龙源振华风电「龙源电力A股」

今天带来龙源振华风电「龙源电力A股」，关于龙源振华风电「龙源电力A股」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

（报告出品方/作者：长江证券）

春江水暖它先知，龙源回归共享最好时代

恒指流年不利，全年黯淡收跌。2021 年 12 月 31 日，虽然恒指最终收涨 1.24%并定格 在 23397.67 点，但依然难掩全年走势的疲软：以年度走势来看，恒指年度下跌接近 15%， 其中恒生工商类指数下跌 20.78%，恒生科技指数更是重挫 33.20%、自年内高点近乎腰 斩。回顾 2021 年港股市场先扬后抑，在年初一度突破 31000 点、“夺取定价权”的声 音此起彼伏后，随着印花税提升、美债收益率飙升和通胀预期加强等多重夹击，年内恒 指一度跌破 23000 点整数关口，在全球流动性宽松、各大股指涨幅显著的背景下显得尤 为“另类”。

电力资产逆势上扬，两地联动日益明显。在恒指表现羸弱的背景下，公用事业类指数和 相关公司同期表现十分突出，在同期多数行业难有正收益的背景下全年实现 9.11%的涨 幅，相对跑赢恒指达到 23.94 个百分点。究其背后的原因，2020 年 9 月“碳中和”的 世界承诺以及 2021 年包括绿电交易在内相关政策的持续推进，使得电力资产尤其是新 能源发电资产的中长期成长性和盈利能力获得市场的重新审视，反映在资本市场上便是 新能源发电运营商整体走出明显的独立行情。以龙源电力港股为例，2021 年全年累计 涨幅高达 111.63%，跑赢恒生指数 126.46 个百分点。纵观全年走势，以龙源电力为代 表的港股新能源发电运营商明显与 A 股可比公司股价走势高度相似，且两者之间的联动 随时间推移而愈发显著。

产业逻辑迎来改善，估值中枢同步修复。过去由于新能源补贴款拖欠问题，港股资金普 遍认为新能源发电运营商的资产负债表中，长期存在大量应收账款从而拉低财报真实质 量，龙源电力港股长期市净率维持在 1.0x 以下。而 2020 年 9 月后，“碳中和”时代号 召明确风光为主的新型电力系统建设加速，同时光伏和陆上风电携手步入“平价发电” 时代，在平价项目上马提速、现金流质量明显提升的背景下，新能源发电运营商估值体 系重构迎来基本面支撑。截止 2022 年 1 月 24 日，龙源电力港股市净率估值约 1.99x。

“碳中和”率先乘风而上，优质稀缺成就行业龙头。资本市场绝对收益启动的时点先后， 一定程度上侧面证明龙源电力在行业中的龙头地位。2020 年 9 月“碳中和”世界承诺作出后，资本市场闻风而动率先修复龙源电力估值，此后在 2021 年 3 月“两会”左右， A 股的新能源发电运营商才开始出现较为明显的超额收益积累。除了本身港股此前由于 流动性等原因导致估值修复空间更大外，核心还是在于早年由于历史原因新能源运营商 大多奔赴港股上市，而龙源电力作为其中的典型代表规模大、质地优，进一步享受市场 上行业龙头标的稀缺性和估值溢价。

龙源电力港股行情走强的背后是港股通持股比例快速提升，在南下资金的大幅加仓之下， 过去 1 年来龙源电力港股的股价边际话语权明显倒向内资。实际上正如此前所说，彼时 港股已经开始出现羸弱特征，而南下资金逆势持续增持龙源电力港股，本质上也反映了 全球配置视角下内地资金对于龙源电力优质资产的认可和青睐。在此背景下，此番龙源 电力回归 A 股，实际上为内地资金享受新能源发电运营行业的积极成长提供了更多的 选择，不必再跨香江，优质龙头回归。（报告来源：未来智库）

陆风龙头，全球领先

国家能源集团新能源核心平台，稳坐全球第一大风电运营商。龙源电力成立于 1993 年， 2009 年在香港主板上市。完成 A 股发行后，国家能源集团合计持有龙源电力 58.56%股 份，为其控股股东，国务院国资委为其实际控制人。公司是中国最早开发风电的专业化 公司，自 2015 年以来持续保持全球第一大风电运营商地位，业务涉及风力发电、光伏 发电、和燃煤发电等。

