（报告出品方/作者：国信证券，黄秀杰）
我们认为公司股票价值在对应 2022 年 26.7-27.5 元/股，较目前有 8%-12%的溢价空间。公司新能源装机确定性强，新能源装 机相关政策持续长期支持，随着绿电交易机制完善增强电力商品属性，行业供 需及盈利质量有望改善。
（一）国家能源集团下最大新能源运营商
龙源电力是一家以开发运营新能源为主的大型综合性发电集团，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。截至 2021 年三季度末，控股装机 2489 万 千瓦，其中风电 2241 万千瓦（90%），火电 187.5 万千瓦（7.5%），光伏 54.3 万千瓦（2.2%），地热、潮汐、生物质等可再生能源 6 万千瓦。自 2015 年以 来，公司风电装机稳居世界第一，已成为世界第一大风电运营商。
海内外市场齐头并进、业务遍地开花。国内市场主要集中在西北、新疆、内蒙 古、江苏等风力资源较好区域，国外市场布局在南非、加拿大等国家。其中乌 克兰尤日内 76.5MW 风电项目 2021 年上半年投产。加拿大德弗林风电项目 2020 年总发电量 282GWh，超额完成年度计划。
龙源电力集团股份有限公司成立于 1993 年，成立之初隶属国家能源部，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 1 月公 司发行 A 股完成，以换股吸收合并平庄能源的方式实现 A+H 股两地上市。经 过多年发展，公司连续 7 年跻身“全球新能源企业 500 强”榜单，不断提升新能 源发电规模、夯实行业龙头地位、增强国际影响力。
国家能源集团下最大的新能源上市平台。公司控股股东国家能源集团直接持有 公司 57.27%的股权，通过全资子公司国电东北电力有限公司间接持有公司 1.17%的股权，共持有本公司 58.44%的股权。实际控制人为国务院国有资产 监督管理委员会。
国家能源集团是全球最大的火力发电公司、风力发电公司、煤炭生产公司、煤 制油煤化工公司，资产规模超过 1.8 万亿元。截至 2020 年末，国家能源集团 总装机容量 25,713 万千瓦。其中，火电、水电、风电、太阳能及其他装机容 量分别为 19,079（74.2%）、1,861（7.2%）、4604（17.9%）、169（0.7%）。 国家能源集团旗下有中国神华、国电电力、龙源电力、长源电力、平庄能源、 国电科环、龙源技术、英力特 8 家上市公司，其中龙源电力是最大的新能源上 市平台。
（二）风电扶摇直上，助推公司平稳开拓
1、主营风电，装机投产带动营收增长
2020 年，公司克服疫情影响，实现营收 286.7 亿元，同比增长 4.1%；其中， 售电、煤炭、蒸汽、服务特许权建设收入分别为 234.2、37.8、6.4、3.1 亿元， 同比分别增长 4.9%、3.4%、-6%、166%。售电收入中，风电、火电、光伏及 其他发电收入分别为 203.9、27.2、3.1 亿元，分别增长 7.5%、-8.6%、- 20.2%。公司当前风力发电收入占总收入的 71%，为公司第一主营业务。 2021 年上半年，风电分部的售电及相关收入为 127.38 亿元，同比大幅提升 20.2%。主要由于 2020 年下半年并网装机及利用小时数增加提升风电售电量， 同时平均售电电价提升。销售煤炭收入有一定增加，使得公司整体营收同比增 长 25.7%。
2015-2017 年，公司营收 CAGR 达到 11.8%，主要得益于公司控股装机规模 增长及限电比例下行，其中公司控股装机年均复合增长 7.1%。2017-2020 年， 公司控股装机年均增速略有下降，CAGR 增速 6.1%，同时受火电和其他发电 利用小时下滑拖累，公司营收增速维持在较低水平，CAGR 为 6.5%。
2021 年上半年在风电大幅提升下，带动营收同比增长 26%。2021 年全年来看， 风电发电量提升 17.4%，带动总发电量增长 19.3%。
2、弃风率不断改善，盈利稳步增长
2020 年，公司经营利润 100.6 亿元，同比增长 1.1%。其中，风电、火电（含 售电及售煤售气）、光伏及其他营业利润分别为 100.9、5.3、-3.6 亿元，同比 分别增长 5.8%、-7.7%、-1750%；2020 年，公司归母净利润 47.3 亿元，同 比增长 9.3%，其中风电板块是驱动净利润增长的主要贡献因素。
