1.1 发展历程与股权结构：国家能源集团控股，聚焦新能源开发
龙源电力于 1993 年 1 月 1 日成立，1999 年 6 月 1 日完成首次重组改制，2003 年 6 月 25 日划归中国国电集团。2009 年 7 月 9 日重组改制为股份公司并于同年 12 月 10 日在 香港联交所上市。2017 年 8 月 28 日因中国国电集团与神华集团合并成为国家能源集团 控股子公司。2022 年 1 月 21 日在深圳证券交易所上市，成为国内首单 H 股新能源发电 央企回归 A 股，同步实施换股吸收合并、资产出售和资产购买项目。2024 年 7 月 1 日 国家能源集团启动向其注入部分新能源资产；2024 年 10 月 22 日龙源电力以 16.86 亿 元现金收购国家能源集团持有的 8 家新能源公司股权。
龙源电力是国家能源集团控股的开发运营新能源为主的大型综合性发电集团，是中国最 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，率先实 现我国风电“走出去”，不断引领行业发展和技术进步，自 2015 年以来，持续保持世界 第一大风电运营商地位。目前，龙源电力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，拥有风电、光伏、生物质、潮汐、地热和火电等电源项目，构建了业内领 先的新能源工程咨询设计、前期开发、发展研究、行业公共服务、碳资产开发管理、职 业培训、网络安全等十大技术服务体系，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，为全球能源绿色低碳发展和可再生能源利用做出积极贡献。 公司控股股东为国家能源集团，实际控制人为国资委。公司自上市以来经历两次控股股 东变更：2003 年电力体制改革，龙源电力集团全部划归中国国电集团；2017 年中国国 电集团与原神华集团合并重组为国家能源集团，合并完成后，国家能源集团成为龙源电 力的控股股东。截至 2024 年，公司前五大股东分别为：国家能源集团（持有 55.05%股 权）、香港中央结算（代理人）有限公司（39.63%）、内蒙古平庄煤业（2.54%）、国家 能源辽宁电力（1.12%）、香港中央结算有限公司（0.04%）。
国家能源集团于 2017 年 11 月 28 日正式挂牌，是由中国国电集团公司和神华集团有限 责任公司联合重组成立的中央骨干能源企业。集团拥有煤炭、电力、运输、化工等全产 业链业务，在煤炭安全绿色智能、煤电清洁高效稳定、运输物流协同一体、现代煤化工 高端多元低碳、新能源多元创新规模化发展等领域取得全球领先业绩。拥有中国神华、 龙源电力 2 家 A+H 股上市公司，国电电力、长源电力、龙源技术、英力特 A 股上市公 司。
国家能源集团控股上市企业存在能源结构差异化定位，龙源电力作为国家能源集团风力 发电业务整合平台。2022 年 1 月，公司通过换股吸收合并内蒙古平庄能源股份有限公司 方式完成 A 股上市时，控股股东国家能源集团出具《国家能源投资集团有限责任公司关 于避免与龙源电力同业竞争的补充承诺函》（以下简称“《补充承诺函》”），将在龙源电力 A 股上市后 3 年内稳妥推进相关业务整合以解决风力发电业务及火电业务的潜在业务重 合问题，将下属其他存续风力发电业务注入龙源电力以解决潜在业务重合问题，并稳妥 推进业务整合以解决火电业务重合问题。 2024 年 10 月，国家能源集团启动部分新能源资产的分批注入工作；同月，公司完成全 部装机股权转让，不再拥有火电控股装机。2024 年 10 月 23 日，国家能源集团拟出具 附条件生效的《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（二）》， 拟将《补充承诺函》中存续风电业务资产整合期限延期 3 年至 2028 年 1 月 24 日，除履 行承诺期限变更外，其余内容均保持不变。
1.2 财务表现：新能源主导盈利增长，财务结构持续优化
受四季度火电业务剥离影响，2024 年营业收入下降但净利润增长。2020-2024 年，公 司营业收入由 288.1 亿元增长至 370.7 亿元，4 年复合增速为 6.51%；归母净利润由 49.8 亿元增长至 63.5 亿元，4 年复合增速为 6.26%。2025Q1，公司实现营业收入 81.4 亿元， 同比下降 19%；实现归母净利润 19.02 亿元，同比下降 22.07%。 公司主营业务按新能源发电、火力发电两个板块，2024 年新能源发电、火力发电营业收 入分别为 313.7、57 亿元，占比 84.62%、15.38%；利润总额分别为 97.2、5.1 亿元， 占比 94.98%、5.02%。
电源结构战略性调整，盈利能力显著提升。2024 年，公司营业成本为 231.49 亿元，同 比下降 3.37%；销售毛利率为 37.6%、销售净利率为 22.3%，同比增幅为+1.2 个 pct、 4.4 个 pct，主要因公司低利润率业务（火力发电）比重下降，新能源发电业务利润提升 所致。2025Q1，公司营业成本为 46.72 亿元，同比下降 21.31%；销售毛利率为 42.61% （同比+2.72 百分点），销售净利率为 27.71%（同比+0.78 百分点），电源结构调整持续 提升公司盈利能力。
公司费率稳定，多因素导致净现金流下降。费用率来看，2024 年公司管理、财务、研发 费用率分别为 1.27%、9.43%、0.56%。2024 年，公司经营现金流同比有所增长，净现 金流较 2023 年有所下降，主要因为公司在新能源项目建设上投入增加，以及可再生能 源补贴回款减少所致。公司在 2022、2023 年收到可再生能源补贴分别为 207.72、64.21 亿元，因此 2022 年的经营现金流及净现金流数值较高。
资本结构处于行业均值，带息负债利率持续下行。2020-2024 年，公司资产负债率分别 为 61.7%、61.6%、64.1%、64.1%、66.5%，与行业内同类型风电运营商中属于平均 位置，资产结构较良好。2020-2024 年，公司带息负债平均利率分别为 3.69%、3.19%、 2.9%、2.75%、2.59%，公司主动开展存量贷款置换，压降存量贷款资金成本，2024 年累计发行 25 期债券共计 519 亿元，成功发行 19 期超短融资券、5 期中期票据，并成 功发行 1 期绿色中期票据，全年资金成本保持行业优势，有效降低资金成本。
现金分红比例提高，资本性开支大幅增长。2024 年，公司现金分红比例为净利润的 30%， 与 2023 年持平，高于 2020-2022 年。为提升投资者长期回报，增强资本市场信心，做 好市值管理工作，公司拟定 2025-2027 年度现金分红比例不低于当年归属于股东的净利 润的 30%。资本开支方面，2024 年公司资本开支 268.5 亿元，同比大幅增长 42%，主 要用于新能源项目的持续投资开发。
1.3 业务布局：风电核心地位稳固，多能协同与海外拓展并进
全球第一大风电运营商，火电资产清零专注平台定位。公司作为国家能源集团风电业务 整合平台，在 2022 年 A 股上市时注入 2GW 风电资产，2024 年 7 月公布 4GW 新能源装 机分批注入，2024 年 10 月注入第一批 203 万千瓦的新能源项目，并于 10 月完成火电 资产清零工作，进一步聚焦新能源发电主业。 截至 2024 年底，公司累计装机量 4114 万千瓦，其中：风电装机量 3040.9 万千瓦，占 比 73.91%；光伏装机量 1070 万千瓦，其他可再生能源装机量 3.61 万千瓦，总占比 26.09%。2024 年，公司新增装机量 748 万千瓦，风电 265 万千瓦，光伏 482.6 万千瓦。
