1、2021 年深度行业分析研究报告 nMpRpNtOpOtPnMnQoRvMpObRcM8OtRpPpNmNfQoOrOiNnNpQaQnMpQMYrQnPMYsOtN3 3第 3 页 共 26 页 1. 三峡集团新能源业务平台 加速发展海上风电 . 6 2. 陆上风光布局良好 资源获取能力强. 8 2.1 风电：资产质量优质 示范性项目标杆作用显著.8 2.2 光伏：多渠道发力 资源获取能力强. 10 2.3 多维度优势突出 支持风光快速增长.11 3. 海上风电引领者 资源+技术炼造海上霸主 . 13 3.1 海上风电先行人 资源储备居行业前列. 14 3.2 政策支持成本下降 海上风电迎来

2、黄金发展期. 14 3.3 海上风电“领导者” 厚积薄发未来可期. 19 4. 盈利预测及估值. 21 目录 4 4第 4 页 共 26 页 图表目录 图 1：三峡能源股权结构. 6 图 2：三峡能源发展历程. 6 图 3：2012-2020 风电累计装机规模 . 7 图 4：2012-2020 光伏累计装机规模 . 7 图 5： 2016-2020 公司营收持续增长 . 7 图 6：2016-2020 公司归母净利润稳定增长 . 7 图 7：三峡能源装机分布. 8 图 8：2019 年同行业公司风电利用小时数比较（h） . 9 图 9：公司陆上风电毛利率高于同行业平均水平 . 9 图 10：

3、2017-2020 年公司光伏装机量及其增速 . 11 图 11：2020 年主要集团光伏装机（单位：GW） . 11 图 12：2020 年上市公司风电装机比较（单位：万千瓦） . 12 图 13：2020 年上市公司光伏装机比较（单位：万千瓦） . 12 图 14：可比公司资产负债率比较（%） . 13 图 15：2020 年可比公司负债利息率比较 . 13 图 16：海上风电装机容量. 15 图 17：2020 年各国累计海上风电装机占比 . 15 图 18：我国主流机组大型化趋势. 17 图 19：海上风电单位千瓦投资情况 . 17 图 20：大叶轮、高塔筒、大兆瓦风机有效降低海上风电

4、资本开支 . 18 表 1：公司募投资金投向（单位：亿元） . 7 表 2：公司投产的主要标杆性项目 . 9 表 3：光伏项目探索“光伏+”多业务模式 . 10 表 4：三峡能源中标的光伏领跑者项目. 10 表 5：公司参股上下游企业（截至 2021 年 Q1） . 12 表 6：三峡集团与各省签订的战略合作协议 . 14 表 7：江苏、广东、浙江、福建十四五规划已出 . 16 表 8：广东、浙江海上风电补贴政策 . 16 5 5第 5 页 共 26 页 表 9：主要省份建造成本构成明细 . 17 表 10：陆上风电和海上风电建造成本对比 . 19 表 11：公司海上风电项目首次应用的关键技术

5、. 19 表 12：主要省份平均风速和年等效利用小时数. 20 表 13：新增装机预测（万千瓦）. 21 表 14：可比公司估值（总市值和归母净利润单位均为亿元）. 21 表 15：公司利润表预测（百万元） . 22 表 16：资产负债表预测（百万元） . 22 表 17：现金流量表预测（百万元） . 24 6 6第 6 页 共 26 页 1. 三峡集团新能源业务平台 加速发展海上风电 三峡能源为三峡集团新能源业务的战略实施主体。三峡集团成立以来始终瞄准发展清洁能源的战略方向，目前已发展成为世界最大的水电开发企业和中国最大的清洁能源集团。三峡能源最早可追溯至水利部旗下水利工程综合经营公司，20

6、08 年并入三峡集团，2010 年更名为三峡新能源，成为三峡集团新能源业务的战略实施主体。近年来公司加快新能源发展步伐，目标成为综合实力国内领先、世界一流的新能源公司。 图 1：三峡能源股权结构 资料来源：公司招股书，申万宏源研究；注：黑色文字为 IPO 前股权占比，红色文字为 IPO 后股权占比 图 2：三峡能源发展历程 资料来源：公司官网，申万宏源研究 秉持“风光协同、海陆共进”开发思路，风光装机规模在快速上升的同时保持均衡。与主要电力央企注重开发风电或者光伏不同，三峡能源始终秉持“风光协同、海陆共进”的开发思路，均衡布局风电光伏产业。2012-2020 年，公司风电装机规模从 150 万

7、千瓦增长至 880 万千瓦，复合增长率 24.8%，光伏累计装机从 3 万千瓦增长至 650 万千瓦，复合增长率 95.9%，截至 2020 年 12 月底，公司累计并网装机规模超 1500 万千瓦，其中陆上风电累计装机规模超 750 万千瓦，海上风电装机规模超 130 万千瓦，光伏装机 7 7第 7 页 共 26 页 规模超 650 万千瓦，中小水电装机规模超 22 万千瓦，业务范围涵盖全国 30 个省、自治区和直辖市，风光装机规模均处行业前列。 图3：2012-2020 风电累计装机规模 图4：2012-2020 光伏累计装机规模 资料来源：公司招股书，申万宏源研究 资料来源：公司招股书，

8、申万宏源研究 受益于装机容量和发电量的持续提升，公司近年业绩稳定增长。受装机规模快速增大影响， 公司2016-2020年营收从51.76亿元增长至113.2亿元， 4年CAGR为21.6%，归母净利润从 15.3 亿元增长至 35.9 亿元，4 年 CAGR 达 23.8%。 图5： 2016-2020 公司营收持续增长 图6：2016-2020 公司归母净利润稳定增长 资料来源：wind，申万宏源研究 资料来源：wind，申万宏源研究 IPO 募集资金 227.1 亿元主要投向海上风电。 公司此次 IPO 上市共募集资金 227.1亿元，扣除发行费用后，募集资金净额 225 亿元。公司规划主

9、要用于海上风力发电项目建设，总装机规模 250 万千瓦，进一步巩固公司“海上风电引领者”地位。 表 1：公司募投资金投向（单位：亿元） 项目 总投资额 预计并网日期 利用小时 装机（MW） 拟投入募集资金 昌邑市海洋牧场与三峡 300MW 海上风电 51.28 2021 年底 2700 300 48.5 江苏如东 H6（400MW）海上风电 70.99 2021 年底 3000 400 9 江苏如东 H10（400MW）海上风电场 71.67 2021 年底 3000 400 10 0%10%20%30%40%50%60%70%0050060070080090010002