2021 年上半年，公司经营利润 81.1 亿元，同比增长 27.9%。其中，风电、火 电（含售电及售煤售气）、光伏及其他营业利润分别为 78.9、2.7、0.4 亿元， 同比分别增长 26.9%、21.4%、490.0%。
2021 上半年，公司归母净利润 47.3 亿元，同比增长 37.7%，公司风电主业是 驱动净利润增长的主要贡献因素。
综合 2016-2020 年整体来看，公司归母净利润 CAGR 达到 8.5%，超出装机增 速 2.4pct，主要得益于弃风率下行、显著的设备治理成效和融资成本下降；随 着弃风率不断下行，公司风电设备平均利用小时从 1901 小时增长至 2239 小 时，提升了 338 小时；利用小时提升，风电度电总成本也随之下降，从 0.364 元/kWh 降至 0.320 元/kWh，降低 12%。2021 年上半年受风资源较好影响， 利用小时数同比进一步提升 110 小时至 1297。公司风电不含税上网电价较为稳定，同时在市场交易、增值税等因素的影响下， 会出现小幅波动。2016-2020 年，公司公司风电不含税上网电价分别为 0.487、 0.484、0.482、0.482、0.487 元/kWh。2021 年上半年保持稳定为 0.487 元 /kWh，较 2020 年同期略有增加。
公司盈利能力稳健。2016 年煤价低位，火电带动公司盈利能力维持高位； 2017-2020 年公司净利率稳中有升，净利润率从 2017 年的 18.5%上升到 2020 年的 19.8%；2021 年上半年为 29.4%同比提升 2.8pct。近五年，总资产 回报率逐步提升，净资产收益率 21 年有望提升，总体来看稳定在 8.5%以上， 公司获利能力十分稳健。
3、资金成本下降，多手段盘活欠补
优化存量负债，彰显成本优势。201-2020 年，公司资产负债率从 65.5%降至 62.1%，下降 3.4pct。公司 2020 年平均资金成本为 3.95%，较 2019 年下降 0.32pct。2018-2020 年，资金成本持续下降，带动财务费用逐年下降，由 2018 年高点的 35.1 元下降到 30.8 亿元。
2021 年上半年公司进一步拓宽融资渠道，成功发行十六期超短期融资券，资 金成本保持行业优势。上半年平均资金成本 3.88%较去年同期的 3.99%再下降 0.11pct。境外融资成本方面，2020 年公司成功发行 3 亿美元债券，票息仅为 1.5%，为近 10 年同评级同期限亚洲最低发行价格。
资本性现金流大幅增加。2020 年，公司经营性现金流、投资性现金流、融资 性现金流分别为 123、-200、100 亿元。投资性现金流大幅增加，主要是由于 资本性支出的大幅增加。2020 年，公司资本性支出 191 亿元，同比增加 53%， 其中风电资本性支出 179 亿元。总体来看，公司经营活动现金流入仍保持良好 态势，随着大容量、高效率机组的投产，经营性净现金流将有大幅度提高。
盘活补贴欠款，现金流有望改善。公司 2020 年销售现金比（经营活动产生的 现金流量净额/营业收入）为 43%，同比下降 2.6pct。销售收现比下降主要系 新能源补贴回款周期较长，补贴回款不及时所致。新能源补贴回款不及时也导 致应收账款大幅增长，2020 年应收账款合计 238 亿元，其中新能源补贴 229 亿元。积极通过公开市场金融工具盘活存量资产，公司成功发行一期、二期 ABS，分别募集人民币 7.13、10.3 亿元；通过保理等业务，2020 年出表 34.4 亿元。
2021 年上半年经营现金流净额达 80 亿元，2020 年同期 34 亿元大幅提升，主 要是售电收入增加导致现金流入增加，以及 2021 年上半年，公司成功发行一 期人民币 10.30 亿元再生能源电价附加补助资产证券化产品，创新开展可再生 能源财产权信托完成人民币 22.33 亿元补贴出表业务，回收现金比同期增加。 随着新建低补贴和平价机组的投产，ABS、保理、确权贷款等金融工具的利用， 公司现金流将迎来改善。
（三）内生外延，打造“风光”新格局
1、“风光”并举，打造新格局
公司积极储备优质项目，致力打造“风光储”协同发展新格局。2020 年公司紧紧密围绕国家能源集团的总体战略，大力储备新能源项目，目标瞄准建设具有 全球竞争力的世界一流新能源公司。2020 年，公司新增签订风电及光伏开发 协议 51.6GW，其中风电 19GW，光伏 32.6GW；新增协议中百万千瓦以上的 协议 16 个，共 37.3GW。
