风电行业先行者及引领者
公司前身龙源电力技术开发公司最早成立于 1993 年，直属于原能源部，1999 年与中能电力、福霖风电合并将主业调整为风电项目开发及运营，2002 年划入国电集团，2009 年末改组为股份有限公司并于港交所上市。
2017 年随着国电集团与神华集团合并重组划入国家能源集团。2022 年 1 月，公司吸收合并平庄能源登录深交所，实现 A+H 两地上市。
公司控股股东为国家能源集团，实际控制人为国务院国资委，A 股上市后合计持有公司 58.68%股份。
公司长期从事风力发电相关业务，属于国内风电行业的先行者及引领者，在行业中具备丰富的技术积累与显著的先发优势，率先开拓海上、低风速、高海拔等风电领域，引领行业技术进步。
目前公司从事业务涵盖风能、太阳能等可再生能源开发、管理、运营、投资，火电及燃料销售等，在全国拥有 300 多座风场，投运项目分布在全国 32 个省区市及加拿大、南非等国家
截至 2020 年末，公司控股装机容量达到 24.7GW，其中风电装机规模22.3GW，风电装机位居全球上市公司第 1 名。
国家能源集团提出十四五期间新 增可再生能源装机 7000~8000 万千瓦，公司作为集团重要的新能源运营平台以及风电业务整合平台，有望借力集团资源整合与装机大规模扩张机遇，进一步巩固公司的新能源运营龙头地位。
风电目前在公司装机及电量中占据绝对核心地位。截至 1H2021 公司风电/火电/光伏 及其他可再生能源装机容量分别达到 22.4/1.9/0.6GW ， 分 别 占 总 装 机 容 量 的 90.1%/7.5%/2.4%，清洁能源占比合计达到 92.5%。
2021 年公司全年完成发电量 632.9 亿千瓦时，同比增长 19.3%，其中风电/火电/光伏及其他可再生能源发电量分别为 513.0/107.8/12.1 亿千瓦时，占总发电量 81.1%/17.0%/1.9%，2016~2021 年总发电量复 合增速为 9.3%。
公司近年来营收与业绩稳步增长。2020 年公司实现营业收入 288.1 亿元，实现归母净利润 49.8 亿元，2016~2020 年公司营业收入与归母净利润复合增速分别为 7.2%与 8.3%。
从营收结构上看，风电业务占据公司绝对核心地位，按照其港股报表披露数据，2020 年风电分部以 207.2 亿元的营收占公司总体营收的 72%。
火电分部的售电、煤电销售、蒸汽销售收入贡献近 27%，光伏、生物质、潮汐、地热等可再生能源售电收入占比约 1%。
在持续巩固风电行业领先地位的同时，公司也正在极大光伏领域规划布局，风光并举加速新能源业务发展。2020 年，公司新签订的 51.6GW 开发协议中风电、光伏分别占比 36.8%/63.2%。
风光并举有助于公司根据上游设备造价波动、各地区政策变化等灵活调整新能源装机投运节奏，兼顾新能源装机投建目标完成与项目收益率的控制。
风光加速迈向主力能源，技术进步提升行业回报，碳中和政策高规格加码，推动风光迈向主力能源
从国内目前的能源消费结构看，中国富煤贫油少气的特殊资源禀赋使得国内能源消费长期以煤炭为主，能源结构在总体上呈现出黑色、高碳、低热值、高污染的低质型特征。
近年来因为环境污染治理等方面的压力，煤炭发展受到抑制推动煤炭消费在国内整体能源 消费中占比持续下降。
其在能源消费总量的占比已经在 2005 年的 72%一路下滑至 2019 年的 58%，但占比仍然超过 50%使得煤炭目前仍然稳居国内能源消费核心地位。
从国内 碳排放的行业分布看，电力及热力、工业、交通运输、建筑目前是国内碳排放的主要构成， 2018 年上述 4 个行业分别占国内碳排放总量的 51.4%/27.9%/9.7%/4.1%。
由此可见，在能源消费领域推广可再生清洁能源，在电力领域减碳去碳，大力发展风光新能源，是保证 2030 年碳达峰和 2060 年碳中和目标实现的关键步骤。
随着国内在风光电站运营领域持续加速推进，新能源快速发展且已经成为电源重要构 成。
截至 2020 年末，国内光伏发电累计装机规模达到 253GW，风力发电累计装机规模达 到 282GW，2013~2020 年，国内光伏发电装机年均复合增速为 50.4%，风电装机容量年 均复合增速为 18，6%。