10、012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020风电装机规模（万千瓦）yoy0%10%20%30%40%50%60%70%005006007002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020光伏装机规模（万千瓦）yoy0%5%10%15%20%25%30%35%0204060800020营业总收入（亿元）yoy0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%0554020019

11、2020归母净利润（亿元）yoy 8 8第 8 页 共 26 页 阳西沙扒 300MW 海上风电项目 54.2 2020 年底 2756 300 38 阳西沙扒二期 400MW 海上风电场项目 76.18 2021 年底 2700 400 68.5 漳浦六鳌海上风电场 D 区项目 92.64 2021 年底 2700 402 15 长乐外海海上风电场 A 区项目 70.52 2021 年底 2700 300 11 补充流动资金 50 总计 250 资料来源：公司招股书，申万宏源研究 2. 陆上风光布局良好 资源获取能力强 2.1 风电：资产质量优质 示范性项目标杆作用显著 公司陆上风电以中东南

12、部和特高压配套基地为重点，不断优化发展布局。公司风电布局重点向具有外送条件、平价上网的新能源基地和电网接入条件好、消纳能力强的中东南部延伸。同时，公司风电资产布局充分考虑风资源状况，以公司风电装机第一大省内蒙古为例，公司内蒙古机组发电小时数高于地区平均水平 20%。 图 7：三峡能源装机分布 资料来源：公司官网，申万宏源研究 利用小时数和毛利率均居行业前列。2019 年公司风电利用小时数达 2250 小时，超全国平均水平 168 小时，居处行业前列。受益于资产布局良好和成本管控能力强， 9 9第 9 页 共 26 页 公司陆上风电毛利率高于行业平均水平。2018-2019 年，陆上风电毛利率为

13、 57.44%和57.22%，较同行业平均水平高 0.15 个百分点和 1.31 个百分点。 图8：2019 年同行业公司风电利用小时数比较（h） 图9：公司陆上风电毛利率高于同行业平均水平 资料来源：公司公告，申万宏源研究 资料来源：公司公告，申万宏源研究 通过建设示范性标杆项目强化公司影响力，为资源积累项目储备奠定基础。截至 2020 年底，三峡能源已投产陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、甘肃等 25 个省份。其中，在内蒙古四子王旗建成了当期国内乃至亚洲单体规模最大的陆地风电项目（40 万千瓦），项目的建成对加快推动陆上风电规模化开发和管理起到积极促进作用。在青海锡铁山建成了国内首个高海拔兆瓦

14、级风电项目，项目的建成对我国高海拔地区风能资源的利用起到积极示范推动作用。随着风电平价上网时代到来，新投产项目的回报率很大程度上取决于新技术的应用和规模化的开发，而公司这些标杆性项目的建立展现了深厚的技术护城河和项目建设经验，为公司后续获取项目和降本奠定了基础。 表 2：公司投产的主要标杆性项目 项目 主要内容 陆上风电 内蒙古乌兰察布源网荷储示范项目（300 万千瓦） 全球规模最大的源网荷储示范项目，项目建设对当地加快构建现代能源经济体系、推动经济社会高质量发展具有重要意义 内蒙古四子王 40 万千瓦风电场 内蒙古四子王 40 万千瓦风电场当期亚洲单体规模最大的陆地风电项目，项目的建成对加快

15、推动陆上风电规模化开发和管理具有积极促进作用 青海锡铁山 10 万千瓦风电场 国内首个高海拔风电项目，项目的建成对我国高海拔地区风能资源利用具有积极示范作用 新疆哈密 20 万千瓦风电场 国家能源局特许权项目，项目的建成对加快产业援疆、促进当地经济社会发展、推动绿色能源开发利用具有重要意义 资料来源：公司官网，申万宏源研究 0500025003000福能股份三峡能源嘉泽新能节能风电华润电力龙源电力全国吉电股份大唐新能源江苏新能45%47%49%51%53%55%57%59%201720182019行业平均三峡能源 1010第 10 页 共 26 页 2.2 光伏：多渠道发

16、力 资源获取能力强 2011 年三峡能源通过投产青海格尔木 10MW 项目切入光伏发电领域， 通过扩展业务模式、积极参与光伏领跑者项目、与各省签订各项战略合作协议积累丰富的光伏项目资源，光伏装机量迅速提升。 探索光伏+多业务发展模式，更受政府青睐。三峡能源在光伏项目开发中，积极推行光伏多元化模式，例如三峡能源陕西铜川光伏领跑者项目配套规划“生态农业+精准扶贫+观光旅游”，打造多功能、高品质光伏农业观光景区，吉林双辽服先光伏、山东济宁光伏示范基地等项目采取农光互补或渔光互补方式建设等。 公司通过实施 “光伏+”模式能够因地制宜利用土地资源，以最小的土地投入带动当地经济发展，提高项目经济效益和社会

17、效益，受到地方政府的广泛青睐，项目核准相对较易。 表 3：光伏项目探索“光伏+”多业务模式 项目 主要内容 河北曲阳 20 万千瓦光伏电站 国内单体最大的山地光伏项目，带动光伏产业技术创新，同时将光伏开发与精准扶贫等有机结合，打造“光伏+”的“曲阳模式” 陕西铜川 25 万千瓦光伏电站 陕西铜川 25 万千瓦光伏电站国家能源局首批三个光伏技术领跑基地项目之一，实现“光伏+农业+扶贫+旅游”四位一体，有效促进铜川地区环境保护、电源结构优化调整、能源多元化供应的持续发展 吉林双辽 19 万千瓦光伏电站 吉林省最大的农光互补项目，采用“光伏+农牧业”新模式，实现土地高效利用、农业经济发展、生态设施保

18、护三大效益统一的巨大改变，逐渐形成“以草养畜、畜粪还田”的循环经济发展新趋势 江苏泗洪 10 万千瓦光伏电站 国家光伏发电领跑奖励激励基地一号牧光互补项目，集光伏先进技术示范、特色畜牧养殖、特色农业种植相结合的综合示范基地新能源项目，打造“农牧光”三位一体新模式 内蒙古达拉特 10 万千瓦光伏电站 内蒙古达拉特 10 万千瓦光伏电站内蒙古自治区光伏发电应用领跑示范基地，通过“光伏+治沙+农林+旅游”模式，推进沙漠生态治理、可再生能源发电产业、沙漠农林产业、沙漠特色旅游等多产业整合发展，实现地区经济转型升级 资料来源：公司官网，申万宏源研究 积极参与光伏领跑者计划，集团层面争取资源，光伏业务迅速

