核心观点 - 首次覆盖龙源电力给予增持评级 短期业绩因绿电量价波动承压 海风及大基地等在手项目保障中长期成长性 政策催化下有望率先受益行业估值修复 [1] 业务规模与资产结构 - 截至2025年上半年装机总量43.2GW 其中风电31.4GW 光伏11.8GW 已完成火电资产剥离 [2] - 控股风电装机31.4GW 包括约2.6GW海风装机（江苏2.2GW 福建0.4GW） [3] - 国家能源集团在运未上市风电机组约25GW 承诺2028年1月前注入符合条件的资产 2024年7月已公告拟注入4GW绿电机组 [3] 财务表现与估值 - 预测2025-2027年归母净利润分别为64.31亿元 72.20亿元 79.34亿元 同比增长0.1% 12.3% 9.9% [1] - 对应2025年9月9日收盘价PE估值9.4倍 8.4倍 7.6倍 [1] - 历史上ROE稳定在8-9%区间 风电度电经营利润由2017年0.24元/度震荡下行至2024年0.20元/度 2025年上半年降至0.19元/度 [2] - PB估值从2021年9月2.34倍大幅降至2024年2月0.52倍 截至2025年9月9日反弹至0.81倍 [2] 资源与运营优势 - 风电装机主要布局于优渥资源区与负荷中心 利用小时数较全国均值高60-160小时 [3] - 较早进入风电行业 资源优势在风机以大代小后进一步体现 改造后利用小时有望提升20%以上 [3] - 2022-2023年计提以大代小项目减值约21亿元 此轮减值或已近尾声 [3] 项目储备与发展潜力 - 海风储备项目超5GW 在江苏 福建 海南等地皆有分布 [3] - 海风资源禀赋和消纳优势 后续项目投产有望为利润增长提供有力支撑 [3] 电价与政策影响 - 2017年以来风电度电收入由0.49元/度震荡下行至2024年0.47元/度 电价降幅整体可控 [4] - 136号文出台后出力曲线更优的绿电项目将获取更高综合电价 风电因出力曲线较光伏平滑 与负荷匹配程度更高 优势进一步凸显 [4] - 绿电项目可与集团火电资产协同 强化报价及消纳优势 [4] 应收账款与绿电政策 - 截至2025年上半年应收账款495亿元 占净资产56% 占总市值82% [4] - 2025年7月以来绿电公司国补回收进度普遍加快 [4] - 绿电强制消费政策加码 带动绿证交易量价双升 2025年7月全国绿证交易均价4.61元/个 环比上涨35.42% [4]

核心观点 - 首次覆盖龙源电力给予增持评级 短期业绩承压但中长期成长性明确 政策催化下有望受益行业估值修复 [1] 财务表现与估值 - 预测2025-2027年归母净利润分别为64.31亿元 72.20亿元 79.34亿元 同比增速+0.1% +12.3% +9.9% [1] - 对应2025年9月9日收盘价PE估值为9.4x 8.4x 7.6x [1] - ROE水平整体稳定在8-9%区间 [2] - PB估值从2021年9月顶部2.34x大幅降至2024年2月0.52x 当前反弹至0.81x仍处历史底部区间 [2] 运营指标 - 风电度电经营利润由2017年0.24元/度震荡下行至2024年0.20元/度 2025H1因风况不佳及电价承压降至0.19元/度 [2] - 风电度电收入由2017年0.49元/度震荡下行至2024年0.47元/度 [4] - 利用小时数较全国均值高约60-160小时 [3] 装机规模与资产结构 - 截至2025H1总装机43.2GW 其中风电31.4GW 光伏11.8GW [2] - 控股风电装机31.4GW 包括江苏海风2.2GW和福建海风0.4GW [3] - 已完成火电资产剥离 [2] 项目储备与资产注入 - 集团在运未上市风电机组约25GW 承诺2028年1月前将符合条件的资产注入公司 [3] - 2024年7月已公告拟注入绿电机组4GW [3] - 海风储备项目超5GW 分布于江苏 福建 海南等地 [3] 技术升级与效率提升 - 2022-2023年计提以大代小项目减值约21亿元 此轮减值或已近尾声 [3] - 改造后利用小时有望提升20%以上 [3] 政策与市场环境 - 136号文出台后出力曲线更优的绿电项目将获取更高综合电价与超额收益 [4] - 风电因出力曲线较光伏平滑 与负荷匹配程度更高 竞价优势凸显 [4] - 绿电强制消费政策加码带动绿证交易量价双升 7月全国绿证交易均价4.61元/个 环比+35.42% [4] 资金与应收账款 - 截至2025H1应收账款495亿元 占净资产56% 占总市值82% [4] - 2024年7月以来绿电公司国补回收进度普遍加快 [4] 业务协同 - 绿电项目可与集团火电资产协同强化报价及消纳优势 [4]