1.1 风电运营龙头，国资背景强大
龙源电力集团股份有限公司成立于 1993 年，当时隶属国家能源部，后历经电力部、国 家电力公司、中国国电集团公司，现隶属于国家能源集团。2009 年，在香港主板成功上市， 被誉为“中国新能源第一股”。2022 年正式在 A 股上市，成为国内首单 H 股新能源发电央 企回归 A股、首单五大发电集团新能源企业登陆 A股资本市场、首单同步实施换股吸收合并、 资产出售和资产购买项目。自 2015 年以来，持续保持世界第一大风电运营商地位。截至 2024 年 3月 31日，总司总装机 36.16GW，其中风电、火电、其他可再生能源装机分别为 27.78GW、 1.875GW、6.5GW。
背靠国家能源集团，股权架构稳定。国家能源投资集团有限责任公司占龙源电力 55.05% 股权，为控股股东及实际控制人，国资背景强大。国家能源集团是中国最大的能源企业之一， 也是全球最大的煤炭生产商和电力运营商之一，在 2023 年世界 500 强排名第 76 位，主营 业务包括煤炭、电力、运输、煤化工等，覆盖了能源产业链的多个环节。国家能源集团与龙 源电力合作密切，在资金、技术和市场等方面给予龙源电力支持，2023 年 11 月 20 日，龙 源电力与国家能源集团公司订立综合产品和服务购销框架协议，双方互相提供产品和服务； 2023 年 11 月 17 日，公司与国家能源集团共同出资设立国能巴丹吉林（甘肃）能源开发投 资有限公司，充分发挥了龙源电力在新能源领域的专业特长和技术优势，并借助国家能源集 团在火电项目的开发建设运营优势，实现效益最大化。
1.2 业绩长期有望平稳增长，分红显著提升
业绩受火电分部扰动，长期有望稳步增长。 2023 年公司营收 376.4 亿，同比下降 6%， 主要由于火电发电量下降以及煤炭销售收入减少，2023 年煤炭收入 32.4 亿元，同比下降 49.5%，未来随着火电分部比重的持续下降，其对业绩的扰动有望逐步减小。2024 年第一季 度营收 98.8 亿元，与 2023 年第一季度基本持平。2023 年公司归母净利润 63.6 亿元，同比 增加 23.9%，主要得益于公司新能源装机规模的提升，2023 年公司计提了 21.9 亿元的资产 减值准备，随着公司“以大代小”存量机组改造的推进，预计未来几年资产减值仍会对公司 利润产生影响。2024 年第一季度归母净利润为 24.8 亿元，同比增加 2.6%，保持平稳增长。
公司以开发运营新能源为主，风电收入占比高。从结构来看，公司收入主要来自风力发 电，截至一季度末累计装机 27.8GW，占总装机比例 76.8%；火电累计装机 1.9GW，占比 5.2%；光伏等其他累计装机 6.5GW，占比 18%。2023 年风力发电贡献营收 275 亿元，占 比 72%；2023 年火电业务营收 84.2 亿元，占比 22%；光伏发电业务营收 14.1 亿元，占比 4%。
毛利率稳中有升，净资产收益率修复。公司 2023 年毛利率 36.4%，同比提升 2 个百分 点，整体来看公司毛利率稳中有升，2023 年净利率呈现修复，同比提升 2.6 个百分点至 17.9%。 2023 年公司净资产收益率为 8.9%，同比提升 1.7 个百分点。
资产负债率平稳，现金流优于同行。公司近年来公司的资产负债率平稳，维持在 60%-65% 区间，负债水平较为健康。2017 年以来公司的经营性现金流均保持在 120 亿元以上，历年 位于行业领先地位，近年来公司通过资产证券化、补贴款回收和应收款项融资等多种措施盘 活应收的可再生能源补贴款，2023 年末应收款项融资余额达 353.3 亿元，同比增长 30.4%。
分红显著提升，有望受益于港股通红利税减免。公司经营性现金流健康，2023 年公司 强化了股东回馈力度，每股分红 0.2225 元，现金分红总额达到 20.4 亿元，同比增加 89.6%， 分红率达到 29.3%，同比增加 10.1 个百分点，股息率也达到了 4.1%，同比增加 2.7 个百分 点。当前港股通红利税实际税率超过 20%，如果港股通红利税减免得以落实，有望提振内地 投资者对于港股红利资产的投资热情。此外，2023 年 9 月公司宣布将分批次实施 H 股回购， 并在 2023 年 11 月、2023 年 12 月和 2024 年 1 月进行了 3 次回购，累计回购 H 股 2.2 千万 股，占公司已发行 H 股股份总数的 0.7%，占本公司股份总数的 0.3%，利好中小股东群体。
2.1 多举措助力绿电消纳，保障装机维持高增速
