一、公司基本情况介绍：
公司2021年业绩概览：龙源电力是最早开发风电的专业化公司，经过多年发展，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。公司成立于1993年，于2009年在香港主板成功上市，被誉为“中国新能源第一股”。2021年初，公司启动换股吸收合并平庄能源项目，并于今年 1月24日成功登陆A股，成为全球最大的A+H股风电上市公司。此次回归A股是贯彻落实国家双碳的战略目标、推动绿色低碳转型发展的重要举措，同时也是为打通境内外融资渠道，促进业务发展与资本市场的有效互动，对于紧抓十四五的行业高速发展机遇，进一步做强做大国家能源集团新能源板块具有重要意义。
营业收入方面，2021年公司实现营业收入人民币371.95亿元，同比增长85.28亿元，涨幅29.7%，其中风电部分营业收入为人民币241.39亿元，同比增长34.23亿元，涨幅16.5%，主要受益于风电售电量以及平均售电单价均同比上升，火电部分营业收入为人民币124.61亿元，同比增加48.68亿元，涨幅64.1%。主要影响因素有以下两个方面：一、2021年火电售电量及平均售电单价上升，促进售电收入增加；二、2021年煤炭的销售数量增加，以及煤炭销售单价上升，促使煤炭的销售收入增加。
归母净利润方面，2021年公司实现归母净利润人民币64.13亿元，同比增长13.88亿元，涨幅27.6%，风电板块作为股东权益占比较大的主营业务，是驱动净利润增长的主要贡献因素。
每股收益方面，2021年公司每股收益为人民币76.63分，同比增长30.3%。
每股净资产方面，2021年底公司每股净资产为人民币7.83元，同比增长9.1%。
控股装机容量方面，截至2021年年底，公司总控股装机容量达到26699兆瓦，同比增长8.2%，其中风电为23668兆瓦，同比增长6.1%，火电仍为1875兆瓦，较去年没有变化，其他可再生能源为1156兆瓦。
发电量方面，2021年公司总发电量为632.86亿千瓦时，同比增长19.3%，其中风电发电量为513亿千瓦时，同比增长17.4%。
公司2021年业务表现：
全国电力行业经营情况：2021年我国GDP同比增长8.1%，全国规模以上工业增加值比上年增长9.6%，全国电力生产的增速同比提升。根据中电联统计数据，2021年全社会用电量为83128亿千瓦时，同比增长10.3%，全口径发电量为83768亿千瓦时，同比增长9.8%。截至去年年底，全国发电装机容量合计23.8亿千瓦，同比增长7.9%。2021年全国风电发电量合计6556亿千瓦时，同比增长40.5%，占全国发电量的7.83%，比2020年占比提高了1.7个百分点。2021年全国发电设备平均小时数为3817小时，同比增加60小时，增幅1.6%。全国风电平均小时数为2232小时，同比增加154小时，增幅7.4%。
新能源行业发展的政策环境：一、落实双碳目标，建设全链条绿色发展体系，突出风光清洁能源的地位。二、确定源网荷储一体化发展，保障可再生能源消纳，推进新能源建设持续健康发展。三、设立责任权重考核，通过数据、现货市场等多项抓手，提升新能源实时消纳。四、稳步推进电价改革，完善政策健全市场化机制，支持新能源产业健康发展。五、加大金融支持力度，有序发展碳金融，探索解决可再生能源补贴问题。
