风电行业分析报告「中国风电行业深度报告」

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（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏、陈子坤、许洁、纪成炜）

一、风电龙头借壳回 A，两地上市打造千亿风电平台

（一）成功换股吸收合并 ST 平能实现上市，收购集团资产提高盈利

通过换股方式吸收合并ST平能，实现A H股上市。2022年1月24日公司换股吸收合 并ST平能上市深交所，按1:0.3407（ST平能：龙源电力）的比例向ST平能股东发行 股份，发行价格11.30元/股，以ST平能最后交易日（2021年12月16日）收盘价按照 换股比例换算后，公司A股开盘价参考价为32.14元/股，合并完成后ST平能终止上市， 龙源电力作为存续公司实现A H股市场上市（股票代码：001289.SZ/00916.HK）。 此外（1）ST平能将原有资产出售给平煤集团，平煤集团以现金支付交易对价34.47 亿元；（2）龙源电力向国家能源集团下属公司购买八家优质新能源公司，风电装机 199.5万千瓦，以现金支付交易对价57.74亿元。目前公司资产重组事项已完成，成 功于A股深交所上市。

斥资57.74亿收购集团优质资产，盈利性强净资产收益率高于公司。除换股吸收合并 ST平能之外，公司收购集团旗下八家新能源子公司，合计装机容量200万千瓦（截 至2021H1，占公司同期总装机的8%），2021H1合计实现归母净利润5.07亿元（为 公司同期净利润的11%），八家子公司2021H1平均净资产收益率达11%（公司同期 净资产收益率7.6%），盈利能力出色。

被收购资产2022年承诺业绩相比2020年增幅50%。收购资产的同时交易对方提供业 绩承诺，因2021年底前未完成收购事宜，业绩承诺期为2022-2024年，2022年承诺 实现业绩7.49亿元，相比2020年增长50%，主要系广西电力、陕西电力和华北电力 2021年均有新增装机投产，2023/2024年业绩承诺分别为7.48/7.31亿元，保持平稳。

国家能源集团推进资产证券化，公司是集团旗下最重要的新能源平台。公司控股股 东是国家能源集团，换股合并后直接持有公司54.91%股权（2022年1月），并通过 辽宁电力间接持股1.12%，通过平煤集团间接持股2.53%。截至2020年底，集团总 装机规模2.57亿千瓦，风电装机4604万千瓦，旗下拥有四家上市公司，集团总装机 中57.9%已实现资产证券化，风电装机中62.6%已实现资产证券化，公司是集团最重 要的新能源平台，运营集团48%的风电装机（2230万千瓦）。根据收购报告书，截 至2021H1，除了此次收购200万千瓦之外，集团尚有2140.67万千瓦风电装机未证 券化。

国家能源集团在国企改革三年行动中提出：“力争到2022年，国家能源集团战略性 重组整合、国有资本投资公司、世界一流示范企业‘三项试点’改革取得显著成效”。 预计国家能源集团将继续推进资产证券化步伐。

（二）公司 2021Q3 末超 22GW 装机领跑同业，盈利能力持续提高

公司是A/H上市公司中装机规模第一的风电运营商，2021Q3末2241万千瓦风电装机 规模领跑同业。公司是最早开发风电的专业化公司，2010-2020年总装机由847万千 瓦提升至2468万千瓦，十年复合增速为11.3%（其中2010-2015/2015-2020年分别 为16.2%、6.6%）。2015年之前装机规模爆发增长，2016年之后受三北地区弃风限 电影响，装机增速放缓；我国政府于2017年开始大力解决弃水弃风弃光问题，2018 年至今，新能源消纳情况不断好转，公司总装机增速亦逐年提升， 2020年公司总装 机增速已重回11.4%。

截至2021年9月末，公司总装机规模达2489万千瓦，其中风电装机规模2241万千瓦， 火电装机187.5万千瓦，光伏、生物质、潮汐、地热等可再生能源装机60.3万千瓦。 截至2020年底，公司是唯一新能源装机容量超2000万千瓦的上市公司，单以风电装 机规模来看，公司市占率达7.9%。

