（报告出品方/作者：中泰证券，汪磊）
1.1.碳中和目标确定，电力行业转型进入加速阶段
我国是煤炭消耗大国，火电燃煤产生二氧化碳占比最大。2020 年 9 月 22 日，国家领导人在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出，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。长久以来， 由于我国能源消费以化石燃料尤其是煤炭为主，叠加经济增长背景下能 源总需求的不断提升，导致我国长期处于全球二氧化碳排放之首。据 Enerdata 统计数据，2020 年我国化石燃料燃烧产生二氧化碳排放总量达 到 97 亿吨，其中燃煤产生的二氧化碳占 78%，远高于石油和天然气。
电力行业碳排放量最大，能源低碳化转型势在必行。据 IEA 机构给出的 追踪数据，电热生产为我国二氧化碳排放的主要来源，而在我国电力供 给以火电为主，煤炭为火力发电的主要一次能源，火电燃煤会排放大量 的二氧化碳。2018 年我国电力与热力部门碳排放占比高达 51%，远高于 欧美发达国家。同时，随着电能替代加速使得部分碳排放从终端用能部 门转移到电力行业。此外，包括数据中心和 5G 基站等新型用电需求的 增大，进一步加大了电力部门碳排放。因此，推动能源结构低碳化转型， 压减火电燃煤规模的同时扩大风光等清洁能源规模，成为降低碳排放的 重要举措，亦成为实现碳中和的重点发展方向。
1.2.十四五电力需求稳步提升，清洁能源加速由补充能源转向替代能源
经济发展稳定向好，用电量持续增长。近十年我国经济都保持了较高的 增速，2020 突如其来的新冠肺炎虽然对经济增长产生了较大影响，但得 益于政府快速响应，疫情在短期内得到了有效的控制，目前经济恢复稳 中向好。十四五阶段，我国经济水平由高增速向着高质量发展，产 业结构持续优化，产业基础高级化、产业链现代化水平不断提升。
我国风电装机容量保持增长态势。我国发电端装机容量稳定增长，其中 以风电和太阳能为代表的新能源装机近年来增速最快，占比逐渐增大。 根据中电联数据，截至 2021 年底，我国火、水、风、光发电累计装机占 比分别为 54.65%、16.40%、13.83%、12.88%。我国风电装机持续高速 增长，受陆上风电补贴退坡带来的抢装潮影响，2020 年新增装机容量高 达 7167 万千瓦，同比增长 178.64%。2021 年以来，受成本下降和海上 风电补贴退坡刺激装机量保持高增，2021 年新增风电装机容量 4757 万 千瓦。
十四五期间，可再生能源发电占比大增。根据 GEIDCO 发布的《中 国十四五电力发展规划研究》报告中预测，2025 年我国发电装机将 达 29.5 亿千瓦，其中清洁能源装机占比达 57.7%，风电光伏保持较高增 速，风电装机容量预计达到 5.36 亿千瓦，占所有发电装机容量的 18.2%。
以大代小陆续启动，老旧风场更新改造推进。风电技术经过多年的 变革已经跟早期有了极大的进步，部分老旧风机存在功率低、效率低、 使用时长短、维修保养费用高以及安全隐患大等问题，因此针对这部分 风场的以大代小就显得尤为重要。根据《我国风电机组退役改造置 换的需求分析和政策建议》一文的测算，十四五期间累计退役机组 容量将超过 120 万千瓦，全国改造置换机组需求将超过 2000 万千瓦；十 五五期间，风电机组退役改造置换规模约 4000 万千瓦。2021 年 8 月 30 日，宁夏自治区发改委发布《关于开展宁夏老旧风电场以大代小更新试点的通知》，成为首个推出以大代小细则的城市，其他城市 也将陆续展开。
1.3.预计 2025 年风电装机规模达 5.36 亿千瓦
碳中和政策推进背景下，风电、太阳能发电装机有望加快推进。2021 年 4 月 19 日，国家能源局综合司发布《关于 2021 年风电、光伏发电开发 建设有关事项的通知（征求意见稿）》，提出 2021 年，全国风电、光伏 发电量占全社会用电量的比重达到 11%左右，后续逐年提高，到 2025 年达到 16.5%左右。根据南方电网发布的《数字电网推动构建以新能源 为主体的新型电力系统白皮书》，2030 年新能源发电量占比有望达到 25%。根据以上数据和参考过往电力装机规模、利用小时数的数据，为 预测不同电力类型 2025 年装机规模，做出如下假设： 1）2021-2025 年 GDP 年均增长率为 5%； 2）假设 2025 年电力消费弹性系数均为 1； 3）2025 年，水电、核电、风电、光伏、火电发电量占社会用电量的比 例分别为 16.5%、5.0%、9.5%、7.0%、62%； 4）2025 年，水电、核电、风电、光伏、火电的利用小时数分别为 3660、 7350、1700、1050、4200 小时。