装机节奏明显加快，龙头资产全球布局

公司加快新能源装机节奏，近年来风电、光伏装机稳步提升。截至 2021 年末，公司合 计装机容量为 2654.86 万千瓦，较 2020 年末提升 186.82 万千瓦，其中风电新增 126.52 万千瓦，光伏新增 60.30 万千瓦，公司新能源装机的节奏在不断加快。完成 A 股上市后 公司已经完成了集团资产的收购，再新增风电装机 199.51 万千瓦，总装机容量达 2854.37 万千瓦，装机规模进一步提升。作为最早一批出海的公司，目前公司业务分布 于国内 32 个省区市以及加拿大、南非、乌克兰等国家。

业绩表现乘“风”而上，“十四五”开年稳步增长

产能扩张驱动规模增长，风电龙头业务日益纯粹。公司目前主营业务为风电业务，营收 增长动力主要来自于风电。公司近年来营收保持稳步增长，主要受益于系风电装机容量 的持续扩张所带来风电售电量的增加。2021 年前三季度，公司实现营业收入 255.30 亿 元，同比大幅增加 28.75%。

公司净利润也与营收一致保持稳步增长态势，2020 年公司净利润实现 47.26 亿元，同 比增长 9.29%。2021 年上半年，公司净利润实现 44.20 亿元，同比增长 37.71%。在煤 价上涨与售电量增加的共同影响下，公司上半年火电业务经营利润同比增长 21.4%；在 风电装机规模的扩张下，公司风电发电量进一步增长，同时受益于平均售电单价、利用 小时数的上升，公司上半年风电经营利润同比增长 26.90%。

2021 年，得益于全年整体风况的改善和公司运营装机容量的提升，公司实现业绩高速 增长，根据公司业绩预告，全年公司实现业绩 58.48-63.16 亿元，同比增长 25%-35%。（报告来源：未来智库）

乘风化龙，鹏路翱翔

“双碳”时代号召，绿电量价齐升

2020 年 9 月 22 日，我国在第 75 届联合国大会一般性辩论中宣布中国将提高国家自主 贡献力度，二氧化碳排放力争在 2030 年前达峰，努力争取 2060 年实现“碳中和”，是 中国在《巴黎气候协定》承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期“碳中和”问题上设 立的更高目标。随后 2021 年起国家政策聚焦“双碳”问题，相关政策陆续出台。

能源结构转型优化，打开新能源成长空间浩淼

拥抱“双碳”时代号召，清洁能源迎来确定性增长。展望未来，在“碳达峰、碳中和” 的目标下我国能源消费结构与电力供给结构必将做出对应的调整。《2030 年前碳达峰行动方案》中明确提出，到 2025 年，非化石能源消费比重达到 20%左右，到 2030 年， 非化石能源消费比重达到 25%左右。据此，预计我国煤炭消费占比将明显下降，“十五 五”阶段煤炭消费的绝对量也将开始下行，“碳达峰·碳中和”下能源消费转向以新能源 为主的非化石能源，风电光伏装机有望迎来持续高速增长，从而带动相关建设主体实现 收入和业绩的高速增长。

平价时代告别补贴困扰，金融扶持减轻欠补影响

风光项目步入平价时代，现金流质量显著改善。由于此前风电光伏发电项目对补贴款的 依赖性较强，装机的快速提升和较高的补贴金额使得可再生能源基金略显捉襟见肘，补 贴款的拖欠问题严重，对运营商的现金流质量产生明显影响，利润表的高净利率与补贴 拖欠带来的现金流回款不佳、应收账款持续增加也严重不匹配，在相当长的时间里影响 了市场对于新能源发电运营商的估值评价。