2021 上半年公司新签订开发协议 23GW，项目位于资源比较好的地区，陕甘 宁、黑吉辽、贵州、山西广西等地区新增协议容量超百万千瓦。新增核准备案 3.2GW，是去年同期 5 倍，风电 5 个 545MW，光伏 24 个 2655MW，竞价中 标项目 1860MW，其中风电 680MW，光伏 1180MW
公司争当“碳达峰、碳中和”排头兵。根据公司当前规划，将在“十四五”期间实 现“风光储”全面发展，预计新增风电装机 11GW、光伏 19GW、并配套储能装 机 4GW，合计 34GW 的新能源装机容量，助力国家稳步实现“双碳”目标。 2021 年预计完成 3GW 以上装机。
2、A 股上市，整合集团新能源资产
公司前瞻决策，高效借力资本市场，回归 A 股正当时。2021 年 1 月，公司同 控股股东国家能源集团及平庄能源股份有限公司签订《换股吸收合并及重大资 产置换意向协议》，将通过发行 A 股换股吸收合并平庄能源的方式实现 A 股上 市，同时以现金购买的方式整合集团旗下 9 家新能源子公司，合计风电装机 204.2 万千瓦。2022 年 1 月 24 日，公司正式完成 A 股上市。举将进一步拓宽 公司融资渠道，整合集团内部资源，提升公司估值，进一步稳固公司新能源龙 头地位，为公司“十四五”期间的项目扩张保驾护航。
本次 A 股换股公开发行的股份数 3.46 亿股，本次上市完成后，国家能源集团 及辽宁电力持有的原龙源电力内资股将转换为 A 股并在深交所主板上市流通 （限售流通股）。A 股总股本达 50.42 亿股，H 股 33.40 亿股，合计总股本 83.82 亿股。
此外资产出售，现金购买将陆续完成。（资产出售）平庄能源将出售资产转让 给平煤集团，出售资产的对价 34.4 亿元由平煤集团以现金支付给龙源电力。 （现金购买）龙源电力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、华北电力购买约 2GW 新能源发电资产，购 买资产的对价 57.7 亿元由存续公司龙源电力以现金支付。（报告来源：未来智库）
（一）新能源发电进入快车道
1、新能源发电加速发展
我国新能源资源储量及可开发量巨大。我国陆地 70 米高度的风能预计可开发 量为 50 亿千瓦，50 米水深 70 米高度的海上风电预计可开发量达 5 亿千瓦， 全国陆地太阳能资源理论储量 1.86 万亿千瓦，初步分析全国太阳能技术可开 发量达到 156 亿千瓦。
我国新能源装机规模持续高增。2021 年，新增风电并网装机容量 47.57GW， 风电装机容量达到 328GW，同比增长 16.5%，其中陆上风电累计装机 3.02 亿 千瓦、海上风电累计装机 2639 万千瓦。
2021 年，新增光伏并网装机容量 54.88GW，光伏装机容量达到 306GW，同 比增长 21%，光伏电站 25.60GW、分布式光伏 29.28GW。
2021 年风电发电量 5,667.0 亿千瓦时，同比增长 29.8%；光伏发电量 1,836.6 亿千瓦时，同比增长 14.1%。
截至 2021 年末，火电、水电、核电、风电、光伏装机容量分别为 1297、391、 53、328、306GW；发电量占比分别为 71.1%、14.6%、6.0%、7.0%、2.3%。
2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上向世界 庄严承诺，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧 化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。
2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上提出“到 2030 年，中 国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占 一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方 米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上”。
