天风·风电研究 | 环保公用：乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航
【核心观点】
我国新能源装机快速提升，截至2021年底，我国风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。近年风机价格下降明显，已由2003年7000元，下降46%至2020年3750元。塔架高度增加可提升风速，带动发电量提升。2021年风电运维全包服务初始合同均价降至每年15,500美元/兆瓦，同比下滑11%。
龙源电力：乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航
①龙源电力为风电运营行业龙头
龙源电力1999年开始布局风力发电业务。截至2021年12月公司总控股装机容量为26.5GW。2021年前三季度公司营业总收入达到264亿元，同比增长28.09%。国家能源集团明确将龙源电力作为国家能源集团风力发电业务整合平台，逐步将集团控股的风力发电业务资产注入龙源电力，并将综合运用多种方式，使现有火电业务不再纳入龙源电力的合并范围。
②公司装机规模有望加速成长，运营效率优于同行
截至2021年12月，龙源电力风电控股装机容量23.57GW，较2020年年末增长5.7%。2021上半年新增储备项目达23GW；同时公司在浙江、广西、黑龙江及内蒙古与当地县政府成功签订5个光伏整县推进项目。2021年上半年风电平均利用小时数为1297小时，同比增加110小时。
③存量补贴压力减小，平价项目带来增量现金流
国家积极推动平价上网电价项目，新能源运营商目前存量项目的发电收入中国家补贴占比较大。公司应收账款及应收票据余额2016-2020年同比增速较高，维持在20%以上，新能源补贴拖欠的压力持续增大。公司可以通过发行以补贴款作为基础资产的ABS、ABN，或出售存量电站，来优化自身资产结构，改善现金流压力。
④公司风力发电量具有优势，资金管控优于同行
2020年公司风电业务毛利率48.70%，平均上网电价487元/兆瓦时。公司单位装机有息负债规模为3.67元/瓦，资金成本率为3.53%，财务费用率为10.75%，处于可比公司中较低水平，具有较好的资金管控能力。
风险提示：宏观经济大幅下行的风险、电价下调的风险、政策执行不及预期的风险、行业竞争过于激烈的风险、补贴持续拖欠的风险、公司开发项目不达预期的风险等。
1. 国内新能源装机快速提升，成本降+效率升有望助力持续发展
1.1. 国家大力发展清洁能源，国内新能源装机快速提升
全国风电装机容量快速提升。风电开发持续向消纳条件较好的中东部和南方地区转移。2021年，全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%，两年平均增长7.1%。截至2021年底，全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦，同比增长20.9%。2021年Q3和2020年同期相比，华东、华中和西北部地区的新增的并网风电装机增长率分别为33%、21%及26%，南方地区新增并网风电装机增长率也较快。
根据2021年《新能源市场长期展望报告》(NEO)中可再生能源需求最低的情景，全球若想在2050年前实现净零碳排放，可再生能源装机容量至少需要增长13倍。在NEO的各项情景中，大型地面光伏的装机容量均为最高，陆上风电紧随其后，而海上风电相对增速最大。
国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》明确2021年目标：风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，到2025年，全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到16.5%左右。国家大力发展非化石能源，预计2021年风电发电量的占比提升进一步加速。为了增加清洁能源消纳能力，《2021年能源工作指导意见》系统地提出2021年各省(区、市)可再生能源电力消纳责任权重，加强评估和考核；推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，提升输电通道新能源输送能力，提高中东部地区清洁电力受入比重；推动新型储能产业化、规模化示范，促进储能技术装备和商业模式创新。
