首次覆盖报告：行稳致远，“风“华正茂

风电领跑者，步履稳健：作为中国最早开发风电的专业化公司，自2015年起始终保持着世界第一大风电运营商的行业领先地位，截至2021年底公司控股总装机2670万千瓦，其中风电装机2367万千瓦、占比约九成。2016年以来，公司风电利用小时、上网电价稳中有升。 平价之后，风电近于水电：2021年正式进入平价时代，因可再生能源补贴发放延迟造成的巨量应收账款“堰塞湖”，有望随新增补贴增长趋缓、存量补贴金额稳步提升、平价项目陆续投产而逐步回落。风电与水电的商业模式相似、利润率水平相近，大幅高于火电，甚至略高于核电。随着补贴问题逐步消解，风电运营的丰厚利润将成为和水、核一样实实在在的强劲现金流。 承载集团转型期待，A+H打通融资通道：面对国资委2025年可再生能源50%装机占比考核要求，国家能源集团压力较大，公司承载集团清洁能源转型重担，2022年初完成换股吸收合并ST平能后登录A股市场，实现A+H两地上市，打通融资渠道。公司财务费用率、资产负债率优于同业，良好的债务融资能力和畅通的股权融资渠道足以支持公司未来提高资本开支；根据匡算可用现金流，对应20%-40%资本金比例下公司每年风、光新增开发规模可达5-10GW。 大象起舞，海风或有惊喜：受益于“三北”地区弃风限电的持续改善以及高质量数字化管理，公司风电利用小时数持续优于全国平均水平，2021年平均利用小时数为2366小时，相较全国均值高出134小时。随着海上风电平价进程不断超越预期，凭借在施工领域的布局优势，海风有望成为公司新的突破点。 投资建议：公司是全国最早进入风电开发运营的先行者，虽然经历了“弃风限电”、控股集团整合等原因导致的增长瓶颈期，但顺利回A打通了融资渠道； 在集团面临着2025年考核指标的压力下，有望肩负起集团转型重担、重回高速成长通道。预计公司22/23/24年EPS分别为1.03/1.14/1.18元，对应2022年4月29日收盘价PE分别20.2/18.1/17.5倍。采用DCF估值测算得到合理股价为22.29元，对应2022年PE为21.6倍，首次覆盖，给予“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。 盈利预测与财务指标项目/年度 1风电领跑者，步履稳健 1.1全球第一大风电运营商 龙源电力集团股份有限公司（以下简称“公司”）由原龙源电力集团公司重组改制设立，公司成立之初隶属于能源部，历经国家电力公司、中国国电集团，现隶属于国家能源集团。公司控股股东是国家能源集团，换股合并ST平能后国家能源集团直接持有公司54.91%股权，并通过平煤集团、辽宁电力间接持股3.65%。 图1：龙源电力股权结构（1Q22） 公司是国家能源集团旗下重要的新能源平台，主要从事风电场的设计、开发、建设、管理和运营，是中国最早开发风电的专业化公司。经过近30年发展，公司已成为一家以新能源业务为主的大型综合性发电集团，在全国运营400多个风电场，业务分布于国内32个省市和海外加拿大、南非、乌克兰等国家。自2015年起始终保持着世界第一大风电运营商的行业领先地位。2011-2021年，公司控股总装机容量由1057.3万千瓦提升至2669.9万千瓦，10年复合增速达9.7%；其中，作为核心业务的风电在总装机中占比保持在90%左右。 图2：2020年中国风光装机容量前20大运营商 图3：2011-2021年龙源电力装机容量CAGR为9.7% 图4：2016-2021年龙源电力风电装机占比约90% 公司风电控股装机容量由2011年的859.8万千瓦提升至2021年的2366.8万千瓦，年均复合增速达13.7%。但受“三北”地区弃风限电影响，2016年-2018年，公司风电装机速度放缓。近年来全国风电开发重回高增长，公司风电新增装机重回升势。 图5：2011-2021年龙源电力风电装机CAGR达13.7% 图6：2011-2021年龙源电力风电新增装机 1.2电量、电价稳中有升 “十二五”末、“十三五“初，风电装机快速增长，“三北”等地区弃风情况严重，在红色预警机制等政策的管控下，风电开发放缓。公司风电新增装机由2015年的222万千瓦，下降至2018年的52万千瓦。随着弃风现象改善和开发指标放松，公司新增装机逐步恢复，2020、2021年分别新增227、137万千瓦。“十三五”期间，公司风电利用小时总体保持稳中有升趋势，由2015年的1888小时提升至2020年的2239小时，2021年更进一步提升至2366小时，相比2015年增长478小时，涨幅达到25.1%。虽然有所波折，但装机、利用小时持续增长，推动公司发电量从2015年的257.09亿千瓦时提升至2020年的436.83亿千瓦时，2021年达到513.00亿千瓦时；2021年包括火电等其他各类电源在内的总发电量达到632.86亿千瓦时，同比增长19.3%，2015-2021年公司总发电量复合增速达10.0%。 图7：2011-2021年全国风电新增装机容量 图8：2011-2021年全国风电平均利用小时变化 图9：2015-2021年龙源电力风电、火电利用小时 图10：2015-2021年龙源电力总发电量 自2015年起风电标杆电价/指导价经历了多次下调，但公司新增装机放缓，减轻了新机组对于平均上网电价的冲击，2020年风电平均上网电价与2016年持平，2021年甚至提高了0.2分/千瓦时。煤电标杆电价/基准价在此期间也经历了价格调整、市场化交易等因素的影响有所波动，但公司平均上网电价自2015年起同样保持稳中有升趋势，2021年达到0.468元/千瓦时（不含增值税）。 图11：2015-2021年龙源电力上网电价（不含税） 图12：2015-2021年龙源电力销售电力收入 获益于电力主业的量、价稳中有升，公司的营收、利润同样保持稳步提升的良好发展势头。2021年公司实现营业收入372.08亿元，同比增长29.2%，实现归母净利润64.04亿元，同比增长28.7%。 