其中在十三五期间，国内风光的实际发展远超政府规划，其中 光伏发电早在 2017 年即已经完成《太阳能发展十三五规划》提出的2020 年太阳能发电 规模达到 1.1 亿千瓦以上的目标。
风电在 2019 年完成《风电发展十三五规划》中提出 的 2020 年底风电累计并网装机容量达到 2.1 亿千瓦以上的目标。
2020 年，国内电力行业 整体装机规模为 2201GW，其中风电光伏装机占比已经达到 24%；国内各类型电源的整体 发电量为 7.62 万亿千瓦时，风光发电量在其中占比已经达到 9.5%。
展望十四五期间风光发电领域的发展，我们预计在能源转型大背景下，风光发电 将呈现持续快速增长态势，新能源装机及电量将均有一倍以上增长。
具体来看，我们预计 2025 年，国内新能源装机将增长至 1，205GW，其中风电、光伏装机分别增加至 558/646GW， 新能源在国内整体装机中占比达到 39%；
国内新能源发电量将增加至 1.96 万亿千瓦时， 其中风电/光伏电量分别达到 1.24/0.72 亿千瓦时，新能源在国内整体电量中占比达到 23%。
海风装机创历史新高，沿海省份加速海风开发态度积极，国内海上风电资源丰富，且海风资源临近东部负荷中心，消纳形势良好。
第四次全国 风能资源详查和评价结果显示，截至 2020 年我国大陆海岸线总长度 1.8 万千米岛屿数 量超过 6，000 个，可利用海域面积约 360 万平方千米，其中近海水深 5~25 米、高度 50 米、海上风电可开发规模约 2 亿千瓦；
远海水深 5~50 米、高度 70 米、达到 3 级以上风 能资源可满足 5 亿千瓦海上风电装机需求。
整体上看，国内新能源资源分布和传统化石能 源分布类似，也存在资源区和消费区逆向分布的特征，即西北地区资源丰富但电力消费区 域主要集中在东南地区。
但海上风电和陆风及光伏有所不同，我国海上风电资源临近经济 发达、用能需求旺盛和电价相对较高的东部沿海省份，对跨省跨区输电设施的依赖较低， 可就近以相对较高的上网电价基础上进行充分消纳。
全球海上风电装机增长迅速，中国已经成为全球海上风电市场重要参与者。根据国际 可再生能源机构（IRENA）的统计，2020 年末，全球海上风电累计装机规模已经达到 3，437 万千瓦。
中国已经成长为全球海上风电的重要参与者和增长主力，据 IRENA 统计，截至 2020 年末，中国海上风电累计装机规模约为 900 万千瓦，约占全球海风总装机的 26.2%。
装机规模仅次于英国而位居全球第二名；我国 2020 年投产海风装机 306 万千瓦，占全球 当年投产海风总规模的 50.9%。
高补贴电价使得国内海风在国补退坡前正迎来抢装潮。海风含补及平价项目电价差异 巨大，根据国家发改委关于风电上网相关政策的要求。
2018 年前核准的海上风电标杆上 网电价为 0.85 元/千瓦时，而沿海各省火电标杆均值约 0.40 元/千瓦时，海上风电项目的度 电补贴超过 0.40 元/千瓦时。
按照国家发改委的政策规定，2021 年底前并网的海上风电项 目仍能享受可再生能源项目补贴，2021 年起新核准或在未能在 2021 年底前完成并网的海 上风电项目将不再享受国补电价补贴。
巨幅补贴使得海上风电运营商赶在行业项目平价在 2022 年到来前集中投产的意愿极为强烈。
以金风科技的大型机组销售量和订单量为例分 析，2020 年末以来 3S/4S（3.6~4.8MW）机型的销售量和订单量增长显著，截至 2021 年 上半年未交付的规模高达 720.0 万千瓦，与下半年海风抢装需求迫切关联密切。
2021 年国内新增海风装机规模高达 1，690 万千瓦，创历史新高。从 2021 年国内海风 单月并网规模看，下半年海风并网提速显著，其中 9 月/10 月/11 月/12 月新增并网规模分 别达到 104/126/416/778 万千。
2021 年，国内新增海上风电并网规模高达 1，690 万千瓦， 2021 年末国内海风累计并网规模已经达到 2，639 万千瓦。