风力发电量为主力电源，2024 年占公司发电量八成。2024 年公司总发电量 755.5 亿千 瓦时，同比下降 0.89%，其中，风电 605.5 亿千瓦时，同比下降 1.31%，占比 80.15%； 火电 71.63 亿千瓦时，同比下降 30.59%（因火电资产陆续出售导致），占比 9.48%；光 伏及其他可再生能源 78.33 亿千瓦时，同比增长 72.04%，占比 10.37%。
煤炭及热力产品为低利润业务，电力产品毛利稳中有升。分项目看，2024 年公司电力产 品收入 338.12 亿元，占比 91.2%；煤炭收入 19.41 亿元，占比 5.2%；热力产品收入 5.21 亿元，占比 1.41%亿元；电力产品、煤炭收入、热力产品毛利率别为 40.43%、0.63%、 -3.41%。
分地区看，2024 年公司国内、国外业务营业收入分别为 363.44、7.26 亿元，占比 98%、 2%；国内、国外毛利率分别为 37%、58%。2024 年公司所属加拿大德芙林风电项目完 成发电量 2.4 亿千瓦时，利用小时数达到 2421 小时；南非德阿风电项目完成发电量 7.85 亿千瓦时，利用小时数达到 3209 小时；乌克兰尤日内风电项目累计发电量 1.83 亿千瓦 时，利用小时数达到 2396 小时。
2024 年，公司积极投身国际绿色能源合作实践，高效有序地开展海外新能源开发业务。 面对复杂多变的国际局势，公司坚持“一国一策”差异性开拓海外市场，强化对“一带 一路”沿线国家以及金砖国家的深入研究，积极参与南非政府组织的可再生能源项目投 标，布局南非矿业直供电项目，统筹推动文莱渔光互补项目、印度尼西亚集中式光伏项 目等合计超 5GW 境外重点项目前期工作取得进展。新增非洲、东南亚、中东、中亚等 区域储备项目超 2.50GW，实现海外业务滚动发展和新区域突破。
2.1 设备端：内卷式降本结束，价格趋稳，行业进入高质量发展新阶段
经过十余年技术迭代驱动的成本下降周期，光伏组件、风电设备等关键产品降本空间逐 渐收窄，在产业政策和市场机制双重作用下，行业发展逻辑发生变化：一方面，价格竞 争引发的行业“内卷”倒逼市场出清，光伏硅料环节加速淘汰落后产能，风机制造商数 量减少；另一方面，“整县推进”“大基地建设”等政策对设备效率、可靠性提出更高要 求。当前行业从粗放式扩张转向技术深耕，正式迈入以技术创新驱动、质量效益优先的 高质量发展新周期。 根据 IRENA《2023 年可再生能源发电成本》，2023 年，陆上风电、海上风电、太阳能光 伏的全球加权平均 LCOE 分别为 0.033、0.075、0.044 美元/千瓦时（按汇率 1 美元=7 人民币进行换算，分别对应 0.231、0.525、0.308 元/千瓦时），较 2010 年分别下降了 70%、63%、90%。
新能源度电成本较化石燃料更具竞争力，下降空间覆盖系统成本的增加。根据 IRENA 数 据，2023 年，新建陆上风电、海上风电、太阳能光伏的全球加权平均 LCOE 比化石燃料 的加权平均成本低 67%、25%、56%。尽管可再生能源的间接性特性对电力系统的稳定 性和复杂性提出更高要求，但技术创新带来的降本空间也可用来弥补系统平衡成本的增 加。
2.1.1 风光设备成本下降趋缓，从价格内卷到价值竞争
光伏组件下降幅度放缓，度电成本呈小幅下降趋势。根据 CPIA《中国光伏产业发展技术 路线图（2024—2025 年）》，我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支 架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管 理费用等部分构成。建安费用未来下降空间不大；组件、逆变器等关键设备价格目前已 处于低位，未来更倾向于逐渐企稳；接网、土地、项目前期开发费用等属于非技术成本， 不同区域及项目之间差别较大。2024 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 2.9 元 /W 左右，其中组件约占投资成本的 29.3%，非技术成本约占 19.6%（不包含融资成本）。 从占比来看，各分项占比有较大变化，主要原因是 2024 年组件成本有较大幅度下降， 组件占比从 2023 年的 38.8%将至 29.3%，其他部分的占比相应提升，但绝对值基本保 持一致。预计未来光伏系统的初始全投资将呈小幅下降趋势。
行业政策带来的抢装潮，引发光伏组件短期涨价。2025 年 1 月和 3 月，国家分别出台 《分布式光伏发电开发建设管理办法》和《深化新能源上网电价市场化改革促进高质量 发展的通知》，前者要求在 4 月 30 日之后投产的非户用光伏均不得选择全额上网模式， 后者要求在 5 月 31 日之后投产的光伏项目全部参与市场化，两项政策带来的抢装潮引 发光伏产业链在 2-4 月的小幅涨价。 根据 InfoLink Consulting 在 2025 年 7 月 16 日公布的光伏价格周统计数据，集中式、分 布式项目 TOPCon 组件价格均为 0.67 元/W，价格较年初的 0.68、0.69 元/W 有小幅下 降，较 4 月初 0.7、0.78 元/W 有明显下降。随着政策实施节点已过，供需失衡和上下游 博弈都将导致组件价格进一步下探。
下游储备项目开工放量，风机中标均价降速放缓。根据风电头条数据统计，2025 年 1-6 月，陆上风电（含塔筒）中标均价为 1905.3 元/kW，陆上风电（不含塔筒）中标均价为 1341.5 元/kW，海上风电（含塔筒）中标均价为 3101 元/kW；陆风（含塔筒）、陆风（不 含塔筒）、海风（含塔筒）中标均价较 2022 年分别下降-15.1%、-30.5%、-17.6%。
行业自律驱动生态重构，构筑价值竞争格局。2024 年 10 月风能展期间，国内 12 家风 电整机商共同签署《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，明确将重点解决低 价恶性竞争、对竞争对手的恶意诋毁、明显有失公平的合同条款等问题。公约实施后， 风电设备市场发生转变，一是机组价格内卷逐渐回归理性，整机商报价较非理性竞争阶 段回升，产业链毛利率中枢上移；二是招标评价维度升级，构建“价格+技术+服务”三 位一体的评标体系，技术门槛指标、单机容量等权重提升；三是竞争焦点转向价值创造， 依托大兆瓦机组、智能运维系统及风电场级控制技术，推动行业从“低价中标”向“全 生命周期价值最优”转型，形成设备价格回升与技术创新的正向循环。 2024 年 10 月 14 日，CPIA 邀请业内多家头部企业参加防止行业“内卷式”恶性竞争专 题座谈会，公布测算 2024 年 10 月份的光伏组件最低含税成本为 0.68 元/kW。2024 年 11 月，财务部、国家税务总局发布关于调整出口退税政策公告，将部分光伏、电池出口 退税率由 13%下调至9%。2024 年 11 月 20 日工信部发布《光伏制造行业规范条件（2024 年本）》，对光伏行业存量、扩建产能的性能、能耗做出更加严格的要求限制，政策组合 拳频出，态度坚决且方向明确希望引导行业摆脱无下限的低价内卷，回归健康发展的状 态。2025 年 7 月 1 日召开的中央财经委员会第六次会议，整治“内卷式”竞争，光伏行 业有望加速淘汰落后产能。
2.1.2 高效电池技术与大兆瓦机组为发展主流，保证新能源低 LCOE 优势