公司筑牢安全环保基础，深挖管理潜能提升企业效益的举措：一、切实提升安全风险管控水平，安全生产形势平稳，疫情防控得力有效，搭建数字化安全环保监督管理平台，开发隐患排查、生态环保应急管理等多个模块，全面覆盖了现场的安全管理需求。二、全力推动数字化转型，公司将已经投运了的近1.4万台风机的数据全部接入数字化平台，数据接入点达到4500万点，构建了“区域维保中心+集中监控中心”的新运检模式，全面整合区域内管理技术、人力、物力资源，部分实现了无人值班、少人值守。三、继续落实设备治理工作，重点解决顽固性设备问题，消除集中缺陷，业内首创全年无故障风电场，精准治理，有效提升设备可靠性。
2021年公司风电发电量为513亿千瓦时，同比增长17.4%，主要得益于装机容量增长以及设备治理成效非常显著。2021年公司风电平均利用小时数为2366小时，同比提高127小时，其中设备治理成效和限电环节促使利用小时数提升48小时，海上的项目发展、电量增加以及投产区域变化提升利用小时数约51小时，风资源上升、风速增高促进利用小时数增加9小时，电网检修等同比减少促使利用小时数增加19小时。利用小时数方面，公司比全国行业平均水平高134个小时。
公司资源获取再攀新高，多元化发展巩固领先优势。公司巩固风电的领先优势，加强光伏的高效快速发展，打造清洁高效多能互补示范大基地，积极探索海上风电平价上网，拓展储能氢能等新兴技术，以自主开发、合作开发和项目并购等多种形式，快速获取优质资源，高质量推进项目落地。在国家能源集团内部，利用其遍布全国的全产业链优势，拓展资源储备，在集团外部与行业龙头企业合资开发，战略合作，为规模化发展开辟新路。2021年公司新增资源储备56.46吉瓦，同比增长9.44%，其中风电11.76吉瓦，光伏36.7吉瓦，多能互补项目8吉瓦，均位于资源较好地区，公司在比如广西、江苏、内蒙、黑龙江、新疆、云南等省区新增的协议容量超过了百万千瓦。在全国已经组织的竞争性配置工作当中，公司中标容量达到9465兆瓦，其中风电2172兆瓦，光伏6113兆瓦，电网侧储能1180兆瓦/1920兆瓦时，分布式项目备案4900兆瓦，加上清洁能源供暖项目4000兆瓦，全年累计取得开发指标突破18365兆瓦。
公司工程建设形势稳定，发展质量实现新提升。全年实现新增投产新能源项目24个，合计容量2103.7兆瓦。首先，公司在工程项目进度上有效推进，工程造价可控在控，圆满完成全年的投产任务。其中作为保电价项目的江苏海上大丰H4、H5海上风电项目合计容量为606.3兆瓦，克服了时间短、任务重、协调难度大等多种不利因素，创造了单月吊装施工速度行业记录，并于年底实现了高质量全容量投产。截至目前，公司在运海上风电装机容量达到2591.6兆瓦，其中江苏2191.6兆瓦，福建400兆瓦。其次，公司注重安全环保，严格落实环保水保“三同时”，从源头上做好策划，在施工过程中统筹谋划，减少二次治理费用，压降建设总成本，打造绿水青山工程。最后，公司加强工程标准化建设，贯彻落实通用设计、通用设备、通用造价的三通体系建设要求，打造精品工程，实现新能源项目工程标准化、规范化和专业化管理。
2021年公司全年新增投产新能源装机2103.7兆瓦，其中风电1450.7兆瓦，光伏653兆瓦。截止到2021年底，公司风电控股装机容量为23668兆瓦，同比增长6.1%，光伏控股装机容量1096兆瓦，同比增长147.5%。
公司市场营销持续优化，交易价格稳步提升。公司科学制定现货与中长期的电量最佳交易比例，实现收益最大化。公司扩大风火替代规模，积极参与绿电交易，有效推动多方面创收。2021年公司风电平均上网电价为人民币489元/兆瓦时，同比增加2元/兆瓦时，主要是风电市场交易电价上升所致，火电平均上网电价为352元/兆瓦时，同比增加27元/兆瓦时，主要是煤电市场电价上升所致。