沿海省份对十四五期间大规模开发海风普遍态度积极。广东省计划积极发电海上风电以满足省内旺盛电力需求，根据广东省 2021 年制定的《促进海上风电有序开发和相 关产业可持续发展的实施方案》。
广东省计划十四五末期海上风电装机规模达到 1，800 万千瓦，十四五期间拟新增投产海上风电装机 1，699 万千瓦。
江苏省是目前我国海风 并网规模最大的省份，十四五期间拟新增投产海上风电装机 909 万千瓦，保持现有海 风规模的强势增长。
浙江省、广西省也提出积极发展海上风电的规划，十四五期间分 别计划新增投产海风装机 455/300 万千瓦。
上述四省十四五规划的新增海上风电并网 容量合计已经达到 3，363 万千瓦，考虑福建、山东、辽宁的海风发展，我们预计国内十 四五期间新增海风装机规模约 5，000 万千瓦。
技术进步带动成本下降以及地方补贴适度补充，发展海上风电在平价时代仍有投资吸引力。
若 2022 年海风平价时代如预期正式来临，新并网或去新建海上风电项目的上网电 价正大幅回落至省内火电标杆电价水平。
为减轻海上风电项目上网电价大幅向下调整可能 引发的海风投资积极性回落，地方政府正陆续出台本地支持政策以及行业通过机组大型化 等措施来应对电价下降冲击。
目前广东等省市已经陆续推出地方性海上风电政策补贴以填 补国补退坡缺口，为保障海风项目的投资积极性，广东省对 2022/2023/2024 年全容量并 网的项目分别提供补贴 1500/1000/500 元/千瓦省补。
风电大型化正在带动海风整体投资成 本出现明显下降以及利用小时上升，海风风机招标价格下降带动国内海上风电造价已经自 前期的 1.8 万元/千瓦降低至目前的 1.3~1.4 万元/千瓦的造价水平区间；
抢补周期暂 告一段落也有望带动吊装等成本在 2022 年出现一定程度的下降。我们认为，随着开发成本在风机招标价格带动下出现明显下降以及大型化后利用小时 上升，海上风电目前在福建及广东等部分风资源比较丰富的地区已经初步具备平价条件。
2021 年，已经陆续有中广核风电、华润电力、三峡能源启动平价海上风电项目招标或投 资计划，其中三峡能源计划投资的广东阳江海上风电 5~7 期项目规模合计 300 万千瓦，属 于巨型海上风电项目。
受补贴退坡影响，我们预计 2022 年国内海上风电并网装机规模约 为 3~4GW，随着投资成本下降带动海风平价项目经济性提升，2022 年后国内海风装机将 出现提速。
运营商议价能力突出，风电大型化伴随招标价格快速下降
从全球主要风电装机国家的风电单体装机变动趋势看，风机大型化是全球趋势。从全 球对比看，国内风电单机规模相比丹麦、德国等仍存在较大差距，2018 年这些国家的新 增风电平均单机规模即已经达到 3.5MW 水平。
从中国风能协会统计的 2008~2019 年国内 新增风电装机平均单机容量数据看，国内风机大型化多年在持续推进，2011 年国内新增风 机突破 1.5MW 并在 2017 年突破 2.0MW，2019 年达到 2.5MW 附近水平。
风电电价补贴不断下调并在 2021 年进入全面平价时代，推动风电制造行业加速技术进步步伐以适应行业新电价环境。
风电机组技术进步主要体现为机组大化，从 2021 年的 国内陆风及海风招标情况看，国内风电装机单机大型化明显提速，近期各家企业招标中陆 风单机容量在 3MW 以上已经变得较为普遍。
从金凤科技等风电设备行业龙头的订购结构 看，2021 年前三季度，金风科技实 3/4S 平台机组销售容量达到 2，511MW，同比增长 224.4%。
在公司整体销售中占比达到 39.6%，同比提升 30.3 个百分点；6/8S 平台机组实 现销售容量 1，487MW，同比增长 332.0%，占比 23.4%，同比上升 19.3 个百分点。
风电机组大型化主要呈现为高塔筒和长叶片两个大型化趋势，高塔筒意味着能够捕获 更高高度处的风速，长叶片意味着风轮的受风面积更大能够捕获更多的能量，这也使大型化机组通常有更低的建造运维成本，更高的利用小时。
在建设及运维成本方面，大容量机组相比小容量机组的装机容量增长通常高于其相比小机组的零部件重量增长，即装机存在 规模效应，可以降低分摊到单位容量的原料车成本；