基于以上假设，据我们测算，预计 2025 年全社会发电量分别为 9.59 万 亿千瓦时，风电发电量为0.91万亿千瓦时，对应装机容量为5.36亿千瓦。
2.1.我国风能资源丰富，为大规模开发提供有利条件
风能资源总储量巨大且分布广泛，具备大规模开发的潜力。风能是非常 清洁的可再生能源，具有储量大、分布广的特点，通过风电机组将风能 转化为电能具有较高的经济性。根据中国气象局风能太阳能资源中心发 布的《2020 年中国风能太阳能资源年景公报》，2020 年全国陆地 100 米高度层年平均风速约为 5.7m/s，年平均风功率密度约为 221.2W/m2。 我国近海主要海区 100 米高度层年平均风速约为 8.3m/s，年平均风功率 密度约为 832.2W/m2。陆上风力资源主要集中在三北地区，海上风 力资源集中于东南沿岸，且海风风速明显大于陆地。东南沿海及其岛屿为我国最大风能资源区；内蒙古和甘肃北部，为我国次大风能资源区； 黑龙江和吉林东部以及辽东半岛沿海，风能储备也较为充沛；青藏高原、 三北地区的北部和沿海，风力资源同样优质。
风电成本持续下降，经济性逐步显现。随着风电技术的不断发展、市场 参与度不断提高，全球范围内风电的建设成本和度电成本（LCOE）持 续降低。根据 IRENA 公布的《2020 年可再生能源发电成本》报告，2010 年至2020年全球陆上风电、海上风电建设加权平均成本分别下降31.27%、 32.32%，我国陆上风电、海上风电建设加权平均成本分别下降 15.72%、 33.69%。除此之外，风电的 LCOE 持续快速下降，目前陆上风电的度电 成本已经具有一定的成本优势，全球陆上风电、海上风电度电成本 10 年间分别下降 55.92%、47.73%，我国陆上风电、海上风电度电成本分别 下降 54.02%、52.79%。据 IRENA 估计，2020 年全球新增陆上风电中约 100GW 装机的 LCOE 已低于最便宜的化石燃料发电。未来随着风电初始 建设投资的降低、单个风场规模增大、运营成本的摊薄以及利用小时数 改善带来的售电收入提升，风电经济性将进一步凸显。据《中国十四 五电力发展研究规划》预测，到 2025 年陆上风电 LCOE 降至 0.31 元， 海上风电 LCOE 将降至 0.74 元。
2.2.成本端：风机大型化显著降低投资成本，规模效应降低运维成本
风机占初始投资较高，大型化进一步降低单位功率成本。风电工程初始 投资中风机占比最高，根据统计数据，陆上风电风机占总成本约 49%， 海上风电中约占 45%。风电场的建筑工程费用占比第二高，海上风电由 于施工环境特殊，这部分成本占比要高出陆上风电约 10pct。IRENA 给 出了 2010 至 2020 年间，全球主要的风电国家的风机平均功率和风轮直 径的演变，可以看出十余年间各国风机直径都有所增大，功率也随之增 大，2020 年各国平均风机容量达 2.22~4.13MW，风轮直径从 103 米至 134 米不等。风机的平均价格持续下降，风机供应商 Vestas 平均出货价 格由 2010 年的 64828 元/kW 降至 2020 年的 32914 元/kW，降幅达 49%。 与国外风机相比，国产风机价格显著低于 Vestas 公司平均出货价，未来 随着风机的功率不断提升，风机单位功率成本或将进一步下降。