1.2. 风电项目造价成本下降，发电效率提升
我国风电产业发展迅速，经济性日益凸显。2003年，发改委通过风电特许权经营、下放5万千瓦以下风电项目审批权等优惠政策，扶持和鼓励国内风电制造业的发展；2006年，《可再生能源法》实施，建立了稳定的费用分摊制度，各级政府也相继出台了各种优惠政策鼓励风电发展。政策推动下，国内风电市场进入高速发展阶段。政策驱动产业发展的同时，风电项目经济性也日益凸显，据IRENA数据显示，我国陆上风电LCOE已由2010年0.14美元，下降72%至2020年0.04美元。我国海上风电LCOE已由2010年0.18美元，下降53%至2020年0.08美元。
从降本驱动因素看，一方面，受风机价格下降等因素影响，风电项目造价成本有所下降。风电工程初始造价包括风机购置、建筑安装等系统成本，以及征地费用等非系统成本。其中，风机占总造价的比例较大。近年来受益于技术进步及风电产业链的规模化生产，风机价格下降明显，已由2003年7000元，下降46%至2020年3750元，带动陆上及海上风电单瓦造价成本不断下降，陆上风电由2000年1.45万元每千瓦下降至2018年7160元每千瓦，海上风电由2015年1.9万元每千瓦下降至1.65万元每千瓦。
从塔架看，塔架高度增加可提升风速，带动发电量提升。据中国风能协会测算，在风切变为0.3条件下，塔架高度从100m增至140m，年均风速从5.0m/s增至5.53m/s，某机组等效满发小时数从1991h提升20.34%至2396h。近年来我国风机高塔架应用成为趋势， 2020年1月，全球首座160米预应力抗疲劳构架式风塔吊装在山东开工，2020年3月，我国首台采用140米钢混塔架的3MW级风机在山东完成吊装，高塔架风电应用不断取得突破。
从塔筒看，塔筒140的风机基础单台投资155.8万元，塔筒125的风机基础单台投资150.47万元，塔筒100的风机基础单台投资136.1万元，由此可知，塔筒高度提高25米，投资约提高11%，塔筒高度提高40米，投资约提高15%。
塔架高度提升等因素驱动下，我国风电容量效率提升明显。容量系数为风电场每年的发电量占其最大发电量的百分比，主要由风电场所在地的风能资源、所使用的风电机组和配套设施技术等决定。近年来，我国陆上风电容量系数已由2010年27%提升至2020年36%，海上风电容量系数已由2010年的38% 增至2020年的40%。
风电装机规模的加速扩张可令风电运维项目价格降低，从而进一步降低风电发电企业运营成本。全球而言，2021年风电运维全包服务初始合同均价降至每年15,500美元/兆瓦，同比下滑11%。过去12个月间签订的2-2.99兆瓦风机运维服务合同价格比4兆瓦以上的大风机高39%。当风电项目规模较大、功率较高从而形成规模效应时，可使每台风机平均每兆瓦的运维价格降低。
大力发展储能产业利于新能源装机规模快速扩张，国家发展改革委、国家能源局预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，到2030年，实现新型储能全面市场化。未来新能源仍将保持快速发展势头，预计2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上，规模超过煤电，成为装机主体。
新能源的大规模开发离不开储能产业的支持，光伏和风电企业都正在积极布局储能系统集成业务。与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，且具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。储能产业的发展助力新能源开发的相关技术支持，同时目前电力央企和地方发电企业成为了当前储能项目开发的主力军，储能系统的规划和建设已经成为可再生能源项目建设的一部分，并且同期进行。结合储能技术和政策支持对新能源开发的支持作用，未来新能源开发量有望进一步提高。