实现 2060 年碳中和，不仅要依靠降低单位 GDP 能耗，还要提高非石化能源 比例。非石化能源主要包括核能、水力、风能、太阳能等，其最主要的利用方 式便是发电，所以提高非石化用能比例的实质就是提高清洁能源装机比例。
我们测算 2030 年、2060 年清洁能源发电量分别达到 5.5 16.8 万亿千瓦时。
由于水电资源禀赋所限，未来装机增长有限，核电积极稳步发展，年均装机增 加 6-8GW，因此清洁能源发电快速增长主要依赖风电、光伏。我们预计 2020-2025 年，风电、光伏发电量 CAGR 分别为 17%、21%；2020-2030 年 风电、光伏发电量 CAGR 分别为 13%、17%；2020-2060 年风电、光伏发电 量 CAGR 分别为 6.3%、8.3%，同期 GDP 年均复合增速预计为 3.2%左右。
2、政策加速落地，发展规划渐明朗
2021 年 10 月 12 日，在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会 上，中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列 支撑保障措施，构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。
2021 年 10 月 24 日，中共中央国务院联合发布了《关于完整准确全面贯彻新 发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》是党中央对碳达峰碳中和工作进行的 系统谋划和总体部署，覆盖碳达峰、碳中和两个阶段，是管总管长远的顶层设 计，发挥统领作为“1+N”中的“1”。
2021 年 10 月 26 日，国务院正式发布了《2030 年前碳达峰行动方案》聚焦碳 达峰，提出了提高非化石能源消费比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排 放水平等方面主要目标。提出将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面， 重点实施“碳达峰十大行动”。将作为“N”中为首的政策文件，外加各部门、各地 方政策等。共同构成“1+N” 政策体系。随着顶层规划明朗，后续政策出台有望 加速。
3、政策和技术双管齐下，新能源限电持续改善
资源分布与用电负荷分布不均，造成限电问题。我国风光资源主要分布在中西 部地区，电力消费中心却主要分布在中东部地区。两个区域之间的距离达到两 三千公里，形成中西部地区弃风弃光问题严重、中东部地区电力供应紧张的局 面，造成极大资源浪费。
随着技术提升和系统调度优化，弃风弃光问题得到改善。2016-2020 年，弃风 率从 17%降至 3%，风电平均利用小时数从 1742 小时增长至 2097 小时， 2021 年风电利用小时数进一步提升至 2246；弃光率从 10.3%降至 2%，光伏 平均利用小时从 1002 小时增长 1160 小时，2021 年提升 3 小时达 1163 小时。
在政策层面：2016 年 3 月 24 日，国家发改委印发了《可再生能源发电全额保 障性收购管理办法》，办法要求电网企业按照国家标杆上网电价和保障性收购 利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，全额收购规划范围 内的可再生能源发电项目的上网电量。2017 年 11 月，国家发改委、国家能源 局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，要求 2017 年可再生能源电力受限 严重地区弃水弃风弃光状况实现明显缓解。2018 年 10 月 30 日，国家发改委、 国家能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》。该计划要求 2018 年清洁能源消纳取得显著成效，到 2020 年，基本解决清洁能源消纳问题。
技术层面：