光伏：政策引导技术升级，转向价值创造新生态。当前，即便考虑部分成本、效率落后 的产能将被淘汰以及高度内卷下新产能实际落地进度放缓，但当前光伏供给侧仍可满足 直流侧 1-1.2TW 的装机需求。快速下行的产品价格与持续走低的利润空间除了是供需不 平衡的体现，实则也揭示了光伏产品同质化、标准品的行业属性。当下 TOPCon、xBC、 HJT 的技术迭代虽然有望将“光伏平价”进一步提升为“光储平价”，但对于装机空间与 增速的影响在边际减弱，影响需求增速的核心更多在于土地、装机环境、消纳能力、高 基数等因素，转换效率的提高对于硬性约束的改善相对乏力。除此以外，随着理论效率 天花板的接近，晶硅电池技术迭代的收益也正在减弱，虽然仍有激光 SE、LECO、0BB、 银包铜等新技术积极推进，但投入与产出的性价比在行业内卷之际让行业愈发慎重，先 储备、再观望成为大多数企业的理念。
根据 CPIA 协会观点，新能源入市引发的收益逻辑变革，本质是推动光伏产业从“补贴 驱动规模”到“技术定义利润”、从“渐进式优化”到“颠覆性突破”、从“去贵金属化” 到“轻量化”、从“单一组件”到“光储生态”、从“固定收益”到“动态博弈”。电池效 率的极限突破与产业化落地，银浆替代技术，硅基减薄与柔性化，直流侧储能系统，智 能跟踪支架+超高功率组件，AI 运维与预测性维护，数字孪生优化设计，加上目前可再 生能源发展规划优先保障用地指标，降低项目土地获取门槛和成本，相信未来将是从“成 本竞争”到“价值创造”的范式跃迁。光伏投资成本的下降已从单纯的倒逼技术迭代， 升级为“材料+制造+系统+市场”的“四维协同”复合投资，未来投资将通过效率、生 态、数据三大壁垒收割红利，实现从“平价上网”到“负碳能源”的跨越。2 风电方面：“增量突破”与“存量换新”形成双轮驱动。当前，风机大型化持续引领技 术迭代与降本主线，陆上主流机型达 6-7MW，海上风电单机容量加速向 20MW+突破， 不同于先前爆发式增长促进的风机容量快速扩大，当下行业达成反内卷自律后更加注重 提升发电效率和可靠性，优化叶片、轴承、塔筒等环节的材料选用和结构设计，以实现 全生命周期内的综合效益最大化，研发智能控制系统，提升故障预测准确率和动态功率 调节，同时深远海规模化开发仍需漂浮式技术和柔性直流输电技术的进步。随着早期风 电项目的陆续到期，老旧风机的升级改造有望成为新能源大基地建设后的行业重要增量， 通过更换更大容量和效率的风机设备，提升单位面内的发电量，应用更先进的风机控制 系统，实现老旧风电场的二次开发和价值提升。 根据 CWEA 风能委员会发布的《2024 年中国风电吊装容量统计简报》，2024 年，全国新 增装机的风电机组平均单机容量为 6046kW，同比增长 8.1%，其中：陆上风电机组平均 单机容量为 5886kW，同比增长 9.6%；海上风电机组平均单机容量为 9981kW，同比增 长 3.9%。2024 年 10 月，全球最大的 26MW 海上风电机组在福建下线，叶轮直径达 310 米，在 10 米/秒的风速条件下，年利用小时数超过 4000 小时，能显著提升深海、高风 速区域开发经济性。
2024 年，在新增吊装的风电机组中，5MW（不含 5MW）以下的风电机组装机容量占比 为 4.9%；5MW 到 6MW（不含 6MW）风电机组装机容量占比为 34.9%；6MW 到 7MW （不含 7MW）风电机组装机容量占比为 37.4%；7MW 到 9.9MW（不含 8MW）风电机 组装机容量占比为 14.1%；10MW 及以上的风电机组装机容量占比为 8.7%。 截至 2024 年底，3MW 以下（不含 3MW ）风电机组累计装机容量占比为 47.4%； 3MW~5MW（不含 5MW）风电机组累计装机容量占比为 18.8%；5MW 及以上的风电机 组累计装机容量占比为 33.8%。
2.2 运营端：政策推动全面市场化，大基地与海上风电成为增长引擎
新能源行业正面临装机规模持续扩张与市场机制深度变革的双重挑战。随着“双碳”战 略的深入推进，风光装机容量 2020-2024 年四年的复合增长率约为 27%（国家能源局数 据），但电网通道滞后建设、消纳体系未同步完善，区域性结构矛盾凸显：西北部资源富 集去本地负荷有限，跨省输电通道滞后以及省间市场壁垒导致弃风弃光率增加，中东部 负荷中心虽消纳需求旺盛但也受制于配电网建设和电网调节能力，叠加储能、虚拟电厂 登录灵活性资源因成本较高和缺乏市场机制，导致系统调峰压力持续加大。 与此同时，新能源全面参与电力市场化交易的政策落地，现货市场试点扩大、中长期合 约比例提升以及绿电交易机制完善，推动电价形成机制从固定电价向市场化定价转型， 通过市场化价格信号引导电力供需匹配，缓解新能源的消纳问题，行业整体面临电价中 枢下移的长期预期，136 号文的机制电价政策可为部分电量兜底但本质上依旧是过渡政 策，并非长期存在。 短期看，电价下行与电量消纳瓶颈的叠加效应将挤压低效产能生存空间，加速行业洗牌； 长期看，市场化将倒逼行业技术升级和成本优化，兼顾高质量和成本优势的项目将脱颖 而出，无论是电力市场交易制度、绿色环境溢价变现、还是各类能源配套模式，都将以 贴近市场的方式加速完善，以寻求长期稳定盈利。
2.2.1 电力市场化改革迈出重要一步，新能源从被动转变为主动竞争
中国新能源电价政策历经二十年演变，逐步实现从政策保护向市场化竞争的转型： 2006 年《可再生能源法》实施，通过固定上网电价全额收购和财政补贴机制（补贴 电价为新能源与煤电差价），推动新能源装机规模快速扩张。 2016 年，发改能源[2016]1150 号文件在弃风弃光严重地区试行市场化机制，设定 最低保障收购小时数，保障电量执行固定电价，超发部分通过市场交易消纳。 2019 年，随着风电光伏成本显著下降，发改能源[2019]19 号政策转向推进平价上 网，要求全额收购平价电量（电价与煤电持平），并通过绿证交易补偿企业收益。 2020 年，财建[2020]426 号文件重点化解存量补贴压力，明确按全生命周期合理利 用小时数核定补贴电量，超发电量剥离补贴转为绿证交易。 2022 年，发改体改[2022]118 号提出构建新型电力市场体系，要求 2030 年新能源 全面参与市场交易，同步强化绿证制度与可再生能源消纳责任权重机制。 2025 年 2 月《深化新能源上网电价市场化改革促进高质量发展的通知》（发改价格 〔2025〕136 号）标志着政策拐点：明确新能源电价全面市场化形成机制，通过市 场竞价、绿证体系、消纳考核等组合政策，最终实现新能源与传统能源公平竞争、 高质量发展的战略目标。 这一演进路径既体现了财政补贴退坡与市场机制建设的平衡，更凸显出新型电力系统为 适应高比例新能源消纳所进行的制度体系深度重构，为新能源产业从政策驱动向市场驱 动的转型提供了系统性制度保障，助力实现能源结构优化与低碳发展的战略目标。 政策的核心内容包括推动新能源全面市场化交易、提出差价结算机制，以及区分存量与 增量分类政策：
1) 新能源全面入市： ①新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。②完善电力市场机 制，放宽现货市场限价；缩短中长期交易周期；鼓励新能源与用户签订多年期购电协议。
