龙源电力发展历程、股权结构及布局情况如何？

全球风电龙头运营商，收入利润稳步增长。

背靠国家能源集团，首家 A+H 两地上市的新能源平台。1993 年，龙源电力 集团股份有限公司成立，公司进入风电运营行业。2002 年第一轮电力体制 改革中，公司股权划归国电集团（后重组为国家能源集团），并接收了原国 家电力公司的全部风电资产。2009 年，公司成功登陆港交所，被誉为“中 国新能源第一股”。2022 年初，公司发布资产重组实施情况报告书，换股吸 收合并平庄能源，实现“A+H”两地上市。

股权结构稳定，控股股东为国家能源集团。截至 3Q24 末，国家能源投资集 团有限责任公司直接持有公司 55.05%股权，是公司的第一大股东。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 2.54%、1.12%股 权，合计持有公司 58.71%股权。公司实际控制人为国务院国资委。

公司以风电装机为主，资源获取能力较强。公司上市以来新增装机以风电 装机为主。截至 3Q24 末，公司累计控股装机容量 37.0 GW，其中风电/火电 /光伏及其他可再生能源装机 28.4/0.7/8.0 GW，占比 76.7%/1.8%/21.5%。作 为老牌、龙头新能源运营商，公司资源获取能力较强：2023 年公司新增资 源储备 54.0 GW，其中风电/光伏/抽蓄及储能占比 45.6%/44.4%/10.0%；取 得新能源开发指标 19.8 GW，其中风电/光伏占比 25.6%/74.4%。

风电装机容量、装机占比领先同业，收益率层面相对优势突出。截至 2023 年末，公司风电装机容量 27.8 GW，位列全国第一；风电装机占新能源装机 的比重为 82.4%，处于同行业领先水平。考虑到风电项目收益率总体高于光 伏、叠加公司风电资产的区域禀赋，我们认为公司横向比较优势突出。

2024 年公司风电发电量短期承压，我们推测与来风较差有关。随着装机增 长，2019~2023 年公司风电发电量总体呈上涨态势；2024 年公司风电发电 量 605.5 亿千瓦时，同比-1.3%。我们认为公司风电发电量同比下降主要受 2024 年来风较差影响：我们测算 2024 年以来全国风电（TTM）两年利用小 时数均值（剔除单年度风光自然资源扰动影响）总体保持稳定。

来风好转趋势已现，发电量及盈利改善在即。我们以 2025 年 1~2 月全国风 电发电量增速以及港股龙头公司（龙源电力、大唐新能源、新天绿色能源） 风电发电量情况判断来风情况，2025 年来风改善趋势已现：2025 年 1~2 月 全国风电发电量 1776 亿千瓦时，同比+10.4%；龙源电力/大唐新能源/新天 绿色能源风电发电量 111.8/57.6/28.8 亿千瓦时，同比+2.6%/+9.8%/+13.8%， 同比增速较 2025 年 1 月+0.2/+9.4/+14.2 ppts。考虑到上年同期的低基数效 应，公司 2025 年风电发电量及盈利同比改善在即。

小容量机组占比较高，潜在装机增量空间较大。公司早期风电机组装机容 量较小（截至 2023 年末，公司 1.5 MW 及以下机组近 1 万台，占在运总台 数的 68%），但均分布于风资源较好地区（三北地区），具备较大改造空间。 截至 2010 年末，公司在运装机 6.56 GW（其中三北地区装机占比 81.2%）。 按照技改率 70%~100%、1~2 倍增容测算，我们预计“以大代小”带来的潜 在装机增量空间约 4.59~13.12 GW。

老旧风场改造打开远期盈利空间。截至 2024年末，公司已完成宁夏贺兰山、 新疆达坂城二期等项目的等容、增容改造。我们认为：随着“以大代小”的 逐步推进，公司风机容量及利用小时数有望迎来双重提升（参考 2023 年已 完成项目，宁夏贺兰山项目改造后利用小时数提升 25%）；叠加成本端改善， 公司远期盈利能力有望增强。

考虑到公司老旧风机多数分布在三北地区，我们以新疆地区为例，进行“以 大代小”风电项目资本金 IRR 测算，假设条件如下： 1） 老旧风机减值：我们参考新天绿色能源康保卧龙山风电场“以大代小” 项目对老旧风机减值情况进行假设：2023 年康保卧龙山一期风电场项 目（改造后装机容量 200 MW）计提固定资产减值准备 0.29 亿元，对应 减值 146 元/千瓦。 2） 单位建造成本：据公司公告，新疆达坂城三期风电增容改造项目增容部 分装机容量 158.8 MW、计划总投资 9.73 亿元，对应平均建造成本 6126 元/千瓦。考虑减值后，项目单位建造成本 6272 元/千瓦。 3） 利用小时数：据中国电力新闻网，达坂城二期项目（等容+增容）改造 完成后总装机容量 221.5 MW、年平均上网电量约 8.56 亿千瓦时，对应 利用小时数约 3865 小时。我们假设改造后该项目风电场利用小时数为 3700 小时。 4） 上网电价：假设该项目上网电价 0.24 元/千瓦时，较新疆燃煤基准价（0.25 元/千瓦时）略有折价。5） 其他假设：假设弃电率为 10%；资本金比例为 20%，融资成本为 2.5%； 单位运维成本约 25 元/千瓦·年（据北京大学国家发展研究院，1 MW 风 机升级为 3 MW 风机后单位运维成本较 40 元/千瓦·年下降 37%）。 基于以上假设，我们测算“以大代小”风电项目资本金 IRR 为 12.4%。我们 建立的“以大代小”风电项目模型敏感性测算结果如下：单位建造成本每下 降 200 元/千瓦，“以大代小”风电项目资本金 IRR+1.2 ppts；含税上网电价 每增加 0.005 元/千瓦时，风电项目资本金 IRR+0.7 ppts。