1） 特高压建设。特高压为一种能远距离、大容量、低损耗电力运输的电网技 术，能有效化解我国能源资源分布不均衡的情况。《国家电网公司发布“碳达峰、 碳中和”行动方案》明确，十四五”期间，已建通道逐步实现满送，提升输电能 力 3527 万千瓦，新增输电能力 5600 万千瓦。到 2025 年，公司经营区跨省跨 区输电能力达到 3.0 亿千瓦，输送清洁能源占比达到 50%。2022 年，国网则 计划开工‘10 交 3 直’共 13 条特高压线路。“十四五”期间，国网规划建设 特高压工程“24 交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，变电换流容量 3.4 亿千伏 安，总投资 3800 亿元。
《南方电网公司发布碳达峰、碳中和工作方案》明确，2030 年前争取新增受 入 2000 万千瓦区外电力，新增区外送电 100%为清洁能源。南方电网跨省区 送电规模由 2020 年的 5800 万千瓦提升至 2030 年的 7800 万千瓦左右。
2）构建以新能源为主体的新型电力系统，建设智能的能源互联网。推动制定 适应高比例新能源市场主体参与的中长期、现货电能量市场交易机制，推动开 展绿色电能交易，建立电能量市场与碳市场的衔接机制，确保新能源高效消纳 和电力可靠供应。国家发展改革委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展 的指导意见》规划到 2025 年，实现新型储能装机规模达 3000 万千瓦以上， 国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》规划 2025 年抽水蓄 能投产总规模达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模达到 1.2 亿千瓦左右。
风机价格大幅下行，光伏组件价格预期下降，确保良好项目收益率，风光装机 增速具备高确定性。
新能源发电成本持续下降。2010-2020 年末，我国陆上风电及光伏发电成本不 断下降，其中陆上风电平均装机成本由 1500 美元/kW 降至 1264 美元/kW，下 降 15.7%，度电成本从 0.071 美元/kWh 降至 0.033 美元/kWh，下降 54%，风 机材料价格下降及发电效率提升明显；光伏平均装机成本从 3994 美元/kWh 降 至 651 美元/kWh，下降 83.7%，度电成本从 0.305 美元/kWh 降至 0.044 美元 /kWh，下降 85.6%。近年来，大容量风机占比不断提升，大直径和大容量风 机将不断提升发电效率从而降低度电成本；光伏则致力于不断提升电池转换效 率。
1、风电大直径和大容量风机提升发电效率
大直径和大容量风机提升发电效率。风电机组装机容量与风轮直径是影响发电 效率的重要因素，近年来我国新增装机中大容量风机占比不断提高、平均风轮 直径显著增长，风电机组的发电效率提升进一步推动风电成本下降。随着风机 大型化，陆上单机发电功率达普遍可达 4-5GW 以上，海上风电单机发电功率 达普遍可达 9GW 以上。陆上风电风机成本降至约 2000 元，海上风电风机成 本降至约 4000 元，同时大型化摊薄相关建设成本、土地成本、吊装成本。使 得平价陆上项目具备良好收益率水平，平价海上项目已基本可以实现。
主流风机单机容量不断提升，单瓦价格呈下降趋势。金风科技是国内最大的风 机制造商。2011-2020 年，金风科技销售的主流风机单机容量从 1.5MW 逐渐 提升到 2-3MW，单机容量 4-5MW、6-8MW 的风机销售量也大幅增加；风机 单位销售价格从 3774 元/kW 降低至 3401 元/kW。至 2021 年末基本降至 2000 元/kW 左右。
2、光伏技术进步推动电池转换效率不断提升
2020 年规模化生产的 P 型单晶电池均采用 PERC 技术，平均转换效率达到 22.8%，较 2019 年提高 0.5 个百分点，先进企业转换效率达到 23%。据中国 光伏协会统计，从 2019 年起，新建的电池产线绝大部分采用 PERC 技术，并 且对老旧电池产线进行技改，使得 PERC 电池片反超 BSF 电池片，占市场总 额超 65%；BSF 电池市场占比约为 31.5%。
光伏电站造价将随电池转换效率提升而持续降低。未来随着生产成本的降低及 良率的提升，N 型电池将会是电池技术的主要发展方向之一。CPIA 在《中国 光伏产业发展路线图（2020 年版）》中预测，2020-2030 年，PERC P 型单晶 电池效率将从 22.8%提升至 24.1%；N 型单晶异质结电池效率将从 23.8%提升 至 25.9%。随电池转换效率提升，我国地面光伏系统初始全投资也将从 2020 年的 3.99 元/W 降至 2030 年的 3.15 元/W。