19、发展。自 2015 年国家能源局推行“领跑者”计划以来，在地面电站指标逐年减少的情况下，领跑者基地指标就成为各大企业角逐的重点战场。2016-2018 年，公司成功中标多地光伏领跑者项目且全部投运，在新增光伏装机容量达到 1GW 的同时，彰显了公司在技术、施工、运维等方面的成本管控优势。 表 4：三峡能源中标的光伏领跑者项目 时间 第几批 中标项目 地区 装机容量 2016 年 第 1 批 大同左云项目 大同 100MW 2016 年 第 1 批 阳泉平定项目 平定 100MW 2016 年 第 2 批 两淮光伏领跑者项目 淮南 150MW 1111第 11 页 共 26 页 2016 年 第

20、 2 批 济宁项目 微山县小卜湾 50MW 2017 年 第 3 批 陕西渭南项目 渭南 100MW 2017 年 第 3 批 格尔木项目 格尔木 500MW 资料来源：政府网站，申万宏源研究 光伏业务后来居上， 累计装机量排名前五。 在电力央企能源清洁化转型的过程中，以中广核、三峡集团为代表的后来者正在崛起。三峡集团通过光伏领跑者项目和多元化开发，探索光伏+（农光互补、渔光互补、光储一体化）等业务发展模式，形成由点到面的光伏开发格局，光伏装机量后来居上。2017-2019 年，公司光伏装机规模迅速增长，年均增长率达 30.8%。截至 2020 年底，公司累计装机规模超 650 万千瓦，较20

21、19 年同比增长 50.5%，光伏累计装机规模挤进全国前五。 图10：2017-2020 年公司光伏装机量及其增速 图11：2020 年主要集团光伏装机（单位：GW） 资料来源：公司公告，申万宏源研究 资料来源：公司公告，申万宏源研究 2.3 多维度优势突出 支持风光快速增长 三峡能源作为较早进入新能源领域的业主，其龙头地位显著。截至 2020 年底，公司的风光装机规模均处于行业前列，在龙头集中趋势下，公司有望凭借原有的规模、技术、资金优势率先获益，在持续获取风光资源的同时有效保证项目收益率。 1）龙头地位凸显，风光装机规模行业领先 平价时代，龙头企业占优。经历多年补贴带动产业链后，新能源运营

22、在 2021 年正式步入平价时代。与补贴时代相比，我们认为平价时代新能源开发逻辑将发生显著变化，行业趋势对龙头企业更加有利。一方面，平价时代新能源项目回报率较补贴时代普遍下降，项目盈利能力对项目本身的资源禀赋，如光照强度、风功率密度等极为敏感，龙头企业在资源储备、项目拓展上优势明显，另一方面，十四五规划以风光储一体化大基地项目为重点，其开发极度考验运营商资金实力与人员队伍能力，龙头企业再度占优。 0%10%20%30%40%50%60%0050060070020020光伏装机规模（万千瓦）yoy055光伏装机容量 1212第 1

23、2 页 共 26 页 三峡能源风光装机在上市公司中排名靠前，虽然在电力央企的新能源装机规模上，三峡集团的排名暂不突出，但从发电央企旗下上市公司维度看，三峡能源发展迅速，截至 2020 年底， 三峡能源风电装机容量在同行业上市公司中排名第三， 光伏装机排名第一，相比行业内竞争者更具规模优势，体现了其过往争取新建项目资源的能力，以及对于项目前期工作、投资建设、运营管理的综合经验能力。 图12： 2020 年上市公司风电装机比较 （单位：万千瓦） 图13： 2020 年上市公司光伏装机比较 （单位： 万千瓦） 资料来源：公司公告，申万宏源研究 注：风电包含陆上风电和海上风电 华润电力为权益装机容量，

24、其余公司为控股装机容量 资料来源：公司公告，申万宏源研究 2）技术护城河深厚，深化产业链合作压缩度电成本 与上下游龙头战略合作，全面提升技术储备。公司是国内最早参股金风科技的企业之一，截至目前公司仍持有金风科技 15.78%（含间接持股）股权，并在近年来与电规总院、明阳智能、正泰集团、运达股份等多家国内风光产业链知名机构、企业签署战略合作协议。此外，公司与 GE(ALSTOM)、西门子、ABB 等多家国际知名电气公司也保持着长期合作关系。这意味着公司高度重视技术创新和产业链协同，通过与上下游深度合作、统筹管理，实现全产业链技术进步成本压缩。 表 5：公司参股上下游企业（截至 2021 年 Q1

25、） 参股公司 主要业务 持股比例 设备、施工企业 金风科技 大型风力发电机组生产销售及技术引进与开发、应用 15.78% 西安风电 生产风力发电机组配套结构件 47.70% 中铁福船 海洋工程施工、设备安装及维修 20% 福船一帆 风力发电成套设备、钢结构及其零部件的研发生产 20% 电力交易中心 北京电力交易中心 电力交易 3% 青海省电力交易中心 电力交易 7.50% 辽宁电力交易中心 电力交易 5.65% 资料来源：公司公告，申万宏源研究 05000250000500600700 1313第 13 页 共 26 页 3）资金优势突出，保障风光高

26、速增长 负债率低于同行业可比公司，融资空间充足。20182020 年，公司资产负债率分别为 49.3%、58.3%、67.43%，在可比公司中较低，融资空间充足。同时，基于大股东三峡集团支持与自身运营类业务的稳健特点，公司融资成本较低，能够在平价时代压缩利息成本，保障项目收益率。 图14：可比公司资产负债率比较（%） 图15：2020 年可比公司负债利息率比较 资料来源：wind，申万宏源研究 资料来源：wind，申万宏源研究 注：负债利息率=财务费用/总付息债务（短期借款+长期借款+应付债券） 3. 海上风电引领者 资源+技术炼造海上霸主 三峡能源将海上风电作为公司的战略重点进行广泛布局，截