十三五期间装机减缓导致投融资现金流降低，固定资产增速趋缓，2021年逐步加速。 过去五年公司投融资现金流持续低位，年均投资现金流净额113亿元，筹资放缓，直 到2020年投资规模重新扩张，筹资提升。在此期间，公司固定资产增速同样放缓， 2020年公司固定资产总额降低22亿元至969亿元，占比逐年降低至2020年的55.5%， 在建工程则因投资扩张提升116亿至208亿元，占比提升至11.9%。2021年前三季度 公司投资支出105亿元，与2020年相差无几，截至2021年9月末，公司固定资产相比 2020年底提升134亿元至1103亿元，在建工程逐渐转固有所降低至111亿元。

伴随装机规模扩张，公司2016-2020发电量CAGR为7%。受“三北”地区弃风限电 影响，公司“十三五”期间项目扩张速度放缓，同时火电运行受限，发电量增速下 滑，2016-2020年发电量CAGR为6.9%。伴随双碳目标提出，风电开发重新进入高 增长阶段，同时公司2020年装机规模大幅提高，叠加风电和火电利用小时数均同比 上升，带动2021年前三季度发电量大涨21.3%。

根据国家能源集团十四五规划新增可再生能源装机7000-8000万千瓦，而公司作为 集团新能源运营重要平台，预计十四五期间装机大增下，发电量仍将维持高增速。 从经营效率来看，随着全国弃风率下降，公司风电利用小时数稳定提升，过去五年 间风电利用小时数提升338小时（增幅17.8%）。

与发电量增速相匹配，公司售电收入2016-2020年CAGR为7.7%。2021年前三季度， 发电量大涨带动公司主营业务收入同比增长28.7%，前三季度收入255亿元已经接近 2020年全年收入，此外，公司平均度电收入逐年提升，2021H1提升至0.4667元/千 瓦时（不含税），火电度电收入较低拉低整体度电收入水平，风电度电收入基本保 持稳定，平均度电收入提升带动公司售电收入增速高于发电量，2016-2020年CAGR 为7.7%。而在风电售电收入占比持续提升下，平均度电收入有望继续提升向风电度 电收入靠拢。

公司盈利能力持续提升，业绩增速高于营收增速。公司2016-2020年归母净利润 CAGR达8.5%，高于营收增速，2021年前三季度实现归母净利润49亿元（同比增长 26.8%），已接近2020年全年利润。2022年1月公司发布业绩预告，2021年预计实 现归母净利润58.48~63.16亿元，同比增长25%~35%。此外公司净利率稳定提升， 由2016年16.4%提升至2020年17.3%，2021Q1-3净利率达19.2%。主要系毛利率提 升及财务费用率降低，公司风电业务毛利率远高于火电，伴随业务结构中风电占比 提高，整体毛利率上行带动净利率提升，盈利能力持续增强。

净利率处于行业中游，净资产收益率处于行业较高水平。公司业务中除风电等可再 生能源发电外，还包括火电业务，火电业务的盈利性弱，一定程度上拉低了公司整 体的净利率水平，剔除火电业务后，公司新能源业务的净利率高于整体净利率3-4pct， 处于行业中游水平，公司净资产收益率在9%左右，在行业内处于较高水平。

财务费用构成费用主要来源，期间费用率持续下降。公司财务费用率稳定下降，由 2018年13.6%下降至2020年10.9%，带动期间费用率由2018年15.0%下降2.5pct至 12.5%。与同业公司相比，公司期间费用率处于绝对低水平，主要系管理能力优秀 及财务费用低。期间费用率的降低推动净利率稳定提升。

过去五年公司资产负债率逐年降低，2020年资产负债率处于行业较低水平。由于公 司过去五年项目扩张规模减缓，负债规模基本保持稳定，资产负债率逐年降低，2020 年为62%低于同业公司。由于负债稳定，资产负债率逐年降低，公司利息支出保持 稳定，财务费用率逐年下行，带动期间费用率降低。

（三）风电项目起步三北地区，全国拓展增量

公司2016-2020风电装机CAGR为6.5%，其中海上风电装机CAGR达41.2%。公司 陆上风电为行业绝对龙头，陆上风电装机由2016年1687万千瓦提升至2020年2033 万千瓦，CAGR为4.8%；海上风电亦为重要增长点，海上风电装机由2016年50万千 瓦提升至2020年197万千瓦，CAGR为41.2%。截至2021年6月末，公司在江苏和福 建分别拥有158.5、38.8万千瓦海上风电装机（合计197.3万千瓦），同时，公司江 苏大丰H4、H6海上风电项目60万千瓦已于2021年12月投产。

