2025年龙源电力研究报告：龙头厚积薄发，风电乘势而起

1. 核心结论：龙头厚积薄发，风电乘势而起

市场认为，电价下行叠加新能源消纳承压，公司盈利增长空间有限；我们认 为，公司风电装机占比较高，受益于来风好转短期盈利改善在即；随着老旧 风场改造、资产注入推进，长期盈利空间打开：1）风电装机占比较高，卡 位区域优势突出：公司风电装机容量、装机占比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。2）来风好转趋势已现，发电量及盈利改善在即： 我们判断 2024 年公司风电发电量短期承压与来风较差有关；2025 年 1~2 月 来风好转趋势已现，公司 2025 年风电发电量及盈利同比改善在即。3）老旧 风场改造、资产注入打开盈利空间：公司小容量机组占比较高（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。随着“以大代小”推进，公司风机容量及利用小时数 有望迎来双重提升，推动盈利增长：我们测算“以大代小”带来的潜在装机 增量空间约 4.59~13.12 GW，典型“以大代小”项目资本金 IRR 超过 10%。 此外，随着资产注入稳步推进，公司外延式成长空间打开。4）公司应收款 管理能力较强（2023 年公司应收账款及应收票据周转天数 303 天，处于行 业较低水平），随着可再生能源补贴逐步收回，公司现金流改善弹性凸显。

2. 盈利预测

公司主营业务为新能源发电业务。假设公司 2024~2026 年： 1）风电期末在运装机（含资产注入）32.8/36.8/39.8 GW，对应增速为 18.1%/ 12.2%/8.2%；光伏等可再生能源期末在运装机 10.4/14.4/16.9 GW，对应增速 为 75.0%/38.3%/17.3%。 2）风电发电量 606/757/844 亿千瓦时，对应增速为-1.3%/25.0%/11.5%；光 伏等可再生能源发电量 78/142/189 亿千瓦时，对应增速为 72.0%/80.8%/ 33.2%。 根据上述关键假设，预计公司 2024~2026 年的营业收入为 360.8/392.9/412.1 亿元，对应增速为-4.1%/8.9%/4.9%。预计公司 2024~2026 年归母净利润 65.8/74.4/79.8亿元，对应增速为3.5%/13.0%/7.3%；EPS为0.79/0.89/0.95元。

3. 全球风电龙头运营商，项目收益率优势突出

3.1. 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。

长周期维度：收入利润稳步增长。随着装机增长，公司营业收入、归母净利 润总体呈现上涨态势。2023 年营业收入下滑主要与煤炭价格下行有关（2023 年销售煤炭收入 32.42 亿元，同比-49.5%）。2022 年公司归母净利润 51.32 亿元，同比-31.0%，主要与非常规计提大额减值有关；2023 年归母净利润 63.55 亿元，同比+23.9%。

风电贡献主要利润，剥离火电聚焦主业。公司风电利润占比较高：2023 年 风电/火电/其他可再生能源（含光伏）经营利润 110.11/3.95/6.28 亿元，占比 91.5%/3.3%/5.2%（较 2009 年+27.8/-29.3/+1.6 ppts）。截至 2024 年 10 月末， 公司已完成所持江阴苏龙热电有限公司 27%股权的转让事宜，解除《南通 天生港发电有限公司股东投票权行使协议》，控股火电装机下降至零，进一 步聚焦新能源主业。

3.2. 风电装机占比较高，卡位区域优势突出

3.2.1. 风电项目收益率高于光伏

风电出力优于光伏，现货市场中风电电价较光伏更有优势。风电相对于光 伏优势突出：1）发电时长高于光伏：从出力曲线来看，风电白天、晚间均 能发电，出力曲线和风力大小有关；光伏出力集中在白天。2018~2024 年全 国风电平均利用小时数总体高于光伏平均利用小时数。2）现货市场中风电 平均电价高于光伏：甘肃、江苏等省份将白天光伏高发时段调整为谷段电价， 压低光伏电价；风电全天出力，受影响相对较低。据兰木达电力现货公众号， 山西、山东、甘肃、蒙西四地风电现货价格总体高于光伏。