随着产业内技术的发展，风电光伏项目的造价持续下降，此外产业规模的做大也使得规 模效益得到体现，因此我国陆上风电项目和集中式光伏项目的造价和 LCOE（平准化度 电成本）基本呈现稳定下降的趋势，而成本的下降使得风电光伏的平价上网成为了可能。 根据《国家发展改革委关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021 年起 新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再 补贴，实行平价上网，按当地燃煤发电基准价执行，新建项目可自愿通过参与市场化交 易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。因此，随着新能源装机 的高速增长以及新增项目脱离补贴，新能源运营商带补贴的风光项目装机容量占比预计 将会持续下降，存量补贴款拖欠的影响预计将会得到有效摊薄。

与此同时，新能源补贴款拖欠的问题也获得了国家层面的重视，新能源发电运营商无论 增量还是存量资产均迎来利好。2021 年 2 月，国家发改委连同财政部、央行、银保监 会和国家能源局联合发布《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏发电等行业健 康有序发展的通知》，文件提出：

金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较 大但未来有发展前景的可再生能源企业，可以在银企双方自主协商的基础上，根据 项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。

金融机构按照市场化、法治化原则自主发放补贴确权贷款。已纳入补贴清单的可再 生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款。

通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。补贴确权贷款的利息 由贷款的可再生能源企业自行承担，利率及利息偿还方式由企业和银行自行协商。 为缓解企业承担的利息成本压力，以已确权应收未收财政补贴、贷款金额、贷款利 率等信息为参考，向企业核发相应规模的绿色电力证书，允许企业通过指标交易市 场进行买卖。在指标交易市场的收益大于利息支出的部分，作为企业的合理收益。

2021 年 7 月，中国农业银行湖北孝感分行向中广核湖北大悟风力发电有限公司授信 6300 万元，并发放全国首笔“可再生能源补贴确权贷”950 万元，全力支持大别山革命 老区绿色高质量发展。随后，各省市可再生能源补贴确权贷款陆续开展。虽然可再生能 源补贴确权贷款的开展暂未从根本上解决存量补贴款拖欠的问题，但是这一金融支持手 段的推出能够在一定程度上缓解新能源运营商的资金回款压力。发电运营作为典型的资 本密集型行业，随着“双碳”政策的进一步推进，项目建设的资本开支需求将会明显提 升，新能源存量补贴款的问题有望随之逐步得到政策的重视和改善。

绿电交易全面稳步推进，环境属性确保溢价交易

绿电交易鸣锣开市，政策鼓励保障需求。2021 年 9 月，我国正式启动了绿电交易市场。 绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，在电力市场 交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。购买绿色电力产品 的交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形 成。其中，带补贴的新能源项目交易电量将不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不 计入其合理利用小时。随后绿电交易与能耗双控进行了挂钩，从制度上保障了绿电的需 求：《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中提出根据各省（自治区、直辖市）可再 生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责 任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五 年规划当期能源消费总量考核。随后 10 月 8 日国常会进一步放宽了要求，提出新增可 再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

多地实现溢价交易，常态化机制已成型。从成交价格来看，首批绿电交易价较当地中长 期价格溢价 3~5 分钱/千瓦时。在全国绿电交易试点开启后，截至 2021 年底已经有天津 市、安徽省、甘肃省、浙江省、江西省、江苏省及广东省等 7 个省市陆续开展了本省的 绿电交易，且均在不同程度上实现了较当地燃煤基准价的溢价交易，绿电交易已经呈现 出常态化、机制化的趋势。

从已经开展的交易情况看，各省绿电交易的规模依然处于较低水平，主因或系能耗双控 和可再生能源消纳责任权重主要是以省市或当地电网进行考核，而绿电交易的主体主要 是企业，除了部分出口较多的外向型企业和在华跨国公司以外，国内传统高耗能行业暂 未面临能耗双控考核的下沉，使得其参与绿电交易的意愿不高。不过，随着考核的下沉 和细化，以及全球范围内碳追踪、碳关税的推出，预计未来高耗能企业和出口型企业的 广泛参与将会极大地提高绿色电力的需求，绿电交易的市场规模届时将得到极大的扩张。