公司紧跟政策拓展融资，多渠道压降资金成本。公司密切关注政策导向，抢抓降准窗口多渠道提取低成本资金，加快短期资金操作频率，节约财务费用。积极稳健调整债务结构，规避债务风险。主动发起存量高利率贷款置换，压降资金成本。在总部垂直管理的协调机制下，刚性管理资金计划，持续提升资金使用效率，实现资金的时间价值最大化。公司紧盯境内外两大资金市场，进一步拓展融资渠道。2021年公司成功发行了26期超短期融资券，3期中期票据，2期绿色中期票据，有效降低资金成本，彰显了公司“碳达峰、碳中和”的责任与担当。此外，公司积极通过公开市场金融工具盘活存量资产，本年度成功发行了10亿可再生能源电价附加补助资产证券化产品。2021年公司平均资金成本率为3.8%，同比降低0.15个百分点，资金成本持续保持行业优势。
公司高质量推进科技创新工作。公司全年立项科技项目39项，储备科技创新项目27项，内容涵盖海洋牧场、新能源制氢、多形态储能、综合能源等领域。漂浮式海上风电与网箱养殖融合发展项目完成初步设计，开展全球首例“风渔融合”物理模型水池试验，并且入选中国科协“2021年度十大产业技术问题”，2021年公司获得1项国家标准，3项能源行业标准的主编权，新增申请发明专利19项，新增授权专利29项。截止到2021年底，公司拥有的授权有效专利达到493项，其中发明专利49项，实用新型专利427项，外观专利17项。2021度公司获得行业科技进步奖8项，国家能源集团内部的科技进步奖5项。
公司积极推进碳交易工作。公司所属碳资产管理公司完成全国碳市场碳排放权交易配额交易第一单，同时抓住年末履约窗口期，完成CCER交易近50万吨。公司所属南非公司完成国家能源集团海外项目首笔超过20万吨碳交易，为南非首次大型可再生能源项目国际自愿减排交易。2021年在双碳目标背景之下，全国碳市场碳配额交易已完成第一个履约周期，发电行业中被纳入配额管理的重点排放单位超过2000家，成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场。未来公司将继续深耕国内国际碳市场，实现环境和经济效益双丰收。
公司2021年财务表现：2021年公司实现营业收入人民币371.95亿元，同比增加85.28亿元，涨幅29.7%，风电部分主要由于售电量和平均售电单价同比上升，火电部分主要由于售电量和平均售电单价上升以及煤炭销售量增加、煤炭销售单价上升导致收入上升。
调整后EBITDA为201.77亿元，同比增加26.42亿元，涨幅15.1%，主要是受风电部分装机容量以及平均售电单价增加的综合影响，调整后EBITDA利润率为54.5%，同比下降7.3个百分点，主要是因为2021年煤炭销售单价上升，导致煤炭销售收入大幅增加，收入增长幅度大于调整后EBITDA增长幅度。
2021年公司调整后营运利润为118.77亿元，同比增加20.83亿元，涨幅21.3%，主要是由于风电装机规模和利用小时数上升，调整后营运利润率为32.1%，同比下降2.4个百分点，主要是由于在煤价和煤炭的销售单价方面，收入增长幅度大于调整后营运利润的增长幅度。
2021年公司实现净利润72.67亿元，其中归母净利润为64.13亿元，同比增长27.6%，增长的主要原因是风电部分净利润增加。含非控股权益持有人应占利润的净利润率为19.6%，同比下降0.5个百分点，原因是煤炭销售收入大幅增加，收入增长幅度大于净利润增长幅度。