（三）推进平价和竞价配置，新增项目带来稳定现金流
2016-2020 年，风光发电量年均复合增速 24%，可再生能源补贴支出年均复 合增速只有 12%，新能源补贴累计拖欠缺口越来越大。截止到 2020 年年底前 七批累计拖欠补贴总需求约为 3000 亿元，其中风电约为 1550 亿元，光伏约 为 1250 亿元，剩余为生物质和独立系统等项目的补贴。前 7 批纳入目录新能 源项目每年补贴需求在 1500 亿元以上，每年可再生能源附加征收补贴金额为 900 亿元左右，补贴缺口依然很大。
推进平价和竞价配置，新增项目不新欠，带来稳定现金流。2020 年 1 月，财 政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，可再生能源发电补贴政策坚持以收定支原则，新增补贴项目规模由新增补贴收入决定， 做到新增项目不新欠，自 2020 年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央 财政补贴范围，完善市场配置资源和补贴退坡机制，鼓励竞价和平价项目。 随着补贴退坡，新增项目补贴依赖度降低。2013-2020 年，集中式光伏 I、II、 III 类资源区的标杆上网电价/指导价从 0.9、0.95、1.0 元/kWh 分别降至 0.35、 0.4、0.49 元/kWh。2009-2020 年，陆上风电标杆 I、II、III、Ⅳ类资源区的杆 上网电价/指导价从 0.51、0.54、0.58、0.61 元/kWh 分别降至 0.29、0.34、 0.38、0.47 元/kWh；2021 年实现平价上网。
通过 ABS、保理、确权贷款等方式盘活存量欠补。2021 年 3 月，国家发展改 革委等五部门联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行 业健康有序发展的通知》提出，各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具 备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款，并通过核发绿色 电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。以龙源电力为例，为了盘活存量 资产，公司成功发行一期、二期 ABS，分别募集人民币 7.13、10.3 亿元；通 过保理等业务，2020 年出表 34.4 亿元。
随着新建平价/竞价机组的投产，ABS、保理、确权贷款等金融工具的利用， 新能源运营商的现金流将迎来改善。
（四）中、欧主要风电企业对比
沃旭能源（Orsted）为欧洲最大的海上风电运营商，截止 2020 年底，公司风 电累计装机容量为 10902MW， 其中海上风电 7551MW，陆上风电 3351MW。 Iberdrola 为欧洲最大的陆上风电运营商，截止 2020 年底，公司风电累计装机 容量为 19727MW，其中陆上风电累计装机 18469MW，占总装机容量比重达 95%，海上风电累计装机 1258MW。
与国内风电开发企业相比，欧洲企业的毛利率、净利率较低。2020 年欧洲陆 上、海上风电平均装机成本分别为 1355USD/kWh、3185USD/kWh，均高于 国内同时期风电装机成本，较高的风电装机成本侵蚀部分毛利，进而影响企业 的盈利水平。从回报层面看，沃旭能源、Iberdrola、Vattenfall 在 2020 年的 ROE 分别为 16.7%、9.2%、8.5%，同时期龙源电力、三峡新能源的 ROE 分别为 8.6%、8.6%，欧洲风电开发企业总体净资产收益率水平高于国内企业。（报告来源：未来智库）
（一）2022 年电力市场化交易开启，短期电价上浮明显
1、江苏绿电交易电价上浮 18.38%，跟随火电上涨较紧密
12 月 23 日，2022 年江苏电力市场年度交易结果公布，2022 年年度交易共成 交 1239 笔，总成交电量 2647.29 亿千瓦时，成交均价 466.69 元/兆瓦时，较 燃煤发电上网基准价 391 元/兆瓦时，上浮 19.36%（0.076 元/千瓦时）。