2. 龙源电力：乘双碳东风，世界第一大风电运营商“A+H”再起航
2.1. 龙源电力：风电运营商行业龙头
2.1.1. 龙源电力与ST平庄能源资产重组方案
龙源电力通过向平庄能源全体换股股东发行A股来对平庄能源进行换股吸收合并，获得A股上市资格，其A股发行价格为11.30元/股。在本次资产重组方案中，吸收合并、资产出售及现金购买组成本次整体交易。平庄能源拟将资产交割至平煤集团方，而由龙源电力及其子公司以现金支付方式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、华北电力购买资产。
购买资产方面，龙源电力拟购买资产分别为东北新能源、定边新能源、广西新能源、云南新能源、甘肃新能源、天津洁能、内蒙古新能源、山西洁能的100%股权。龙源电力通过现金购买国家能源集团新能源资产，能够减少龙源电力与国家能源集团之间新能源业务的潜在的业务重合，从而提高上市公司独立性；同时，也助于龙源电力进行资源整合，增强企业竞争力。
股本方面，龙源电力换股吸收合并平庄能源后总股本83.8亿股，国家能源集团持股比例为54.91%，仍为公司控股股东。置出资产及负债方面，包括流动资产、非流动资产、流动负债及非流动负债，流动资产审计后账面价值 28.26亿元；非流动资产审计后账面价值 12.73 亿元；流动负债审计后账面价值为 9.78 亿元；非流动负债计后账面价值为 1.23亿元。
2.1.2. 公司历史悠久，风电装机容量具有优势
龙源电力是世界第一大风电运营商。截至2021年12月，公司各类电源控股装机容量达2654.86万千瓦，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。
公司深耕新能源领域已有二十余年。公司于2009年7月9日成立，前身为龙源集团，1999年龙源集团将主要业务转向风力发电业务，并在中国多个省份、直辖市及自治区进行风资源勘测。龙源集团于2002年成为国电的全资附属公司，并代表国电开始管理风电资产；2017年公司控股股东变为国家能源投资集团。
最大股东为国家能源集团，持股比例达54.91%。龙源电力原隶属于国家能源部，后由于改制，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。
截至2021年12月，公司各类电源控股装机容量达2654.86万千瓦，其中风电控股装机容量2356.78万千瓦，光伏104.57万千瓦，火电装机容量187.50万千瓦，其他可再生能源控股装机容量6.01万千瓦。
从风电机组分布情况来看，公司机组全国分布较为平均，江苏和内蒙古风电装机规模较大，截至2021年6月30日，江苏、内蒙古、河北和新疆是风电装机规模占比最高的四个省份，分别占公司总风电装机规模的13%、12%、8%和7%。
营业收入主要来源于风电销售。2021H1公司风电销售电力营业收入占总营业收入比例达到75%，火电板块收入占22%，风电销售收入占公司营收绝大比例。
2.1.3. 业绩持续增长，盈利能力稳步提升
规模上看，营业收入持续增长。2016-2020年，公司营收增速放缓，对应营收增速分别为13%、10%、8%、4%、4%。公司2020年营业收入为287亿元，同比增长4%。在装机容量提升、利用小时提高等的带动下，2021年前三季度公司营业总收入达到264亿元，同比增长28.09%。
利润规模逐年增厚。公司毛利润和净利润规模逐年提升，公司2021年三季度净利润分别为51亿元，同比上升29.7%。
营业利润率有所波动，净利率近年稳步回升。公司营业利润率近年来有所波动，2020年为30.75%。销售净利率从2017年开始稳步回升，2020年达19.79%，2021年前三季度为22.33%。
近年来公司盈利能力表现良好，ROE、ROA和EPS均稳步提升。公司总资产收益率ROA连续五年提升，2020年为2.85%；净资产收益率ROE从2017年开始呈稳步回升趋势，在2020年达8.19%；每股收益2017-2020年分别为0.46/0.49/0.54/0.59元，近三年稳步提升。