我们测算风电项目收益率优于光伏。我们建立的风电/光伏项目资本金 IRR 测算条件假设如下：1）参考《中国可再生能源工程造价管理报告 2023 年 度》公布的风电建设成本及主要新能源公司公布的光伏建设成本，假设陆上 风电/集中式光伏电站项目平均造价 4.5/3.2 元/瓦；2）假设风电/光伏利用小 时数为 2176/1279 小时（取 2020~2024 年全国风电/光伏平均利用小时数）， 弃电率为 10%； 3）假设风电/光伏上网电价均为 0.25 元/千瓦时；4）假设 公司资本金比例 30%、贷款利率 2.5%。按照 20 年测算年限，我们测算风电 /光伏项目的资本金 IRR 为 12.5%/3.7%。

风电项目收益率中枢高于光伏项目。据不完全统计，2022~2024 年主要央国 企新建风电项目资本金 IRR 约 6.1%~ 25.0%，中位数为 10.2%；主要光伏项 目资本金 IRR 约 6.0%~11.9%，中位数为 7.8%。风电项目收益率中枢总体高 于光伏项目收益率中枢。

3.2.2. 卡位优质区域，风电利用小时数高于全国平均

卡位优质区域，抢占稀缺风资源。中国风能资源主要集中在三北地区及东部 沿海地区。公司较早布局风电领域，“十二五”期间新增风电装机集中在三 北地区，抢占优质风资源；“十三五”期间华东地区、三北地区双线并行推 进；“十四五”前期公司积极争取全国风电资源：除了三北地区（2021~2023 年新增装机占比 39.1%/62.9%/57.4%）外，华东（2021 年）、华南（2022 年）、 西南（2023 年）地区新增风电装机占比 39.0%、23.3%、37.1%。截至 2023 年末，公司三北/华东/西南/华南地区风电装机占比 58.4%/23.6%/9.9%/4.4%， 较 2020 年末-0.7/-2.9/+1.1/+2.5 ppts。

风电利用小时数高于全国平均水平。公司风电利用率较高，2023 年风电平 均利用小时数 2346 小时，较全国平均+121 小时。分省份看：1）华南地区 （广西、广东）、华中三省、西北/华东地区主要省份利用小时数均高于各省 平均利用小时数；2）西藏、浙江、海南等 9 个地区（不含江苏陆风）风电 利用小时数低于各省平均利用小时数。我们推测公司利用小时数较高主要 由于：1）抢占各省风资源较好、风速较高的的区域，先发优势明显；2）发 力数字化转型：公司自 2021 年开始发力数字化和智能化建设，推行无故障 风场建设，设备利用率提升。

3.2.3. 风电装机占比领先同业，收益率层面相对优势突出

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。

4. 来风好转趋势已现，发电量有望边际改善

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。

5. 老旧风场改造、资产注入打开长期盈利空间

5.1. 小容量机组占比较高，“以大代小”打开增量空间

政策助力风机升级，老旧风场改造成为大势所趋。据中国能源报，风电机组 设计使用寿命一般为 20~25 年。在陆上风资源逐渐被占用、早期风电场寿 命临近的背景下，老旧风场改造成为优质选择。2023 年 6 月，国家能源局 印发《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15 年或单台 机组容量小于 1.5 MW 的风电场开展改造升级。我国老旧风场改造空间广 阔：据 CWEA，截至 2023 年末，并网运行超过 15 年即潜在拥有技改需求 的风电装机规模为 12 GW；预计到“十四五”末，我国老旧风电机组具备 更新换代改造需求的潜在市场规模约 45 GW（34485 台），其中三北地区具 备潜在技改需求的风电机组规模约 38 GW。

随着 “以大代小”推进，老旧风场经济效益有望提升。老旧机组面临设备 老化、出力不足、备件停产、运行故障等问题。综合考虑老旧风场改造的优 势及不利因素，我们认为“以大代小”有望提升老旧风场经济效益（北京大 学国家发展研究院预计在合理的条件假设下，多地风电技改 IRR 超 14%）。