成本下降引致价格下降，技术升级强化规模效应。近年来，风机主要部 件均已实现了国产化，国内的风机供应商正加速更大型风机的研发。风 机价格的下降主要受风机成本降低的影响，成本的降低主要有三方面原 因，一方面是风机大型化摊低整机制造环节单位零部件用量进而节约成 本，另一方面是各风电整机厂商、塔筒供应商都在优质资源附近投产了 新机型的产能，有效降低了运输成本，最后，经历了 2020 年陆上风电的 抢装潮后，风机供应链中零部件价格也有所回落。未来风机价格下 降主要动力将来自于风机大型化带来的规模效应，当前我国的风机在装 机功率上与国际水平仍有一定的差距，技术升级仍有很大的空间，未来 装机成本下降趋势仍将继续。2021 年 12 月以来，多个风电项目的风机 价格为 2000 元/KW 左右，反映出技术升级引起的风机成本下降的趋势。 预计未来随着技术升级持续推进，风机价格有望进一步下降。
风场规模逐渐增大，数字化赋能降低运维成本。除初始投资外，风电场 运营还包括运维成本，主要包括定期维护费用和故障维修费用。海上风 电由于气候条件差、维修难度高等原因相对于陆上风电有更高的运维成 本。根据 IRENA 机构给出数据可以看出，新装机风电机组的单机容量逐 渐增大，2020 年新增装机容量平均达 7.5MW，单个风场平均总装机容 量达 301MW。随着风电机组单机容量的不断增加及我国风电开发的不 断深入，利用智能控制技术，通过先进传感技术和大数据分析技术的深 度融合，综合分析风电机组运行状态及工况条件，对机组运行参数进行 实时调整，实现风电设备的高效、高可靠性运行，是未来风电设备智能 化研究的趋势。风电运营公司通过多年的技术积累叠加智慧风场运营管 理的逐渐成熟，通过建立大数据平台与风场在线监控系统，对所有机组 状态进行实时监控和分析，即时跟踪风机疲劳程度和磨损状态，对零件 的剩余寿命进行提前预判。风电服务商将实现风电场集中运维、智慧管 理、无人化值守，有效压缩风电的运维成本。（报告来源：未来智库）
2.3.供给端：陆风平价上网热情不减，海风平价在途
风机大型化降本增效明显，风电运营企业收入增厚。如前所述，风机大 型化使得风机成本快速下降，进而直接降低了风电项目的初始投资。此 外，风机叶片尺寸变大使得叶片旋转扫风面积更大、扫风能力更强。据 测算，叶轮直径由 70 米增加到 77 米，扫风面积增大 21.65%，单机年发 电量增加约 40 万千万时。叶轮直径增大一般也伴随着塔架的增高，塔架 增高的直接优势就是会增大风机来流风速和利用小时数，带来发电效率 和发电量的双重提升。据中国风能协会测算，在风切变为 0.3 的条件下， 塔架高度从 100m 增至 140m，年均风速从 5.0m/s 增至 5.5m/s，某机组等 效满发小时数从 1991 小时提升至 2396 小时，提升约 20%。
陆风已实现平价，风电运营由补贴驱动转向市场驱动。可再生 能源上网电价由脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源电价补贴两部分构 成。火电标杆价是新能源发电企业价格的锚定指标，未来价格下降空间 或较为有限。电价是影响新能源发电运营商收入的重要指标，近年来伴 随着新能源发电装机的推进，为促进行业健康有序发展，国家发改委等 部门密集出台多项电价补贴措施。整体而言，未来新能源发电的电价有 望逐步趋稳，看好新能源发电运营商的业绩稳健增长。
陆上风电平价时代来临，海上风电平价过渡。针对风电补贴国家已进行 了数次调整，目前陆上风电补贴逐渐退坡完成，2018 年底前核准的存量项目、2019-2020 年新核准项目分别在 2020 年、2021 年没有并网的，国 家将不再补贴，并且 2021 年以后新核准的陆上风电项目全面实现平价上 网，国家不再补贴。海上风电补贴退坡力度相对较小，其中潮间带受影 响更大，2019 年以后新核准的项目将按照所在地区陆上风电指导价进行 补贴。近海 2019-2020 年新核准的项目的指导价调整为每千瓦时 0.80 元、 0.75 元。2022 年及以后完成并网的，执行并网年份的陆上风电指导价。
弃风限电问题改善，利用小时数企稳。我国风力资源分布广泛，然而在 西北、东北等地风资源丰富的地区用电量却相对较少。因此早期风电高 速发展引起了严重的消纳问题。为引导新能源理性投资、有序建设，国 家能源局后续出台《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展 的通知》等多项规定，通过禁止利用小时数过低的资源区新项目的核准 抑制弃风现象。近年来在装机量大幅提升的同时，平均利用小时数稳定 在 2000 小时以上，风电持续消纳持续向好，弃风率持续降低。根据全国 新能源消纳检测预警中心公布的数据，2021 年，全国风电利用率为 96.9%， 弃风率为 3.1%，弃风率较 2020 年的 3.6%下降 0.5pct。