公司发电项目分布广泛，遍及国内30个省区及加拿大、南非、乌克兰。公司发电项 目广泛分布于全国30个省区，并主要集中于“三北”地区及江苏、福建等沿海省市， 在江苏拥有两个火电厂及海上风电，装机规模最大。此外，公司风电项目走出国门， 自2011年收购加拿大风电项目，随后在南非、乌克兰先后实现风电项目并网，截至 2021年9月末，境外装机规模合计达42万千瓦。

公司近40%风电装机位于I、II、III类资源区，风能资源较好。根据风能密度及地形 状况，我国陆上风能资源区可分为四大类。内蒙古、新疆、河北、甘肃、吉林、黑 龙江、宁夏七个省区风能资源丰富，省内包括I、II、III类资源区。公司装机规模较高， IV类资源区装机占比最高，截至2021年6月末，装机1270万千瓦，占比61.1%；I、 II、III类资源区分布比较均匀，合计装机809万千瓦，占比38.9%。

公司风电装机起步并集中于三北和华东地区（包括I、II、III类资源区和沿海省份）， 向IV类资源区拓展增量。从风电装机区域集中度来看，公司风电项目起步于I、II、III 类资源区，并向IV类资源区拓展增量，IV类资源区装机占比由2010年30%提升至 2021年9月的59%。公司作为国内最早开发风电项目的公司，初始项目集中于内蒙 古、新疆、甘肃等I、II、III类资源区中风能资源较丰富的地区，经过风电建设的爆发 期之后，受十三五期间三北地区弃风限电影响，在三北地区的新增装机大幅减缓， 向其他地区拓展增量，三北地区装机占比由2010年的80%下降至2021年9月末的 59%。（报告来源：未来智库）

二、公司为集团 70-80GW 规划重要载体，盈利增速拐点已至

（一）双碳目标下行业制约因素肃清，十四五风光运营商迎发展新机

纵观历史，政策和弃风率是影响风电装机增长的两大因素。2010年之前政策鼓励清 洁能源替代化石能源，风电行业进入规模化发展；2011年弃风率增加及风机质量问 题导致严监管下，风电发展放缓；2013-2015年弃风改善叠加补贴将降低导致抢装， 风电装机快速增长；2016年弃风问题再次出现，国家能源局出台红色预警，甘肃、 新疆、宁夏、黑龙江、吉林、内蒙古先后收到红色预警，统称为“红六省”，暂停 风电投资建设，风电建设进入低迷期，直到2018年弃风现象逐渐好转，“红六省” 陆续解除红色预警，以及2020年底作为陆上风电国补最后期限，抢装导致2020年风 电新增装机大增，风电建设重新步入正轨。纵观历史，政策推动能源替代以及弃风 导致的监管变化是影响风电装机增长的两大因素。

特高压建设基本成型，弃风弃光率大幅改善。为改善风电弃风限电问题，国家电网 大力投资建设特高压线路，截至2020年底已建成“14交12直”，特高压建设不断完 善下，弃风弃光现象大幅好转，弃风率已由2016年17%的高点下降至2020年3.5%， 超额完成《清洁能源消纳行动计划》中设定目标（2020年确保全国平均风电、光伏、 水能利用率在95%左右，弃风弃光弃水率控制在5%）。“十四五”期间，预计新能 源装机大幅增长的前提下，弃风弃光率存在再次上升的风险，鉴于已有2016年前车 之鉴，政府将加强对弃风弃光现象管控，预计十四五期间将维持5%的弃风弃光率目 标，同时国网规划拟斥资3800亿建设特高压工程“24交14直”，将进一步增强风光 消纳能力，风电建设的阻碍基本肃清。

最新碳达峰方案提出加快建设新型电力系统，大力发展新能源。2021年10月26日， 国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，正式对于我国电力供给体系提出发展目 标，其中绿电被重点强调，在重点任务“大力发展新能源”中，提出2030年我国风 光装机需达12亿千瓦，12亿千瓦则是2030年风光装机的下限。根据中国电力企业联 合会公布数据，2021年我国风电和太阳能发电装机容量为3.28亿千瓦和3.07亿千瓦， 合计6.35亿千瓦。则未来9年内我国光伏风电至少有5.65亿千瓦增量空间，2022-2030 年风光装机复合增速可达7.3%。以此复合增速计算，到十四五末，保守预测下我国 风光装机最低可达8.43亿千瓦。