图13：2015-2021年龙源电力营业收入 图14：2015-2021年龙源电力归母净利润 2平价之后，风电近于水电 2.1政策加速，平价已至 “十三五”期间风电装机容量与发电量年均复合增速分别达到16.6%、20.2%，2021年风电装机与发电量分别同比16.7%、40.5%，延续高增势头。风电快速发展离不开前期较高电价水平的刺激，在经历了早期的试验性发展后，其上网电价在2010年前后迅速实现了标杆化。 图15：2021年风电装机容量同比增长16.7% 图16：2021年风电装机容量占比12.8% 图17：2021年风电发电量同比增长40.5% 图18：2021年风电发电量占比7.8% 2.1.1五次下调标杆/指导电价 风电上网电价的标杆化始于2009年，当年7月20日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时。2014年6月5日，发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号），对当时尚未开始大规模发展的海上风电，制定了标杆上网电价。通知规定，2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。 在执行了5年后，风电标杆电价迎来首次下调，2014年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号）将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时。一年后，《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）公布，再次将I、II、III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时，Ⅳ类资源区降低1分/千瓦时。 通知同时提前设定了2018年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号），大幅下调2018年起的风电标杆上网电价，Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比2016-2017年分别降低了7、5、5、3分/千瓦时。 2018年5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号），通知提出，从当日起，尚未印发2018年风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从2019年起，各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的20年固定上网电价。2019年5月21日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号），将标杆上网电价改为指导价，并一次性核定了2019、2020两年的陆上及海上风电指导电价。 图19：2009-2020年陆上风电标杆电价/指导价 2.1.22021年正式进入平价时代 2018年9月13日，国家能源局发布《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知（征求意见稿）》；2019年1月7日，国家发改委、国家能源局正式联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源[2019]19号），要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目（平价上网项目）；在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目（低价上网项目）。2019年4月8日，国家能源局发布《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》，接着在5月28日发布了《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2019]49号），向着平价上网的目标加速推进。 2021年6月7日，国家发改委发布《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），规定： 2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。 2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。 与4月份的征求意见稿相比，风、光上网电价不再基本要求低于当地煤电基准价，且去除了竞争性配置和市场化交易的要求。 图20：2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价 2.2补贴造成的应收账款“堰塞湖”有望逐步回落 2006年1月20日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）中规定：可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格；可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网和发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价，其余部分需要等待可再生能源补贴到账后下发。因此在风电、光伏的上网电价结构中，煤电标杆电价同样占据了重要地位，超出煤电标杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题，造成运营企业产生了巨量的应收账款“堰塞湖”。以前述6家头部新能源运营商为例，截至2020年末： 龙源电力应收账款达到216.02亿元，同比增长32.0%； 三峡能源应收账款达到127.35亿元，同比增长26.7%； 华能新能源应收账款达到150.73亿元，同比增长17.7%； 中广核风电应收