统筹发展建设大型风电基地，特高压助力提升消纳水平。在风资源丰富 的区域建设大型发电基地，有利于摊薄运输、施工、吊装等建设成本， 也有利于降低后期运维成本。根据《中国十四五电力发展规划研究》 给出的中长期发展规划，海上风电将主要在广东、江苏、附件、浙江、 山东、辽宁和广西沿海等地去开发，十四五期间新增陆上风电、海上风 电装机规模分别为 289、24GW。过去由于三北地区发电装机规模较大， 但是自身用电负荷水平较低，远距离输电能力有限导致弃风率较高。随 着我国特高压直流通道、特高压同步电网等建设，将大大增强电力输送 能力，有效提高新能源发电的消纳。我国跨区跨省电力流总体呈现西 电东送和北电南送格局。东部加快形成三华建成五横四纵 特高压交流主网架，大幅提升电网安全稳定水平；川渝形成两横一环 网特高压交流主网架。而海上风电多集中在东部沿海城市，有望继续 保持新能源发电的全额消纳。
应对间歇性与波动性问题，配置储能或将发挥重大作用。随着储能技术 的发展，通过储能来补充风电间歇性和波动性已成为可能。目前储能技 术包括多种形式，其中电化学储能以其响应速度较快、适用范围广、能 量利用率较高等优势为主要配置手段。储能系统主要作用为减少弃风率 和提供调峰辅助服务，今年以来，储能电池成本快速下降，配置储能电 站对可再生能用短期内盈利能力的影响将大幅减少。我国不断提升新建 可再生能源项目配建储能电池系统的要求。2021 年以来，多个省份要求 在风光新能源发电项目中配置储能系统，大部分对储能电池与可再生能 源项目装机容量挂钩比例的要求为 10%，最低连续储能时长为 2 小时。
海上风电对储能要求更高，目前发电制氢前景较为明朗。对于海上发电 来说，建设海上电网的便携性和经济性远低于陆上风电，因此更适合将 电能转换成液态或气态的化学能来储存。2022 年 1 月，国家发改委和国 家能源局印发《十四五新型储能发展实施方案》，提出到 2025 年， 新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，并具备大规模商业化应用 条件；到 2030 年，新型储能实现全面市场化发展。在众多技术路线中，海水发电制氢进展较为迅速，一种方式为将海上风电发电通过电解水制 氢，将液氢转换成合成天然气（SNG）进行运输和利用；另一种方式为 将电能直接传递给海水油气平台，在平台上进行电解水制氢，利用平台 的油气管道输送给陆地使用。目前德国、丹麦、荷兰都正在进行相关项 目的建设，荷兰位于斯海弗宁恩海岸的 PosHYdon 风电项目预计 2021 年 末完成 1MW 电解水制氢试点工程。我国福建漳州发布十四五规划 也指出，布局海上风电制氢等氢能产业基地，发展氢燃料水陆智能运输 装备，构建形成制氢—加氢—储氢的产业链建设。
2.4.需求端：清洁能源发电被赋予更高价值，交易市场逐步完善
CCER 抵消机制可减少控排企业履约成本。CCER 是指对我国境内可再 生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证， 并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量， 是除政府分配给企业的碳排放配额以外，另一类可在碳市场参与交易的 基础产品。CCER 能以 1:1 的比例抵消碳配额。生态环境部 2021 年 1 月 5 日发布《碳排放权交易管理办法》第二十九条规定，重点排放单位每 年可以使用国家核证自愿减排量抵消碳排放配额的清缴，抵消比例不得 超过应清缴碳排放配额的 5%。CCER 能以 1:1 的比例抵消碳配额，交易 价格通常比碳配额更便宜，因此，控排企业会优先考虑购买符合条件的 CCER 来抵消碳排放。2021 年纳入全国碳市场的覆盖排放量约 40 亿吨， 按照 CCER 可抵消配额比例 5%测算，CCER 年需求约为 2 亿吨。目前纳 入碳市场管理的行业主要为电力行业，若未来建材、钢铁、化工等其他 行业也纳入到碳交易市场中，则对于碳排放配额和 CCER 的需求有望进 一步增长。
