAM 将配合欧盟排放交易体系政策于 2026 年 起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM 的实施方式为欧盟各成员国主管 部门向各国高排放商品的进口商按需出售 CBAM 凭证，这将会增加我国企业的出口成本，削弱 在欧洲市场的竞争力。因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增 长，绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排 700-800g 二氧 化碳，我们测算，当碳价在 50 元/吨的时候，企业能够接受的绿电溢价大概在 0.035-0.04 元/ 度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电 的需求和溢价的接受度也就越高。
可再生能源企业待结算补贴款维持高位，欠补问题依然严重。截止 2021 年底，我国可再 生能源补贴拖欠累计达 4000 亿元左右，可再生能源补贴长期拖欠问题一直以来较为严重。截 至 2023 年一季度，龙源电力、三峡能源等主要可再生能源企业应收账款仍然保持高位，我们 预计应收帐款中绝大多数为待结算的补贴款。如果补贴收回时间不确定，则对企业现金流有很 大影响。如果能尽快解决补贴问题，运营商现金流状况将显著改善，也有望带动可再生能源产 业链健康发展。
2022 年以来多措并举着手解决欠补问题，后续补贴发放有望加速。2022 年 3 月，国家发 改委、能源局、财政部联合发布《关于开展可再生能源补贴自查工作的通知》，决定在全国范 围内开展可再生能源发电补贴核查工作，摸清可再生能源发电补贴底数，核查对象包括风电、集中式光伏站以及生物质发电项目；初步核查之后，财政部拨付补贴，随后国家电网转发补贴 资金；2022 年 8 月，两大电网成立结算公司，承担可再生能源补贴资金管理业务；2022 年 10 月，信用中国公示了第一批合规项目共计 7344 个，其中大部分风电和集中式光伏项目均通过 了核查。我们认为今年以来随着财政不断支持，并且核查已经扣除部分不合格项目的补贴资金、 减轻补贴压力，后续补贴发放有望加速，改善绿电企业现金流；2023 年 2 月，国家发改委、 财政部、国家能源局联合发布《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通 知》，通过将国家补贴传导至下游用户的方式加速补贴回收，有利于缓解补贴缺口的压力。
（二）东北地区风光资源优异
东北地区风功率密度高。黑龙江地处中高纬度西风环流控制之中，常年多风。2022 年各 省 70 米高度年平均风速在 4.0m/s-6.5m/s 之间，其中东北地区的黑龙江、吉林两省年平均风 速达到 6.0m/s 以上；各省 70 米高度年平均风功率密度在 85.2W/m2 -284.4W/m2之间，其中东 北三省的年平均风功率密度都达到 200W/m2以上。整体而言，东北三省在 70 米高度的年平均 风速和年平均功率都位居全国前列，仅次于内蒙古。
东北地区光照资源优异。2022 年我国大部分地区最佳斜面总辐照量超过 1400kWh/m2、平 均固定式光伏电站首年利用小时数为 1452.7 小时，而东北地区东部年最佳斜面总辐照量超过 1800kWh/m2，首年利用小时数在 1500 小时以上。公司控股及权益的光伏装机集中在黑龙江、 吉林及内蒙古等地，光伏机组的区位优势与规模效应明显。
黑龙江风光消纳能力强，弃风弃光率低。风光发电具有间歇性、随机性、可调度性低的 特点，为避免风光发电送出问题造成的弃风、弃光，黑龙江在十四五规划和 2035 远景目标中 明确提出要优化电力生产和输送通道布局，提高新能源消纳和存储能力。2023Q1，黑龙江省风 电利用率为 99.3%，高于全国平均 96.8%；省内光伏利用率为 99.2%，高于全国平均 98%。
（一）一体化优势助力新能源开发