大容量机组可以降低塔筒、基础建筑工程、吊装、输电线路等投资成本；从运维角度看，大容量机组对于电站后期运维成本节约也有帮助。
从利用小时角度看，机组容量大型化可以提升风机扫风面积和降低切 入风速要求，因此单位容量增加通常意味着更高的利用小时。
机组大型化带来的成本下行效应在近期招标价格中已经开始体现，国内风电招标价格 年初以来出现明显下降。
根据公司官网披露，2021 年 9 月，金风科技 3S 级别机组的全市场整机商参与的投标均价已经降至 2，410 元/千瓦。
4S 级别机组的全市场整机商参与的投标均价已经降至 2，326 元/千瓦，均相比 2020 年抢装时的价格高点均已经出现约 1，500 元 /千瓦的绝对价格下降，降价幅度接近 40%。
风电运营商在产业链中议价能力突出，享受技术进步红利充分。
在本轮风电机组大型 化过程中，观察 2021 年 1~3 季度金风科技、明阳智能、远达股份及电气风电等整机制造 企业的毛利率，各家前三季度毛利率相比其 2018~2020 年历史毛利率而言均基本稳定。
风电整机设备制造商的毛利率并未随着风机大型化而相应扩张，这意味着风电整机制造企 业将技术进步红利基本全部让给了下游运营商。
新能源运营商扩张 ROE 的机遇期已经出现
我们假设一个风电模拟项目，用于测算风电造价下行对于项目回报的影响。按照目前 的陆风招标价格，国内风电单位建造已经降至 6，000 元/千瓦附近的水平，相比本轮降价前 的 7，500~8，000 元的常见造价区间，下降了约 20%
我们假设模拟项目的单位装机合计投 资为 6，000 元/千瓦，其中风机造价为 2，500 元/千瓦，项目年利用小时为 2，800 小时，上 网标杆电价为 0.35 元/千瓦时，项目投资的资本金比例为 30%。
在上述假设基础上，我们测算的项目权益 IRR 高达 20.0%，项目 ROE 在生命周期前 期即能达到 15%左右的较高水平。
从各家新能源运营商的历史 ROE 情况看，2016~2020 年，新能源运营商的 ROE 通 常集中在 8%附近。
从我们模拟项目的回报测算看，在风机大型化推动下，我们预计新投 产风电项目回报将明显超过历史水平，而 ROE 改善将加速风电运营商的装机步伐。
以回归 A 股为契机理顺定位，集团资源整合启动，顺利回顾 A 股，打通境内权益融资通道
2021 年 1 月 17 日，公司发布《换股吸收合并平庄能源及重大资产出售及支付现金购 买资产及有关发行 A 股的特别授权》公告，宣布启动回 A 上市进程，并公布了吸收换股合 并、资产出售、现金购买资产三部分构成的具体交易方案，三部分互为前提条件：
换股吸收合并：公司以发行 A 股股份的方式吸收合并平庄能源，交易完成后公司成为 A+H 股上市公司，平庄能源将退市并注销法人资格；
资产出售：平庄能源将截至 2020 年 12 月 31 日的除递延所得税资产、递延收益、应交税 费以外的全部资产及负债，出售给控股股东平煤集团，交易对价 343，672.56 万元以现金 支付；
现金购买：公司以现金购买大股东国家能源集团下属六家省公司持有的八家风电标的资产， 交易对价 577，400.00 万元以现金支付。
2022 年 1 月 24 日，公司正式在深交所上市，公司顺利实现在 A&H 两地市场上市， 境内权益融资通道正式打通，有利于公司提升市场影响力以及补充发展所需资金支持。
定位集团风电整合平台，超 20GW 集团资产拟注入，公司在回 A 时完成收购了集团 1.99GW 优质风电资产。
公司在吸收合并平庄能源回 归 A 股市场时，以现金支出方式向集团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、华北电力购买规模合计为 1.99GW 的风电资产，该资产收购已经于 2022 年 1 月完成交割。
本次收购资产评估价值为 57.7 亿元，收购资产 2022~2024 年业绩承诺 为 7.49/7.48/7.31 亿元，收购价格对应 2022 年 PE 为 7.7 倍；收购标的资产在 2020 年末 净资产规模为 42.2 亿元，收购价格对应 2020 年 PB 为 1.4 倍。