2) 建立市场外结算机制：①引入机制电价概念：对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分， 按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。②区分存量和增量项目机制电 量、电价：2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目衔接现行保障性质的相关电量规模、价 格政策及保障期限；2025 年 6 月 1 日起投产的增量项目每年新增纳入机制的电量由各地 根据非水可再生能源电力消纳责任权重、用户承受能力等因素确定。机制电价由各地每 年组织项目资源参与竞价形成，执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。
3) 加强政策保障协同： ①纳入机制的电量不重复获得绿证收益。②因市场化报价等因素未上网电量，不纳入利 用率统计与考核。③纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得 将配储作为项目核准、并网、上网等的前置条件。④享有财政补贴的新能源项目，全生 命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
136 号文对新能源运营商产生了深远影响，其核心在于推动新能源上网电量全面市场化 定价，取消强制配储要求，降低项目投资成本，同时引入“多退少补”差价合约机制， 为运营商提供收益保障。市场化改革促使运营商更加关注市场供需与价格波动，优化运 营策略，提升精细化管理水平。此外，中长期交易与现货交易的衔接机制，以及交易周 期的缩短，增强了市场的灵活性和可操作性。对于不同地区，新能源资源丰富的地区将 面临更激烈的市场竞争，而用电负荷充沛的地区则有更大发展潜力。总体而言，136 号 文通过市场化手段，推动新能源行业高质量发展，助力构建新型电力系统，为运营商带 来机遇与挑战并存的新格局。
1) 市场化交易复杂性的多维挑战
因新能源发电出力预测精度低、波动性强等天然属性，在电力市场中面临与传统电源的 非对称竞争，即使度电成本持续下降，但偏差考核成本较高，且增加大量系统成本。随 着煤电容量电价与电量电价解耦政策的实施，新能源电价的锚发生根本性转变，全面参 与现货市场后，产生的节点电价更加反应市场供需，项目收益分化趋势显著，靠近负荷 中心或外送通道、出力曲线与需求高度匹配的优质项目将具备较强竞争优势，而资源禀 赋较差、调节能力不足的低效项目则面临收益持续收窄压力。市场交易策略制定、节点 位置选择以及出力曲线优化能力，都将影响新能源发电市场份额和电价竞争力，成为项 目经济性的核心变量。
2) 投资决策风险与收益评估体系重构
新政策通过引入“机制电价”对存量项目形成收益托底，通过差价结算保障其合理收益， 缓解部分项目市场化转型期的收益不确定性。但在 2025 年 6 月后投产的增量项目，将 完全通过市场化竞价确定电价，叠加电量规模限制约束，导致投资收益模型发生根本性 变化，从利用小时数、上网电价等参数确定的固定收益模式转向动态市场收益模式，投 资者需考虑电力供需格局演变、市场交易规则调整、节点负荷特性等变量，构建融合交 易策略、电价波动预测的新型估值模型。同时需要精准分析区域新能源出力特性、电网 阻塞风电等要素，理性设置投资预期收益，抑制不合理的投资决策。该政策是对粗放式 投资逻辑的垫付，也是抑制非理性投机、引导行业高质量发展的关键制度设计。
3) 电力交易体系专业化能力建设与市场协同机制
电力市场的高度复杂性与专业性，倒逼新能源运营商构建精细化运营体系和培养专业化 交易团队，不仅能在项目前期投资提供科学的电价预判，也能在运营阶段通过动态交易 优化报价策略，加速摆脱固定电价路径依赖，以市场化机制增强收益韧性与竞争力。面 对现货市场高频交易特征，运营商需要建立多维度的预测机制：短期内聚焦 15 分钟级 功率实时预测精度提升，中长期强化年度/月度发电量预测模型构建，深度融合多源气象 预测数据，优化新能源全生命周期发电能力预测，为电力交易决策提供精准数据支撑。
4) 全国统一市场下电力生态协同重构路径
全国电力市场一体化进程正加速电力资源要素跨域整合，突破传统地域限制、推动发电 侧资源、负荷侧需求、交易数据流及市场信息在更大时空维度高效匹配。运营商应依托 数字孪生、物联网等技术搭建全域数据中台，破除生产、交易、营销环节的信息壁垒。 实现跨区域市场信息实时共享。目前，行业头部企业通过跨省联营、规模竞价等模式整 合产业链资源，形成协同竞争优势；“源网荷储”一体化等新型业态也将通过区域级电网 协同、多元主体资源互补、灵活性资源池共建，构建高弹性电力生态系统，提升新能源 消纳效率与市场兑现能力。
2.2.2 以市场最优分配为导向，多路径协同完善新型电力系统建设
新能源行业红利期接近尾声，正朝着更高质量的成熟发展期迈进。如同多数行业一样， 新能源行业也经历了从政策保护到市场竞争的检验过程，发展至今，一系列问题逐渐暴 露，例如新能源弃电率提升、电价长期具备下行预期、输配电网建设速度滞后、环境溢 价变现水平有限以及省间互济存在物理和制度壁垒等。这些问题的成因已广为人知，但 当前关键在于判断未来新能源行业的发展趋势以及有效解决现存问题。
新能源行业四个改善方向： 第一，输配电网建设对于构建全国电力大市场至关重要。加快输电网建设有利于打破省 内、省间电力输送的壁垒，借助完善的市场机制，使电力价值得以充分流动。同时，配 电网的升级将使更多分布式能源得以接入，推动虚拟电厂、新能源车充电桩、电化学储 能等用户侧能源的深度融合的发展。 第二，随着特高压通道的建设提速，作为国家新能源增量的主力风光大基地，通过输电 线路实现远距离、大容量的电力输送，将西部和北部等风光资源富集地区的大基地电力 高效输送到中东部负荷中心。当前，风光大基地由政府进行单独定价和定量分配，电价 和消纳具备一定保障，呈现出相对“非市场化”的特征，随着通道设施完善和电力市场 机制改革，风光大基地项目也有望跟随常规电源逐步向市场化定价过渡，以发挥电力资 源的最优分配。 第三，电力市场机制改革持续纵深推进，以市场动态变化为导向、可持续性合理收益为 根本，在两个核心要素间平衡发展。发电侧，逐步提高火电、储能、抽水蓄能的辅助服 务费和容量电费，有助于激励火电企业参与调峰辅助服务，提高储能和抽水蓄能设施的 经济性和投资积极性，增强电力系统的灵活性和调节能力。用户侧，继续深化分时电价 机制，引导用户错峰用电，使其用电需求与新能源出力高峰相匹配，同时给予储能和其 他灵活性调节资源参与调峰的机会，以缓解电网阻塞。 第四，通过调控碳排放和可再生能源消纳权重，引导绿色环境权益变现。国家通过政策 手段持续收窄碳排放指标、扩大可再生能源消纳权重，引导企业增加绿电消费。同时， 随着全国碳市场纳入行业从电力行业向钢铁、水泥、化工等八大行业扩容，碳市场与电 力市场将建立动态联动机制，通过“双市场协同”提升新能源环境价值的市场化定价能 力，保障低电价新能源项目的持续运营。 随着新能源行业逐步迈向成熟阶段，行业发展将从前期的高增长、高回报模式，过渡至 各环节、各主体之间的动态平衡状态。在这一过程中，过往因行业快速扩张、政策扶持 所产生的超额收益将逐步压缩，回归至符合行业风险特征与市场地位的合理水平。压缩 后的这部分超额收益，将通过市场机制与政策引导，重新分配至传统能源转型补偿以及 新型电力系统建设领域。例如，部分资金可用于支持煤电企业的清洁化改造，或是投入 到智能电网、储能设施等新型电力基础设施的建设，以此推动能源体系的整体优化。 在此进程中，新能源行业的属性将逐渐向传统公用事业靠拢，电力供应的稳定性、可靠 性将成为行业发展的核心诉求。当新型电力系统发展至适配新能源大规模接入的成熟阶 段，即使新能源发电与传统能源在发电成本、供电质量、市场定价等维度仍存在结构性 差异，但新型电力系统将通过智能调度、储能配套与市场机制创新，提升新能源电力的 流通效率与系统兼容性，使其在电网中的消纳与配置如同传统能源般自然流畅。而新能 源对传统能源的替代进程，将在行业演变中潜移默化地稳步推进，最终实现能源结构的 深度调整与可持续发展目标。
