1. 全球风电行业领导者，发展步伐稳健

1.1. 世界第一大风电运营商，风电装机容量全国领先

背靠国家能源集团，实现了 AH 两地上市。

1993年，龙源电力集团股份有限公司成立，隶属于国家能源部。此后，公司先后划归给电力部、国家电力公司、中国国电集团公司。

2009年，公司在香港主板成功上市，被誉为“中国新能源第一股”。

2017年，国电集团与神华集团合并，龙源电力成为国电集团控股下的上市公司。

2022年，龙源电力换股吸收合并平庄能源，实现了 AH 两地上市。全球风电运营龙头，持续推进新能源发电建设运营。

龙源电力是中国最早开发风电的专业化公司，并自2015年以来，持续保持世界第一大风电运营商地位。

目前，公司已成为一家以开发运营新能源为主的大型综合性发电集团，主营业务为风电设计开发与运营，同时经营火电、光伏、生物质、地热等项目。

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。

作为国家能源集团旗下新能源专业运营平台，近年来公司加快新能源装机节奏，截至 2022H1，集团控股装机容量为 28827.99 兆瓦，其中风电控股装机容量 25711.44 兆瓦，火电控股装机容量为 1875.00 兆瓦，光伏等其他可再生能源控股装机容量 1241.55 兆瓦。

1.2. 股权结构稳定，国家能源集团为实际控股人

根据公司公告，截至 2022H1，国家能源投资集团有限责任公司直接持有公司 54.91%股权，是公司的公司第一大股东。此外，国家能源集团通过平煤集团和辽宁电力分别间接持有公司 2.53%、1.12%股权，合计持有公司 58.56%股权。

1.3. 陆上风电龙头，整体业绩长期向好

营收与净利润保持增长态势。

2021年公司实现营收 372.1 亿元，同比增长 29.2%，归母净利润为 64.0 亿元，同比增长 28.67%，主要系公司风电装机规模快速上升，带来营收与净利润的持续增长。

2022H1，公司实现营收 216.7 亿元，同比增长 11.69%，归母净利润为 43.3 亿元，同比下降 17.4%，公司 2022H1 净利润出现下滑主要由利用小时数下降及折旧费用增加所致。长期来看，在风电装机规模化效应的驱动下，公司业绩仍保持增长态势。

毛利率及净利率稳步提升，盈利能力不断增强。

从毛利率与净利率来看，2017- 2022H1，公司毛利率由 33.9%增长至 37.4%，净利率由 18.6%增长至 23.7%，主要受益于占营收比重较大的风电部分利润率逐年上升。

从ROE来看，2017-2021 年，公司 ROE 由 8.8%增长至 10.6%，表现出了良好的盈利能力，预计未来随着新能源补贴拖欠问题逐步解决，公司 ROE 有望进一步提高。

从各项营收占比来看，2021年，风电销售电力及其他部分营收为239.7亿元，同比增长 16.52%，占比达到 64.4%。

从不同产品经营利润来看，2021 年风电分部经营利润为 123.54 亿元，主要系风电装机容量规模的迅速扩大及风电利用小时数的提升，带动风电销售量及平均售电单价上升所致。

火电分部经营利润为 3.51 亿元，同比减少 33.3%，火电分部利润率下降主要系煤炭价格上升所致。

应收款逐年上升，可再生能源电价补贴占比较大。

Wind 数据显示，2017-2021 年，公司应收账款、应收票据及应收款项融资合计数由 70.5 亿元增长至 270.7 亿元，规模逐年增加且增速较快，主要系新能源补贴回款周期较长，补贴回款不及时所致。截至 2021 年底公司账面可再生能源电价补贴应收余额为 250.82 亿元。

在此背景下，公司积极配合落实补贴申领工作，并通过保理、ABS 等资产证券化方式盘活应收补贴款，有效改善了因新能源补贴拖欠所带来的现金流压力。随着国家新能源补贴利好政策的发布，公司大规模补贴欠款有望得到解决，现金流预计将迎来实质性改善，2022 年上半年，公司收到可再生能源补贴回款 114.39 亿 元，为新能源装机规模扩大提供强有力的资金支持。