为解决同业竞争问题，集团承诺在未来 3 年中，将超 2，000 万千瓦风电资产注入公司。公司为国家能源集团的风电业务整合平台。
国家能源集团承诺在公司吸收合并平庄能源交 易完成后的 3 年内（2022~2024 年），综合运用资产重组、业务调整、设立合资公司等多 种方式，将存续风力发电业务注入龙源电力，以解决潜在业务重合问题。
在上述 1.99GW 集团风电资产收购完成后，集团体内还有大量的风电资产分布在国家能源集团新能源有限 责任公司（国新能源）及国电电力（600795.SH）等子公司手中。
目前集团体内非龙源电 力外的其他子公司持有的控股风电资产规模合计达到 2，141 万千瓦，截至 1H2021，公司 控股风电装机容量为 2243 万千瓦，集团待注入风电资产规模和公司现有装机规模接近， 未来完成注入后，预计公司装机将在现有体量上增加近 1 倍。
国新能源是由原神华集团于 2015 年设立，国新能源作为国家能源集团主要的新能源 业务平台之一，主要从事风电、光伏发电等业务，风光装机容量增长迅速。
截至 2021 年 3 月末，国新能源总装机容量已达 1，181 万千瓦时，其中风电机组容量 1，125 万千瓦，占 比 95.2%，光伏机组装机容量为 55.9 万千瓦，占比 4.7%。
2021 年前三季度，国新能源 实现营业收入 90 亿元，同比增长 21.2%；实现归母净利润 34 亿元，同比增长 31.3%。国 电电力拥有规模庞大的新能源装机且以风电装机为主。
截至 2020 年末，国电电力控股新 能源装机容量达 654 万千瓦，其中控股风电装机容量达到 623 万千瓦。2020 年，国电电 力风电业务发电量为 133 亿千瓦时，实现营业收入 61 亿元，实现毛利 39 亿元。
从国新能源及国电电力风电业务资产盈利情况看，集团下属的风电资产盈利能力普遍 较强，装机规模接近意味着集团下属非龙源电力所持有的风电资产利润规模和龙源电力基 本接近。
因此，这部分风电资产的注入，对于公司装机规模、盈利能力等均有会产生比较 明显的推动作用。公司火电业务主要由火电售电及燃料销售两部分构成。
公司火电业务由下属苏龙热电 以及南通天生港发电来经营，截至 2020 年末，上述两个电厂的总装机容量为 187.50 万千 瓦，其中苏龙热电装机规模 121.50 万千瓦，南通天生港发电装机规模 66.00 万千瓦。
公司燃料销售主要由子公司苏龙热电负责，公司在采购煤炭后，以低热值煤炭供应自有火电 发电，同时对低热值煤炭进行精洗加工，再将热值较高的加工煤对外销售赚取价差。
公司 对于火电业务以稳为主，多年来并未扩张火电业务板块，火电装机规模长期稳定。公司火电机组位于用电需求旺盛的江苏省，具有明显区域优势；
公司下属火电机组均 属于热电联产机组，调度上优于纯火电机组使得其运行效率较高，公司火电设备平均利用 小时数明显高于全国火电机组的平均水平。
2018~2020 年，公司火电机组利用小时分别为 5，291/5，083/4，818 小时，分别超出全国火电平均水平 930/690/702 小时。
受煤价波动等因素影响，公司火电发电业务利润波动范围较大，2013~2020 年，公司火电分部售电业务的净利润波动区间为 5~13 亿元。
2021 年，煤价大幅上涨使得火电出现全行业大面积亏损，参考火电行业平均度电亏损情况，我们估计公司 2021 年火电售电业 务亏损规模约为 5~6 亿元。
展望 2022 年，供给增加以及政府监管有望带动煤价向合理区 间回归，同时煤电市场交易电价在标杆基础上普遍上浮 20%左右。
我们预计公司火电业务 在 2022 年将扭转 2021 年大幅亏损的局面，全年公司火电售电业务净利润约为 1 亿元。
考虑到公司火电业务和母公司国家能源集团属其他企业的火电业务存在业务重叠的 情形。国家能源集团承诺在公司吸收合并平庄能源交易完成后的 3 年内（2022~2024 年）。
综合运用资产重组、业务调整、设立合资公司等多种方式解决业务重合问题，使现有火电 业务不再纳入公司的合并范围，届时该剥离完成后，公司的清洁属性将得到进一步强化。