政策组合拳再发力，绿电溢价刚性增强。1 月 21 日，国家发改委、工信部等七部委联合 印发了《促进绿色消费实施方案》，相较于已经出台的措施，本次方案的增量主要是：1） 市场化用户要通过购买绿电或绿证的方式完成可再生能源消纳权重；2）加强高耗能企 业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿电最低占比； 3）在电网保供能力许可范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时 优先保障。新的要求下，被考核的市场化企业或将均成为绿电市场需求侧主体，若完成 可再生能源消纳指标，需要主动通过市场化手段购买绿电或绿证，绿电市场及付费机制 趋于完善。此外，高耗能使用绿电的刚性约束和需求侧管理优先保障，也会使得高耗能企业处于生产和经济考量也会进一步增加绿电需求，政策组合拳将在保障基础绿电消费 进一步拓宽增量，绿电的溢价刚性有望随需求进一步增强。

我们认为，在绿电的环境属性以及政策对溢价的鼓励态度双重影响下，未来绿电有望持 续溢价交易，这将利好新能源发电运营商在收入和利润两端实现稳定增长。绿电溢价作 为市场化的环境价值变现，将接力计划制的行政新能源补贴，在“碳中和”时代护航新 能源发展。

内生外延双轮驱动，大象起舞计日以期内生外延，公司 持续高增可期

加码新能源开发力度，巩固行业领先地位

集团规划指引龙源加速开发，高基数下有望实现翻倍增长。根据公司规划，在“碳达峰”、 “碳中和”的大趋势下，龙源电力将根据国家能源战略，落实国家能源集团“一个目标、 三型五化、七个一流”总体战略，按照“陆海统筹、风光并举、多能互补、上下联动、 重点突破”的发展思路，加大重点市场布局力度，采取多元化投资模式，稳步推进国际 化战略布局，建设具有全球竞争力的世界一流新能源公司。在转型发展方面，“十四五” 时期国家能源集团主要目标是实现清洁可再生能源跨越式发展，新增装机 7000-8000 万 千瓦。龙源电力作为国家能源集团旗下清洁能源开发建设的主体，势必将更多地承担集 团新能源发电运营项目建设的任务，预计龙源电力“十四五”期间的新能源装机新增约 为 3000 万千瓦。按此估算，预计龙源电力“十四五”末装机容量将达到 5500 万千瓦 左右，较 2020 年底增长 121.55%，较 2021 年底增长 105.97%。

央企可再生装机考核下发，大股东规划或进一步上调。2021 年 12 月国资委官网发布 《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》，目标到 2025 年 中央企业可再生能源发电装机比重达到 50%以上。截至 2020 年底，国家能源集团总装 机 25713 万千瓦，其中可再生能源装机 6634 万千瓦，占比仅为 25.80%。

若按照国资委可再生能源装机占比 50%的目标要求，在火电装机 0 增长的情景下，国家 能源集团尚需可再生能源新增 12445 万千瓦，因此集团此前提出的“十四五”期间新增 7000-8000 万千瓦可再生能源装机的规划无法达到国资委提出的新要求。如果集团进一 步上调“十四五”期间的新增装机规划，则龙源电力的装机增速还将进一步提升。

此外，2020 年以来龙源电力积极获取项目资源，丰富的项目储备保障了公司未来高速 发展的新能源项目收益质量以及可实现性，在收益率要求达标的情况下预计这批储备项 目将能够迅速开建转化成为利润增量：

2020 年，公司全年新增签订风电和光伏开发协议 5159 万千瓦，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 235 万千瓦。

2021 年上半年，公司新签订开发协议 23GW，新增核准（备案）项目 320 万千瓦。

避免同业竞争，资产注入方向明确

风电资产陆续整合，上市平台日益壮大。按照交易方案，龙源电力换股登陆 A 股的同时， 拟以现金方式将向国家能源集团其他下属子公司辽宁电力、陕西电力、广西电力、云南 电力、甘肃电力、华北电力购买资产购，相关资产风电装机容量合计 199.51 万千瓦。

根据国家能源集团出具的《国家能源投资集团有限责任公司关于避免与龙源电力集团股 份有限公司同业竞争的补充承诺函》，提出在本次换股和收购资产交易完成后 3 年内， 在符合相关法律法规及相关内部、外部审批手续，且充分评估相关资产的合规性和盈利 性的前提下，国家能源集团可以综合运用资产重组、业务调整、设立合资公司等多种方 式，以及采用多元支付方式，将其他存续风力发电业务注入龙源电力。