经营活动现金净流量持续呈净流入状态，现金流充裕。

2021 年，公司经营活动的现金流入净额为 167.55 亿元，同比增加 44.82 亿元，主要系售电收入增加；投资活动的现金流出净额为 184.67 亿元，主要用于风电项目建设；融资活动的现金流入净额为 0.95 亿元，其中，流入主要来自公司债券发行收入及银行借款，流出主要用于归还借款及支付借款利息。

2. A+H 股上市公司，长期发展动力足

2.1. 背靠国家能源集团，获得广阔发展动力

集团业务多元，为公司发展提供助力。

公司的实际控股人国家能源集团成立于 2017 年，是由中国国电集团公司和神华集团联合重组而成的骨干能源企业，拥有煤炭、电力、运输、化工等全产业链，产业分布在全国 32 个省区市以及美国、加拿大等 10 多个国家和地区，截至 2022 年 5 月，公司旗下有中国神华、国电电力、龙源电力、长源电力、国电科环、龙源技术、英力特、莱宝高科 8 家上市公司。

2021 年，国家能源集团煤炭产量 5.7 亿吨，发电装机容量 2.71 亿千瓦，其中火电/水电/风电/新能源装机容量分别为 1.94 亿千瓦/1869 万千瓦/4999 万千瓦/5859 万千瓦。

国家能源集团在煤炭、运输、电力等全产业链的布局也为公司火电、新能源发电业务的拓展提供了支撑。

集团规划十四五新增新能源装机 70-80GW。

国家能源集团在 2021 年高质量发展新闻发布会上提到，截至 2021 年底，集团风电装机容量达 5000 万千瓦，居世界第一；光伏装机 860 万千瓦；新能源开工 1968 万千瓦、新增装机 1089 万千瓦。“十四五”时期，国家能源集团计划实现新增新能源装机 70-80GW、占比达到 40%的目标。

公司是国家能源集团旗下风电专业运营平台，风电装机规模行业领先。

根据国家能源局数据，2021年底，全国风电装机容量约3.28亿千瓦，同比增长16.68%。根据公司年报，2021 年底，公司控股装机容量 2669.86 万千瓦，其中风电控股装机容量 2366.78 万千瓦，市占率为 7.21%，在全国风电运营商中保持领先地位；火电控股装机容量 187.50 万千瓦；其他可再生能源（光伏、生物质、潮汐、地热）控股装机容量 115.6 万千瓦。

图 10：2017-2021年全国累计风电装机容量及增速

图 11：2017-2021年公司累计风电装机容量及市占率

承担集团“十四五”新能源装机规划重任，2025 年新能源累计装机容量有望超 50GW。

“十四五”时期，国家能源集团计划实现新增新能源装机 70-80GW，龙源电力计划实现新增新能源装机 30GW。

2021 年公司新增新能源装机 2GW，则 2022-2025 年，预计平均每年新能源装机 7GW，2025 年公司累计新能源装机容量有望超 50GW。

集团承诺三年内将存续风力发电业务注入公司，公司未来风电装机规模增量可期。

根据国家能源集团与龙源电力签订的《避免同业竞争协议》，国家能源集团已将存续的 2GW 风电资产注入龙源电力，其余风电资产注入计划还在规划中，未来公司有望迅速增大风电装机规模，资产的规模化效应将驱动公司营收和利润快速增长。

图 13：2020-2025 年公司新能源控股装机容量变化情况（单位：GW）

2.2. 换股吸收合并平庄能源，A+H 双平台上市拓展融资渠道

打造千亿级别风电 A+H 股平台，整合集团内优质风电资产，着力布局新能源赛道。

2022 年 1 月 24 日，公司通过于深圳证券交易所主板发行股票 3.46 亿 股，以换股吸收合并平庄能源的方式实现 A+H 股两地上市，本次交易由换股吸收合并、资产出售及现金购买三部分组成。