从开发到运维全流程优势，新能源装机驶入快车道，先发、资源及技术等塑竞争壁垒，规模优势异常突出公司进军新能源发电领域早于其他运营商，先发优势显著。
早在上世纪 90 年代末， 国电集团就开始进行风电项目的开发，此后将大量风电资产转入公司，与华能国际、国家 电投等 2005 年后才开始布局的大型能源企业相比，具有显著的先发优势。
1999 年中能电 力、福霖风电并入后，公司就开始专注于风力发电业务，公司切入新能源电站运营环节时 点明显领先于竞争对手。
新能源装机开发及运营技术性高，较早布局带来的先发优势在资源获取、规模优势、 投建及运维能力、管理经验、现金流情况等多个方面，转化为新项目获取上的优势。
新能 源项目回报对于资源禀赋依赖较强，较早切入市场意味着公司在风资源分布较为丰富地区 能够率先抢占市场，排他性地获取优质新能源项目；
先发优势意味着公司在风力资源测量 等方面能够尽早掌握优质风力区域，如龙源电力早在 2002 年公司就承担了 UNDP 和 GEF 组织的"中国风电场资源调查和评估"项目。
掌握全国风资源第一手情况，对风资源掌握更 加全面意味着先发企业与各地政府具有更丰富、广泛的合作经验，在新项目争取上能够抢 占先机；
先发企业具备远高于可比公司的体量优势，在新项目投标、报价时这种体量优势 转化为先发企业投建及运维能力、管理经验的体现，提高其竞争力。
国家能源集团是国务院国资委控股的大型能源企业，大型央企股东背景对于公司获取 新能源项目资源提供强大助力。
国家能源集团是全球最大的风力发电、火力发电、煤炭生 产、煤制油煤化工公司，由国电集团和神华集团于 2017 年联合重组而成。
拥有包含常规 能源发电、新能源发电、节能环保在内的八大业务板块，控股龙源电力、国电电力、中国 神华、长源电力等上市公司，2020 年在世界 500 强企业中位列第 108 名，资产规模及总 体业绩领先其他四大发电集团。
国家能源集团电源装机稳居五大集团之首。截至 2020 年末，国家能源集团电源总装 机容量 25，713.1 万千瓦，含火电/水电/风电/太阳能及其他 19，078.8/1，861.2/4，603.8/169.3 万千瓦总装机规模、火电规模、风电规模均位于五大发电集团第一位。
公司在新项目资 源获取、与地方政府谈判、有利政策争取等方面，能够依靠国家能源集团的重要地位以及 与各地区长期良好的合作关系，取得相对于可比公司的竞争优势。
国家能源集团提出了 80GW 的宏伟新能源发展目标，公司有望从中受益。根据国家能 源集团官网介绍，十四五期间集团要实现清洁可再生能源跨越式发展，新增可再生能源装机 70~80GW。
国资委在于 2021 年年末印发的《关于推进中央企业高质量发展做好 碳达峰碳中和工作的指导意见》中明确到 2025 年央企可再生能源发电装机比重达到 50% 以上。
国家能源集团存量火电机组庞大，2020 年末 74.2%的火电装机容量占比与 190.8GW的火电装机容量是五大发电集团中最高的，也意味着其在五大发电集团内转型新能源压力 最大，发展新能源的决心最为坚定。
按 2020 年末装机结构与规模测算，即使十四五 期间国家能源集团不再新增火电机组，也需要增加 122.5GW 可再生能源装机才能满足国资委考核要求。
远高于华能集团、华电集团、大唐集团 77.8/62.5/53.1GW 的增长底线，也超出国家能源集团 2021 年年初制定的 70~80GW 规划目标。
公司作为国家能源集团风电资产整合平台有望从中受益，通过集团强大的资源获取能力加速新能源发展。
作为国内最早新能源项目建设者，公司持续引领国内陆上与海上风电开发技术能力对新能源运营商的意义重大，决定了降本能力与项目开发的经济性，强大的技术能力能够 拓宽装机规模的增长空间、提高业绩现金流的扩张速度。
公司起步较早，风电相关经验积 累与人才储备上的优势转化为技术优势，并凭借技术优势拓展风电场资源的选择范围，引 领全国风电开发。
公司在江苏如东建成世界第一座潮间带试验风电场与亚洲最大的海上风 电场，在福建莆田首创打-钻-打工艺并完成世界首根植入式嵌岩单桩基础施工等 成就都凸显了公司在风电开发领域强大的技术能力。