受补贴拖欠影响，经营现金流有所下降。2015年以来，公司经营性净现金流处于在120亿元以上水平，但整体呈现下降趋势。2020年经营性净现金流达到123亿元，同比下降1.93%。公司资产结构健康，2017~2020年末公司资产负债率分别为63.40%、61.39%、61.32%和62.09%，呈现稳中略降的趋势。其中2016~2018年资产负债率明显降低，主要是公司因资本开支下降带来短期流动负债规模减少，从而带来负债端规模整体下降所致。
2.1.4. 国家能源集团承诺风电、火电资产整合，公司发展有望提速
国家能源集团明确将龙源电力作为国家能源集团风力发电业务整合平台，逐步将集团控股的风力发电业务资产注入龙源电力。国家能源集团承诺，在本次交易（指龙源电力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组成的整体交易，以下同）完成后3年内，在符合届时相关法律法规及相关内部、外部审批手续的前提下，将综合运用资产重组、业务调整、设立合资公司等多种方式，将国家能源集团或其附属企业（不包括龙源电力及其附属企业）持有的与龙源电力主营业务直接或间接存在潜在业务重合的风力发电业务注入龙源电力，稳妥推进相关业务整合以解决潜在业务重合问题。
截至2021年6月末，龙源电力风电装机占国家能源集团风电装机的48.94%，本次交易拟购买资产风电装机占比为4.35%，合计53.29%。本次交易完成后未注入存续风电业务装机占国家能源集团风电装机的46.71%。未来随着集团逐步将风电业务资产注入龙源电力，公司装机容量有望快速提升，带动发展提速。
火电业务方面，龙源电力在江苏省投资运营江阴苏龙热电有限公司、南通天生港发电有限公司2家火电企业，截至2021年6月末装机容量为1,875兆瓦。本次交易完成后，该等火电业务和国家能源集团下属其他企业的火电业务仍存在业务重叠的情形。国家能源集团承诺，将在本次交易完成后3年内，在符合届时相关法律法规及相关内部、外部审批手续的前提下，并本着有利于公司发展和维护股东利益尤其是中小股东利益的原则，将综合运用资产重组、业务调整、设立合资公司等多种方式，稳妥推进相关业务整合以解决业务重合问题，使现有火电业务不再纳入龙源电力的合并范围。
具体可行的方案包括：1）向国家能源集团及其下属企业出售火电资产；2）以火电资产出资，与国家能源集团及其下属其他企业成立合资公司，由国家能源集团及其下属其他企业控股合资公司；3）以火电资产与国家能源集团下属其他企业置换风电资产，同步解决与国家能源集团下属其他企业火电业务和风电业务重合问题。
2.2. 公司装机规模有望加速成长，运营效率优于同行
2.2.1. 加大资源储备，进军光伏运营，装机规模有望加速成长
公司存量装机规模具备优势。公司是国内最早从事新能源开发的电力企业之一，积累了充足的新能源领域技术及人才优势，近年在深化合作、前期发展、项目建设、海外开发等方面均取得突破。截至2021年12月，龙源电力风电控股装机容量23.57GW，对比2020年年末增长5.7%。
加大资源储备，2021上半年新增储备项目达23GW。截至2021年上半年，龙源电力新签订开发协议23GW，远超2020年同期水平，均位于资源较好地区，新疆、内蒙古、黑龙江、辽宁、贵州、山西、广西、天津、陝西、浙江、云南等省份新增协议容量均超百万千瓦。新增核准（备案）容量3.2GW，是2020年同期的五倍，其中风电5个共0.55GW，光伏24个共2.66GW。竞价中标项目1.86GW，其中风电0.68GW，光伏1.18GW。
携手联盛新能源进军光伏，央企+民营合作优势互补。公司与联盛新能源共同出资设立分布式能源投资运营平台，以十四五期间每年吉瓦级别的装机增量为目标，正式进军光伏市场。公司与新兴独角兽企业合作，或可以借助民企的效率优势和创新意识，提升自身在光伏市场中的竞争力。
联盛新能源集团致力于分布式清洁能源电站开发投资、总包建设、运维管理及智慧能源科技研发，业务遍布全国2000多座电站，运营规模总量近5GW，是中国首家以分布式为主业且步入产业级发展规模的清洁能源电站运营商和分布式绿电供能客户数量最多的企业之一。