27、至 2020 年底，公司海上风电装机容量 135 万千瓦，处行业第一梯队，资源储备超 3000 万千瓦，远超其他电力央企。本章通过对公司海上风电发展历程进行梳理后发现，三峡集团作为国内技术实力领先的清洁能源开发主体，实际上担任了海上风电领路人的角色，一方面积极响应政府号召，率先进行海上风电发展路径探索，与地方政府合作，在广东、福建、江苏等地集中连片规模化开发海上风电，储备丰富的海风资源；另一方面借鉴“三峡水电”经验，发挥运营商统筹主导作用，在福建地区建立“试验场”和“产业园”模式推动全产业链降本创新，目前公司广东、福建、江苏区域五个“百万千瓦级”海上风电基地已现雏形。 我们认为，随着海上风电成

28、本的快速下降，叠加各省对于海风装机的十四五规划，海上风电在十四五期间将迎来快速发展期，而公司将凭借技术、资源、产业链领先优势率先受益。根据公司募投规划（IPO 项目全部投向海上风电项目，共计 250 万千瓦）和对外指引，预计到 2021 年底，公司将成为海上风电规模最大的运营商，预计未来将充分受益海上风电的黄金发展期，实现快速增长。 40%50%60%70%80%90%200192020大唐新能源华能新能源龙源电力太阳能嘉泽新能三峡能源0%1%2%3%4%5%6%7%8% 1414第 14 页 共 26 页 3.1 海上风电先行人 资源储备居行业前列 2006 年三峡集团

29、由江入海，开始涉足海上风电业务。2006 年，三峡集团凭借技术积累参与了国家“十一五”科技支撑计划中海上风电相关技术课题研究，并且中标江苏响水近海试验风机、潮间带试验风机及 20 万千瓦海上风电项目建设，自此三峡由江入海，开启海上风电资源开发征程。在海上风电发展早期，三峡集团实际担任了海上风电先行人的角色，凭借技术积累探索我国海上风电发展路径。 2016-2020 年，三峡集团试图以海上风电弯道超车。2016 年 11 月，国家能源局发布风电发展“十三五”规划，明确提出要重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。为了着力追赶前五大发电集团，三峡集团极具前瞻性的将海上风电作为新能源业务的

30、战略核心进行布局。 2016 年开始，三峡集团先后与东南沿海主要省份签订了战略合作协议，开疆拓土储备了大量优质风光资源。凭借早期的技术积累和多个示范性项目，三峡集团先后在江苏、福建、广东、辽宁等地建立多个海上风电场。截至 2020 年底，三峡集团海上风电已投产135万千瓦， 储备优质海上风电资源超过3000万千瓦， 资源圈地进一步加速。 表 6：三峡集团与各省签订的战略合作协议 时间 地区 协议 主要内容 2015 年 6 月 福建 合作框架协议 三峡集团将把福建省作为投资重点， 积极参与福建省清洁能源开发;三峡集团与福州市人民政府和金风科技建立长期战略合作伙伴关系，三峡集团协同金风科技，在福

31、州市打造福建省海上风电装备产业园区，并参与海上风电技术研发工作;三峡集团与福能集团建立全面战略合作伙伴关系，共同主导开发福建省海上风电资源 2016 年 3 月 广东 战略合作协议 “十三五” 期间三峡集团将在广东省投资约 200 亿元， 开发建设海上风电、陆上风电、光伏等新能源项目，积极参与广东省电力体制改革，在售电、新增配电业务领域、能源交易平台等领域开展战略合作。 2017 年 12 月 山东 支持山东省新旧动能转换重大工程战略合作协议 三峡集团将高起点、大容量、新技术开发山东外海海上风电，形成新的海上风电产业群，带动山东新能源转型升级发展 2019 年 2 月 江苏 战略合作框架协议

32、三峡集团将充分发挥清洁能源开发优势，加大在江苏海上风电等清洁能源开发力度，积极做好绿色电能入苏工作 资料来源：政府网站，申万宏源研究 3.2 政策支持成本下降 海上风电迎来黄金发展期 从 2008 年亚洲第一个海上风电场东海大桥海上风电示范项目开始， 我国海上风电已经发展了十余年，在装备制造、建设施工、运行维护都积累了较为丰富的经验，十四五期间，我国提出建立广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地，受此影响，主要沿海大省分别提出海上风电十四五规划，共计规划了超 29GW 的装机增量。 对于运营商盈利而言，除了考虑风资源以外，上网电价和度电成本是影响项目收益的直接因素。2021 年是海上风电补

33、贴的最后一年，海上风电补贴退坡极大的影响了 1515第 15 页 共 26 页 运营商的投资积极性，为了助力海上风电平稳发展，广东省率先提出海上风电省级补贴制度，江苏省在十四五规划中也指出加快建立省级财政补贴制度。而在成本端，随着风机大型化、施工逐步成熟和各环节技术进步，海上风电成本将逐年下降，两者叠加预计将有效保障运营商的收益率，推动海上风电稳健增长。 政策端：十四五期间超 29GW 需求已定 省级补贴有望接力 我国海上风电资源丰富，临近负荷中心消纳优势明显。我国拥有 300 万平方公里的辽阔海域，海上风能资源丰富。据中国气象局测绘计算，海上可开发风能资源在 7.5亿千瓦左右，是陆上风电资源

34、的 3 倍，且不会占用土地资源和水资源，环保压力小。另一方面，我国海上风电主要集中于东南沿海地区，离负荷中心近，便于就地消纳，但受制于海上风电建设施工的高难度和昂贵的开发成本，目前我国海上风电资源仅开发了极小部分，截至 2020 年 12 月底，全国海上风电累计并网装机达到 899 万千瓦，仅为海上风电潜能的 1.2%。 随着陆上风电平价时代到来，三北地区土地受限问题日益突出，海上风电逐渐接过陆上风电的“接力棒”。2014 年，中国首次明确近海海上风电项目上网电价为 0.85元/千瓦时，在固定上网电价政策的支持下，海上风电迅速发展。2016 年年底，国家能源局又出台了风电发展“十三五”规划的通

35、知，要求到 2020 年，全国海上风电开工建设规模达到 10GW，争取累计并网容量达到 5GW 以上。受此政策引导，我国沿海省份加快海上风电的审批和开发；另一方面，海上风电机组容量大型化、施工输电关键技术得到突破， 使得海上风电开发技术风险显著降低， 海上风电迎来快速发展期，截至 2020 年底，我国海上风电累计并网装机达到 899 万千瓦，较 2019 年增长 40%，占全球市场规模的 28.12%，位居世界第二。 图16：海上风电装机容量 图17：2020 年各国累计海上风电装机占比 资料来源：国家能源局，申万宏源研究 资料来源：GWEC，申万宏源研究 沿海大省海上风电“十四五规划”已出，