在行业装机规划指引下，风电、光伏行业分别制定自身发展规划。预计2022-2025 年，风电每年新增5000万千瓦，2025年风电累计装机较2021年涨幅达60.8%。根据 国家能源局数据，截至2021年底，我国风电累计并网装机3.28亿千瓦，同比增长 16.6%。根据2021年5月18日世界风能协会副主席、中国可再生能源学会风能专业委 员会秘书长秦海岩在电气风电上市答谢会的发言“预计未来十年将有年均5000万千 瓦新增风电装机”，以此测算十四五末风电累计装机达5.28亿千瓦，较2021年3.28 亿千瓦增长61%；十五五末累计装机达7.78亿千瓦，较2021年增长137%。

根据CPIA乐观情况预测，2022-2025年期间我国光伏年均新增9400万千瓦，2025 年累计装机较2021年涨幅达122%。截至2021年底，我国光伏累计并网装机3.07亿 千瓦，同比增长20.96%。根据中国光伏行业协会（CPIA）预测，2022-2025年乐观情况下光伏年均新增9400万千瓦，十四五末累计装机达6.82亿千瓦，较2021年增长 98%。

中性预测下十四五末我国风光装机可达10.3亿千瓦，复合增速14%。以2030年12亿 千瓦装机作为下限，2025年风光装机保守预测为8.4亿千瓦；以风能委员会、中国光 伏行业协会预测作为上限，2025年风光装机乐观预测为12.1亿千瓦，则2025年风光 装机可达8.4~12.1亿千瓦，中性预测下取其均值约为10.3亿千瓦，十四五年复合增 速约为14%。

海上风电贡献风电新增量，预计十四五末，我国海上风电累计装机较十三五末涨幅 达2.46倍。根据“十四五”规划，我国将主要在广东、福建、浙江、江苏、山东等 地区开发海上风电基地，各省也均出台相关政策规划，到2025年江苏海上风电新增 8GW、浙江新增4.5GW主要为海上风电、广东海上风电力争达18GW等。根据彭博 新能源预测，我国2025年海上风电累计装机将达到39.11GW，十四五期间CAGR达 28.2%。其中2021年为海上风电国补最后一年，受抢装影响新增较大，根据国家能 源局数据，截至2021年底海上风电累计装机2639万千瓦。海上风电占风电比例也将 由十三五末的4.01%提升至十四五末的7.36%，发展前景广阔。

国家规划指引下，各省陆续出台十四五新能源建设规划。在国家“2030年风光装机 达到12亿千瓦”目标指引下，各省纷纷出台十四五规划，大力发展新能源，弃风限 电导致的风电装机停滞的问题基本解决。

新能源发电增加将冲击电网系统稳定性，电力供需错配储能呼之欲出。新能源装机 的增大对电网冲击扩大，消纳与调节矛盾凸显，电力系统需要通过特定调频机组来 实现频率的稳定，大量电力辅助服务产生的成本需要在整体电力体系内分摊，电力 系统的绿色、安全、低廉无法同时实现。储能系统作为一种 “含有电化学零部件的 新型电力设备”解决了新能源的消纳和调度问题，使得新能源场站提升了利用小时 数与发电量、成交电价，新能源 储能将成为电力资产运营的核心竞争力。配备储能 的新能源运营商得以提供更加稳定的出力曲线，逐渐受到电网的青睐，同时自身也 可以避免因出力功率预测偏差而产生的巨额罚款。

（二）国家能源集团十四五规划主要载体，风光并举打开两倍成长空间

国家能源集团清洁能源装机占比低，新能源装机占比居五大集团第二位。国家能源 集团清洁能源占比低，截至2020年底仅为26%，主要系集团火电装机规模大，水电 规模小，且新能源中风光发展不均衡，光伏规模很小。仅从新能源装机来看，集团 新能源装机占比居于五大集团第二位，仅次于国家电投，与其余三家位于同一水平。 近期国务院国资委在《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导 意见》中指出，到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上，庞大的 总装机规模使得集团清洁能源转型的仍有较大空间。