集团大力发展新能源，装机规模有望加快增长。国家能源投资集团十四五期间预计可再生能源新增装机达到7000-8000万千瓦，并计划大幅提升光伏装机规模。根据《国家能源集团关于加快光伏发电产业发展指导意见》，2020—2025年国家能源集团光伏装机容量需新增2500-3000万千瓦，光伏装机规模在集团电力总装机中占比7%-8%。
紧随国家政策推进，聚焦光伏整县推进项目发展。在2021年期间，公司分别在浙江、广西、黑龙江及内蒙古与当地县政府成功签订5个光伏整县推进项目，充分利用公司在新能源投资建设方面的优势和经验，大步迈进光伏市场。
截至2021年上半年，龙源电力新增投产1个光伏发电项目，新增核准（备案）光伏24个共2,655兆瓦。截至 2021 年 3 月末龙源电力主要在建光伏项目为龙源敦煌89MW光伏发电项目，装机规模 8.9 万千瓦，动态总投资控制在 45775 万元以内，资本金比例 30%。上网电价 0.27 元/千瓦时。拟建项目 2021 年项目投资计划包括龙源黑龙江鹤岗光伏项目（基建）。
国家能源集团旗下电力投资平台主要为龙源电力、国华投资以及国电电力，公司是国家能源投资集团旗下重要的新能源运营商，且龙源电力在新能源项目上储备丰富，按照龙源电力承担全集团40%装机量计算，十四五期间约新增新能源装机规模30GW，公司2025年装机规模有望达约50GW，公司的装机规模有望加速成长。
2.2.2. 风电机组运营效率高，加大海上风电项目储备
利用小时始终高于行业平均，机组运营效率高。2021年公司风电发电量513亿千瓦时，同比增长17.44%。2021年上半年，风电平均利用小时数为1297小时，同比增加110小时。观察近年数字，公司的风电平均利用小时始终要明显高于行业平均水平，我们判断主要原因为：一方面多数公司所开发的项目资源禀赋好于当地的平均水平；另一方面，公司加大研发投入，推进技术改造。
由于各省风资源禀赋不同导致风电机组利用小时略有差异，因此装机位置的结构不同可能会导致公司的风电平均利用小时数和全行业水平有偏差，我们将龙源电力各省的风电平均利用小时数同该省份的平均利用小时进行对比，可以更直接的证明公司的运营效率较高。
对比发现，2020年，龙源电力机组所在省份中有18个省份的风电利用小时要高于当地平均水平，其中，西藏、江西、湖北、湖南、安徽等明显高于当地平均水平；另外，有8个省份的风电利用小时低于当地平均水平，但其中有4个省份只是略微低于平均水平，运营效率较低的浙江、内蒙古、吉林和辽宁的风电机组占龙源电力的比例分别为1.02%、11.75%、3.40%和4.67%，合计占比规模较小，龙源电力机组运营效率整体较高。
不断优化发展布局，大力配置海上风电项目。由于海上风速高、海水表面粗糙度低等特性，通常海上塔架高度对比风电项目可降低，同时寿命增加，发电增加，加大海上风电的投入有助于公司风力发电量的提高。为了加快海上风电项目的发展，2019 年，公司新增广东 1,000 兆瓦海上项目核准，填补了公司在南海海域风电项目核准空白；同年，公司新增储备创“十三五”新高，全年新增资源储备13.6吉瓦，其中百万千瓦以上规模的风电项目6个，分布在特高压基地和海上资源最好的内蒙、甘肃、山西北部、福建、广东区域，为后续发展奠定了坚实基础。公司海上风电项目的发展将成为公司新的增长点，有利于公司可持续发展。随着海上风电场技术的发展成熟，经济上可行，将成为重要的可持续能源。
2.3. 存量补贴压力减小，平价项目带来增量现金流
2.3.1. 欠补情况较为严重，应收账款比重连年提升
国家积极推动平价上网电价项目，新能源运营商目前存量项目的发电收入中国家补贴占比较大。据财政部发布的《2021年中央财政预算》，2021年可再生能源电价附加支出预算数为836.03亿元，其中，风电发电、太阳能发电预算补助分别为310.39亿元、475.30亿元。在行业发展前期，由于光伏、风电上网电价与燃煤标杆电价差值较大，新能源企业对度电补贴的依赖程度较高；2020 年国家持续加快推动风电等可再生能源产业发展的总体态势，在2021年新投入运营的陆风及光伏项目实行平价上网电价，2022年新投入运营的海风项目的国家补贴也取消，所以主要是新能源运营商过去存量项目的发电收入中国家补贴占比较大。