2025 年前五个月，我国新能源装机呈现爆发式增长态势，全国风电新增装机量46.28GW、 光伏新增装机量 197.85GW，分别同比增长 134.2%和 149.97%，其中仅 5 月单月风电、 光伏贡献 26.32、92.92GW 规模，分别占前五个月总量的 57%和 47%；2025 年 1-5 月， 风电和光伏的新增装机规模，分别占 2024 年全年规模的58%和 71%。从实际数据来看， 为规避电价机制切换带来的收益风险，企业在“430”工商业补贴截止与“531”电价机 制切换两大节点前集中抢装。 储能产业同步放量增长，5 月新增投运新型储能项目总装机规模 8.99GW/23.13GWh，规 模同比增长 320%（功率）/412.86%（容量）；1-5 月累计容量突破 47.57GWh，规模同 比增长 110%（功率）/112.94%（容量）。区域分化特征尤为显著：5 月西南区域新增储 能装机量最大，容量规模占比 34.93%，以云南电网侧项目居多；西北地区新增储能装 机容量规模占比 31.26%，以新疆新能源侧配储项目主，两地合计包揽全国 66.2%的储 能增量。
2.3LCOE 测算
平准化度电成本（levelized cost of energy，LCOE）是衡量不同发电技术在全生命周期 内单位发电量平均成本的经济指标，核心是将项目全生命周期的总成本（包括投资、运 维、燃料、折旧等）平摊到每单位发电量，便于横向比较不同能源技术的经济性。
对燃煤发电、燃气发电、水电、陆上风电、海上风电、集中式光伏发电，共计 5 类电源 进行 LCOE 测算。 关键参数设定说明： 1) 初始投资成本：燃煤发电、燃气发电初始投资成本，参考电力规划设计总院《火电 工程限额合计参考造价指标（2023 版）》，分别设定为 3500、2100 元/kW。水电站 初始投资与地址条件、建设难度、自然资源相关，设定为 9000 元/kW。陆上风电、 海上风电、集中式光伏初始投资成本，参考《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024 版）》，分别设定为 4300、10000、3000 元/kW。 2) 燃料成本：煤电单位燃料成本 0.23 元/kWh，根据秦皇岛 Q5500 动力煤平仓价 632 元/吨（2025.7.11 数据）、度电煤耗 290g/kWh 测算得到。燃气单位燃料成本 0.5 元/kWh，根据液化天然气出厂价格 4460 元/吨（2024.7.11 数据）、度电耗气量 0.25m³/kWh 测算得到。 3) 利用小时数：参考 2024 年全国平均利用小时数水平，设定燃煤发电利用小时 4500h、 燃气发电2300h、水电3500h、陆上风电2100h、海上风电3800h、集中式光伏1300h。
测算结果：在上述参数假设以及全投资条件下，陆上风电 LCOE 为 0.211 元/kW、海上 风电 LCOE 为0.254 元/kW、集中式光伏 LCOE 为0.251 元/kW，分别低于燃煤发电 0.063、 0.02、0.023 元/kW，分别较燃煤发电 LCOE 下降 23%、7.2%、8.3%。 考虑初始投资和利用小时数两个关键因素，对新能源 LCOE 进行敏感性分析： 陆上风电：初始投资范围 3900~4350 元/kW，利用小时数 1600~3100h； 海上风电：初始投资范围 8500~11000 元/kW，利用小时数 3200~4400h； 集中式光伏：初始投资范围 2650~3100 元/kW，利用小时数 900~1850h。
3.1 新能源装机稳健增长，布局优质资源与高电价区域
装机量方面，截至 2024 年底，公司控股装机量 4114.3 万千瓦，同比增长 22.02%，其 中，风电装机量 3040.9 万千瓦，同比增长 9.56%，新增 265 万千瓦；光伏及其他可再 生能源装机量 1073.4 万千瓦，同比增长 79.98%，新增 477 万千瓦。风电：光伏累计装 机量比例约为 2.83:1。 公司积极响应国家有关“碳达峰”“碳中和”政策的号召，聚焦主业发展，强化战略引领， 围绕“十四五”发展目标，落实“一省一策”开发思路，创新发展策略，精准定位、科 学规划，持续获取优质资源开发指标，2024 年，公司取得开发指标 14.72GW，其中风 电 6.37GW，光伏 8.35GW。
利用小时数方面，2024 年公司风电利用小时数 2190 小时，同比下降 156 小时，高出全 国风电平均利用小时 63 小时。 上网电价方面，2024 年公司风电平均上网电价 466 元/兆瓦时（不含增值税），同比增加 11 元/兆瓦时，主要结构性因素影响，2024 年公司风电高电价项目的售电量占比有所提 升所致；光伏平均上网电价 296 元/兆瓦时，同比减少 14 元/兆瓦时，主要由于新投产的 光伏发电项目均为平价项目，拉低了光伏发电业务整体平均电价。
新能源板块业绩方面，2024 年公司新能源板块营业收入 313.7 亿元，同比增长 8.48%， 贡献公司总体营业收入的 84.62%；利润总额 97.19 亿元，同比增长 11.54%，贡献公司 利润总额的 94.98%。两项核心指标均实现增长，凸显新能源业务在公司经营结构中的 支柱地位。
作为国家能源集团风电资产整合平台，持续具备优质资源获取能力：2006 年，国家《可 再生能源法》正式实施确立可再生能源的法律地位和政策框架，推动风电产业的快速发 展，出台一系列支持风电发展的政策，包括全额保障性收购制度、税收优惠等。2007 年， 公司提出“上山、下海、进军低风速”的战略转型，将风电开发从传统的“三北”地区 扩展到高海拔、低风速地区以及海上风电。2009 年 12 月，公司实现香港主板 IPO，并 承诺在上市后的三年内完成风电新增600 万千瓦装机，最终2010-2012 年分别新增205.1、 204.3、194.6 万千瓦。 公司在 2015、2020 和 2022 年投产的风电机组较多，主要因为三个时间点对应了不同的 政策环境、市场机遇和技术进步等因素的推动：2015 年受到电价调整政策和补贴退坡的 驱动，引发行业抢装潮。2020 年是风电平价上网政策实施前的最后窗口期，公司加速项 目建设以享受最后的补贴政策；2022 年，国家能源集团将存续 2GW 风电资产注入公司， 当年公司风电新增装机达到 262.4 万千瓦。2024 年 7 月，国家能源集团拟启动注入新能 源资产工作，预计装机规模约 400 万千瓦，初步计划分批注入。2024 年 10 月，首批资 产注入落地，总装机 203.29 万千瓦（在运 144.69 万千瓦，在建 58.6 万千瓦），其中风 电 131.6 万千瓦，光伏 71.69 万千瓦。截至 2024 年底，公司风电累计装机量 3040.9 万 千瓦。
先发优势奠定“以大代小”基础，优质风区释放长期增量潜力。公司具备风电开发的先 发优势，2006 年公司风电累计装机市占率为 28.4%，2007 年公司新增装机市占率达 33.4%，其早期布局集中在“三北地区”（西北、华北、东北），这些区域风速高、地势 平坦、开发难度低，使得初期项目投资回报率高，奠定了市场龙头地位。 尽管早期小机组的技术局限导致资源利用率不足、运维成本高等问题，但优质风资源区 的“二次开发”具备可持续性，技术迭代得加规模效应，可使得旧风场释放 2-3 倍装机 潜力，这种“存量焕新”的模式为公司带来持续的增长空间。