国务院提出多项举措助力绿电消纳。5 月 29 日国务院印发《2024-2025 年节能降碳行 动方案》，采取多项举措助力绿电消纳。此次方案提出降碳的总体要求，2024 年非化石能 源消费占比达到 18.9%左右，2025 年消费占比达到 20%左右。具体来看，主要措施包括：1） 严格合理控制煤炭消费。推动煤电低碳化改造和建设，推进煤电节能降碳改造、灵活性改造、 供热改造“三改联动”。2）加大非化石能源开发力度。加快建设以沙戈荒为重点的大型风 电光伏基地，合理有序开发海上风电，推动分布式新能源开发利用，有序建设大型水电基地， 积极安全有序发展核电，2025 年底全国非化石能源发电量占比达到 39%左右。3）提升可再 生能源消纳能力。加快建设大型风电光伏基地外送通道，加快配电网改造，发展抽水蓄能、 新型储能，发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。4）大力促进非化石能源消 费。资源条件较好地区的新能源利用率可降低至 90%，“十四五”后两年新上高耗能项目的 非化石能源消费比例不得低于 20%，2024 年实现绿证核发全覆盖。5）完善价格政策，健全 市场化机制。落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。 加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。
近年来绿电装机保持高增，消纳能力成为主要制约。随着上游组价价格成本回落，绿电 装机保持较快增速，国家能源局数据显示，截至 4 月底全国累计发电装机容量约 30.1 亿千 瓦，同比增长 14.1%。其中太阳能发电装机容量约 6.7 亿千瓦，同比增长 52.4%，风电装机 容量约 4.6 亿千瓦，同比增长 20.6%，目前风电与太阳能发电装机量合计占比已达到 37.5%。 但由于绿电装机多位于西部地区，而电力消费更多集中于东部经济发达地区，存在区域的错 配，同时绿电出力存在时间和季节波动，与用电负荷存在时间错配，因此消纳能力成为绿电 发展的主要制约因素。从发电量来看，2024 年 1-4 月规上工业风电发电量 3250 亿千瓦时， 同比增长 6.3%，太阳能发电量 1114 亿千瓦时，同比增长 20.4%，增速低于装机增速。
风光利用率有所降低，三北地区消纳压力较大。根据全国新能源消纳监测预警中心数据， 1-4 月全国风电利用率 96.1%，较上年同期下降 0.5 个百分点，光伏利用率 96.3%，较上年 同期下降 1.7 个百分点，随着装机量的快速提升风光消纳率呈现一定下降。其中三北地区压力较大，西北风电、光伏平均消纳率分别为 95.3%和 93.6%，东北风电、光伏平均消纳率分 别为 93.2%和 95.5%，三北部分省份消纳率降至 95%以下。此次方案提出“资源条件较好 地区的新能源利用率可降低至 90%”，可缓解这部分地区消纳压力，为新增装机打开一定空 间。
特高压加速建设，消纳问题有望改善。为解决新能源发电与用电区域错配问题，《“十 四五”现代能源体系规划》明确提出“建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进 节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。 “十四五”期间规划建成投产风光大基地总装机约 200GW，其中外送 150GW、本地自用 50GW，外送比例达到 75%。预计“十五五”期间规划建设风光基地总装机约 255GW，其 中外送约 165GW、本地自用约 90GW，外送比例约 65%。国家能源局数据显示，2022 年 20 条直流特高压线路年输送电量 5638 亿千瓦时，其中可再生能源电量 3166 亿千瓦时，同 比提高 10.3%，占全部直流特高压线路总输送电量的 56.2%。近年来特高压建设提速，根据 国家电网数据，十四五期间国家电网规划建设特高压工程 24交 14直，涉及线路 3万余公里， 总投资 3800 亿元，2022 年特高压工程累计线路长度约达 44613 公里，预计 2024 年将超过 50000 公里。
