乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航

我国新能源装机快速提升，成本降+效率升有望助力持续发展 我国新能源装机快速提升，截至2021年底，我国风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。 近年风机价格下降明显，已由2003年7000元，下降46%至2020年3750元。塔架高度增加可提升风速，带动发电量提升。2021年风电运维全包服务初始合同均价降至每年15,500美元/兆瓦，同比下滑11%。 龙源电力：乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航 ①龙源电力为风电运营行业龙头 龙源电力1999年开始布局风力发电业务。截至2021年12月公司总控股装机容量为26.5GW。2021年前三季度公司营业总收入达到264亿元，同比增长28.09%。国家能源集团明确将龙源电力作为国家能源集团风力发电业务整合平台，逐步将集团控股的风力发电业务资产注入龙源电力，并将综合运用多种方式，使现有火电业务不再纳入龙源电力的合并范围。 ②公司装机规模有望加速成长，运营效率优于同行 截至2021年12月，龙源电力风电控股装机容量23.57GW，较2020年年末增长5.7%。2021上半年新增储备项目达23GW；同时公司在浙江、广西、黑龙江及内蒙古与当地县政府成功签订5个光伏整县推进项目。2021年上半年风电平均利用小时数为1297小时，同比增加110小时。 ③存量补贴压力减小，平价项目带来增量现金流 国家积极推动平价上网电价项目，新能源运营商目前存量项目的发电收入中国家补贴占比较大。公司应收账款及应收票据余额2016-2020年同比增速较高，维持在20%以上，新能源补贴拖欠的压力持续增大。公司可以通过发行以补贴款作为基础资产的ABS、ABN，或出售存量电站，来优化自身资产结构，改善现金流压力。 ④公司风力发电量具有优势，资金管控优于同行 2020年公司风电业务毛利率48.70%，平均上网电价487元/兆瓦时。公司单位装机有息负债规模为3.67元/瓦，资金成本率为3.53%，财务费用率为10.75%，处于可比公司中较低水平，具有较好的资金管控能力。 风险提示：宏观经济大幅下行的风险、电价下调的风险、政策执行不及预期的风险、行业竞争过于激烈的风险、补贴持续拖欠的风险、公司开发项目不达预期的风险等 1.国内新能源装机快速提升，成本降+效率升有望助力持续发展 1.1.国家大力发展清洁能源，国内新能源装机快速提升 全国风电装机容量快速提升。风电开发持续向消纳条件较好的中东部和南方地区转移。 2021年，全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%，两年平均增长7.1%。截至2021年底，全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%。 其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。2021年Q3和2020年同期相比，华东、华中和西北部地区的新增的并网风电装机增长率分别为33%、21%及26%，南方地区新增并网风电装机增长率也较快。 图1：各省风电装机容量（截至2021年12月） 图2：2021Q3各区域新增并网风电装机（万千瓦） 图3：2021年风电新增装机量为48GW 根据2021年《新能源市场长期展望报告》(NEO)中可再生能源需求最低的情景，全球若想在2050年前实现净零碳排放，可再生能源装机容量至少需要增长13倍。在NEO的各项情景中，大型地面光伏的装机容量均为最高，陆上风电紧随其后，而海上风电相对增速最大。 国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》明确2021年目标：风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，到2025年，全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到16.5%左右。国家大力发展非化石能源，预计2021年风电发电量的占比提升进一步加速。为了增加清洁能源消纳能力，《2021年能源工作指导意见》系统地提出2021年各省(区、市)可再生能源电力消纳责任权重，加强评估和考核；推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，提升输电通道新能源输送能力，提高中东部地区清洁电力受入比重；推动新型储能产业化、规模化示范，促进储能技术装备和商业模式创新。 1.2.风电项目造价成本下降，发电效率提升 我国风电产业发展迅速，经济性日益凸显。2003年，发改委通过风电特许权经营、下放5万千瓦以下风电项目审批权等优惠政策，扶持和鼓励国内风电制造业的发展；2006年，《可再生能源法》实施，建立了稳定的费用分摊制度，各级政府也相继出台了各种优惠政策鼓励风电发展。政策推动下，国内风电市场进入高速发展阶段。政策驱动产业发展的同时，风电项目经济性也日益凸显，据IRENA数据显示，我国陆上风电LCOE已由2010年0.14美元，下降72%至2020年0.04美元。我国海上风电LCOE已由2010年0.18美元，下降53%至2020年0.08美元。 图4：陆上风电及海上风电LCOE下降明显（美元/kwh） 从降本驱动因素看，一方面，受风机价格下降等因素影响，风电项目造价成本有所下降。 风电工程初始造价包括风机购置、建筑安装等系统成本，以及征地费用等非系统成本。其中，风机占总造价的比例较大。近年来受益于技术进步及风电产业链的规模化生产，风机价格下降明显，已由2003年7000元，下降46%至2020年3750元，带动陆上及海上风电单瓦造价成本不断下降，陆上风电由2000年1.45万元每千瓦下降至2018年7160元每千瓦，海上风电由2015年1.9万元每千瓦下降至1.65万元每千瓦。 图5：陆上风电项目总投资结构 图6：海上风电项目总投资结构 图7：截至2021年11月我国历年风机价格变动趋势 从塔架看，塔架高度增加可提升风速，带动发电量提升。