截至 2021 年 6 月底，除本次交易拟收购的资产以外，集团旗下龙源电力体外的风电资 产主要包括新能源公司 1096.05 万千瓦、其他非上市公司 345.16 万千瓦和国电电力等 其它上市公司 699.46 万千瓦，合计 2140.67 万千瓦。

根据规划，对于集团非上市资产的注入分为两部分：

第一部分，综合运用股权和现金的支付方式，整合国家能源集团新能源有限责任公 司资产。截至 2021 年 6 月 30 日，该部分资产装机规模合计 10,960.50MW，归母 净资产合计约 333.29 亿元，对应对价约为 356.49-556.46 亿元。

第二部分，综合运用现金和股权的支付方式，整合收购国家能源集团持有的区域性 风电公司资产。截至 2021 年 6 月 30 日，该部分资产装机规模合计 3,451.59MW， 归母净资产合计约 110.96 亿元，对应对价约为 118.68-185.26 亿元。

对于其它上市公司体内的风电资产，可以采用组建合资公司、集团先行购买后再注入龙 源电力、以龙源电力火电资产置换其它上市主体风电资产等方式。

从优秀蜕变到卓越，成长空间从 1 倍增至 3 倍。若龙源电力在内生增长的同时，在“十 四五”期间完成对于集团风电资产的收购，暂不考虑火电资产的剥离，公司 2025 年末 的装机容量有望达到 7808 万千瓦，约为 2020 年末装机的 3.16 倍。

风场老旧改造推进，“以大代小”增量可观

政策暖风频吹，风场改造可期

2021 年 3 月，国家能源局率先于《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通 知（征求意见稿）》中明确提出启动老旧风电项目技改升级。通过技改、置换等方式，重 点开展单机容量小于 1.5MW 风电机组技改升级。在此背景下，去年 9 月宁夏率先拉开 了老旧机组改造的序幕，提出到 2025 年，力争实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以 上、增容规模 200 万千瓦以上，更新及增容风电场单机容量达到 3.0MW 及以上。

2021 年 12 月，国家能源局进一步发布《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见稿， 鼓励并网运行超过 15 年的风电场开展改造升级和退役，对风电机组进行“以大代小”， 对配套升压变电站、场内集电线路等设施进行更换或技术改造升级。同时明确原生命周 期补贴电量及补贴电价不变，新增部分按当年指导价。

经济性层面优势凸显、解决核心土地问题是风电场改造有望于十四五期间高速发展的两 大核心驱动力：

首先，从经济性层面，对运营期不满 20 年且累计发电量未超过改造前项目全生命 周期补贴电量的改造升级项目，每年补贴电量为改造前项目全生命周期补贴电量 的 5%。考虑到待改造区域主要为 10-15 年前修建的风电场，其场址通常位于风能 资源充沛的区域，相应的利用小时数较高，风场改造的收益率和经济性优势凸显， 有望获得下游运营商的青睐。

其次，从土地层面，在国土用地红线限制下优异的风电场逐步成为稀缺资源，新建 的陆风风场资源面临风能资源有限、大型零部件运输困难等问题。相较之下，风电 场改造无需重新申办用地预审与选址意见书，可直接解决当前陆上风电的土地难 点。

未来风场改造市场空间几何？

从市场规模看，风电场改造主要聚焦使用年限超过 15 年，对风电机组进行“以大代小”。 根据计算：1）2005 年前国内风机数量约 5000 台左右，这部分面临退役的比例相对较 高；2）2006-2010 年累计装机规模超 43GW（如果按平均装机功率 1-1.5MW 计算，对 应风机数量约为 3 万台左右），且装机节奏前低后高，主要集中于 2008-2010 年（这三 年累计装机规模接近 39GW）。若考虑 2005 年前的机组实行高比例替代（超 60%），则 对应的风机更替数量在 3000-4000 台；2006-2010 年风机平均按 40-50%的比例进行更 替，则对应的风机更替数量在 1.2-1.6 万台。