根据 2024 年公司风电机组装机量占比、利用小时数、对应省份燃煤标杆电价水平、市 占率情况，综合分析公司风电区位特点和发展空间：
（1）截至 2024 年底，公司风电装机占比>3%的地区： 内蒙古（10.12%）、甘肃（8.45%）、广西（7.62%）、江苏海上（7.21%）等是公司装 机量占比最高的地区，表明公司重点布局在风资源丰富的西北、华北及东南沿海。但部 分高装机地区市占率较低（如内蒙古市占率仅 3.58%），表明其产能规模虽大，但区域 内竞争激烈或市场分散。
（2）截至 2024 年底，公司风电利用小时数>2300 的地区： 广西（2812 小时）、福建（3068 小时）、江苏海上（2685 小时）的利用小时数显著高于 全国平均水平，显示其风资源禀赋突出。广西、福建兼具高利用小时和高市占率，表明 公司在资源优质地区具备较强开发能力，在广东地区的风电开拓有进一步增长空间。
（3）截至 2024 年底，公司风电所在省份燃煤标杆电价>0.39 元/千瓦时的地区： 燃煤标杆电价水平通常反应区域电力需求旺盛或政策支持力度大，公司在广西（0.421 元/千瓦时）、福建（0.393 元/千瓦时）等较高电价地区的风电装机市占率较高，在广东 地区的风电开拓有进一步增长空间。
（4）截至 2024 年底，公司风电装机市占率>10%的地区: 天津（市占率 26.56%）、海南（23.32%）、江苏海上+陆上（15.21%）、广西（12.82%） 等地区市占率显著高于装机占比，体现公司通过精准布局或技术优势占据主导地位。海 南（市占率 23.32%，装机占比 0.33%）、重庆（市占率 12.03%，装机占比 0.95%）等 地区，体现公司在局部市场通过差异化策略实现高渗透率。
3.2 风电龙头市场地位稳固，盈利能力出现修复拐点
选择华能国际、三峡能源、华润新能源、华电新能源（后两家已提交招股说明书）4 家 上市/待上市运营商中，与新能源板块相关的关键业务数据进行对比： 装机方面：截至 2024 年，华电新能源风光总装机量 6861.71 万千瓦，在可比公司中排 名第一；龙源电力风光总装机量 4114.32 万千瓦，在可比公司中排名第三，风电装机 3040.9 万千瓦，在可比公司中排名第二。龙源电力、华能国际、三峡能源、华润新能源、 华电新能源风电装机量分别为 3040.9、1810.9、2243.2、2353.1、3202.5 万千瓦，光 伏装机量分别为 1073.4、1983.6、2426.6、957.35、3659.3 万千瓦。
发电量方面：2024 年，龙源电力风光发电量为 683.83 亿千瓦时，在可比公司中排名第 一。龙源电力、华能国际、三峡能源、华润新能源、华电新能源风电发电量分别为 605.5、 379.7、230.58、351.43、300.79 亿千瓦时，光伏发电量分别为 78.33、182.53、126.18、 68.25、138.82 亿千瓦时。
装机结构与发电量占比：截至 2024 年底，龙源电力风电装机占比 73.91%贡献 88.55% 的新能源电量；华能国际风电装机占比 47.72%贡献 67.53%的新能源电量；三峡能源 48.04%贡献 64.63%的新能源电量；华润新能源风电装机占比 71.08%贡献 83.74%的 新能源电量；华电新能风电装机占比 46.67%贡献 68.42%的新能源电量。
风电利用小时数：2024 年，龙源电力、华能国际、三峡能源、华润新能源、华电新能风 电利用小时数为 2190、2295、2343、2331、2112 小时，5 家平均利用小时数为 2254 小时，2024 年全国风电利用小时数为 2127 小时。龙源电力风电平均利用小时数同比下 降主要是因为风资源水平同比下降，2024 年公司项目所在区域平均风速同比下降 0.2 米 /秒。
风电利用小时数：2024 年，龙源电力、华能国际、三峡能源、华润新能源、华电新能风 电利用小时数为 2190、2295、2343、2331、2112 小时，5 家平均利用小时数为 2254 小时，2024 年全国风电利用小时数为 2127 小时。龙源电力风电平均利用小时数同比下 降主要是因为风资源水平同比下降，2024 年公司项目所在区域平均风速同比下降 0.2 米 /秒。
新能源板块度电收入：2024 年，龙源电力、华能国际、三峡能源、华润新能源、华电 新能在新能源板块的度电收入分别为 0.46、0.43、0.41、0.40、0.38 元/千瓦时。 新能源板块度电毛利润：2024 年，龙源电力、华能国际、三峡能源、华润新能源、华 电新能在新能源板块的度电毛利润分别为 0.2、0.23、0.22、0.23、0.17 元/千瓦时。 结合 2021-2024 年可比公司数据对比，2024 年龙源电力的度电收入和度电毛利润同比 有明显提升：度电收入 0.46 元/千瓦时在可比公司中排名第一，超过华电新能度电收入 21.05%；公司度电毛利润在度电收入提升的拉动下较去年提升 5.26%，同时，在可比 公司度电毛利润普遍承压下行的情况下，成为唯一实现逆势增长的企业。 龙源电力因行业开发较早，可能存在部分老旧机组和小型机组推高成本，导致其新能源 板块毛利率 43.24%在可比公司中处于最低水平，2024 年呈现出“高电价+高成本”的 阶段性特征，但这种结构也凸显公司的深层优势：早期布局锁定的优质风资源区（如三 北、沿海高风速地带），支撑高于行业均值的上网电价；同时，老旧机组未来逐步置换为 大型高效机组，将释放规模效应和技术迭代的降本强力。作为风电行业先行者，公司在 电网接入、政策协同及资源获取方面积累深厚经验，当前毛利率处于低位是技术迭代期 的短期现象，依托高溢价资产和持续优化的运营效率，公司盈利能力具备向上修复动能。
根据 CEWA 风能委员会发布的《2024 年中国风电吊装容量统计简报》，2024 年，中国风 电有新增装机的开发企业 200 多家，前 15 家新增装机容量合计超 5700 万千瓦，占全部 新增装机容量的 66.3%。
截至2024 年底，前15 家开发企业的累计装机容量合计约3.9 亿千瓦，合计占比为69.3%。 从对比公司的控股股东来看，2024 年，国家能源集团的新增及累计风电装机量位居第一， 为公司提供丰富的项目储备和项目竞争开发能力。
3.3 技术壁垒突出，自研监控系统与海上风电技术创新
1) 自研新能源监控系统
龙源电力自主研发新能源生产监控系统于 2022 年 10 月正式上线运行，该系统实现了对 风电、光伏、储能等新能源资产的多元一体化智能实时监控，覆盖场站侧、区域侧、本部侧全链条系统应用，适用于多层级、大区域、细维度管理场景。通过深挖数据价值， 实现整机监控管理、关键部件故障预警、无故障风电场自动考评，该系统大幅提高了设 备可靠性和发电性能。截至 2025 年 2 月 11 日，系统已接入龙源电力及集团公司其他子 分公司新能源资产 57 吉瓦，覆盖近 20000 台风机和 76000 台光伏逆变器，有效助力场 站实现“无人值班、少人值守”生产经营管理模式。 该系统具有完全自主知识产权，满足国家信创要求，通过国网电科院检测认证，并经中 电联评审鉴定，项目成果达到国际领先水平，实现数字化自主核心技术能力建设的重大 突破。同时，系统开发过程中形成了国家标准《风能发电系统风力发电场监控系统通信 第 71 部分：配置描述语言》，已于 2024 年 12 月 1 日正式实施，为行业内风电场监控系 统通信提供了统一的标准和规范。
2) 海上风电开发建设