集团十四五规划新增7000-8000万千瓦新能源装机，同时提高光伏发电比例。集团 公布十四五发展规划，预计十四五期间可再生能源新增装机达到7000-8000万千瓦， 同时印发《国家能源集团关于加快光伏发电产业发展指导意见》，计划大幅提升光 伏装机，规划十四五期间国家能源集团光伏装机容量需新增2500-3000万千瓦。作 为国家能源集团旗下最重要的新能源平台，龙源电力将在转型中承担更大的责任。

预计国家能源集团十四五期间新能源装机CAGR达20.8%，龙源电力是国家能源集 团旗下最重要的新能源平台。根据国家能源集团十四五规划，假设十四五期间新增 新能源装机7500万千瓦，预计国家能源集团十四五期间新能源装机CAGR将达 20.8%。龙源电力历史上新能源装机占集团的比例保持在48%左右，是集团内最重 要的新能源平台，预计在十四五的新能源建设中仍将作为主力。

假设公司十四五期间新增3000万千瓦新能源装机，复合增速将在20%左右。根据国 家能源集团的规划和龙源电力在公司的核心地位，假设龙源电力承担集团新增装机 中的40%，则十四五期间公司将新增3000万千瓦新能源装机。2020年公司开工311 万千瓦项目，预计将于2021年底陆续投产，假设2021年新增装机300万千瓦，则 2022-2025年年均新增675万千瓦，远超十三五期间年均新增装机135万千瓦的水平， 预计2021-2025复合增速19.6%。

项目储备充裕，风光建设并举。根据购公司年报披露，2020年公司新增签订风电和 光伏开发协议5159万千瓦，是去年同期的4倍，其中风电1899万千瓦，光伏3260万 千瓦，核准/备案项目316.9万千瓦，其中风电核准81.9万千瓦，光伏备案项目235万 千瓦，取得平竞价项目指标199万千瓦，是去年同期的近7倍，其中风电94万千瓦， 光伏105万千瓦。“风光并举”战略加快落地，从公司项目储备来看，光伏将提高至 与风电同等重要的位置，风光大基地建设也将进入全面发展期。

（三）存量项目盈利能力持续提升，现金流存多维改善空间

受制于补贴拖欠，新能源发电企业均存在大量应收补贴款。过去为鼓励新能源行业 发展，国家对新能源发电行业在电价中给予补贴，但受补贴拖欠影响，行业内企业均存在大量应收账款，公司应收账款也逐年提升，截至2021年9月末公司应收账款 及应收款项融资合计266亿元，占总资产14.5%。伴随补贴逐渐减少并取消，公司收 现比逐渐好转，近两年保持在94%左右。应收账款增加一定程度上影响公司现金流， 叠加项目在贷款偿还期内现金流较差，公司经营性现金流基本稳定在120亿左右。未 来伴随早期风电项目度过贷款偿还期叠加补贴逐步发放，公司现金流有望好转。

风电项目生命周期内盈利能力逐渐提升，贷款偿还完毕后现金流大幅好转。新能源 项目在贷款偿还方式上通常采用等额本息还款的方式，每年还款的额度相同，其中 本金偿还逐年增加，利息支出逐年减少，因此贷款偿还期内每年偿还贷款的现金流 出是一定的，但净利率逐年递增。贷款偿还完毕后，净利率达到最高点后维稳，现 金流则跃升至高水平。

以一个典型的风电项目为例，假设项目10万千瓦，单位投资6000元/kw，折旧20年， 残值5%，质保期5年，资本金比例30%，贷款利率4.9%，贷款期限10年，有效年利 用小时数2200小时，上网电价0.38元/千瓦时（含税）。测算结果表明，在贷款偿还 期内，现金流递减而净利率递增，贷款偿还完毕后，年现金流和净利率均达到最高 位。2015年以前是公司建设高峰，以项目十年贷款期限为标准，2015年以前的项目将在十四五期间陆续还清贷款，届时公司现金流将出现明显好转。从运维费用来看， 以五年质保期为标准，2015年以前的项目已经陆续出质保，维修支出高峰期已过， 未来新增支出出现在老旧风机的维护上，因此公司盈利能力将逐渐改善。