CCER 审批重启待定，碳交易市场逐步完善。由于 CCER 价格低于碳排 放权配额价格。因此，控排企业通常会优先考虑购买符合条件的 CCER 来抵消碳排放。然而 CCER 项目备案已于 2017 年暂停且重启日期至今 待定，只有存量的 CCER 在各大试点交易。随着 2021 年 7 月全国碳交 易市场正式启动，碳交易市场逐步完善。
以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，采用证电统一模式。2021 年 9 月 7 日，绿色电力交易市场首次启动，259 家市场主体参与，首日达成 交易电量 79.35 亿千瓦时。目前，绿电的出售方主要以五大发电企业的 平价项目为主，未来随着覆盖范围扩大，更多的平价项目将纳入绿电交 易体系。对于需求侧市场，用户可以通过电力直接交易的方式购买风电、 光伏发电等新能源电量。在收获电能价值的同时，还能享受环境价值， 得到可溯源的绿电消费认证。绿色价值和电量价值并轨将激发风电等新 能源企业进入市场的积极性。
绿电交易刺激需求侧，利好新能源运营商。我国是全球最大的碳排放国 家，在双碳目标下，未来国家对于碳排放的要求将不断提高，更多 高耗能企业将进入市场，绿色电力带来的环保属性对于降低碳排放愈加 重要。对于需求侧市场，绿电交易能够降低控排企业的碳市场履约成本， 推动新能源电力在绿电市场产生溢价效益。随着绿电市场的推进，中长 期来看绿电交易可能达到千亿千瓦时级别市场规模，能够极大促进新能 源高效消纳，缓解弃风限电现象，从而支撑风电等新能源实现更大 规模的增长，为未来实现新型电力系统电力平衡打下坚实基础。
绿电交易未来附加收益潜力巨大。目前，首批绿电较当地电力中长期交 易价格上浮 0.03-0.05 元/千瓦时。到 2030 年，如果绿电交易电量规模能 够达到 12000 亿千瓦时（约占当年新能源电量 50%），绿电交易市场附 加收益约为 360-600 亿元。展望未来，随着新型电力系统中新能源电量 占比的持续增加，绿电交易将带来更高的附加收益。
3.1.新能源发电项目全面布局，海上风电发展迅速
公司专注于风力发电、光伏、生物质发电等新能源发电项目的投资开发 及建设运营。截至 2021 年，公司陆上风电、海上风电、光伏、生物质装 机规模分别为 61.13、29.60、2、3 万千瓦。公司重组并购的中闽海电在 海上风电项目建设和运营管理方面拥有丰富的经验，其投建的莆田平海 湾海上风电场一期项目是东南沿海地区首个投入商业运行的海上风电项 目。此外，公司还投资参与福建省电动汽车充换电基础设施建设。
公司控股股东为省国资福建投资开发集团。截至 2021 年 9 月，福建省 投资开发集团持有公司 64.14%的股权，为公司第一大股东。近年来，大 股东持续为公司赋能，前期已实施中闽海电重组并入，承诺未来择机注 入闽投海电（平海湾海风三期项目）、宁德闽投/霞浦闽东（宁德霞浦 A/B/C 区），若能按时完成，有望推动公司海上风电运营规模继续扩大。
3.2.十四五海风装机容量有望大幅增长，公司盈利水平快速提升
海上风电规模大幅增长，风电装机总容量强势翻倍。2020 年，公司风电 装机容量打破近四年的稳态格局，实现翻倍增长。陆上风电方面，大帽 山、王母山、马头山、平潭青峰二期风电场项目所有机组完成并网，2021 年前述项目全年全容量并网发电，新增风电装机容量 19.98 万千瓦。海 上风电方面，截至 2021 年 12 月，平海湾一期与二期共计投运 29.6 万千 瓦。2017 年以来，公司风电、光伏毛利率稳中有升，2020 年分别达到 68.14%和 57.22%。2021 前三季度，公司营业收入达 10.01 亿元，同比增 长 50.90%，归母净利润 3.90 亿元，同比增长 94.92%。
多措并举保障设备稳定运行，力争大风年创造大效益。2020 年公司在设 备检修技改方面共投入 6100 多万元，并通过加强管理监督，优化运行方 式，积极参与电量市场化交易等手段，保障设备高效利用，争取发电收 入最大化。据公司公告，2021 年公司发电量达 27.22 亿千瓦时，同比增 长 18.15%，完成上网发电量 26.54 亿千瓦时，同比增长 18.48%。据公司 公告，2020 年，公司权属福建省内陆上风电项目平均利用小时数为 3206 小时，同比增加 541 小时，海上风电项目平均利用小时达到 4530 小时， 同比增加 1102 小时。
