2024风电行业增长与效率提升分析报告

1 全球第一大风电运营商，业绩稳步增长

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 多举措助力绿电消纳，价格机制有望完善

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 装机量保持高增，“以大代小”提升运营效率

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。

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