可再生能源补贴政策频发，补贴拖欠问题有望逐步解决。以风光发电为代表的新能 源补贴标准日益减少，两者逐步走向“平价时代”，2021年陆上风电、集中式光伏 电站、工商业分布式光伏项目国家不再补贴；2022年海上风电项目国家不再补贴。 对于含国家补贴的存量项目，在项目合理利用小时数内所发电量均可享受国补，同 时规定风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，无论项目是否达到全生命周期 补贴电量，不再享受中央财政补贴资金。

应收账款账龄期短、周转率高于同业，已发行两期资产支持证券盘活存量补贴资产。 公司应收账款回款情况较好，主要为1年以内，由于应收补贴规模逐年增大，公司应 收账款周转率逐渐降低，但仍显著高于同业，也因为公司存在火电业务提高了收入 水平。公司积极采取措施加强回款，分别于2020、2021年发行两期资产支持证券 （ABS），以补贴款为底层资产，合计发行规模17.43亿元，发行利率4%，有效盘 活存量资产，提高资金流动性。

三、背靠第一发电集团，三重优势加持扩张无虞

（一）国家能源集团大力转型，十四五规划新能源 7000-8000 万千瓦

国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤 制油煤化工公司。集团于2017年11月28日正式挂牌成立，由国电集团和神华集团联 合重组而成，作为国内第一大发电集团，截至2020年底国家能源集团总装机市占率 达11.7%，风电装机市占率达16.4%，龙源电力作为集团内最重要的新能源平台，拥 有集团内近一半风电装机。背靠国内第一大发电集团，公司持续发展动力可期。

集团经营业绩优异，净利润超其他四大集团之和。国家能源集团的竞争优势体现在 经营业绩上，集团营业收入超5500亿元，其余四大集团的营收规模在2000-3000左 右，在业绩上的差别则更加明显，2020年国家能源集团实现净利润577亿元，远超 其余四大集团净利润之和，而在火电普遍亏损的2021年，国家能源集团2021H1仍然 实现385亿元的净利润，同比增长40%，主要系集团同时经营煤炭业务，实现了产业 链一体化疏导成本。国家能源集团在重组调整期依然实现财务稳健向好发展，为清 洁能源转型提供了坚实的物质基础。

风光大基地建设如火如荼，国家能源集团第一批风光大基地获得项目占比14.3%远 超原风光装机市占率。十四五、十五五风光建设规划宏大，风光大基地建设成为实 现建设目标的主要手段。十四五规划中提出重点发展九大清洁能源基地、四大海上 风电基地。2021年底，国家发改委、国家能源局印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠 地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，将以内蒙古、陕西、青 海、甘肃等地沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，开展第一批风光大基地项目，项目规 模合计9705万千瓦。国家能源集团在西北地区深耕多年，此次在第一批风光大基地 申报中，获得1390万千瓦项目，占比14.3%，远超集团当前风光装机占比，彰显了 公司优秀的项目获取能力。

集团大力发展新能源，龙源电力签订项目数量攀升。2022年1月22日，国家能源集 团、中国国新、中国东方联合发起国能新能源产业投资基金，整体规模为100.2亿元， 预计将撬动约500亿元的资金流向新能源产业，可促使超过600万千瓦的风电、光伏 项目落地。龙源电力2020年以来也重新加快项目签订及落地。2020年新增签订协议 5159万千瓦，2021年上半年新增签订协议2300万千瓦。

公司积极联合产业链上游，加强外部合作。2020年以来公司与产业链上游公司积极 合作，先后与金风科技、远景科技集团、阳光电源、晶科科技签署战略合作协议， 加强产业链上游管理，有助于公司掌控成本，更好完成十四五期间建设规划。此外， 还与鄂尔多斯市人民政府、华为、国电电力签署四方战略协议，加强数字化智能化 建设。（报告来源：未来智库）

（二）先发优势打造资源壁垒，技术优势领先同行

风电领域先行者，先发优势 技术优势打造壁垒。公司成立于1993年，初时隶属于 能源部，从事电力系统的技术开发、改进及销售有关设备，2002年电力体制改革后 成为中国国电集团的全资控股公司，后成为国家能源集团的控股子公司。公司作为 我国最早开发风电的专业化公司，率先开拓了我国海上、低风速、高海拔等风电领 域，技术优势显著，率先实现风电“走出去”，在加拿大、南非、乌克兰拥有风电 项目。