产业链上下游融通，业务协同助力新能源开发。九洲集团作为全国知名的智能电气设备 供应商，具备超过 25 年的技术积累和合作伙伴资源，为公司在风电、光伏制造领域产业链上 下游延伸提供了机遇，在黑龙江内蒙古等优质风光资源地区布局了较多优质新能源资产，逐步 具备规模效应和区位优势。自 2015 年公司向可再生能源领域转型至今，已初步形成了“智能 配电设备制造—电力工程 EPC 建设—新能源投资运营”全产业链体系，公司各业务板块已经 展现良好的协同效应，成为东北地区民营新能源投资建设运营龙头企业 电站开发及施工经验丰富。九洲能源拥有电力工程总承包贰级资质和电力行业专业乙级 （变电工程、送电工程、风力发电、新能源发电）两大核心资质，以及工程勘察专业类乙级、 建筑行业乙级等其他专业资质。公司凭借资质优势和丰富的项目建设经验，能够独立实现可再 生能源项目的全流程运营管理。随着可再生能源领域国补力度减弱，市场竞争加剧，公司能够 凭借技术进步和规模化优势更好地适应平价上网时代。
（二）多种模式并举，助力电站装机持续增长
近年来装机容量显著提升。近年来公司加大新能源产业布局，推进可再生能源电站的建 设投资，自持风光装机容量均有显著提升；同时优化资产结构，择机出让部分成熟电站项目以 控制存量资产规模，提升整体效益，2022 年风光装机容量同比有所下降。 截至 2022 年底，公司自持风电装机容量为 24.125 万千瓦，同比减少 4.75 万千瓦；利用 小时数 2785.81 小时，同比基本持平，远高于 2022 年全国风电平均利用小时 2221 小时；受到 市场化交易占比提升影响，平均上网电价为 0.485 元/千瓦时，同比下降 19%。 截至 2022 年底，公司自持光伏装机容量为 29.86 万千瓦，同比减少 11 万千瓦；利用小时 数 1697.23 小时，同比增加 205 小时，远高于 2022 年全国太阳能平均利用小时；受到市场化 交易占比提升影响，平均上网电价为 0.467 元/小时，同比下降 24%。
公司自持新能源项目主要位于黑龙江，风光资源优异，效益稳定。截至 2022 年末，公司 自持新能源项目规模达 639.85MW，主要位于黑龙江省内的大庆、七台河、泰来等地，部分光 伏装机位于内蒙古莫旗和吉林通化。黑龙江省是风能、太阳能非常丰富的可再生能源资源大省， 是我国迎接风光平价时代效益最好的省份之一。黑龙江风能资源可开发量约为 2.3 亿千瓦；太 阳能方面，东北地区属于太阳能 II 类资源区。公司自持风光项目区位优势显著，利用小时数 有保障。公司通过采用自主生产的电气成套设备产品和自主设计与施工的工程总包实现公司业 务板块的协同效应，建成后持有电站并进行运营管理，通过收取项目发电电费获取稳定收益。
与国央企战略合作，加码新能源业务。公司通过与国电投集团和华电集团等国资进行深 入合作，以“自持 合作 收购股权”运营模式，积极调整新能源电站资产结构，扩大业务规模。 近年来，公司与国电投保持战略合作关系。与此同时，公司携手国家电投集团产业基金管理有 限公司共同成立产业基金，全方位发展新能源业务。截至 2022 年末公司 49%参股运营电站规 模达 159.5MW,实现上网电量 31055.69 万千瓦时。
公司已取得 500MW 的权益容量风电指标，包括与华电合作的 200MW 风电项目、自持的 100MW 泰来风电项目、300MW 的分布式风电项目，现在开发 500MW 光伏项目指标。十四五期间，公司 通过自持和合作方式争取保持每年 200MW 以上的增量。
（三）制造业务盈利稳健，综合能源和储能打造新增长点
智能装配设备业务积累深厚，盈利能力稳健。九洲集团智能装配设备业务起步较早，具 备完整的智能装配设备制造产业链，多年以来一直是国家电网公司的集采供应商，并与罗克韦 尔自动化、西门子、施耐德、ABB 公司等国际智能电气制造商建立了长期稳定的合作关系。智 能装配设备业务作为公司的传统业务，毛利率稳定在 20%左右，在 2022 年毛利率达 21.6%，同 比上升 5.3pct；营收规模较为稳定，2022 年实现营收 4.95 亿元。