浮式平台与融合发展：全球首座风渔融合浮式平台——国家能源集团龙源电力“国能共 享号”于 2024 年 6 月投产，在浮式海上风电领域开创“水下养鱼、水上发电”的海洋 经济开发应用新场景，推动形成“绿色能源+蓝色粮仓”的新模式，为深远海绿色能源 立体化开发、海洋资源集约利用提供技术储备。 在开发建设“国能共享号”过程中，国家能源集团龙源电力探索形成了一种适合我国海 域的漂浮式基础型式，平台设计获中国船级社原则性批准（AIP）证书，设计成果通过中 国船级社、挪威船级社等业内专业机构审查验证，可抵御 15 级台风的侵袭；深入开展 跨领域、跨学科技术融合研究，全力攻克风电机组适应性改造等技术，完成 14 个专业 设计，实现“平台结构、海洋空间、运营功能”多空间多层次共用；开发出适用于漂浮 式风机的控制算法及使用平台稳定控制策略，完成了 10 余项关键设计升级，解决了我 国深远海海上风电开发的技术难题；超高分子量聚乙烯纤维材料、氟膜材料、船体端部 连接张紧器等材料在漂浮式风电领域首次应用，促进了海洋养殖及海上风电行业设备升 级。研究过程中，龙源电力共申请发明专利 12 项、实用新型专利 7 项。
海缆综合探测平台：5我国首套全国产自主化海上风电综合探测平台——国家能源集团龙 源电力“国能海测 1 号”于 2025 年 1 月在江苏南通成功首航投运，填补了国内海缆磁 场探测技术的空白，标志着我国海上风电水下探测技术取得重大突破，为我国绿色能源 走向深远海提供有力技术支撑。公司作为我国最早开发海上风电资源的新能源企业，全 力打造海上风电综合探测平台“国能海测 1 号”，开创“水上无人船+水下机器人”的无 人化海上作业模式，为海上风电高效化运维、一体化探测提供智能解决方案。平台具备 浪高 2.5 米海况下的正常作业能力，可连续无人自主巡检海缆长度超 300 公里，对缆线 破损位置进行探伤与定位，能有效应对海上风电“低窗口期”运检困境。此外，平台创 新融合应用海洋工程中惯性导航悬停系统等多项先进技术，解决了海缆故障点精确定位 等一系列“卡脖子”技术难题，自研海缆高精度探测装置，可对海缆进行“声、光、电、 磁一体化”综合扫测，真正做到海底地形地貌高精度三维建模、桩基设备 360°全方位 扫测，增强水下设备的直观可视性和监控能力，助力海上风电运行维护更加智能高效、 安全准确。“国能海测 1 号”投运后，相比传统人工检测模式，水下检测精度和效率提升 10 倍以上，相较于国外同类技术，海缆故障定位时间从 20 余天缩短至 2 天，成本降低 90%，停电周期降低三分之一，可减少发电损失上千万度，为海上风电工程期、运维期 提供强有力技术支持，实现海上风电资产全生命周期管理。
在新能源行业从“爆发增长期”向“高质量增长期”转型的进程中，新能源行业正通过 海上风电资源深挖、存量机组技改焕新、风光大基地集约开发三大路径加速释放产业增 量空间。公司聚力协同发展，开拓多元耦合模式，与外部企业深度合作，延展资源开发 链条，促进资源获取、开发、利用协同并行。凭借控股股东国家能源集团一体化优势， 全力角逐基地项目开发主导权，主动布局大基地、海上及海外大型项目，稳固发展根基。 搭建涵盖场站设计、功率预测等十一大业内前沿技术服务体系，凭借资源评估、设备选 型等经验与核心技术，为项目推进保驾护航。大力推行“新能源+”模式，借助农光互 补、生态治理等引入产业集群。以规模化开发增强资源获取能力，持续领航行业，为公 司发展注入强大动能。
4.1 以大代小：老旧机组改造激发优质资源风场价值
2021 年国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法（征求意见稿）》（正式文件于 2023 年 6 月出台），鼓励对并网运行超过 15 年或单台机组容量小于 1.5 兆瓦风电机组进 行“以大代小，以优代劣”，实现风电场提质增效。根据政策文件及行业实践，风电场改 造升级可分为等容改造（保持原装机容量但通过技术优化提升发电效率）和增容改造（扩 大装机容量并同步提高效率）两种模式。 随着上游设备制造商在技术研发与产业链协同领域的持续突破，风电行业“以大代小” 改造逐步形成“技术升级驱动成本优化、规模化应用反哺技术迭代”的良性循环。一方 面，大容量机组设计革新、轻量化材料创新应用以及智能化控制技术融合，推动单位千 瓦造价实现显著下降；另一方面，核心部件国产化能力提升与全球规模化生产优势进一 步强化成本竞争力。在此背景下，“以大代小”改造的经济性持续增强，项目收益水平稳 步提高，推动其从政策驱动转向市场化内生增长，未来有望成为风电行业高质量发展的 核心动力之一。
龙源宁夏公司贺兰山第四风电场增容改造项目： 2021 年 12 月，公司宁夏贺兰山“以大代小”79.5MW 等容技改项目获批，成为全国首 个“以大代小”风电技改备案项目；2022 年 10 月，公司充分挖掘剩余土地、风能资源 价值，顺利取得贺兰山“以大代小”200 兆瓦增容技改项目核准批复。 1) 原项目概况：作为宁夏最早开发建设的一批风电场，2006 年 3 月首台风电机组并 网发电，装机容量 80 兆瓦，最小机组单机容量只有 0.75 兆瓦，叶轮直径只有 50 米，塔筒高度 58 米。 2) 技改项目概况：项目分两期，一期等容技改，以 16 台 5MW 风电机组代替原有 80 台 80MW 容量老旧小风电机组；二期为增容技改，安装 16 台 6.25MW 风电机组， 总装机规模为 200MW，该机组塔筒高度达 115 米，叶轮直径 205 米。配套规划建 设一座 110 千伏升压站，新建一条 110 千伏输电线路。 3) 技改后：2024 年 5 月 10 日，该项目的“等容”及“增容”部分项目全部完成。据 公司介绍，技改后平均单机容量提升至原来的 5.8 倍，总容量提升至原来的 3.5 倍。 等容技改部分：发电量同比增加 0.66 亿千瓦时，增幅达 44.8%，利润同比增加约 3000 万元；等容和增容两部分的总年上网电量约 7 亿千瓦时，满足 60 万个家庭一 年的用电量。
根据公司官方微信公众号，目前公司在宁夏贺兰山、广东飞鹅岭、江苏如东、福建南日 岛、黑龙江伊春大箐山、甘肃玉门、浙江皇帝平等一大批“以大代小”改造项目陆续取 得开发指标或核准批复，部分已完成改造。6从目前的项目信息看，大多将单机容量在 0.5~1MW 之间的小机型以及机组运行年限 15 年以上的项目，更新为 6MW~10MW 以上 的机型，根据项目技改后预计年发电量，测算各项目年利用小时数大多在 2500 小时以 上，部分地区项目可达到 3500 小时以上。
以 2024 年底装机量为基准，公司风电投产年限在 15 年以上的机组容量约为 450.4 万千 瓦，占存量风电装机容量的 14.81%；根据公司财报，公司运行年限最长的风电场最早 于 1994 年投运，截至 2023 年底有 1.5MW 及以下机组近 1 万台，占在运总台数的 68%。 假设公司已投产运行年限在 15 年以上的机组容量中有 30%适合利用原有土地场址面积 进行增容改造，增容倍数为改造前的 1.5~2 倍：公司在未来 0~5 年改造替换容量约为 203~270 万千瓦；以此类推，未来第 6~10 年之间的改造替换容量约为 407~542 万千 瓦。
4.2 新能源大基地：特高压配套项目夯实落地预期
新能源市场化改革深化与大基地项目价值凸显。2025 年 2 月《新能源上网电价市场化改 革通知》（发改价格〔2025〕136 号）的出台，标志着新能源行业正式告别政策保护与 平价过渡阶段，全面转向全电量市场化交易模式。该政策作为电力市场改革的关键拼图， 其重要性堪比煤电全面市场化进程，通过“差价合约”机制电价设计及新老项目划断机 制，重构新能源行业收益逻辑。 值得注意的是，政策虽未明确区分常规项目与大基地项目，但两者在消纳保障、电价机 制、配套建设等方面存在显著差异。尤其在市场化背景下行业超额收益收窄的趋势中， 大基地项目依托系统性优势，展现出更强的收益稳定性与资产韧性。