先发优势：先发优势占据资源，存量项目以大代小焕发新机

风能资源区域特征明显，先发优势占据优质资源。风力发电项目的发电量取决的所 在地区的风能资源的丰富程度，我国风能资源在不同区域差异显著，优质风能资源 集中于东南沿海和三北地区，公司作为最早开发风电的专业化公司，依靠先发优势 占据优质风能资源，2010年公司在三北地区的内蒙古、新疆、甘肃等地的装机已达 457万千瓦，占总装机比例达70%，资源优势显著。

老旧电厂“以大代小”，存量项目焕发新机。2021年12月，国家能源局发布《风电 场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级或退 役，宁夏率先提出老旧风电场“以大代小”更新试点，将原有小容量机组（1.5MW 以下）更新并增容至3MW以上，一座老旧风电场在更新之后容量将扩大2-3倍，发 电效率提升后发电量增幅更大。因此，起步早、存量项目多的公司将优先受益。

取得国内首个“以大代小”项目，装机容量扩大至原有规模4倍。2021年12月6日， 龙源电力宁夏公司圆满完成贺兰山第四风电场“以大代小”79.5兆瓦等容风电技改 项目备案手续，成为全国首个取得“以大代小”风电技改备案的项目。该风场首批 机组于2006年并网运行，总装机容量79.5兆瓦，等容更新建设79.5兆瓦风电项目， 补贴沿用原项目相关政策；增容建设240兆瓦风电项目，按照新增风电项目管理，容 量扩大至原有规模4倍，预计后续将有更多项目实施“以大代小”，存量项目价值凸 显。

技术优势：行业技术进步上游降本，公司技术优势运营提效

受益于技术进步，风电光伏成本持续下行。2020年风电成本受抢装和产能限制暂时 提高，但长期看伴随风机大型化，单位成本仍有望继续下降。自2014年以来我国陆 上风电LCOE已下降约50%。在短期补贴退出压力下，出现抢装和风机订单的激增及 行业产能的限制，2019年项目成本降幅放缓；但当装机恢复常态化稳步增长、风机 大型化摊薄单位造价，陆风成本仍有望继续下降。根据彭博新能源预测，2025年我 国陆风LCOE有望降至32.75USD/MWh，较2020年有26.52%下降空间。

预计2025年我国海上风电有23.3%的降本空间，届时海风平价上网成为可能。我国 海上风电经过十多年的发展，在经营及技术提升下，单位造价也在逐步下降，从2010 年的23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右。造价降低导致海风度电成本下 降，根据彭博新能源统计2014年6月至2021年6月，全球海上风电度电成本已下降 64.5%。截至2021年6月我国海上风电度电成本为85.08美元/MWh（按照汇率6.4计 算约合人民币0.54元/kWh），根据彭博新能源预测，未来全球范围内海上风电成本 仍有进一步下降的空间，预计2025年我国海上风电度电成本将达到65.2美元/MWh （按照汇率6.4计算约合人民币0.42元/kWh），降本空间达23.3%，将支撑我国海上 风电逐步实现平价上网。

伴随光伏产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格有望持续下降。2020年我国 地面光伏系统的初始全投资成本为3.99元/W左右，较2019年下降0.56元/W，降幅为 12.3%。其中，组件约占投资成本的39.3%，占比较去年上升0.8个百分点。2020年 上半年，受疫情影响下游市场需求减弱，组件价格及光伏发电系统投资成本快速下 降；下半年受多晶硅、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，组件价格及光伏发电系 统投资成本上涨，项目经济性降低。根据中国光伏行业协会预测，2021年光伏系统 初始全投资成本可下降至3.81元/W，2030年可下降至3.15元/W，较2020年下降 21.05%。

公司作为风电领域国家队兼领军者，占据行业技术制高点。公司作为行业开拓者和 领军者，曾参与8项国家“863”、“973”及科技支撑计划项目，主导或参与制定77项 国家和行业标准，获得专利授权431项。卓越的技术实力奠定公司的行业地位，使公 司在获取项目时具有优先权。