综上计算，“十四五”期间国内风电场改造的风机总数有望达 1.5-2 万台左右。考虑到改 造区域主要为风能资源相对较好的区域，按改造前风机平均功率 1MW，改造后平均功 率 4MW 估算，则“十四五”期间老旧风场改造规模为 15-20GW，在不考虑改造对风机 点位数量影响的情况下，改造后规模有望增达 60-80GW。

龙源改造率先落地，二次成长曲线清晰

作为国内最大的风电场运营商，龙源电力率先实现风电场的改造项目。2021 年 12 月 15 日，龙源宁夏公司圆满完成贺兰山第四风电场 “以大代小”79.5MW 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。该风电场首批机组 于 2006 年并网运行，总装机容量 79.5MW，其中 1.5MW 机组 27 台，0.75MW 机组共 53 台，共计 80 台风电机组。项目实施后计划将原有老旧机组全部拆除，等容更新建设 79.5 MW 风电项目，补贴沿用原项目相关政策；增容建设 240MW 风电项目，按照新增 风电项目管理。

当前，宁夏新建风电场项目建设成本大约在 4000-5000 元/KW 左右，其中风机价格约 2000-2500 元/KW，塔筒、EPC、升压站等建设成本预计在 2000-2500 元/KW 左右。按 照宁夏 0.26 元/度的上网电价，新建项目的平均造价 4500 元/KW 左右、风电利用小时 数 1900 左右计算，对应的项目收益率有望达 7.5%-8%左右。考虑到老旧风电机组设备 利用小时数相对较低、维修费用相对较高，改造后项目利用小时数有望大幅提升，同时 维修费用有望进一步降低，或将进一步提升项目收益率水平。

我们认为，该老旧风场改造试点项目有望成为开辟风场改造的先河，为未来风场改造提 供宝贵的经验，通过进一步优化存量资产释放存量项目资源潜力。

展望“十四五”期间，公司风场改造潜力巨大。根据计算，截至 2010 年末龙源累计风 电控股装机量为 6.6GW（其中权益装机量达 5.8GW 左右），对应风机台数约 6000 台左 右（按风机容量 1-1.2MW 估算）。参考此前假设，若 2006-2010 年风机平均按 50%左 右的比例进行更替，则对应的风机更替数量大约为 3000 台左右。按改造后风机平均功 率为 4MW 估算，则十四五期间公司风场改造规模有望超 3GW，改造后的风电场规模 有望增达 12GW 左右，即通过风电场改造带来的增量有望达 9-10GW 左右。

龙头对比，潜在空间龙源更胜一筹

龙源电力回归 A 股后，与 2021 年登陆 A 股的三峡能源一起组成了 A 股纯新能源发电 的两大巨头，两者之间进行比较，龙源电力的潜在装机空间更胜一筹。

三峡能源明确提出了“十四五”期间的发展规划，力争“十四五”末总装机规模达到 5000 万千瓦，相较 2020 年末的 1561.61 万千瓦计划新增约 3438 万千瓦。而从三峡集团出 发，集团旗下的存量新能源资产多数处于三峡能源体内，外延扩张的空间有限。

考虑估算的内生增长和国家能源集团其它非龙源电力风电资产，根据此前的估算，龙源 电力 2025 年末的装机容量有望达到 7808 万千瓦，相较 2020 年末的潜在增长空间为 5340 万千瓦。

投资分析

历史复盘表明，龙源电力港股行情走强的背后是港股通持股比例快速提升，过去 1 年来 龙源电力港股的股价边际话语权明显倒向内资，本质上也反映了全球配置视角下内地资 金对于龙源电力这类新能源发电运营优质资产的认可和青睐。此番龙源电力回归 A 股， 为内地资金享受新能源发电运营行业的积极成长提供了更多的选择，此番不必再跨香江， 陆风优质龙头回归。

龙源电力作为国内陆上风电的龙头公司，有望深度受益于行业政策环境和经营环境的改 善，且在国家能源集团大力发展新能源，并承诺将风电资产注入公司的情况下，龙源电 力有望迎来内生和外延的双增长。此外，作为老牌陆上风电公司，龙源电力还有望率先 受益于老旧风场改造的相关政策，“上大压小”提升公司整体收益率水平。

（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