2021年公司实现风电收入人民币239.68亿元，同比增加35.65亿元，涨幅17.5%，主要原因是风电装机容量和平均小时数增加促使售电量持续增长，且平均售电单价同比增加两元钱。风电调整后EBITDA为196.87亿元，同比增加27.73亿元，涨幅16.4%，主要由于风电部分利润同比上升，风电部分调整后EBITDA利润率为82.1%，同比下降0.8个百分点，主要是由于折旧摊销的增长幅度小于收入的增长幅度。2021年风电调整后营运利润为117.92亿元，同比增加21.15亿元，涨幅21.9%。风电调整后营运利润率为49.2%，同比上升1.8个百分点，主要是由于风电利用小数增加以及售电收入增幅大于成本增幅。
2021年公司资产负债结构继续保持健康状态。截至去年底，公司总资产为人民币1898.55亿元，同比增长8.31%，净债务负债率为56.13%，同比下降0.24个百分点，主要是由于公司2021年债务规模增加幅度略低于权益总额增加幅度。为满足经营发展的资金需要，2021年公司多方筹措较低利率的成本资金，继续优化长短期债务比例，保障公司资金链整体安全。2021年公司EBITDA利息保障倍数为6.8倍，较2020年的6倍有所提高，主要原因是公司盈利能力提升和偿付利息支出的能力增强，2021年公司平均资产回报率为3.7%，同比上升0.5个百分点，上升的主要原因是风电和太阳能部分的净利润增加。公司平均净资产回报率为10.6%，同比上升1.5个百分点，主要是太阳能业务的净资产回报率提升所致。
公司2022年发展展望：随着双碳目标的提出，我国新能源发展的政策环境、发展思路、发展机制和发展模式发生了深刻变化。十四五期间公司将锚定双碳目标，以高质量跃升发展作为主题，以提质增效为主线，以改革发展为动力，坚持“五个并举”发展思路，推动新能源发展由消纳决定发展规模向消纳支持发展需求的转变。2022年龙源电力将坚持稳中求进的工作总基调，全面贯彻新发展理念，服务构建新发展格局，推动高质量发展，突出稳健、协同、赋能、提质的工作导向，重点做好以下5个方面的工作：一、加强安全环保管控，不断提升本质安全水平。二、充分把握发展机遇，坚定不移地推动高质量发展。三、统筹抓好生产经营，切实保障业绩量增质升。四、坚持深化改革创新，培育激发强大发展动力。五、强化党建引领作用，深入推动高水平融合发展。公司将紧紧抓住正确的发展方向，紧抓行业发展机遇，不断增强内生动力、发展活力和整体实力，保持行业的领先地位，努力实现社会效益和经济效益有机统一，以更加优异的成绩回报广大投资者，为双碳目标贡献更大的力量。
公司2022年主要经营指标方面：一、2022年新增装机容量将会比2021年有较大幅度提升。除换股吸收合并平庄能源项目以及今年1月份完成交割的母公司风电资产199万千瓦之外，公司今年新增自建风电和光伏装机容量一定会超过2021年。二、通过数字化转型，2022年公司风电利用小时数将进一步保持稳中有升。三、2022年公司平均融资成本力争控制在2021年平均水平以内，去年是3.8%，今年公司将抓住窗口机会进一步下降。
二、问答环节：
问：公司今年新增装机容量大概有多少？
答：公司对于今年的投产规模比去年多有充分的信心。去年是双碳目标提出后的第一年，公司储备装机容量达到1836万千瓦，这些项目公司今年会陆续把前期手续进一步落实。公司去年之所以只有201万千瓦新增装机的主要原因是前面的接续不多，公司今年新增装机量一定会在去年的前期开发指标之上大幅增加。
问：同业估计今年利用小时数可能比去年低，请问公司认为今年利用小时数会同比增加的依据是什么？