通过打造千亿级别风电 A+H 平台，一方面，公司品牌影响力进一步提升，有利于更多投资者深入了解公司，充分拓宽融资渠道，为“十四五”期间新能源做强做大提供资金支持；另一方面，公司整合集团内优质资产，加强新能源赛道布局，助力国家能源集团“十四五”新能源装机规划的顺利完成，建设成为具有全球竞争力的世界一流新能源公司。

资产负债率保持稳定，财务费用率呈下降趋势。

2021年，公司资产负债率为 61.59%，基本保持稳定，财务费用率为 9.80%，同比降低 1.1 个 pct，继续保持下降态势。资产负债结构健康稳健。A+H 股双平台上市，公司多渠道多途径开展融资工作，多方筹措低利率成本资金，撬动更多社会资本做强做大新能源板块。

在做深做熟传统融资渠道，开展银行信用贷款、商业票据、超短融资券、公司债券、ABS、供应链金融等融资工作的同时，公司积极探索创新融资产品，盘活存量资产，为其“十四五”期间装机规模的迅速扩大提供强有力的资金支持。

2022 年，公司已成功发行十三期超短期融资券，一期绿色中期票据，不断优化长短期债务比例，现金流充裕，对新增融资的依赖较低。目前，公司资金成本处于行业领先地位，资本结构健康，整体杠杆水平可控。

图 14：2017-2022H1 公司资产负债率 图 15：2017-2022H1 公司财务费用率

3. 风电项目分布广泛，建设水平行业领先

3.1. 新能源补贴退坡，风电价格平价上网

陆上风电全面平价上网，海上风电平价进行时。

近年来，风电标杆上网电价多次下调。2015-2020 年， I、II、III、Ⅳ类资源区陆上风电标杆上网电价从 0.49、 0.52、0.56、0.61 元/千瓦时分别降至 0.29、0.34、0.38、0.47 元/千瓦时；2021 年财政不再补贴，陆上风电实行平价上网，新建项目上网电价按当地燃煤发 电基准价执行；2022 年 4 月，国家发改委印发《关于 2022 年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，明确为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022 年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。

海上风电平价仍在进行中，截至 2021 年 12 月底，公司海上风电在运容量为 259.16 万千瓦。公司秉持“一大两海”的战略发展方向，有序推动海上风电发展，做好平价海上、深远海风电开发等相关技术储备，为平价时代海上风电高质量发展探索新路径。

积极参与绿电交易，市场交易量价齐升。

按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，国家有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场。公司持续优化市场营销，科学制定市场交易比例，交易价格稳步提升。

2021 年，公司风电平均上网电价为 489 元/兆瓦时，同比增加 2 元/兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大以及市场交易电价上升所致。

市场交易电方面，2021 年，风电市场交易电量占风电发电量的比例为 31.53%，平均交易电价同比增长 7.1%；2022 年一季度的风电市场交易电量占风电发电量比例约为 33.9%，平均交易电价同比增长 5.26%。受新能源参与市场化交易地区不断扩大、现货市场建设加速推进及火电电价上升带动等因素综合影响，预计风电市场交易将保持量价齐升的态势，绿色电力价值得以体现。

3.2. 风电项目同水电类似，保持较高的收益率

公司风电分部利润率维持高位，随着新能源补贴欠款的解决，盈利能力有望进一步提升。

2017-2021 年，风电分部利润率持续维持高位，主要系风电装机容量规模的迅速扩大及风电利用小时数的提升，带动风电销售量及平均售电单价上升所致。

随着国家新能源补贴利好政策的发布，大规模补贴欠款有望得到解决，风电运营商的现金流将迎来实质性改善，盈利能力有望进一步提升。

广泛开展“以大代小”风电技改项目，提升风电运营效益。

近年来，随着风机大型化带来的降本趋势，下游风电运营商话语权逐渐增强。

2021年 12 月 6 日， 龙源电力宁夏公司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。

2022年 7 月 12 日，国家能源招标网发布《龙源电力国电阳江海陵岛风力发电有限公司鹅岭25.74MW 以大代小风电项目风力发电机组公开招标项目招标公告》以及《龙源电力青铜峡龙源新能源股份有限公司贺兰山第四风电场 79.5MW 风电技改项目风力发电机组设备采购公开招标项目招标公告》。

