2026年龙源电力公司首次覆盖报告：风电龙头源远流长，集团资产注入可期

国内风电运营龙头，聚焦优势主业高质量发展

1.1、 国家能源集团下属风电旗舰平台，聚焦风电主业高质量发展

龙源电力是中国最早开发风力发电的专业化公司，也是首家“A+H”两地上市 新能源央企。龙源电力成立于 1993 年 1 月，隶属于国家能源部；1999 年 6 月，龙源、 中能、福霖三家公司合并重组为龙源电力集团公司；2002 年底，电力体制改革后成 为中国国电的全资子公司，后国电和神华联合重组成立国家能源集团，公司控股股 东变更为国家能源集团；2009 年 7 月，经国务院国资委批准，公司正式改制为龙源 电力集团股份有限公司，同年 12 月，龙源电力正式在港股上市；2022 年 1 月，公司 成功实现“A+H”两地上市，成为国内首家 H 股新能源发电央企回归 A 股的项目。 截至 2025 年底，公司装机容量 4599.43 万千瓦，其中风电装机 3214.74 万千瓦，占 比 69.89%；2025 年，公司总发电量 764.69 亿千瓦时，其中风电发电量 630.86 亿千 瓦时，占比 82.5%。

公司控股股东为国家能源投资集团，股权结构稳定。截至 2025 年底，公司实控 人为国务院国资委，大股东国家能源投资集团直接持股 55.05%。截至 2025 年底，国 家能源集团总资产 2.35 万亿元，是全球最大的煤炭产销、火力发电、风力发电、煤 制油煤化工企业；拥有 2 家 A+H 股上市公司（龙源电力、中国神华）和 4 家 A 股上 市公司（国电电力、长源电力、龙源技术、英力特），产业布局覆盖全国 31 个省区 市及 10 多个国家和地区。

1.2、 剥离火电、煤炭业务，聚焦风电优势主业

风电入市、电价下行，2025 年公司业绩承压。2025 年公司实现营收入 302.53 亿元，同比减少 18.6%；实现归母净利润 45.26 亿元，同比减少 28.8%。2025 年公司 业绩承压主要系风资源不佳、市场化电价下行等因素影响。

剥离煤炭、火电业务，聚焦风电主业。自 2021 年起，公司陆续出售火电以及煤 炭资产，聚焦风电主业；2024 年 10 月末，公司转让江阴苏龙热电有限公司 27%的股 权，完成火电与煤炭业务出表。2025 年，公司风电业务收入 259.95 亿元，同比减少 9.6%，风电业务收入占比 85.9%。

公司盈利能力稳定。2025 年公司实现毛利率/净利率/ROE 分别为 34.8%/18.1%/ 9.0%；2016-2025 年，公司毛利率/净利率/ROE 维持在 35%/19%/9%左右，盈利能力 较为平稳，2022 年净利率下跌主要系资产减值损失，2024 年资产减值损失减少，净 利率回升。公司主要的期间费用支出是财务费用，2018-2023 年公司财务费用率持续 下降，2025 年公司财务费用率 11.4%，同比提高 2.0pct。

公司现金流充裕，资本结构稳定，抗风险能力较强。公司资本结构稳定，资产 负债率维持在 60%-65%，低于可比公司平均。公司净现比较高，长期处于 2-3 区间。 2022 年净现比异常波动主要由于风电行业政策优化，补贴集中回款；2025 年补贴回 款提速，公司实现经营性净现金流 218.33 亿元，净现比提升至 3.98。

风电补贴陆续退坡，行业政策底已现

2.1、 风电全面入市、增值税补贴退坡，行业政策底已现

风电上网电价整体经历了核准电价、标杆电价、竞配电价、平价上网、市场化 上网五个时期。2006 年，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》提出风力 发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院电价主管部门按照招标形 成的电价确定。2009 年，《关于完善风力发电上网电价政策的通知》将全国分为四类 风能资源区，分别制定风电标杆电价；2014 年，补充近海风电/潮间带风电标杆电价。 2019 年，《关于完善风电上网电价政策的通知》将陆上风电标杆上网电价改为指导价， 新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在 资源区指导价。2021 年，《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》要求 新建陆风项目实行平价上网，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参 与市场化交易形成上网电价；新建海风项目上网电价由当地省级价格主管部门制定， 具备条件的可通过竞争性配置方式形成。2025 年，《关于深化新能源上网电价市场化 改革促进新能源高质量发展的通知》要求新能源项目上网电量全部进入电力市场， 由市场交易形成上网电价。

136 号文规定，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制， 纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级 能源主管部门、电力运行主管部门等明确。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，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统 运行费用。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时 市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原 则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。 2025 年 6 月 1 日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接 现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执 行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等 方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高 于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项 目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。 2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模， 由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用 户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。（2）机制电价，由各地每年 组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形 成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选 项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限 由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受 能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行 期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时 间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

截至 2026 年 2 月初，全国 31 省市自治区中，除贵州外，已有 29 省市公布机制 电价竞价结果（内蒙无机制电量）。其中，部分省份公布的为第一批竞价结果，2026 年增量项目竞价工作仍在推进中。 从机制电量完成情况来看，多数省份完成度超 50%。甘肃、新疆、宁夏、黑龙 江等北方省份实现近 100% 机制电量利用，上海、天津利用率较低。 从机制电价绝对值来看，高价主要集中在东部以及西南省份，风电电价基本高 于光伏。其中风电、光伏机制电价低于 0.3 元/度的仅有 7 省，其中除了山东、黑龙 江与吉林之外，均为燃煤基准价较低且新能源市场化交易程度较高的西北地区。从 机制电价较燃煤基准价的降幅来看，目前有 10 个省份的降幅在 10%以上，主要集中 在三北地区新能源装机大；部分省份的机制电价降幅较小，上海、云南、重庆等基 本贴近机制电价上限出清，陕西机制电价超过燃煤基准价。