未来五年海上风电发展进入快车道。公司海上风电项目储备丰富。2021 年，平海湾二期 24.6 万千瓦项目投产。同时，公司控股股东福建省投资 开发集团下属闽投海电的平海湾海风三期 30.8 万千瓦项目已投产。展望 未来， 宁德闽投（宁德霞浦海上风电场 A、C 区项目）、霞浦闽东（宁 德霞浦海上风电场 B 区项目）在投产后也将逐步注入到上市公司体内， 公司海上风电规模有望继续突破，将为公司带来更多的经济效益。
公司并购成本和财务负担较低。公司于 2020 年通过发行可转债与定向增 发收购中闽海电 100%股权，同时平海湾一期、二期项目注入公司。公 司充分利用资本市场再融资工具，借助定向可转债新政完成了配套融资， 平海湾海风二期项目的总投资额共计 44.6 亿元，其中低成本建设资金占 比 42%，主要来源为 12.56%的可转债（向 6 个配售对象发行 5.6 亿元可 转债）和 32%的新开发银行（利率 3MSHIBOR-3BP）。低成本贷款有助 于缓解项目建设期和运营初期的现金流压力，提高公司运行的稳定性。
目前现金流充足，补贴回款慢可能拖累未来现金流。公司 2020 年以来 并网容量大增，发电量显著增长推动现金流大幅增加。然而受国家可再 生能源补贴回收期延长影响，公司应收账款和周转天数水平较高。截至 2021 年上半年，公司应收账款达到 13.92 亿元，应收账款周转天数由 2016 年的 127 天升至 2021 年上半年的 304 天。目前公司海上风电项目装机规 模持续增长，而海上风电电价中补贴占比也将持续升高，未来公司应收 账款规模以及周转天数预计依然会维持在较高的水平。
3.3.坐拥优质资源区，风电运营度电利润高
福建省海上风能资源禀赋居于全国前列。由于闽江口以南到厦门湾区间 受台湾海峡狭管效应影响，年均风速大、风向稳定且海域水深高， 使得福建地区风力资源优质。根据福建省气候中心发布的《福建沿海 70 米高度风能资源分布特点及评估》，福州中南部至泉州南部沿海一带风 能资源最为丰富，年有效风功率密度介于 516.7-930.4W/m2之间。同时， 位于福建南部的漳浦县赤湖镇一带的风能资源也非常丰富，年有效风功 率密度超过 509.9W/m2。福建沿海地区年平均有效风能时数及其百分率 分别为 7837.3h、82.9%。此外，从风速来看，福建沿海地区年平均风 速在 7.5-10m/s 范围内，莆田、泉州所在的局部地区由于狭管效应 存在，风速可达到 10m/s 以上。
地理位置优势显著，风能利用率较高。公司已投产的陆上风电场主要位 于风资源较优的福清、平潭、连江等沿海地区，实际运行年利用小时数 高、无弃风限电。福建省风电平均利用小时数居于全国首位，2020 年福 建省风电平均利用小时数达到 2880 小时，比全国平均水平高 783 小时。 2020 年公司权属福建省内陆上和海上风电项目平均利用小时数分别为 3206 和 4530 小时，同比分别增加 541 和 1102 小时，风光度电利润达到 0.29 元/千瓦时，居行业前列。
福建省内电力就近消纳能力强，基本无弃风限电现象。截至 2020 年，公司 86%的风电装机分布在福建省内在福清、平潭、莆田、连江等 沿海地带，这些地区人口集中，经济发展水平较高，电力消纳能力较强。 2020 年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率为 1.66%，限电 损失电量482万千瓦时，在哈密地区的红星二场光伏电站限电率4.01%， 限电损失电量 148 万千瓦时。目前，福建省非水电可再生能源比重低于 国家能源局规划目标，风电增长空间较大。2015-2020 年，公司在福建 省的风电项目均未出现弃风限电的情况。 十四五期间，公司在 福建省的海上风电项目将进快速发展期，福建省风电装机占比将持续上 升，预计公司未来上网电量将持续增长。