答：公司对于今年利用小时数会同比增加的判断是基于数字化转型的成效。第一，公司将已经投运了的近1.4万台风机的数据全部接入数字化平台，在此基础之上，公司对于去年设备可靠性相关的分析做了详实的盘点，其中公司发现造成长周期运行中断的故障原因有将近15万条数据。通过这些数据分析，公司有信心可以大幅减少故障，提高设备可靠性，增强风电机组发电能力。第二，公司将进一步利用这个数据平台挖掘数据价值，通过预知维护，预测预警功能，以及AI算法来提高公司风机可靠性。第三，公司今年计划开展风机自巡功能的开发，使风机在最健康的状态中运转，找到自己最佳的运行状况，以此改进风机的风能利用效率。因此，基于数据支撑，公司认为数字化转型的成效可以抵消行业所认为的今年风速下降对利用小时数的影响。
问：请问公司去年收到了多少新能源补贴？还有多少补贴没有收到？公司对于最近可能会加快收到补贴的传闻有何看法？
答：截至去年年底，公司还没有回收的补贴余额是250.82亿元。国家在研究相关政策来推动可再生能源项目补贴问题的有效解决，并在征求各方面的意见。从去年中央经济工作会议到今年的两会期间，国家对于可再生能源补贴的解决方案和解决思路有了一些初步的想法。公司会紧跟紧盯国家相关政策，积极向有关部门汇报公司实际情况，争取能够使可再生能源补贴早日回归。
问：公司2021年风电市场电占比和电价情况如何？公司对于2022年市场电电价有何展望？
答：公司2021年风电的市场交易电量合计161.75亿千瓦时，占风电比例31.53%，同比上升1.75个百分点。交易电量的平均结算电价达到.4002元/千瓦时，同比增加0.0264，涨幅达到7.06%。2022年风电市场电交易电量的占比进一步增加。同时，随着煤价的上升，风电市场电交易电价总体上会处于走高的趋势。
问：国家已开展新能源发电补贴自查工作，请问公司的新能源补贴有没有减值的风险？
答：目前还没有这方面的考虑，国家正在积极推动相关财政政策来解决补贴问题，所以目前还没有减值相关的考虑。
问：公司已经开工在建的风电光伏装机量大概是多少？
答：公司今年计划开工24个项目，总装机容量会超过400万千瓦。
问：公司是否会随着风机和光伏组件的价格调整装机节奏？目前风电和光伏的占比是多少？目前公司海风、陆风以及光伏的装机成本大概是多少？
答：根据项目落实情况，风电和光伏的比例会相应调整。由于风电的前期审批手续时间比较长，所以光伏项目的发展速度会比往年快一些，公司光伏项目的占比会有所提升。现在光伏组件的价格居高不下，对光伏项目的投产产生了一些负面影响，不过前端硅料的生产规模在逐步增大，行业的供给能力未来会增强，所以未来光伏组件的价格会随着供给端的增长回归合理的价格。目前的组件价格还在1.9元/瓦以上，公司预计下半年左右价格会有所下降，会降到1.6-1.7元/瓦的价格区间，组件价格下降会对提高公司投产项目的收益率有很大帮助。
问：公司关于24吉瓦的资产注入目标有没有明确的时间表？
答：国家能源集团承诺在三年之内逐步将存续的风力发电业务全部注入龙源电力，目前正在开展相关准备工作。公司将按照整体计划陆续开展资产注入，进行业务调整，以成立合资公司等方式将风电存量资产注入到上市平台。
问：公司新能源制氢方面的专利的应用场景是在陆上还是海上？
答：目前很多省份已经要求光伏风电项目必须配备10-15%、1-2小时的储能，所以公司在储能方面今年会大幅增长。
在制氢方面，公司已经开展了一些科技项目，先由科技项目示范引领，然后逐步探索制氢经济可行的商业模式。公司将开展电化学储能、热储能以及制氢合成氨多种储能路线的研究，包括实证试验的工作。今年公司将在1-2个地方进行实验。公司目前首先在陆上试点应用，海上风电目前电量消纳的形势还比较好，处于无限电的状态，公司希望先在陆上取得相关经验后再向海上延伸。
问：请问为进行资产注入成立合资公司的话，公司会占100%还是50%股权？