36、超 29GW 已定。截至 2021 年 3 月底，江苏、广东、浙江、福建等沿海大省均列明了海上风电发展规划。“十四五”期间，005006007008009001000海上风电新增装机容量（万千瓦）海上风电累计装机容量（万千瓦）英国, 29%中国, 28.12%德国, 21.96%荷兰, 7.42%比利时, 6.42%其他, 7.08% 1616第 16 页 共 26 页 江苏（目前海上风电第一大省）海上风电新增装机容量 12GW，广东省海风装机新增约 12.7GW，浙江省新增海上风电 4.5GW，这意味着超 29GW 的海风装机已定。 表 7：江苏、广东、浙江、福建十四五

37、规划已出 省份 文件 主要内容 江苏 江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第一次公示 到 2025 年底，全省海上风电并网装机规模达到 1400 万千瓦，力争突破 1500 万千瓦 广东 广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划（2021-2025 年） 到 2025 海风装机总量达到 1500 万千瓦。 浙江 浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿） 新增海上风电 4.5GW，嘉兴 1#、2#、溗泗 2#、5#、6#等海上风电项目，打造若干个 G 级海上风电基地，开展象山洞头和苍南深远海风电开发； 十四五期间致力打造海上风电+海洋能、 +储能、+制氢加、+海洋牧场、+陆上产业基地的示

38、范项目 福建 福建省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二三五年远景目标纲要 到 2025 年，力争全省电力总装机达 8000 万千瓦以上。以沿海一带为新能源产业创新走廊，以莆田、泉州异质结电池及装备生产基地为产业核心，以宁德、漳州储能产业基地、兴化湾平海湾海上风电产业园为两翼，打造“一核引领、两翼齐飞、一廊主轴、多点布局”新能源产业发展格局。 资料来源：各省市政府网站，申万宏源研究 国补退坡，地补接力，助力海上风电平稳发展。截至目前，已有广东、浙江等地提出海上风电省级补贴计划。其中广东省提出 2022-2024 年对全容量并网项目补贴1500、1000 和 500 元/千瓦，浙江省能源发展“

39、十四五”规划中提出积极推动海上风电可持续发展，加快建立省级财政补贴制度，通过竞争性方式配置新增项目。我们认为，东南沿海省份财政较为充足，且受到环保要求和产业布局的考虑，对海上风电需求较高，将大概率在国补退坡后接力地补，为海上风电的平稳发展保驾护航。 表 8：广东、浙江海上风电补贴政策 文件 主要内容 广东 关于促进我省海上风电有序开发及相关产业可持续发展的指导意见（征求意见稿） 1、补贴范围：2018 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目，对 2025 年起并网的项目不再补贴 2、补贴标准：2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分别补

40、贴 1500 元、1000 元、500 元 浙江 浙江省能源发展 “十四五” 规划 （征求意见稿） 积极推动海上风电可持续发展，加快建立省级财政补贴制度，通过竞争性方式配置新增项目 资料来源：政府网站，申万宏源研究 成本端：大容量风机叠加施工成熟 海上风电成本逐渐压缩 1717第 17 页 共 26 页 目前我国海上风电的平均建设成本在15700 元/千瓦左右，较 2010 年的 23700 元/千瓦下降了近 34%，机组大型化发展、安装物流技术的进步、更为熟练的安装施工经验以及海上风电集群化发展是近十年海上风电建设成本大幅下降的主要原因。 表 9：主要省份建造成本构成明细 配置 江苏 广东

41、福建 风电机组（含安装） 48% 43% 45% 塔筒 4% 4% 5% 风电基础及施工 19% 24% 25% 基本预备费/施工辅助费用 1% 1% 1% 35kv 阵列电缆 3% 3% 3% 220kv 送出电缆 5% 10% 5% 海上升压站 6% 3% 3% 陆上集控中心 1% 2% 2% 用海（地）费用 4% 3% 3% 其他 9% 7% 8% 资料来源：北极星风力发电网，申万宏源研究 近十年，机组大型化趋势逐渐加强，2010-2015 年，2-6机组是海上风电场的主流机型，2016-2018 年，3.6MW-7MW 的海上风机成为海上风电场的主流机型，6MW直驱永磁式风电机组批量进

42、入海上风电场，2018 年-2020 年，5MW-8MW 成为主流海上风机，7MW-9MW 技术逐渐成熟并进入批量生产期，10MW 的风电机组得到认证。 机组大型化可以减少塔筒和基础个数，缩短电缆长度，降低基础施工、吊装成本，节约工程造价。GE 根据中国海域水深 25 米、硬砂质土、风速 9 米/秒、规模为 400MW 风电场的情况，比较 12MW 大型风机和 6MW 风机的建造成本：在单桩基础方面，6MW 的风机需要基础重量 626 吨、最大直径 7 米、每千瓦造价 3151 元，而 12MW 需要的基础重量为925 吨、最大直径为 9 米、每千瓦造价为 2262 元；在吊装方面，6MW 风

43、机的周期为 143天、每千瓦造价 427 元，12MW 风机的周期为 77 天、每千瓦造价 318 元。总体比较来看，从 6MW 到 12MW 能为风场降低的基础和施工成本高达 28%，且有助于降低安装风险。未来，随着机组技术持续进步和国产替代趋势加强，风场建设成本将持续下降。 图18：我国主流机组大型化趋势 图19：海上风电单位千瓦投资情况 1818第 18 页 共 26 页 资料来源：CNKI，申万宏源研究 资料来源：华东勘测设计研究院，申万宏源研究 图 20：大叶轮、高塔筒、大兆瓦风机有效降低海上风电资本开支 资料来源：MAKE，申万宏源研究 海上风电的施工难度在于基础施工，风机吊装，海

44、上升压站和海底电缆的铺设，同时施工窗口期有限，可作业时间较短且连续性差，这些都导致了海上风电施工成本远远高于陆上风电。 目前， 已经具备平价能力的陆上风电建造成本大约为 7000 元-8000元/千瓦，而海上风电建造成本在 16000 元-17000 元/千瓦左右（即使在海上风电产业链较为成熟的江苏， 其建造成本也在 15000 元/千瓦左右） ， 在这近一倍的成本差额中，约 50%均来源于建安成本（以江苏省为例进行计算）。因此，在风机造价降本空间有限的情况下，海上风电更大的降本空间来自海洋施工和运维环节。预计未来随着施工企业的施工技术逐渐成熟、建设规模扩大化、施工船机专业化等将使得建设成本有