加快与上游风光制造商的战略合作协议签署，保障未来风电光伏建设。
2020 年以来， 公司在与上游风光制造商的合作上较为活跃，先后与金风科技、远景能源、阳光电源三家 国内领先的风电、光伏制造商签署战略合作协议，与联盛新能源建立合资公司，增资国电 联合动力。
与众多上游风光制造商的积极合作，表明公司在为十四五、十五五期间 风光装机建设提升技术储备。公司现有风电装机规模在行业中遥遥领先。
目前公司是 A&H 股市场风电装机规模与 新能源装机规模最大的运营商，装机规模远超国内同行业公司。
截至 2020 年末，公司风 电装机规模 2230.3 万千瓦，是排名第二的大唐新能源 2 倍左右，风电领域优势突出；新 能源装机规模 2274.6 万千瓦，超出排名第二的三峡能源约 50%。
投运装机从集中于六大风电基地转向分散到全国各地。公司根据我国风力资源分布的 特点，以海陆统筹、南北共进为原则，将东北、内蒙古、东南、甘肃、新疆、河北作 为六大风电开发主战场，目前各风电基地装机总量均已达百万千瓦级。
近几年，公司逐步拓宽风电开发区域，2020 年在山东、天津、山西、陕西、青海、河南新增投运风电装机 规模超过 10 万千瓦。
风电项目的分散性有助于公司掌握各地区自然资源、政策条件、供 需情况等信息，在项目获取、地方政策争取、消纳条件争取等方面占取先机。
率先实现集团走出去战略，风电项目将走遍全球。除了在国内进行风电项目 建设，让风电技术走出国门、开拓海外市场是国家能源集团的重大战略之一，公司则是这 一战略的首要执行者。
截至 1H21，公司共有加拿大安大略风电（99.1MW）、南非德阿风 电（242.5MW）、乌克兰尤日内风电（76.5MW）三个海外项目。
是国内新能源运营商中 首个实现海外项目自主开发、建设、运营的，且目前海外项目盈利良好。公司在海外风电 项目中积累了宝贵的国际开发经验，拓宽了未来的发展空间。
聚焦运营效率提升，公司利用小时在行业内领先
携手朗坤智慧打造智能风电生产管控系统，朝降本增效的目标迈进。2020 年，公司 牵头国家能源集团新能源 ERP 建设，新升级的智能风电生产管控系统正式投入使用。
该系统涵盖风电场生产管理和安全管理两大板块，各级管理人员可以监管风电场规划、建设、 运营等多个环节，实时分析各项生产数据，提高风电场作业的标准化、精细化与管理的制 度化、流程化程度，提高工作效率，降低人力成本，实现降本增效。
数字化、标准化、自动化的运营监控中心系统是公司稳定经营的保障手段。随着公司 风电项目数量的持续增长与风电场规模的持续扩大，从集团、公司、风场等多个级别覆盖 风电生产全过程的运营监控中心是必不可少的。
公司于 2020 年新投运的安全生产运营监 控中心依托监控系统和智能管控系统采集设备数据、视频数据、人员行为数据等，在缺陷 板块、机组巡视板块、机组维护板块、机组故障检修等板块对各风电场进行全方位的实时 监控，是未来公司风电业务稳定经营的重要保障。
智能化管理系统为公司创造了更多利用小时数，实现超额业绩。
智能风电生产管控系 统能够提高风电场出力曲线的预测能力，并通过大量传感器实时监控风电机组运行情况， 维修人员根据系统反馈提前对故障机组进行排查检修，降低机组停运时间，实现更高的利 用小时数。
2020 年启动智能化系统后，公司风电平均利用小时数超出全国平均 166 小时， 较 2019 年值增长 60 小时，由于公司成本以折旧为主，智能化系统创造的利用小时将直接 转为业绩与净现金流增长。
发展重新提速，预计 2022~2023 年装机增长超过 30%
公司多年的资产负债率持续处于较高水平。公司港股历史 PB 长期处于破净状态，对 于公司实施权益融资构成制约，在无法进行权益融资、业务重资产属性突出、历史补贴拖 欠规模庞大等因素共同约束下，公司多年的资产负债率及净负债一直处于较高水平，2012 年以来的资产负债率持续超过 60%。
资金约束有望解除，我们预计公司风电市占率将迎来触底反弹。高财务杠杆对于公司 前期电站业务扩张构成极大约束，公司十三五期间的风电装机增长明显慢于国内风电行业整体增长，公司 2020 年末风电装机为 22GW，相比 2015 年末的 16GW 仅增长了 42%。