其中绿电交易成交电量 9.24 亿千瓦时，成交均价 462.88 元/兆瓦时，上浮 18.38%（0.072 元/千瓦时）。江苏省单设绿电交易，成交电价与火电相近。江 苏作为产业强省，同时能耗控制及碳排放约束较严格，市场交易绿电需求较大。 而参与交易发电企业主要为无补贴或补贴极少的项目，供需格局较为紧张，故 实现在绿电边际成本较低的情况下，绿电可以实现较高交易价格。
交易量方面，2022 年与去年相比，成交量上涨了 14.5%，其中年度双边交易 电量比去年增加 223.86 亿千瓦时，年度挂牌交易比去年增加 111.32 亿千瓦时。 发电企业和售电公司的市场参与度增加，而直接参与的一类用户数量有所减少。
2、广东单设可再生能源电力交易，高于火电交易电价，体现环境溢价
广东电力交易中心于 2021 年 12 月 7 日至 24 日开展 2022 年度双边协商交易 及可再生能源电力年度交易。双边协商交易成交电量 2541.6 亿千瓦 时，成交 均价为 497.04 元/兆瓦时，相较 463 元/兆瓦时上浮 7.35%。2022 可再生能源 电力年度交易成交电量 6.79 亿千瓦时，成交均价为 513.89 元/兆瓦时，相较 0.463 元/千瓦时上浮 10.99%。可再生能源电力成交量仍较小，但价格上浮明 显，已超过总体成交均价，部分主体对可再生能源电力支付溢价的意愿较强。
广东及江苏在电力市场化交易方面推进较为积极，执行效率及推广程度较全国 其他省市相对领先。从 2022 年两省成交电量及成交价格上浮来看，预计各地 火电价格仍将普遍上浮，绿电交易电价预计将介于火电市场交易与基准价之间， 未来随着新能源平价项目增加，绿电交易规模提升有望在 2022 年月度交易中 得以逐步体现。而交易价格整体将较基准价上浮，但短期来看多数地区绿电需 求可能弱于江苏及广东，上浮水平可能较江苏、广东略低。
3、但中长期来看，随着平价项目增加，供给端规模提升，规模提升同时导致 绿电供需逐渐走向动态均衡，绿电交易溢价或有所收窄。考虑到大规模绿电上 网辅助服务费用发生，发电端实际收到电价将整体低于火电市场化交易电价。
（二）平价项目大规模开展，公司有望受益国家能源集团支持
今年以来，国家发改委、国家能源局确定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为 重点的大型风电光伏基地项目，总规模约 100GW，主要分布在内蒙古、青海、 甘肃、宁夏等地，利用优质风光资源，正按照“成熟一个、开工一个”的原则积 极开工。据统计截至 2021 年 11 月末，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点 的大型风电光伏基地项目开工数量达到 21 个，在建规模超 55GW。
此外能源局发布组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁地区为重点的大型风电光 伏基地项目的通知，要求已核准（备案）且能够在 2022 年开工建设，原则上 能在 2023 年内建成并网，后续也将持续推进落地。此外，2021 以来各省风 电共计完成竞配超过 56GW，光伏超过 103GW。
根据 2021 年主要省份竞配指标结果，国家能源集团获得 19GW 以上项目指标，排名 第一，公司作为集团唯一纯新能源上市平台，从获取项目的“量”方面，有望获得较大 的支持。
（三）风电行业龙头，光伏有望接力，为公司规模提供增量
风力发电属于资本密集型行业，资金、人才和技术壁垒相对较高，需要风电开 发企业具备一定的资源获取能力，大型央企、国企凭借雄厚的资金实力和项目 开发能力在风电行业中占据一定优势。 目前，以“五大发电”为代表的大型发电 集团是新能源发电行业的主力，占据市场龙头地位。
公司是新能源上市公司绝对龙头。截止 2020 年底，龙源电力、三峡能源、华能新能源、华润电力、华电福新、大唐新能源、华能国际新能源累计装机规模 分别为 22.75、15.38、14.62、14.20、13.09、12.22、10.65GW。此外龙源 电力的上网电价、利用小时、资产收益率方面均处于同行业前列。公司与作为 新能源运营龙头，电网合作关系良好，且所属项目大多处于不限电区域，风电 机组平均利用小时数较高。