45、望继续降低 10%15%。 08152019主流风机容量（MW)0246805000300003500020072009201120152017单位电能投资（元/千瓦时）单位千瓦投资（元/千瓦）单位千瓦投资（元/千瓦）（左）单位电能投资（元/千瓦时）（右） 1919第 19 页 共 26 页 表 10：陆上风电和海上风电建造成本对比 陆上风电 海上风电 风机造价（单位千瓦造价） 4000 元 8000 元，进口机型 12000 元 风机基础 100-200 万元/个 13002000 万元/个 风机安装 约

46、 30 万元/台 约 450 万元/台 海底电缆 约2570万元/公里 35kV 海缆 70150 万元/公里（考虑不同截面），220kV 海缆 400 万元/公里 海上升压站 无 基础施工、安装费用约 8000 万元，电气设备增加费用约 1500 万元 资料来源：科技展望，申万宏源研究 总体来看，随着整机技术突破、供应链主要大部件国产化、设计院和整机商协同实现新型基础施工技术突破、施工公司从安装船、吊装技术突破实现施工窗口期大幅提高，多个环节技术创新实现突破，海上风电建造成本有望持续下降。经国家电网研究院测算，“十四五”时期，中国海上风电工程投资造价下降 20% 左右，投资下降至 12 00

47、015 000 元/kW，成本下降至 0.370.523 元/ (kWh)。 3.3 海上风电“领导者” 厚积薄发未来可期 三峡能源坚定不移实施“海上风电引领者”战略，集中连片规模化开发海上风电，先发优势明显，龙头地位巩固。我们认为，公司在海上风电领域的领导地位主要体现在技术领先和供应链协同。 三峡能源探索海上风电多项国内首次应用技术，技术领先地位显著。海上风电建设难度大、技术要求高，而我国海上风电尚处于发展初期，建设施工经验缺乏，技术储备不足。三峡能源以“海上风电引领者”战略为指引，在多个项目中围绕基础施工、海底电缆铺设、海上升压站建设进行技术创新和探索，多项技术的应用对风电行业发展起到示范

48、性意义，技术领先地位显著。另一方面，三峡集团成功收购德国梅尔海上风电项目，成为首家控股境外已投运海上风电项目的中国企业，能够与欧洲海上风电企业实现协同创新，经验共享。 表 11：公司海上风电项目首次应用的关键技术 项目名称 并网年份 装机-万千瓦 国内首次运用技术 江苏响水 2016 20.2 亚洲首座 220 千伏海上升压站，国内首条 220 千伏三芯海缆，西门子 4 兆瓦风机全球首次整体吊装 江苏大丰 2019 30 220 千伏三芯海缆软接头；海上升压站主电气设备国产化；批量化应用 6.45 兆瓦国产海上风机 大连庄河 2020 30 东北严寒地区首个海上风电项目，首批低温型、大直径直驱

49、 6.45 兆瓦风机，首个建成投产满足“双二十”标准的海上风电项目 福建兴化湾 2021 30 国内首台 8MW、10MW 海上风机 广东阳江 2021 170 吸力筒导管架基础风机，大直径四桩导管架基础桩，大直径非嵌岩导管架基础钢管桩，斜桩植入嵌岩导管架基础 2020第 20 页 共 26 页 江苏如东 2021 80 亚洲首座海上换流站，400 千伏柔性直流输电 资料来源：公司招股书，公司官网，申万宏源研究 供应链的协同，产业链的集群化发展对海上风电降成本至关重要。机组大型化是目前海上风电降成本的主要路径，从国内供应链的能力来看，以目前国内整机厂家十几年的经验积累，至少有 7 家以上的企业

50、可以设计出海上大风机，但具备长叶片生产能力的厂家交付能力相对有限。根据国网研究院和金风科技的数据，到 2021 年 161m以上的风机叶片交付产能只有 4GW，而没有足够大的叶片，大风机在中国低风速海域难以发挥价值，度电成本仍然很高。而且，随着机组容量提升，其对于单桩的大型化、物流运输船的负荷和运输等也产生同步更新需求，同时单桩直径的增加，板材也需要加厚和避免弯曲，因此，在海上风机的新一代技术迭代中，叶片、单桩基础、船机运输和吊装负荷都需要同步更新，并进一步传导到上游的叶片材料和机舱载荷，才能使得新一代大风机实现商业化运营，真正降低海上风电的度电成本。 产业园和试验场协同联动， 打造国际一流的

51、海上风电装备制造产业基地。 2016 年，党中央、国务院赋予三峡集团“集中连片规模化开发海上风电”的使命和任务。为了顺利推进海上风电集中连片快速开发，践行“海上风电领导者”战略，公司在福建省开展了两大部署：样机试验风场以及海上风电国际产业园。1）福清兴化湾样机试验风场。该试验场的建立借鉴了三峡水电开发的经验，将金风、GE、上海电气（西门子）等 8 家厂商的 14 台机组同台竞技，遴选出适应福建地区风况的最优机型，以此打造我国海上风机技术进步的载体和平台。2）海上风电国际产业园。该产业园在规划之初便让上下游产业链内主要的参与方进行定制化联合设计，通过投资带动市场，推动产业链协同，促进单位造价下降

52、，已成为中国海上风电跨越式发展的孵化器。 福建省年利用小时全国第一，风资源丰富，海上风电度电成本最低。福建省与台湾省相邻而望，两省之间的台湾海峡与常年盛行的东北风形成狭管效应，使得福建沿海及岛屿的风速加大，可利用风速持续时间延长，风资源丰富。根据国家能源局的数据显示，福建省平均风速 7.1-10.2m/s，年等效利用小时数在 2400-3800 之间，位列全国第一。根据国家电网研究院的数据，福建省风电平均度电成本全国最低，十四五期间随着基础施工技术进步，有望成为中国海上风电价格洼地，率先实现平价上网。 表 12：主要省份平均风速和年等效利用小时数 省份 平均风速（m/s） 年等效利用小时数 福