同期国内风电行业整体装机增幅为 114%，公司装机增长相对较慢也使得公司风电装机 在全行业的市占率自 2015 年的 12.0%持续下滑至 2020 年的 7.9%。
随着公司港股 PB 重 新回到 1 倍以上以及境内权益融资渠道打通，公司发展所需资金约束有望得到明显缓解， 公司风电发展有望驶入快速发展阶段，进而带动公司在国内风电领域市占率上升。
我们预 计公司 2021~2023 年的风电装机规模分别为 24.1/30.1/37.1GW，在国内风电行业的市占 率分别为 7.3%/8.0/8.5%。
公司近年来明显加大在光伏领域的布局力度，光伏有望成长为公司十四五期间的 重要成长推动力。
为达成十四五期间新能源装机增长规模目标，公司在 2020 年以来 加大光伏领域布局，全年取得 32.6GW 光伏开发协议，新增备案光伏项目装机容量 2.35GW， 取得平竞价光伏项目 10.5GW。
此外公司与阳光电源、联盛新能源等上游制造商合作程度 加深也扩大公司布局光伏产业链广度。风光并举有望推动公司十四五期间新能源发展 提速，助力国家能源集团 80GW 可再生能源装机规划如期达成。
由于公司光伏装机容量基 数较低，我们预计公司 2021~2023 年的光伏装机规模将以 149%/181%/120%增速快速扩 张，对应年末光伏装机规模分别为 1.1/3.1/7.1GW。
在风电发展提速、光伏加大布局的共同助推下，我们预计公司新能源装机及电量增长 将迎来快速成长周期。
预计公司 2021~2023 年的新能源装机规模增速较 2015~2020 年强 势反弹，装机容量增速分别达到 10.8%/31.7%/33.1%，对应 2021~2023 年年末装机容量 分别为 25.2/35.2/44.2GW。
在装机规模增长带动下，新能源发电量料大幅提升，我们预计 2021~2023 年公司新能源发电量分别达到 524/638/818 亿千瓦时，对应增速分别为 19.3%/21.7%/28.3%。
需要注意的是，虽然集团承诺在 2022~2024 年内将风电资产注入上市公司，但考虑 到集团风电资产注入在具体时点上存在不确定性，我们在对公司新能源装机增长时仅考虑 其内生增长贡献，如果考虑集团风电资产注入的影响，公司装机及电量增长将相比我们上 述预测进一步提速。
风险分析
电力需求低于预期：我们按照全社会用电需求及双碳目标下能源结构变化对全国新能 源装机增速进行预测，并以此为基础预测公司新能源未来的发展情况。
若未来全社会用电 需求低于预期，可能导致建成的风电、光伏项目弃风弃光率上升，导致公司持有装机利用 小时数低于预期；
风电光伏装机发展低于预期：风电、光伏项目建设中，土地审批、设备招投标、工程 施工等环节影响项目进度，若公司建设项目受上述因素影响，可能导致公司装机增速低于 预期，进而影响发电量及上网电量增速，导致公司可再生能源板块业绩成长速度低于预期；
煤价大幅上升：公司持有苏南热电、南通天生港两个煤电机组，煤电成本结构中燃料 成本占比高，若电煤供需关系持续紧张，可能导致电煤价格反弹，大幅影响煤电机组的盈利能力，导致火电板块业绩与现金流承压；
可再生能源电价补贴回款速度低于预期：由于全国可再生能源发展基金收入规模低于 含补贴项目补贴需求规模，可再生能源电价补贴缺口持续增长，回款速度具有不确定性。
若公司含补贴项目欠补回款低于预期，可能导致现金流低于预期，直接影响后续项目的资 金投入，导致新能源装机扩张速度低于预期；
上网电价大幅下调：上网电价直接影响公司收入与盈利能力，若后续出现市场化电量比例提升、市场化交易折价持续、辅助服务成本分摊增加等导致新项目上网电价大幅下调因素，可能导致公司各类型装机利润率低于预期；
新项目造价波动：虽然我们预计在中长期，风光运营商有望通过新能源设备造价下行 攫取行业技术进步红利，但短期抢装、原材料价格波动等因素可能导致风电、光伏造价波 形反弹，此外市场利率波动可能影响公司成本。
新能源项目初期投资规模较大，项目投资回报率对造价较为敏感，若上游设备、组件等原料造价上行或融资成本上行，可能影响公司投资规模，导致装机增速不及预期或项目回报率不及预期。