风电增值税补贴退坡。2025 年 10 月，财政部、海关总署、税务总局印发《关于 调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部海关总署税务总局公告 2025 年第 10 号）， 2025 年 11 月 1 日起，陆上风电不再实行增值税先征后退政策，风电或迎来“政策底”； 2025 年 11 月 1 日至 2027 年 12 月 31 日，海上风电增值税即征即退 50%。2025 年 10 月 31 日前已正式商业投产的核电机组，继续按照财税〔2008〕38 号有关增值税规定 执行；2025 年 10 月 31 日前国务院已核准但尚未正式商业投产的核电机组，自正式 商业投产次月起 10 个年度内，实行增值税先征后退政策，退税比例为已入库税款的 50%；2025 年 11 月 1 日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。

2.2、 补贴欠款加速回收，行业现金流情况有望好转

享受国家补贴的可再生能源项目，标杆电价与各地煤电标杆电价之差，由从全 国销售电量中收取的“可再生能源电价附加”补足。《可再生能源法》实施以来，可再 生能源电价附加标准历经五次调整，2006 年为 0.001 元/千瓦时，2016 年提高至 0.019 元/千瓦时并维持至今。这使得十三五以来可再生能源电价附加征收额远低于实际需 求，补贴缺口持续加大。同时，可再生能源附加电费未能足额征收，2016-2024 年征 收率不到 80%，每年约有 300 亿元应收未收资金。据风能专委会统计，2019 年底补 贴缺口累计超过 2600 亿元，2020 年底缺口或突破 3000 亿元。 当前补贴总需求已经收口。按照《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的 通知》（发改价格〔2021〕833 号），自 2021 年开始，新核准的光伏和陆上风电项目 全面实现平价上网，中央财政不再补贴，实行平价上网；按照《关于完善风电上网 电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号)，2022 年开始，新核准海上风电项目， 国家不再补贴。风电光伏补贴需求的总盘子基本可以收口。《关于促进非水可再生能 源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号）明确，依法依规纳入补贴目录的 可再生能源发电项目，按国家发改委制定电价政策时依据的“合理利用小时数”核 定中央财政补贴额度；《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建 〔2020〕426 号）明确各类项目全生命周期合理利用小时数，规定风电、光伏发电项 目自并网之日起满 20 年后，生物质发电项目自并网之日起满 15 年后，无论项目是 否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证 交易。单个项目每年需要的补贴资金和未来项目寿命周期内所需要的全部补贴资金 量基本明确，补贴资金上限收口。

2022 年三部委授权两大电网成立可再生能源发展结算公司，统筹解决补贴问题。 2022 年 8 月，国家发展改革委、财政部、国务院国资委授权两大电网公司设立北京、 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。结算 公司市场化运作，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资 解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。 根据三峡能源招股书，纳入补贴目录或补贴清单的项目，将根据可再生能源基 金的拨付进度结算新能源补贴电费，未纳入补贴目录或补贴清单的项目，暂时不能 获得新能源补贴电费的结算。发电项目实现并网发电后，燃煤脱硫标杆电价部分， 由电网公司直接支付，通常跨月结收电费，即本月对上月发电收入进行结算，账龄 一般在 1 个月之内；可再生能源补贴发放周期较长，已经纳入补贴目录或补贴清单 的发电项目，通常 1-3 年方能收回补贴。

2025 年 9 月，太阳能、吉电股份、林洋能源、晶科科技、金开新能等多家上市 公司公告称，8 月收到大量可再生能源补贴资金，同比大幅增长。可再生能源补贴欠 款有望陆续补发，缓解上市公司现金流压力。

2.3、 可再生能源消纳考核范围拓宽，绿电溢价有望提升

可再生能源消纳责任从电网公司、省级区域逐渐向下落实到重点行业。2017 年 以前，我国绿电消纳政策主要是全额保障收购，优先解决新能源“能发不能上网” 的问题。2019 年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》明确按年度 向各省级区域下达可再生能源电力总量及非水可再生能源消纳责任权重，消纳责任 落实到省级。2025 年 3 月《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意 见》提出加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其 他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，消纳责任落实到具体行业。 可再生能源消纳考核范围拓宽，完成情况核算以绿证为主。2025 年 7 月，《关 于 2025 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》明确，在电解铝行业基 础上，新增钢铁、多晶硅、水泥和枢纽节点新建数据中心可再生能源消纳权重考核 目标；其中，枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例要求为 80%。 2026 年政府工作报告将“超大规模智算集群”“算电协同”等列为新基建重点 工程。2023 年，《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施 意见》（发改数据〔2023〕1779 号）首次提出“创新算力电力双向协同机制”；2025 年，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》定义绿电直连为风电、光伏、生 物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电， 可实现供给电量清晰物理溯源的模式。2025 年，《关于促进新能源消纳和调控的指导 意见》（发改能源〔2025〕1360 号）提出绿色燃料制备、高载能产业转移、源网荷储 一体化、绿电直连、增量配电网等新能源就近消纳新业态。截至 2026 年 2 月，全国 已有涵盖算力中心在内的 84 个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达 3259 万千瓦，应用场景涵盖算力中心供电、零碳园区等。

编辑：火腿肠