多地推出风电竞价上网，公司综合实力突出。为引导风电产业降低成本和技术 升级，释放市场竞争红利，我国多地推出了风力发电的竞争配置管理办法，从 公司综合能力、设备先进性、技术方案、接入消纳条件和申报电价等方面选择 合适的企业建设风电项目，并以承诺上网电价为重要条件。
以广东省为例，申报企业打分标准中申报电价和企业能力评分权重最多，各占 40%和 20%，其次是已开展的前期工作占 18%。江苏省评分标准中未加入申 报电价评分，更倾向于综合能力强的企业，陕西省和天津市的打分机制中看重 已开展前期工作表现，权重分别为 24%和 30%。
而公司存量光伏项目相对较少，从目前的项目储备来看，未来增长空间和弹性 较大。公司披露 2021 上半年，新增核准（备案）容量 3,200 兆瓦，是去年同 期的五倍，其中风电 5 个共 545 兆瓦，光伏 24 个共 2,655 兆瓦。竞价中标项 目 1,860 兆瓦，其中风电 680 兆瓦，光伏 1,180 兆瓦，光伏有望接力增长。
光伏经历过硅料价格大幅上涨后，目前已有所回调。过去 1-2 光伏产业需求量 大幅增加，带动产业链上下游的产能扩张，在硅片、电池片、组件企业的大幅 扩产的同时，硅料产能增长相对较慢，导致硅料价格今年大幅上涨。根据 PVinfo 统计，2021 年单晶致密块料主流价格从年初 1 月份每公斤 85 元快速上 涨，6 月份涨至每公斤 206 元人民币，半年间涨幅达到 142%。之后能耗双控 政策让 Q3、Q3 硅料价格进一步上升，11 月涨至每公斤 269 元人民币，相比 1 月的涨幅高达 216%，该价格水平已经涨至 2011 年以来的最高价位。相应一 定程度抑制了 2021 年新增光伏装机规模。
近期随着硅料扩产的预期，硅料价格近期出现下调，带动电池片及组件价格回 落。预计组件价格平稳在 2 元/W 内，运营商便可以基本满足收益率要求，持 续回落至 1.9 元/W 以内，对应 EPC 成本降至约 4.0-4.2 元/W 以内，开发和建 设动力动力将逐渐增强。
在国内强大产业链支撑下，随着成本回落合理区间，光伏装机收益率得到保障， 公司获取光伏项目指标有望更好实现落地，为公司提供更好的规模增长支持。
盈利预测
假设前提
（1）2021 年新能新能源装机投产 3GW（风电 1.8GW，光伏 1.2GW）；2022 和 2023 年分别投产 6.2 和 6.8GW，2024-2025 年分别投产约 6.9 和 7.5GW；
（2）2021 年风电利用小时数达到近年最高，预计未来将有一定下降，但弃风 限电率将保持良好，熙增风机发电效率提升，利用情况仍将保持较好水平，预 计 2021-2023 年平均风电利用小时分别为 2362、2315、2315 小时；
2021 年光伏利用小时数或略偏低，随着新增装机光伏技术升级，转换效率提 升，弃光限电保持良好水平，预计 2021-2023 年平均风电利用小时分别为 1240、1290、1290 小时。
（3）2021 年开始投产的风电项目和光伏项目均为平价机组，2021-2023 存量 补贴风电项目电价约 0.49 元/kwh，新增项目电价约 0.365、0.369、0.372 元 /kwh，2021-2023 风电平均电价 0.483、0.479、0.471 元/kwh。2021-2023 光 伏平均电价为 0.382、0.342 、0.335 元/kwh，随着平价项目占比增加，加权 平均电价将有所下降。
投资分析
基于上述假设，预计公司 2021-23 年收入为 338.58/358.18/402.12 亿元人民 币，同比 17.5%/5.8%/12.3%。归母净利润 61.17/72.44/83.26 亿元人民币， 同比 22.9% 16.9%14.9%；摊薄 EPS 为 0.76/0.86/0.99 元人民币，对应 PE31.6/27.8/24.2x。给予 2022 年 31-32 倍 PE，对应 2022 年 26.7-27.5 元/股， 较目前有 8%-12%的溢价空间。
（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。）
精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站
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