储能、火电灵活性改造助力新能源调峰，虚拟电厂等新技术蓬勃发展。为解决风光出力 与负荷时间不匹配的问题，新型电力系统建设提速。2 月国家发改委、国家能源局发布的《关 于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》指出，到 2027 年电力系统调节能 力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到 8000 万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷 的 5%以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调 度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到 20%以上。近年来抽水蓄能装机容量平稳 增长，2023 年达到 5094 万千瓦，同比增长 11.3%，新型储能装机容量高增，2023 年达到 3139 万千瓦，同比增长 260.8%。此外，虚拟电厂等新技术将不同区域的可调节负荷、储能 和电源侧等资源聚合起来，实现自主协调优化控制，从而达到出力与负荷的平衡，随着峰谷 电价和辅助服务市场等交易机制的完善，也可保障其市场化发展。
2.2 价格机制有望完善，环境价值逐步凸显
消纳责任权重目标上调，绿电用电占比有望持续提升。除了供应端的消纳措施外，此次 方案要求提升绿电消费，提出“十四五前三年节能降碳指标进度滞后地区要实行新上项目非 化石能源消费承诺，十四五后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于 20%，鼓 励地方结合实际提高比例要求。”根据发改委发布的 2024 年各省可再生能源电力消纳责任 权重预期目标来看，全国非水电发电量不低于 1.83万亿千瓦时，较 2023年目标提升 14.4%， 多数省份的可再生能源非水消纳责任权重预期目标较 2023 年提升 1.7 个百分点，风光电力 消费占比有望进一步提高。
新能源入市交易大势所趋，价格机制完善有望保证绿电企业合理收益。早期新能源实行 固定电价的补贴政策，全电量保量保价，其弊端是政府补贴拖欠问题日益严重。随着政策相 继出台，新能源电价经历从全电量保量保价，到“保障小时数”内保量保价，再到“保障小 时数”逐渐减少三个阶段，目前绿电消纳采取保障性收购市场化交易“双轨并行”，随着新 能源装机持续提升，全电量参与市场化交易将成为大势所趋。2021 年陆上风电项目实现全 面平价，2022 年海上风电平价的推进，新能源逐步进入平价时代，由于新能源入市比例的 提高以及其反调峰的缺点在竞价中逐渐暴露，近年来平均上网电价呈现明显回落。以消纳压 力相对较小的广东为例，其 2024 年度交易及年度绿电交易结果显示，绿电整体交易价格较 2023 年下降 16%。对于新能源入市之后交易电价可能会呈现逐渐走低的问题，未来价格机 制有望进一步完善，可参考英国差价合约模式，该模式下政府与可再生能源发电企业签订协 议，规定固定的执行电价，当市场电价低于执行电价时，政府向发电企业支付差额，当市场 电价高于执行电价时，发电企业则向政府支付差额。这种机制可降低可再生能源项目的投资 和收益风险，同时避免过度补贴，促进可再生能源的稳定发展。
绿电绿证交易高增，环境价值逐步凸显。2023 年全年国内核发绿证预计达到 1.76 亿个， 绿电交易成交电量达 611 亿千瓦时，分别是 2022 年的 7.8 倍和 10.5 倍。6 月 15 部门联合 印发《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》，到 2027 年碳足迹管理体系初步建立，随着 碳市场的逐步完善，叠加产品出口或供应链的环保要求，企业将会通过更过的绿电消费抵扣 碳排放，其环境价值逐步凸显。5 月浙江电力交易中心发布《浙江省绿电绿证市场化交易工 作细则（试行）》，绿电零售套餐的电能量价格将基于已签订的零售套餐价格，并加上绿色 电力环境价值，后者在市场初期暂定为 0.01 元/千瓦时-0.03 元/千瓦时。《我国绿电交易现 状及重点问题研究》显示，国家电网公司经营区成交绿电的环境溢价在 2021、2022、2023 年分别达到 3 分/千瓦时、5 分/千瓦时、6.5 分/千瓦时，呈现逐年提升。此外，绿证交易可为 绿电企业带来额外收益，绿证交易平台数据显示，当前挂牌成交价约在 6-10 元/个，其价值 有望随着环保要求而逐步提升。
3.1 装机量保持高增，资源分布优质
装机量保持高增，光伏在新增装机量的比重逐渐提高。 2023 年公司新增控股装机容量 4.5GW，其中新增风电装机量 1.6GW，同比下降 38.1%；新增光伏等其他可再生能源装机 量 2.9GW，同比增长 54.5%。截至 2024 年一季度公司控股装机总容量 36.2GW，其中风电 装机 27.8GW；光伏等其他可再生能源装机容量 6.5GW，较 2023 年年末增长 9%。2020-2023 年风电新增装机在公司新能源装机总量占比分别为 89.9%、67.8%、57.1%、34.8%，光伏 在新增装机量的比重逐渐提高。