53、建 7.1-10.2 2400-3800 海南 6.5-9 2150-3100 广东 6.5-8.5 2100-3000 山东 6.9-7.8 2300-2800 江苏 7.2-7.8 2500-2800 浙江 6.8-8 2200-2800 辽宁 7.4-7.6 2450-2700 上海 6.8-7.6 2300-2700 2121第 21 页 共 26 页 河北 6.3-7.5 2000-2650 资料来源：国家能源局，申万宏源研究 4. 盈利预测及估值 根据公司披露，公司力争“十四五”末总装机规模达到 5000 万千瓦，相较于 2020 年底 1500 万千瓦的装机规模增长 2-3 倍，

54、未来每年至少要保持 700 万千瓦装机的年均增长力度。我们按照公司规划，并结合公司募投项目、行业整体装机节奏预计公司未来五年新能源装机结构如下： 表 13：新增装机预测（万千瓦） 新增装机预测 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 海上风电 260 100 100 100 100 陆上风电 150 200 200 200 200 光伏 230 500 600 700 800 合计 640 800 900 1000 1100 资料来源：申万宏源研究 基于上述假设，我们预计 2021-2023 年公司营业收入分别为 166.7、243.55、290.61亿元，对应增速分别为

55、47.3%、46.1%、19.3%，20212023 年归母净利润分别为 49.8、71.1、80.3 亿元，同比增速分别为 38%、42.6%和 12.9%。 我们选取业务相近的 A 股公司吉电股份、晶科科技和港股公司龙源电力、信义能源分别进行可比公司估值，A 股可比公司 2021-2023E PE 均值分别为 21、16 和 14 倍；H 股公司 PE 估值分别为 19、 17 和 15 倍。 公司当前股价对应的 2021-2023 年 PE 分别为 38、26 倍和 23 倍，较 A+H 股可比公司较高，但考虑到公司资产质量优质、技术优势显著和海上风电成长性，认可一定的估值溢价，给予公司

56、“增持”评级。 表 14：可比公司估值（总市值和归母净利润单位均为亿元） 代码 公司简称 总市值 归母净利润 PE 2021E 2022E 2023E 2021E 2022E 2023E 000875.SZ 吉电股份 152 7.58 9.38 12.07 20.05 16.20 12.59 601778.SH 晶科科技 148 6.71 9.31 9.19 22.06 15.90 16.10 A 股均值 21.05 16.05 14.35 0916.HK 龙源电力 884 56.28 64.66 76.13 15.71 13.67 11.61 3868.HK 信义能源 284 12.67 1

57、4.39 15.98 22.42 19.74 17.77 均值 19.06 16.70 14.69 600905.SH 三峡能源 1834 49.8 71.7 80.3 38 26 23 资料来源：可比公司估值数据来源于 wind 一致预期，申万宏源研究 2222第 22 页 共 26 页 注：当前数据来源于 2021 年 7 月 6 日 表 15：公司利润表预测（百万元） 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 一、营业总收入 6,781 7,383 8,957 11,315 16,666 24,355 29,061 其中：营业收入 6,781 7,383

58、 8,957 11,315 16,666 24,355 29,061 其他类金融业务收入 - - - - - - - 二、营业总成本 5,046 5,159 6,000 7,540 11,382 16,572 20,231 其中：营业成本 3,122 3,227 3,874 4,788 7,015 10,291 12,549 其他类金融业务成本 0 0 0 0 0 0 0 税金及附加 77 71 73 105 155 226 270 销售费用 19 - - - - - - 管理费用 376 427 425 555 833 1,218 1,453 研发费用 12 0 2 1 1 1 1 财务费用

59、 1,356 1,357 1,626 2,091 3,378 4,836 5,958 加：其他收益 62 71 96 144 144 150 150 投资收益 832 808 448 508 508 550 600 净敞口套期收益 - - - - - - - 公允价值变动收益 - - 174 53 - - - 信用减值损失（损失以“-”填列） 0 0 -79 -176 0 0 0 资产减值损失（损失以“-”填列） -84 -78 -222 0 0 0 0 资产处置收益 0 2 7 0 0 0 0 汇兑收益及其他 - - - - - - - 三、营业利润 2,629 3,106 3,382 4,

60、303 5,936 8,484 9,580 加：营业外收入 51 15 44 57 - - - 减：营业外支出 33 122 78 75 - - - 四、利润总额 2,646 2,999 3,347 4,286 5,936 8,484 9,580 减：所得税 87 171 296 344 494 723 818 五、净利润 2,559 2,828 3,051 3,941 5,442 7,761 8,762 持续经营净利润 2,389 2,831 3,051 3,941 5,442 7,761 8,762 终止经营净利润 171 -3 0 0 0 0 0 少数股东损益 130 120 211 3

61、30 457 652 736 归属于母公司所有者的净利润 2,430 2,709 2,840 3,611 4,984 7,109 8,026 资料来源：wind，申万宏源研究 表 16：资产负债表预测（百万元） 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 货币资金 3073 4886 4211 1890 7140 10675 11911 交易性金融资产 0 0 0 0 0 0 0 衍生金融资产 0 0 0 0 0 0 0 经营性应收款项 6871 9326 12532 19017 24735 33175 38333 其中： 应收票据、应收账款及应收款项融资 51

62、20 7319 10052 12735 18454 26894 32052 应收票据及应收款项融资 106 131 233 373 246 284 301 2323第 23 页 共 26 页 应收账款 5014 7188 9818 12362 18209 26610 31751 其他应收款 243 471 425 465 465 465 465 预付款项 1508 1536 2055 5816 5816 5816 5816 存货 68 55 60 79 116 170 208 合同资产 0 0 0 0 0 0 0 其他流动资产 36 30 31 58 58 58 58 持有待售资产及其他 0

63、0 0 0 0 0 0 流动资产合计 ： 10048 14297 16834 21044 32049 44078 50509 债权投资 0 0 0 0 0 0 0 其他债权投资 0 0 0 0 0 0 0 可供出售金融资产 1150 3800 0 0 0 0 0 持有至到期投资 0 0 0 0 0 0 0 长期应收款 0 0 0 0 0 0 0 长期股权投资 8054 8529 9388 11384 11384 11384 11384 其他权益工具投资 0 0 283 318 318 318 318 其他非流动金融资产 0 0 1043 1016 1016 1016 1016 投资性房地产 4