1) 消纳保障体系完善，外送通道建设先行
大基地项目消纳能力高度依赖特高压外送通道配套。以国家 2022 年启动的第二批“沙 戈荒”大基地为例，配套特高压工程普遍于 2023 年后开工建设，如甘肃巴丹吉林基地 作为“陇电入川”特高压直流工程的配套电源项目，凸显外送线路确定性对项目开发的 核心作用。从技术经济性看，±800 千伏特高压直流工程单回线路设计年输送电量约 400 亿千瓦时（按 50%利用率测算），实际运行中新能源占比可达 50%，部分大基地项目新 能源渗透率甚至突破 50%，形成规模化外送优势。
2) 电价形成机制双轨运行，风电对冲能力突出
大基地项目多采用“保底电价+市场化浮动”定价模式。例如锦苏直流落地电价机制中， 基准电价与浮动电价联动设计，既保留市场化价格发现功能，又通过浮动因子（如受端 省份电源结构、电力缺口程度）建立风险缓冲机制。当受端区域火电占比高、电价水平 上行时，外送电价议价空间扩大；若受端电力供需趋紧，则消纳优先级提升，双重机制 保障大基地项目收益稳定性显著高于常规项目。
3) 多能互补提升系统调节能力
通过“风光火储”一体化开发，大基地构建起多层次调节体系：配套火电提供基荷支撑， 储能系统实现分钟级波动平抑，多能协同将提升各电源综合利用率，降低度电成本。这 种“电源-电网-负荷-储能”深度耦合模式，大幅增强系统应对市场波动的弹性。
4) 类特许经营属性强化资产现金流
大基地项目凭借政府主导的特高压配套、央企主导的资源整合及低成本融资优势，形成 类水电的“抗周期”现金流特征。其开发权集中于具备跨区消纳协调能力的央国企，叠 加规模化降本效应，使得项目全生命周期收益率波动率低于常规新能源项目，成为新型 电力系统下兼具战略价值与财务稳健性的核心资产。
截至 2024 年，公司第一批大基地的甘肃敦煌 70 万千瓦“光热+”项目所包括的 12 万 千瓦光伏项目和 48 万千瓦风电项目已全容量投产发电。公司全力推动“沙戈荒”风光 大基地项目，目前获得 4 个大规模新能源基地项目的开发权： ① 宁夏腾格里沙漠新能源基地项目； ② 甘肃巴丹吉林基地项目； ③ 甘肃张掖碳中和基地一期 200 万千瓦项目； ④ 新疆乌恰基地 100 万千瓦项目。
部分项目已开工建设，如宁夏腾格里基地和甘肃巴丹吉林基地，两者分别配套特高压外 送的新能源大基地项目，当前项目进展如下：
宁夏腾格里沙漠新能源基地
项目概况：宁夏腾格里沙漠新能源基地项目是国家千万千瓦级“沙戈荒”基地中首 批首个备案、开工、投产的基地项目，依托“宁湘直流”宁夏至湖南±800 千伏特 高压直流工程，新能源项目总规模为 1300 万千瓦，其中风电 400 万千瓦、光伏 900 万千瓦，配套调峰煤电 464 万千瓦。 1) 电源项目进展：截至 2025 年 6 月 23 日，公司已建设光伏复合项目 300 万千瓦，近 日启动 250 万千瓦风电项目攻坚行动：包括宁夏海原 100 万千瓦风电、沙坡头 100 万千瓦风电以及中卫 50 万千瓦风电项目；目前，海原 100 万千瓦风电项目已全面 进入风机基础施工阶段，中卫、沙坡头 150 万千瓦风电项目已做好开工前各项准备工作，正在有序组织施工单位进场。7 2) 外送通道进展：该工程于 2023 年 10 月 24 日开工建设，于 2025 年 6 月 29 日圆满 完成 168 小时试运行，具备 400 万千瓦送电能力，预计到 9 月中旬工程整体竣工投 产，届时将具备 800 万千瓦送电能力。该工程新能源外送比例超过 50%。8 3) 电费收入预测：参考锦官电源组送江苏的“基准落地电价+浮动电价”机制：①基 准落地电价按照湖南燃煤发电基准上网电价 0.45 元/千瓦时；②浮动电价为湖南电 力市场交易年度交易成交均价和燃煤发电基准上网电价之差。扣除线路输配电价以 及市场化电价波动等因素影响，假设上网电价 0.32 元/千瓦时，每年送电 300 亿千 瓦时（基地配套电源全部投产的情况下），电费收入约为 96 亿元。
甘肃巴丹吉林基地
项目概况：甘肃巴丹吉林沙漠基地依托“陇电入川”巴丹吉林送电四川±800 千伏 特高压直流线路工程，新能源项目总规模 1100 万千瓦、支撑性煤电 400 万千瓦、 储能不低于 140 万千瓦（4 小时）并合理配置光热发电。 1) 电源项目进展：400 万调峰火电项目于 2025 年 3 月开工。 2) 外送通道进展：2024 年 3 月“陇电入川”工程纳入国家“十四五”电力规划。2024 年 10 月“陇电入川”特高压直流工程配套电源规划方案获批复。目前项目未开工， 预计 2025 年全面建设，“十五五”中期投产。
4.3 海上风电：项目储备丰富，推进创新模式开发
根据 CWEA《2024 年中国风电吊装容量统计简报》，2024 年，共有 10 家开发企业有海 上风电新增装机，前 5 家合计占比达到 84.3%，三峡集团和华能集团新增装机容量均超 过 100 万千瓦，合计占比为 47.8%。截至 2024 年底，有海上风电装机的开发企业共 38 家，其中累计装机容量超过 500 万千瓦的开发企业共 4 家，分别为三峡集团、华能 集团、国能投和国电投；在海上风电累计装机容量中，前 5 家开发企业累计装机容量合 计占比为 65.7%，前 10 家开发企业累计装机容量合计占比为 82.2%。
根据公司财报披露，2021 年公司控股的五家海上风电公司毛利率和净利率分别为 39.05%、34.67%；2022 年为 49.20%、41.04%。当前在运、在建、已核准开工和竞配 项目如下： 在运：截至 2024 年 9 月，公司海上风电项目涉及江苏、福建、海南、广东等地， 开发运营容量 500 万千瓦、近 700 台海上风电机组。 在建：江苏射阳风光渔一体海洋牧场项目，于 2024 年 11 月 11 日开工建设，项目 包含 30 万千瓦风电和 50 万千瓦光伏。 已核准待开工：共有 3 个项目，分别是国能龙源射阳 100 万千瓦海上风电项目、海 南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目、福建龙源马祖岛外海上风电场，共计 180 万千瓦。 已竞配：共有 5 个项目，分别是在 2024 年 12 月获得竞配指标的福建省福鼎 B-1 项 目，2025 年 1 月江苏省新一轮海风竞配的四个项目，共计 160 万千瓦。
2025 年有望投产项目：江苏射阳风光渔一体海洋牧场项目通过渔业养殖与新能源的空 间融合，综合利用太阳能、海面风能与海洋生物资源，实现海域空间资源的集约高效利 用。项目位于已建海上风电场江苏射阳 H2#内，已于 2024 年 11 月 12 日开工建设，根 据 2024 年 6 月的 EPC 招标文件，项目拟建 2 座养殖水体容量均不小于 1 万立方米的渔 业养殖平台，分别为 1 座半潜式渔业养殖平台（1 号平台）和 1 座固定式渔业养殖平台 （2 号平台），合同签订后建造工期为 8 个月，预计该项目在 2025 年三季度投产。 2025 年持续推进项目：国能龙源射阳 100 万千瓦海上风电项目列入《2025 年江苏省重 大项目名单》，是该名单中 3 个海上风电项目容量最大的；另外，海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目、福建龙源马祖岛外海上风电场两个项目正在推进中。
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