据中国风能协会测算，在风切变为0.3条件下，塔架高度从 100m 增至 140m ，年均风速从5.0m/s增至5.53m/s，某机组等效满发小时数从1991h提升20.34%至2396h。近年来我国风机高塔架应用成为趋势，2020年1月，全球首座160米预应力抗疲劳构架式风塔吊装在山东开工，2020年3月，我国首台采用140米钢混塔架的3MW级风机在山东完成吊装，高塔架风电应用不断取得突破。 从塔筒看，塔筒140的风机基础单台投资155.8万元，塔筒125的风机基础单台投资150.47万元，塔筒100的风机基础单台投资136.1万元，由此可知，塔筒高度提高25米，投资约提高11%，塔筒高度提高40米，投资约提高15%。 图8：塔架高度增加可提升风速带动发电量(风切变为0.3条件下) 表1：不同高度塔筒的风机基础造价对比分析 塔架高度提升等因素驱动下，我国风电容量效率提升明显。容量系数为风电场每年的发电量占其最大发电量的百分比，主要由风电场所在地的风能资源、所使用的风电机组和配套设施技术等决定。近年来，我国陆上风电容量系数已由2010年27%提升至2020年36%，海上风电容量系数已由2010年的38%增至2020年的40%。 图9：2020年我国陆上风电容量效率提升至36% 图10：2020年我国海上风电容量效率提升至40% 风电装机规模的加速扩张可令风电运维项目价格降低，从而进一步降低风电发电企业运营成本。全球而言，2021年风电运维全包服务初始合同均价降至每年15,500美元/兆瓦，同比下滑11%。过去12个月间签订的2-2.99兆瓦风机运维服务合同价格比4兆瓦以上的大风机高39%。当风电项目规模较大、功率较高从而形成规模效应时，可使每台风机平均每兆瓦的运维价格降低。 大力发展储能产业利于新能源装机规模快速扩张，国家发展改革委、国家能源局预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，到2030年，实现新型储能全面市场化。未来新能源仍将保持快速发展势头，预计2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上，规模超过煤电，成为装机主体。 新能源的大规模开发离不开储能产业的支持，光伏和风电企业都正在积极布局储能系统集成业务。与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，且具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。储能产业的发展助力新能源开发的相关技术支持，同时目前电力央企和地方发电企业成为了当前储能项目开发的主力军，储能系统的规划和建设已经成为可再生能源项目建设的一部分，并且同期进行。结合储能技术和政策支持对新能源开发的支持作用，未来新能源开发量有望进一步提高。 2.龙源电力：乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航 2.1.龙源电力：风电运营商行业龙头 2.1.1.龙源电力与ST平庄能源资产重组方案 龙源电力通过向平庄能源全体换股股东发行A股来对平庄能源进行换股吸收合并，获得A股上市资格，其A股发行价格为11.30元/股。在本次资产重组方案中，吸收合并、资产出售及现金购买组成本次整体交易。平庄能源拟将资产交割至平煤集团方，而由龙源电力及其子公司以现金支付方式将向国家能源集团其他下属子公司辽宁电力、陕西电力、广西电力、云南电力、甘肃电力、华北电力购买资产。 图11：资产重组方案 购买资产方面，龙源电力拟购买资产分别为东北新能源、定边新能源、广西新能源、云南新能源、甘肃新能源、天津洁能、内蒙古新能源、山西洁能的100%股权。龙源电力通过现金购买国家能源集团新能源资产，能够减少龙源电力与国家能源集团之间新能源业务的潜在的业务重合，从而提高上市公司独立性；同时，也助于龙源电力进行资源整合，增强企业竞争力。 表2：龙源电力拟现金购买资产 股本方面，龙源电力换股吸收合并平庄能源后总股本83.8亿股，国家能源集团持股比例为54.91%，仍为公司控股股东。置出资产及负债方面，包括流动资产、非流动资产、流动负债及非流动负债，流动资产审计后账面价值28.26亿元；非流动资产审计后账面价值12.73亿元；流动负债审计后账面价值为9.78亿元；非流动负债计后账面价值为1.23亿元。 表3：公司股权结构 表4：置出资产情况（单位：万元） 2.1.2.公司历史悠久，风电装机容量具有优势 龙源电力是世界第一大风电运营商。截至2021年12月，公司各类电源控股装机容量达2654.86万千瓦，拥有风电、光伏、生物质、潮汐、地热和火电等电源项目，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。 公司深耕新能源领域已有二十余年。公司于2009年7月9日成立，前身为龙源集团，1999年龙源集团将主要业务转向风力发电业务，并在中国多个省份、直辖市及自治区进行风资源勘测。龙源集团于2002年成为国电的全资附属公司，并代表国电开始管理风电资产； 2017年公司控股股东变为国家能源投资集团。 图12：公司发展历程 最大股东为国家能源集团，持股比例达54.91%。龙源电力原隶属于国家能源部，后由于改制，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。 图13：龙源电力股权结构图 截至2021年12月，公司各类电源控股装机容量达2654.86万千瓦，其中风电控股装机容量2356.78万千瓦，光伏104.57万千瓦，火电装机容量187.50万千瓦，其他可再生能源控股装机容量6.01万千瓦。 图14：龙源电力总控股装机容量 图15：龙源电力分业务控股装机容量 从风电机组分布情况来看，公司机组全国分布较为平均，江苏和内蒙古风电装机规模较大，截至2021年6月30日，江苏、内蒙古、河北和新疆是风电装机规模占比最高的四个省份，分别占公司总风电装机规模的13%、12%、8%和7%。 图16：龙源电力在运风电项目分布情况（截至2021年6月30日） 营业收入主要来源于风电销售。2021H1公司风电销售电力营业收入占总营业收入比例达到75%，火电板块收入占22%，风电销售收入占公司营收绝大比例。 图17：2021H1年龙源电力分业务主营业务占比 2.