资源储备充足，集团资产有望注入。2023 年公司新增资源储备 54GW，其中风电 24.7GW、 光伏 24GW、抽蓄及储能 5.4GW，均位于资源较好的地区。2023年公司新增开发指标 22.8GW， 同比增加 23.8%，其中风电 5.1GW、光伏 14.8GW、抽水储能 2.4GW、独立储能 0.5GW。 2024 年公司计划新开工新能源项目 10GW，投产 7.5GW。根据公司与国家能源集团签署《避 免同业竞争协议》，集团承诺在公司 A 股上市三年内，通过资产注入、组建合资公司、资产 置换等方式，推进下属其他风电资产合计 21.4GW 注入公司，将为公司新能源装机量的提升 提供支持。
2024-2025 年公司有望迎来投产高峰。国家能源集团“十四五”期间计划新增可再生能 源装机 70-80GW，公司作为国能集团新能源上市平台和主力军，承担约四成新能源装机增 量，规划新能源新增装机 30GW，复合增速为 18.6%，建设目标相对稳健。2021-2023 年共 实现新能源新增装机 10.9GW，根据公司十四五期间装机目标及 2024 年投产规划，2024 年 和 2025 年将分别投产 7.5GW 和 11.5GW，迎来投产高峰。
风电项目布局广泛，多位于资源优质的三北地区。公司在华北地区风电装机容量最大， 达到 6682 兆瓦，占比 24.4%，是公司重要的风电开发区域；东北地区的风电装机容量为 3929 兆瓦，占比 14.4%，是公司早期开展风电项目的重要地域之一。2023 年公司风电平均利用 小时数为 2346 小时，高出全国风电发电设备平均利用小时数 121 小时。
3.2 发电量平稳增长，“以大代小”提升运营效率
风电发电量增长平稳，发电小时数提升。2023 年公司风电发电量 613.5 亿千瓦时，同 比增长 5.2%；光伏发电量 45.5 亿千瓦时，同比增长 159.9%。2023 年公司风电利用小时数 为 2346 小时，处于同行业较高水平，比 2022 年上升了 50 个小时，同比增长 2.2%，主要 因为公司各类故障预警预测模型准确率提升，化被动检修为主动运维，以及年平均风速同比 上升，有效提升了机组利用小时；2023 年火电利用小时数为 5504 小时，主要由于江苏省新 能源装机大幅增加，挤压了火电发电空间，致使火电利用小时数较 2022 年下降 135 小时。
风电平均上网电价下降。2023 年公司风电平均上网电价 457 元/兆瓦时，较 2022 年风 电平均上网电价 481 元/兆瓦时减少 24 元/兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大、平价 项目增加以及结构性因素综合所致；火电平均上网电价 417 元/兆瓦时，较 2022 年增加 17 元/兆瓦时，主要是因为市场交易电价上升。
推进风电“以大代小”项目改造，有望提升整体营运效率。早期风电场通常建设在风力 资源丰富的区域，如今机组面临单机容量小、额定风速高、发电能力差等问题，导致电量损 失严重，“以大代小”能一次性的核销资产，计提损失，通过技术改造升级提高风电场的发 电效率和经济效益。风机大型化通常能够提高风能资源的利用率，降低单位能耗，从而在一 定程度上降低风机的成本，大型风机的维护成本相对较低，且效率更高，也有利于长期降低 整体运营成本。据业内测算，一座 5 万千瓦的风电场技改升级之后可以获得原来 2-3 倍的容 量，4-5 倍的发电量。此外“抢装潮”退去后，风机项目招标价格自 2020 年来明显下滑， 从 2020 年 3 月至 2024 年 3 月，陆上风电项目不含塔筒中标均价 4037 元/kw 跌至 1470 元 /kw，跌幅达到 63.6%。公司“以大代小”技改项目位于行业前列，其中公司宁夏贺兰山项 目通过“以大代小”的改造方式，新增了 200MW 的装机容量，提升至原来的 3.5 倍，利用小 时数提高 25%。公司 2010 年及以前的存续机组容量为 656 万千瓦，如果按照 50%的改造比 例和 1.5 倍扩容进行估算，公司存量改造潜在装机增量约 500 万千瓦。短期来看资产减值会 影响公司利润，长期来看有利于提升机组整体营运效率，提高盈利水平。
（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。）