公司广泛开展“以大代小”风电技改项目，在提升风电并网安全性、可靠性的同时，优化存量资产，充分释放存量项目资源潜力，推动风电提质增效，有提升风电运营效益。

3.3. 风电项目分布广泛，业务布局合理

海陆统筹，分布广泛。

公司业务遍布国内外市场，在全国 32 个省（区、市）和加拿大、南非、乌克兰等国开展业务，较国内其他新能源公司分布广泛、布局合理。

在中国境内，公司装机主要分布在内蒙古、江苏、河北、新疆、甘肃、黑龙江、辽宁、福建等资源优势地区和负荷中心地带，形成“海陆统筹、风光并举、多能互补、上下联动、重点突破”的发展格局。

中国海上风电先行者，率先突破深远海海上风电关键技术。

海上风电走向深海是行业发展的必然，但深远海风电开发面临技术难度大、成本高等难题。

2021年，公司漂浮式海上风电与网箱养殖融合发展项目完成基本设计，为深远海海上风电开发提供示范。

作为保电价项目的海上风电江苏大丰 H4 和 H6 项目，创造了单月吊装施工速度行业记录，并于 2021 年年底实现高质量投产发电。

未来，公司将有序推动海上风电发展，做好平价海上、深远海风电开发等相关技术储备，深入谋划布局海上风电+制氢、海洋牧场、综合能源岛等创新融合发展形式。

3.4. 资源获取能力强，项目储备丰富

风光并举、多能互补、多元化开发。

2021 年，公司新增资源储备 56.46 吉瓦，较 2020 年同期增长 9.44%，其中风电 11.76 吉瓦，光伏 36.70 吉瓦，多能 互补项目 8.00 吉瓦，均位于资源较好地区。

与 2020 年相比，光伏新增资源储备占比有所提升。

在全国已组织的竞争配置中，中标容量达到 9465 兆瓦，其中风电 2172 兆瓦，光伏 6113 兆瓦，电网侧储能 1180 兆瓦/1920 兆瓦时，分布式项目备案 4900 兆瓦，加上清洁供暖项目 4000 兆瓦，全年累计取得开发指标突破 18365 兆瓦。

充分利用集团内外部资源，高质量推进项目落地。

公司以自主开发、合作开发和并购项目等多种形式，快速获取优质资源，高质量推进项目落地。在国家能源集团内部，利用其遍布全国的煤炭、电力、运输、化工等全产业链优势，拓展资源储备；在国家能源集团外部，与行业龙头企业合资开发、战略合作，为规模化发展趟出一条新路。

图 21：2020-2021 年公司风光新增资源储备

3.5. 数字化转型驱动发电效率提升，发电量稳中有升

聚焦生产数字化转型，风电及火电平均利用小时数高于全国平均水平。

2021 年，公司风电平均利用小时为 2366 小时，较上年增加 127 小时，超全国平均水平 120 小时，主要得益于风速同比上升以及良好的设备治理提高了设备运行的稳定性；火电平均利用小时为 5747 小时，较上年增加 929 小时，超全国平均水平 1299 小时，主要是由于江苏省内用电负荷上升。

龙源电力总经理唐坚曾提到，数字化手段可提高设备的可靠性和消缺的及时性，停机时长、频次大幅度下降，从而提高公司设备发电效率。

公司构建数字化共享平台，完成设备数据全量采集，目前已有近 1.4 万台风机接入公司数字化平台，数据接入点达 4500 万点。同时，部署上线监控系统、管控系统，构建起前台监控值班、后台数据分析的新型管理方式，紧抓设备治理，机组可靠性和发电效率稳步提升。

新增装机量及设备平均利用小时数的提升，驱动发电量稳中有升。

2021 年， 公司累计完成发电量 632.85 亿千瓦时，同比增长 19.26%。其中，风电发电量 513.00 亿千瓦时，同比增长 17.44%，市占率为 7.82%；火电发电量 107.76 亿 千瓦时，同比增长 19.28%，市占率为 0.19%。