创新驱动高质量发展，不断拓宽行业边界。在新能源发电行业普遍低研发的背景下， 公司以高研发支出奠定技术优势。公司在江苏如东建成世界上第一座潮间带试验风 电场、安徽来安建成国内首个大型低风速示范风电场，西藏那曲建成世界海拔最高 风电场，不断开拓风电建设区域，拓展行业增量空间；在海上风电的技术上，公司 与上海振华重工联合研制出国内第一艘海上风电专业施工船“龙源振华壹”号，完 全拥有潮间带和近海风电全方位施工平台，年施工能力35万千瓦，可实现海上风电 规模化发展；公司福建莆田南日岛海上风电场使用浮式风电与深水养殖相结合，计 划于2022年完成示范工程建设，是我国首批漂浮式海上风电示范项目。此外，公司 推动风电场信息化智能化建设，改革区域运检模式，成立15个区域维保中心，实现 30个风电场“无人值守”，大大降低运维成本。

境外资产：公司积极开拓海外市场，率先实现风电“走出去”。2014年11月，公司 加拿大德芙林9.91万千瓦风电场实现投产发电，是中国发电企业在海外自主开发、 建设和运营的首个风电项目，2017年南非24.45万千瓦项目投产发电，乌克兰7.65 万千瓦已开工建设，境外合计拥有42万千瓦风电装机（2021年9月），此外，加拿 大、南非风电项目经营效率高，利用小时数远超国内平均水平，达到2800小时以上， 目前盈利稳定。

（三）融资渠道开阔 成本低，后续项目建设无忧

负债结构改善，长期借款占比持续提升。2016-2019年，公司规模扩张放缓下，负 债规模保持稳定，2020年投资扩张下负债提升，但主要是长期借款增加85亿，2021 年长期借款进一步增加保障投资扩张，而短期借款基本稳定。公司负债结构持续改 善，长期借款占比由2016年22%提升至2021年9月末的41.2%，短期借款则由2018 年的20.2%降低至2021年9月末的13.4%。

超短期融资券滚动发行，融资成本极低。2020年以来公司累计发行46期超短期融资 券，票面利率最高仅为2.6%，最低仅为1.28%，彰显公司优质的信用等级，超短融 滚动发行极大地提高公司的资金周转水平。结合公司授信额度高、资产负债率、低 融资成本低等优势，后续融资空间较大，能够充分满足日常资金流转需求。

四、盈利预测与投资分析

（一）风力发电业务

陆上风电业务：截至2021年9月末，公司陆上风电装机为2044万千瓦。公司十四五 期间新增3000万千瓦装机，其中40%为风电，则十四五新增1200万千瓦风电装机， 以及2020年开工建设311万千瓦装机，预计2021年新增风电装机200万千瓦，其中 海上风电江苏大丰H4、H6项目合计60万千瓦于年末投产，则2021年陆上风电新增 装机140万千瓦，2022年收购集团旗下子公司，合计200万千瓦风电装机，假设 2021~2023年陆风新增装机容量为140/270/200万千瓦，2023年累计陆上风电在运 装机达2643万千瓦。

海上风电业务：截至2021年9月末，公司海上风电装机为197万千瓦。江苏大丰H4、 H6项目合计60万千瓦于年末投产，假设2021~2023年海风新增装机容量为60/70/80 万千瓦，2023年累计在运装机达407万千瓦。

（二）光伏发电业务

截至2021年6月末，公司光伏装机54.3万千瓦，国家能源集团将大力发展光伏，龙源 电力也制定“风光并举”的发展战略，预计在十四五3000万千瓦新增装机中，光伏 占比60%，则十四五光伏新增1800万千瓦，同时2020年公司新开工311万千瓦，预 计其中光伏100万千瓦，假设2021~2023年光伏新增装机容量为100/250/400万千瓦。

（三）其他业务

考虑公司的发展规划，未来公司的火电、生物质、潮汐等业务将保持现有规模。火 电业务包括销售电力、销售蒸汽及销售煤炭，与煤价关联性加强，2021年在高煤价 下煤炭销售收入增幅较大，带动火电业务增长，未来煤价下跌企稳后，火电业务收 入将恢复平稳。生物质、潮汐等发电业务规模较小，假设与平均水平相当，利用小 时数分别为5200、3000小时，毛利率分别为20%、0%。其他业务假设营业收入保 持5%的增速，毛利率为10%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站