答：目前国家能源集团还在做相关方案的策划，公司在合资公司中的持股比例还没有具体的结论，前期注入进来的公司持股比例都是100%。
问：在补贴可能将要发放，地方政府出台税收优惠政策，支持新能源项目的背景下，请问公司怎样看待今年的市场竞争？行业是否会出现在报价层面的非理性竞争？
答：其实全国各个省区都有好的新能源资源禀赋，因此新能源与煤电不同，新能源的可开发空间还在于规划，和各省份的发展意愿和发展方向相关。目前新能源市场足够大，双碳目标转型所引致的新能源需求量非常大，所以国家所规划出的蛋糕很大，市场上的各家可以各展才能，就看各自的组织能力和开发能力了，我认为暂时不会出现报价的非理性竞争，公司会保持战略定力，不会参与到不合理的竞争当中去。
问：公司对于未来平价海风有何发展计划？
答：公司主要的战略发展方向就是“一大两海”：大基地、海上风电、海外发展，所以海上风电一直是公司关注的重点。公司会抓住十三五规划中还没有分配的部分，十四五的近海开发方案以及十四五期间的深远海开发，公司将加大力度参与竞配工作，近期公司已经在江苏和海南取得了一些竞配结果，接下来公司还会在其他沿海地区继续努力。
问：公司预计国内海风在什么价格水平上以及在什么时间点上可以实现真正的平价？
答：受不同区域风况和水深差异的影响，总体上，海风造价从北到南逐步上升，但是不能一概而论，福建的风况比较好，而北部湾的风况相对较弱。公司对于各个区域有相应的针对性对策。
问：国家配置储能的要求的实际执行力度如何？如果政府要求严格执行配置储能的要求，会对公司项目回报产生怎样的影响？
答：配置储能的要求的执行力度和各区域的可调峰能力直接相关，比如海南的要求会更严格一些，而火电资源比较丰富的地方要求就不那么严格。目前储能的发展模式还在探索过程当中，各区域的要求力度确实存在差异。
问：公司去年在漂浮式海上风电方面有一些技术上的突破，请问根据技术的进展，公司预计几年之后漂浮式海上风电能够商业化规模应用？
答：公司从2020年开始立项做深远海漂浮式海上风电项目的技术研究和示范应用，公司计划明年在福建海域先进行科学实验，摸索应用，但距离规模化应用还有一段距离，尤其是在目前近海开发还有很大空间的情况下，近海成本要远远低于深远海成本。所以目前国内深远海漂浮式海上风电还没有进入主要规划方向，还是近海和深远海可开发的装机这种风电项目为主。
问：公司去年CCER的成交价格在什么范围内？未来CCER何时重启，以什么方式纳入新项目？如果纳入更多的新项目，未来CCER价格走势是否会和大部分火电企业之间碳交易价格出现背离？
答：去年公司代表国家能源集团对于燃煤火电的碳配额进行交易，成交50万吨按照市场价格基本在50-58元/吨之间。公司始终关注CCER重启方面的政策，到目前为止还没有明确的政策，公司会持续关注CCER项目可能带来的市场机遇。CCER价格和火电价格之间应该是关联关系，为实现双碳目标，传统燃煤火电的配额会逐步下降，配额下降一定会推高碳交易价格，也为公司新能源下一步CCER开发创造良好的契机。目前只是在燃煤火电当中进行碳配额交易，未来还会扩展到其他领域，公司会密切跟踪国家相关政策。
问：去年公司合营和联营公司的5亿左右亏损大部分来自南通发电，请问为什么南通发电的效益和同样在南通的天生港的火电差距这么大？未来在公司和母公司的避免同业竞争的协议中，南通发电50%的权益是否在可以剥离的范围之内？
答：南通发电去年亏损的主要原因是去年9月底前后煤价的大幅上扬。天生港作为合营公司，发挥了国家能源集团一体化的优势。未来南通发电50%的权益是否剥离，公司会按照国家能源集团的相关整体规划推进。
