1、其他电源类型发展发展空间有限，大力发展海上风电将成为福建省完成非水可再生能源消纳责任权重的现实选择。福建省内水电资源一般，2020 年水电发电量为 207.6 亿kwh，仅为全省发电量的 8.2%，近 5 年来水电发电量占比呈现逐年降低的趋势;受地形和气候的影响，省内太阳能资源禀赋较弱，发电利用小时仅为 1000 小时左右，低于全国平均水平;此外，受丘陵山地地形、林地保护和生态红线等多因素制约，福建省陆上风电的发展空间未来也将受到限制。2020 年，福建省非水消纳责任权重最低值为 6%，实际完成 7.3%;2021 年 5 月，国家发改委、国家能源局发布关于 2021 年可再生能源电力消纳责任
2、权重及有关事项的通知，明确了各省 2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 2022 年预期目标，福建省 2021 年的非水消纳责任权重最低值为 7.5%，2022 年的非水电消纳责任权重最低预期值为 8.75%。在光伏和陆上风电等其他非水可再生能源增量发展有限的情况下，我们判断海上风电将成为福建省达成非水消纳责任权重的现实选择。如地补政策出台，将进一步支持海上风电向平价上网过渡。虽然海上风电建造成本近年来逐渐下降，但离平价上网仍有一定距离，而根据国家政策规定，明年并网的海上风电已经取消补贴。在非水可再生能源消纳责任权重考核的压力下，各地方政府已经开始陆续出台地方补贴政策，比如广东省 2021
3、 年 6 月出台补贴方案，明确对 2018 年底前已完成核准、2022-2024 年全容量并网的未能享受国家补贴的海上风电项目进行补贴，如福建省出台类似的地方补贴政策，可有效支持海上风电向平价上网过渡。公司 2019-2020 年新增陆上风电 19.98 万 kw，包括青峰风电场二期 6.48 万千瓦项目18 台机组、马头山风电场 4.75 万千瓦项目 19 台机组、王母山风电场 4.75 万千瓦项目 19台机组、大帽山风电场 4 万千瓦项目 16 台机组。截止 2020 年年底，公司陆上风电累计装机61.63 万kw，同比增加37.3%;陆上风电发电量达到17.08 亿kwh，同比增加51.
4、32%。公司的陆上风电项目利用小时数较高，部分近海地区的陆风项目实际上享受到海上风资源带来的高利用小时数。公司的陆上风主要集中在福建省，已投产和在建的风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、莆田、连江等沿海地区，实际运行年利用小时数高。尤其是部分陆上风电机组布局在沿海山丘，实际上的风资源已经接近海上风电，导致部分陆上风电机组的利用小时超 4000 小时。此外，公司在黑龙江省也有投运和储备的风电项目，黑龙江省属于风能资源丰富的“三北”地区，项目也具有较好的资源禀赋。整体来看，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;黑龙江省三个风电项目平均利用
5、小时数为 2607 小时，同比减少 97 小时，但仍然高于全国平均水平的 2097 小时。2021 上半年，公司位于福建省的陆上风电利用小时为1458 小时，位于黑龙江省的陆上风电利用小时为 1294 小时。公司陆上风电集中在福建省，主要由福建中闽能源投资有限责任公司负责开发和运营，从过去几年的情况来看，陆上风电的净利率持续提升。2020 年和 2021 年上半年，受新增并网陆上风电利用小时提升的影响，净利率分别提升至 43.24%和 47.95%。受近海地区陆上风电并网和重大资产重组注入海上风电的影响，2020 年公司度电成本下降超 20%，度电净利润同比增加 68%，度电盈利能力显著提升。
6、公司 2020 年的度电成本降至0.174 元/kwh，同比下降21.2%;度电净利润升至0.23 元/kwh，同比提升67.71%，我们判断度电成本和度电净利润的大幅改善主要是公司2020年通过重大资产重组新增了18.2 万 kw 的海上风电，同时 2020 年新增的 16.74 万 kw 陆上风电中，马头山、平潭青峰等项目靠近近海地区，利用小时数高于公司内陆地区的陆上风电。随着海电二期项目的陆续投产和后续海电三期项目的注入，预计公司的度电盈利能力将进一步得到提升。公司度电盈利能力逐年提升的另一个原因在于公司在福建省的陆上和海上风电项目尚未出现弃风限电情况。2020 年，公司在黑龙江地区的风电项目和在新疆哈密地区的光伏项目虽依然存在弃风、弃光限电，但情况在逐年改善。黑龙江地区的三个风电项目平均限电率1.66%，限电损失电量482 万kwh;新疆哈密地区的红星二场光伏一电站限电率4.01%，限电损失电量 148 万 kwh。
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