a) 电价补贴退坡，但装机容量、利用小时数显著增加。据国家能源局《风 电场改造升级和退役管理办法》：1）风电场改造升级项目补贴电量的上 网电价按改造前项目电价政策执行，其它电量的上网电价执行项目核准 变更当年的电价政策；2）从补贴主体来看，仅并网运行未满 20 年且累 计发电量未超过全生命周期补贴电量的风电场享有补贴，且每年补贴电 量不超过改造前项目全生命周期补贴电量的 5%。改造完成后，多数机 组以平价上网为主。对比 2010 年电价政策，风电平价上网电价降至标 杆电价的 50%左右，但装机容量、利用小时数有望显著提升：1）参考 “以大代小”试点，1 MW 风机改造后装机容量可提升至 4~6 MW，实 现多倍增长；2）据《我国老旧风电机组更换研究》，“以大代小”有助于 提升年平均可利用小时数：在不考虑限电因素的影响下，将 600 kW 机 组更换为 1.5/2.0/2.5/3.0 MW 机组，年利用小时数可分别提升 1983/2169/ 2147/2245 小时。

b) 土地成本增加，但对总成本影响较低。据《风电场改造升级和退役管理 办法》，改造后用地面积总和超过改造前面积的需要重新办理选址。为 支持风电发展，早期风电场采取“点征面控”政策：对各台风机之间的 广阔用地，风电场以“他项权利”的方式控制与占用，不列入征地面积， 也无须支付征地费用。政策红利消退叠加通货膨胀因素，我们预计老旧 风机增容改造将导致土地成本绝对值增加，但对总投资的影响较小：据 北京大学国家发展研究院，以大代小类改造项目的总体投资约 4000~ 5000 元/千瓦，其中土地征地成本占新建风电场总投资的 3%~5%（对应 120~250 元/千瓦），地区差异性较大。

c) 风机降本成效显著。据龙源技术，2023 年风机成本占比约 30%~40%。 随着风电机组技术的不断进步，风机招标价格呈下降趋势：据金风科技， 2024 年 9 月风机全市场月度公开投标均价 1475 元/千瓦，较 2010 年 1 月 1.5 MW 风机月度平均投标价格降低 3596 元/千瓦，远高于土地成本 增加值。

d) 运维成本、建设成本下降。1）“以大代小”有助于降低运维成本：据北 京大学国家发展研究院，我国以大代小项目主力机组为 1.5 MW 容量机 组，原运维成本约为 40 元/千瓦·年，升级为 3 MW 后单位运维成本下 降 37%；2）据龙源科技，旧风电场遗留下来的电网线路、运维检修道 路，可极大降低后续建设成本，最终将改善老旧风电场经济收益。 公司累计折旧率处于行业较高水平。公司较早进入风电领域，运行年限最长 的风电场于 1994 年投运。截至 2023 年末，公司累计折旧率 36.6%，处于行 业较高水平。

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。

5.2. 资产注入打开外延式成长空间

资产注入稳步推进，公司外延式成长空间较为广阔。据《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）》，国家能源集团承诺在 2028 年 1 月 24 日前将集团存续风力发电业务注入公司。2024 年 7 月 1 日， 国家能源集团拟向龙源电力分批注入 4.0 GW 新能源资产（截至 2024 年末 2.0 GW 已注入公司）；注入完成后，集团存续风电资产约 17.4 GW。

6. 补贴回收有望提供现金流弹性

公司带补贴项目占比较高，应收款问题亟待解决。2009~2017 年，公司应收 账款保持在较低水平。2018~2020 年，受新能源“抢装潮”影响，公司应收 账款快速上涨。2022 年公司应收账款出现明显改善（全年仅新增 5.7 亿元， 同比-89.6%），主要与当年可再生能源电价补贴回收远超常规年份有关：据 公司公告，2022/2023 年公司收回补贴 207.72/64.21 亿元。截至 2023 年末， 公司应收账款及应收票据占净资产的比重 43.6%、同比+8.9 ppts，累计占比 处于行业较高水平。

补贴回收有望提供现金流弹性。2022 年 8 月，国家发改委、财政部、国务 院国资委发布《关于授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司 统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函》：1）国家电网和南方电网将成立 二级公司进行补贴资金缺口专项融资，解决可再生能源补贴年度增量缺口； 2）在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则专项融资。公司应收 账款及应收票据主要包括销售电力应收款（来自当地电网公司）以及可再生 能源补贴；据公司公告，截至 2023 年末，公司应收款项融资主要为可再生 能源补贴。考虑到公司应收款管理能力较强（2023 年公司应收账款及应收 票据周转天数 303 天，处于行业较低水平），随着可再生能源补贴逐步收回， 公司现金流改善弹性凸显。

（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。）