2022 年开年风资源较弱，但依托风电装机规模的扩大、大容量高效率机组的投入使用及设备治理成效的显现，发电量呈现稳步增长的态势。

截至 2022 年 6 月底，公司 2022 年累计完成发电量 363.05 亿千瓦时，同比增长 9.66%。其中，风电发电量增长 10.25%，火电发电量增长 0.23%，其他可再生能源发电量增长 86.02%。

4. 盈利预测及估值

4.1. 盈利预测

核心假设：

1）装机规模：

“十四五”时期，国家能源集团计划实现新增新能源装机 70-80GW，龙源电力计划实现新增新能源装机 30GW，考虑2021 年公司新增新能源装机为 2GW，假设 2022-2025 年分别新增 3GW、7GW、8GW、10GW，考虑到 2022 年公司预计新增 3GW，其中新增风电装机占 30%，新增光伏装机约占 70%，按 此比例，预计 2022 年-2024 年风电装机容量分别为 24.57GW、26.67GW、29.07GW，2022 年-2024 年光伏装机容量分别为 3.20GW、8.10GW、13.70GW。

此外，考虑到火电、生物质发电、潮汐发电、地热发电装机规模较为稳定，预计未来三年装机规模保持不变，仍分别为 1.88GW、0.0540GW、0.0041GW、0.0020GW。

2）上网电量：

随着装机规模和利用小时数不断提升，预计风电、火电及其他可再生能源发电量将持续提升，在厂用电及线损保持平稳的情况下，预计 2022 年 -2024 年公司上网总电量将达到 668.98、771.82、895.77 亿千万时。

3）平均上网电价：

综合考虑平价进程的推进以及公司市场化交易量价齐升的趋势，预计 2022 年-2024 年风电平均上网电价均为 0.55 元/千瓦时，2022 年-2024 年火电平均上网电价分别为 0.40 元/千瓦时、0.40 元/千瓦时、0.41 元/千瓦时，2022 年-2024 年其他可再生能源上网电价分别为 0.68 元/千瓦时、0.65 元/千瓦 时、0.60 元/千瓦时（含税值）。

4）利用小时数：

近年来，公司聚焦生产数字化转型，紧抓设备治理，机组可靠性和发电效率稳步提升，同时随着弃风率、弃光率的持续改善，风电及其他可再生能源利用小时数将有望提升，预计 2022 年-2024 年，风电利用小时数分别为 2378/2402/2438 小时，其他可再生能源（主要为光伏）利用小时数分别为 1052/1063/1079 小时。

2021 年，公司火电发电量和利用小时提高的主要原因是由于江苏省内用电负荷上升，预计之后年份火电利用小时数会趋于平稳，因此采取近五年平均的方法来衡量，预计 2022 年-2024 年火电利用小时数分别为 5309/5250/5242 小时。

4.2. 估值

我们选取同样是新能源发电运营商的【三峡能源】、【节能风电】、【太阳能】作为可比公司，2022 年平均 PE 为 17.61 倍。在国家大力发展新能的背景下，龙源电力大力拓展风电、光伏等新能源建设运营，未来成长性高。

我们预计公司 2022-2024 年营业收入分别为 395.17 亿元、444.45 亿元、498.42 亿元，增速分别为 6.2%、12.5%、12.1%，归母净利润分别为 69.29 亿元、93.18 亿元、116.32 亿 元，增速分别为 8.2%、34.5%、24.8%。

5. 风险提示

1）项目推进不及预期：风电、光伏建设需要较长时间，若项目建设不及预期，会影响公司业绩；海上风电建设是公司业绩增长的重要驱动力之一，若推进不及预期，会对公司业绩带 来不利影响。

2）审批进度不及预期：政府对光伏的审批进度，会影响公司的装机，若审批不及预期则可能会导致公司未来业绩增速受到影响。

3）政策推进不及预期：新能源发电受政策影响，政策变动可能影响公司对新能源发展的规划及项目投运，同时也会对上网电价产生影响，进而影响公司业绩。