64、30 414 787 1195 1135 1075 1015 固定资产 40044 44976 55174 67032 122628 161394 199300 在建工程 3861 8135 10993 31230 31230 31230 31230 无形资产类 1547 1694 1607 2557 2557 2557 2557 其中： 无形资产 1155 1302 1326 1871 1871 1871 1871 商誉 393 393 281 686 686 686 686 开发支出 0 0 0 0 0 0 0 长期待摊费用 25 46 89 223 223 223 223 递延所得税资产

65、 5 13 47 213 213 213 213 其他非流动资产 2876 3183 3804 6364 6364 6364 6364 使用权资产及其他 0 0 0 0 0 0 0 非流动资产合计： 57995 70790 83216 121533 177069 215775 253621 资产总计 68042 85087 100050 142576 209118 259853 304131 短期借款 4497 3034 12680 14198 9544 18296 21814 其中：短期借款 93 302 6580 7821 3167 11919 15437 一年内到期的非流动负债 4404

66、 2732 6100 6377 6377 6377 6377 交易性金融负债 0 0 0 0 0 0 0 经营性应付款项 7176 7681 8372 12739 18665 27383 33392 其中：应付票据及应付账款 7029 7559 8204 12508 预收款项 0 0 6 0 应付职工薪酬 68 36 41 55 应交税费 79 86 121 176 合同负债 0 0 0 1 1 1 1 其他应付款 651 854 1014 3306 3306 3306 3306 其他流动负债 0 0 0 0 0 0 0 持有待售负债及其他 0 0 0 0 0 0 0 流动负债合计： 1232

67、4 11569 22067 30244 31516 48986 58513 长期借款 22162 23727 29612 49705 86763 113706 141770 应付债券 3992 3994 1998 2993 2993 2993 2993 其他非流动负债 955 1587 3534 12042 12042 12042 12042 2424第 24 页 共 26 页 其中：长期应付款 916 1511 3462 11946 预计负债 0 0 0 0 其它非流动负债 39 76 71 96 递延所得税负债 1011 1017 1132 1144 1144 1144 1144 租赁负债

68、及其他 11 13 13 12 12 12 12 非流动负债合计 28131 30338 36288 65897 102955 129898 157961 负债合计 40455 41908 58355 96141 134471 178884 216474 股本 13051 18645 20000 20000 28571 28571 28571 其他权益工具 0 0 0 0 0 0 0 资本公积 7585 14189 9324 9475 23617 23617 23617 减：库存股 0 0 0 0 0 0 0 其他综合收益 -25 -179 62 130 187 244 301 盈余公积 21

69、8 280 200 306 453 662 897 未分配利润 5140 7787 8888 12002 16840 22245 27902 专项储备及其他 0 0 0 0 0 0 0 归属于母公司所有者权益合计 25969 40721 38474 41913 69668 75339 81289 少数股东权益 1618 2458 3222 4522 4979 5631 6367 股东权益合计 27587 43179 41696 46435 74647 80970 87656 负债和股东权益总计 68042 85087 100050 142576 209118 259853 304131 资料来

70、源：wind，申万宏源研究 表 17：现金流量表预测（百万元） 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 净利润 2559 2828 0 3941 5442 7761 8762 加：计提的资产减值准备 84 78 0 0 0 0 0 固定资产折旧 2464 2664 0 3907 6514 8894 11354 无形资产摊销 25 32 0 50 0 0 0 长期待摊费用摊销 1 2 0 31 0 0 0 处置固定资产、无形资产和其他长期资产的损失（收益以“”号填列） 0 -2 0 0 0 0 0 公允价值变动损失（收益以“”号列示） 0 0 0 -53 0

71、0 0 财务费用 （收益以“”号列示） 1390 1394 0 2112 3378 4836 5958 投资损失（收益以“”号列示） -832 -808 0 -508 -508 -550 -600 递延所得税资产减少（增加以“”列示） 9 -8 0 -19 0 0 0 递延所得税负债增加（减少以“”列示） -8 7 0 2 0 0 0 存货的减少 （增加以“”列示） 125 13 0 -19 -37 -54 -37 经营性应收项目的减少（增加以“”列示） -1844 -2253 0 -1929 -5719 -8440 -5158 经营性应付项目的增加（减少以“”列示） 710 1082 0 1

72、285 5926 8717 6009 其它 6 43 6122 176 0 0 0 经营活动产生的现金流量净额 4689 5072 6122 8976 14996 21164 26288 收回投资所收到的现金 2071 12826 6341 82 0 0 0 取得投资收益收到的现金 130 171 184 177 508 550 600 处置固定资产、无形资产和其他长期资产收回现金净额 2 7 6 63 0 0 0 处置子公司及其他营业单位收回现金净额 310 0 0 499 2525第 25 页 共 26 页 收到其他与投资活动有关的现金 70 15 161 67 57 57 57 投资活动

73、现金流入小计 2583 13019 6692 888 565 607 657 购置固定资产、无形资产和其他长期资产所支付的现金 6891 10621 14275 25456 62050 47600 49200 投资所支付的现金 1577 15449 4041 1545 0 0 0 取得子公司及其他营业单位支付的现金净额 350 243 435 1928 支付其他与投资活动有关的现金 42 190 230 30 0 0 0 投资活动现金流出小计 8859 26502 18981 28960 62050 47600 49200 投资活动产生的现金流量净额 -6276 -13483 -12289 -

74、28072 -61485 -46993 -48543 吸收投资收到的现金 2342 12853 1003 1175 22713 0 0 取得借款收到的现金 5280 4870 16452 44430 38781 42072 37958 收到其它与筹资活动有关的现金 45 0 193 74 0 0 0 发行债券收到的现金 0 0 0 0 0 0 0 筹资活动现金流入小计 7668 17723 17647 45679 61494 42072 37958 偿还债务支付的现金 4554 5585 4069 23961 6377 6377 6377 分配股利、利润或偿付利息支付的现金 1628 1468

75、 5071 2610 3378 6331 8090 支付的其它与筹资活动有关的现金 176 511 2924 2267 0 0 0 筹资活动现金流出小计 6358 7565 12063 28838 9755 12708 14467 筹资活动产生的现金流量净额 1309 10158 5584 16841 51739 29364 23491 现金及现金等价物净增加额 -277 1747 -584 -2255 5250 3535 1236 货币资金的期初余额 3220 2943 4690 4106 1890 7140 10675 货币资金的期末余额 2943 4690 4106 1851 7140 10675 11911 资料来源：wind，申万宏源研究