随着可再生能源的迅速发展，电价补贴资金来源已不能满足可再生能源发展的需要，补贴缺口日益增大。根据全国人大常委会检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，2017-2019年底，按年度计算可再生能源补贴缺口分别为1500亿元、2331亿元、3000亿元以上，较大的补贴缺口造成了补贴拖欠。另据彭博新能源财经估计，到2034年，我国电价补偿累计缺口将超过2810亿美元。
公司应收账款及应收票据规模较大。公司应收账款及应收票据余额2016-2020年同比增速较高，维持在20%以上，说明公司新能源补贴拖欠的压力持续增大。截至2021年6月末，公司应收账款及应收票据达251.93亿元，较2020年末增长了17%。
2.3.2. 存量补贴压力减小，平价项目带来增量现金流
现有政策背景下存量补贴问题随时间推进可能得到解决，企业也可通过其他途径主动改善因补贴拖欠带来的现金流压力。从补贴资金供需双方看，一方面，在用电量增长背景下，可再生能源电价附加收入有望逐年增加，保障补贴资金来源；另一方面，合理利用小时数明确了每个项目享受补贴的总电量，光伏、风电未来也将全面进入平价时代，补贴总需求规模基本可以确定。
从企业自身看，可以通过发行以补贴款作为基础资产的ABS、ABN，或出售存量电站，来优化自身资产结构。例如，2020年1月，龙源电力设立了7.13亿可再生能源电价附加补助绿色ABS，用以补充流动资金。
2.4. 公司风力发电量具有优势，资金管控优于同行
公司在风力发电量方面具有优势，风电业务盈利能力较高。2020年公司风力发电量为43683吉瓦时，领先行业主要竞争公司风力发电量，在抢占市占率方面具有一定优势。同时，风力发电量较高形成一定的规模效应可有助于降低风力发电成本。在毛利率方面，风电业务为公司的主要业务，公司整体毛利率变动趋势和风电业务毛利率趋于一致。
公司拥有行业领先的资金管理水平。公司相较于同行业而言具有更强的资金管控水平，从单位装机带息负债金额和资金成本率可体现出来。我们选取节能风电、三峡能源等公司作为可比对象，我们测算龙源电力的单位装机有息负债规模为3.67元/瓦，资金成本率为3.53%，位于较低水平。
财务费用率方面，龙源电力同样处于较低水平，2020年龙源电力的财务费用率为10.75%，仅高于江苏新能，其他同行业公司的财务费用率普遍在15%以上，也可以说明公司资金管控水平较高。
3. 风险提示
1) 宏观经济大幅下行的风险：用电需求与经济景气程度成相关关系，若宏观经济大幅下行，用电需求会相应降低。作为新能源电力运营企业，公司的生产活动与电力销售将会收到负面影响。
2) 电价下调的风险：电力是公司主要销售产品，若电价大幅下调，在同样的电力销售情况下，公司营收会受其影响而大幅下降。
3) 政策执行不及预期的风险：“碳中和”作为我国领导人在联合国一般性辩论上做出的庄严承诺，相关利好政策为行业和公司发展带来了良好预期。若政策执行力度不及预期，新能源装机与发电量规模或不及预期，给公司业绩带来影响。
4) 行业竞争过于激烈的风险：新能源运营商行业作为目前预期高增长的行业，行业自身竞争压力较大。公司在生产经营活动中将面临同业竞争压力，影响公司的装机规模的拓展与发电情况，较为激烈的行业竞争或给公司业绩带来负面影响。
5) 补贴持续拖欠的风险：近年来，国内新能源项目发展迅速，政府补贴资金压力大，结算周期较长，从而导致补贴电价部分收入回收较慢。2019年可再生能源补贴缺口已逾3000亿，政策层尚未出台具体的补贴拖欠解决方案，未来存在补贴长期拖欠的情况，可能对公司现金流与资本开支情况带来负面影响。
6) 公司开发项目不达预期的风险：公司预期未来会维持高资本开支以大幅提升自身新能源装机规模，在项目建设过程中存在建设进展过慢、项目质量不达标等开发项目不达预期的风险，或对公司未来发电规模的提升带来负面影响。
注：文中报告节选自天风证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。
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