福建度电成本全国最低，海上风电平价时代或加速来临。福建海风的平 均风速在 7.1~10.2m/s 之间，根据现有风机技术，海上风电年均利用小时 数可达到 4000 小时。受海床结构和台风因素影响，尽管福建海上风电起 步较晚、单位造价较高，然而由于海风资源禀赋优异，现阶段福建海上 风电度电成本为 0.487-0.588 元/kwh，处于较低水平。2020 年，财政部、 国家发改委、国家能源局印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发 展的若干意见》，明确新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。 平价上网政策将进一步推动风电新技术应用，预计未来风电成本将持续 下降，推进风电向平价上网过渡。福建省海上风电未来发展前景依然优 于我国大部分省市，海上风电有望率先进入平价时代。（报告来源：未来智库）
核心假设：十四五国内风电新增装机规模维持高位。在 2030 年碳达 峰与 2060 年碳中和的目标下，中国新能源发电装机规模增长空间广阔。 海上风电平价即将来临，福建省坐拥优质海上风能资源，2021-2030 年 海上风电装机有望提速。公司作为省内首个海上风电运营商，结合大股 东的资源优势，有望在获得新项目上更具有竞争力。我们对公司未来营 收和毛利预测如下：
并网容量：2020 年末公司陆上风电并网容量为 61.63 万千瓦，海上风电 并网容量 18.2 万千瓦，海上风电在建容量 11.4 万千瓦。考虑 2021 年公 司平海湾二期项目全面并网，同时假设闽投海电（平海湾三期 30.8 万千 瓦海上风电项目）于 2023 年中注入，因而假设 2021-2023 年公司期末海 上风电并网容量分别为 29.6、29.6、60.4 万千瓦，同比增长 62.64%、0%、 105.41%。此外，2021 年，公司新增生物质发电装机容量 30MW，预计 将于 2022 年贡献收入。
发电小时数：2020 年公司福建陆上风电平均利用小时数为 3206 小时， 高出全国行业平均水平约 1109 小时，福建海上风电平均利用小时数为 4530 小时。参考公司过往利用小时数情况，假设 2021-2023 年公司福建 陆上风电利用小时数保持为 3200 小时，福建海上风电利用小时数保持为 4500 小时，黑龙江风电利用小时数保持为 2600 小时。光伏发电方面， 假设 2021-2023 年公司光伏发电利用小时数保持为 1700 小时。生物质发电方面，由于公司生物质发电项目产能爬坡完成，产能利用率提升，假 设 2022、2023 年利用小时数分别为 6600、6800 小时。
电价：公司所以风电项目都符合补贴要求，享受补贴电价。公司福建、 黑龙江陆上风电补贴电价（含税）分别为 0.60、0.50 元/kwh，福建海上 风电补贴电价（含税）为 0.85 元/kwh。此外，平海湾海风三期预计将于 2023 年注入上市公司体内。光伏发电方面，参考过往结算电价，假设 2021-2023 年公司光伏发电结算电价分别为 0.69、0.68、0.68 元/kwh。生 物质发电方面，假设上网结算电价为 0.65 元/kwh。
营业成本：公司的营业成本主要为折旧费用，由于平海湾二期项目全面 并网和新增生物质发电项目，且于 2023 年预计平海湾三期注入上市公司 体内，因而公司折旧费用将呈持续增加的态势。假设 2021-2023 年公司 折旧分别为 3.26、3.71、4.87 亿元。人工成本在公司营业成本中占比较 高，随着项目装机规模增长，公司人工成本也将有所增加，假设 2021-2023 年公司人工成本分别为 1.00、1.14、1.63 亿元。此外，营业成本中的其 他成本随着装机规模增长亦有所增长，假设 2021-2023 年分别为 0.60、 0.63、0.66 亿元；其他业务成本则假设保持稳定为 0.02 亿元。综合以上 假设，预计 2021-2023 年公司总营业成本分别为 4.88、5.50、7.18 亿元， 毛利率分别为 73.09%、75.86%、73.36%。
（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】。
