1、请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 评级：买入（首次覆盖）评级：买入（首次覆盖） 市场价格：市场价格：7.76 基本状况基本状况 总股本(亿股) 19.03 流通股本(亿股) 11.54 市价(元) 7.76 市值(亿元) 147.67 流通市值(亿元) 89.56 股价与行业股价与行业-市场走势对比市场走势对比 相关报告相关报告 公司盈利预测及估值公司盈利预测及估值 指标 2019A 2020A 2021E 2022E 2023E 营业收入（亿元） 5.81 12.52 18.14 22.80 26.95 增长率 YoY 10.81% 115.58% 44.85

2、% 25.71% 18.21% 净利润（亿元） 1.51 4.86 7.02 9.70 11.16 增长率 YoY 15.47% 222.80% 44.56% 38.06% 15.12% 每股收益（元） 0.08 0.26 0.37 0.51 0.59 每股现金流量 0.22 0.41 0.27 0.67 0.97 净资产收益率 7% 13% 15% 17% 16% P/E 98.1 30.4 21.02 15.23 13.23 P/B 7.4 4.1 3.3 2.7 2.2 备注：股价取自 2022 年 3 月 7 日，每股指标按照最新股本数全面摊薄。 报告摘要报告摘要 优秀的纯新能源发电运

3、营商，扎根福建盈利水平行业前列。优秀的纯新能源发电运营商，扎根福建盈利水平行业前列。公司是一家扎根福建的国有上市公司，以风力发电为主，辅以光伏发电和生物质能发电的纯新能源发电运营商。目前公司在福建省内沿海、新疆、黑龙江等区域储备了一批风光电资源项目，具有较强的持续开发能力、丰富的建设运营经验、专业的管理人才团队、较高的生产运营效率和良好的企业品牌形象。公司坚持实体运营与资本运作“两条腿”并行、省内发展与走出去发展“两条路”共进，自主开发与择优并购相结合，将可再生能源发电做大做强。 政策引导叠加成本快速下行，风电项目盈利能力不断提升。政策引导叠加成本快速下行，风电项目盈利能力不断提升。随着风机大

4、型化、运维管理水平提升等因素影响，陆上风电已实现平价上网，海上风电也即将迈入平价时代。风机大型化使得发电机组扫风面积增大，伴随着塔筒的升高，有效风速也随之增大，等效可利用时长增长，从而推动发电机组效率提升发电量增大，提高了风电运营商的盈利水平。此外，我国环保要求逐步趋严，控排企业有购买 CCER 和绿电的需求，完善的碳交易和绿电交易市场为新能源发电公司提供了增厚利润的机会。未来风电建设将继续加速，风电运营将由补贴驱动转向市场驱动。据我们测算，预计 2025 年风电装机容量达 5.36 亿千瓦，风电装机规模具备较大的增长空间。 福建风力资源丰富，公司盈利能力行业前列。福建风力资源丰富，公司盈利能

5、力行业前列。福建省的海上风电资源处于全国前列，福建沿海地区年平均有效风能时数达 7837.3h，年平均风速多在 7.5m/s 以上。公司风电项目主要分布在福建和黑龙江，截至 2021 年，公司风电总装机容量达 90.73 万千瓦。其中，海上风电、陆上风电装机规模分别为 29.6、6.13 万千瓦。得益于前期风电项目陆续并网发电，2021 年前三季度，公司实现营业收入 10.01 亿元，同比增长 50.90%；实现归母净利润 3.90 亿元，同比增长 94.92%。 投资项目加速并网，平海湾三期投资项目加速并网，平海湾三期项目项目择机注入。择机注入。2021 年，青峰风电场二期、大帽山风电场和平

6、海湾海上风场二期的逐步并网，公司整体发电量大增，带动公司的业绩大涨。公司身处福建，地理资源优势明显，风能利用率高，度电成本全国较低，度电利润居同行业首列，未来平海湾三期项目投运，将大幅提升公司的发电量，推动公司盈利能力更上一层楼。 投资建议：投资建议：公司多个风电项目陆续并网， 基于自身优良的技术水平提高运维销量，2021年以来发电量持续大增，推动公司业绩持续增长。展望未来，随着公司控股股东海上风电资产注入到上市公司体内，公司海上风电装机规模有望持续增长，驱动业绩快速增长。预计 2021-2023 年公司营业收入分别为 18.14、22.80、26.95 亿元，分别同比增长 44.85%、25

7、.71%、18.21%；归母净利润分别为 7.02、9.70、11.16 亿元，分别同比增 优质纯绿电运营商，并网提速推动更上一层楼优质纯绿电运营商，并网提速推动更上一层楼 中闽能源 （600163.SH）/公用 证券研究报告/公司深度报告 2022 年 3 月 7 日 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 2 - 公司深度报告公司深度报告 长 44.56%、38.06%、15.12%；EPS 分别为 0.37、0.51、0.59，对应 PE 分别为 21.02、15.23、13.23 倍。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：风险提示：海风项目建设进度不及预

8、期、资产注入进度不及预期、可再生补贴拖欠滞后风险、研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 rXpVzVfZjYxU8O9R8OtRmMnPmOjMoOmPfQnNuMaQnNzRvPnQmMwMnMoR 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 3 - 公司深度报告公司深度报告 内容目录内容目录 1.碳中和指引能源结构转型，清洁能源发电迎来发展新机遇碳中和指引能源结构转型，清洁能源发电迎来发展新机遇 . - 6 - 1.1.碳中和目标确定，电力行业转型进入加速阶段 . - 6 - 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

9、代能源- 7 - 1.3.预计 2025 年风电装机规模达 5.35 亿千瓦 . - 9 - 2.资源优势叠加成本下行趋势，补贴驱动转向市场驱动资源优势叠加成本下行趋势，补贴驱动转向市场驱动 . - 9 - 2.1.我国风能资源丰富，为大规模开发提供有利条件 . - 9 - 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 . - 11 - 2.3.供给端：陆风平价上网热情不减，海风平价在途 . - 13 - 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 . - 17 - 3.优质纯新能源运营标的，项目陆续并网盈利能力大幅提升优质纯新能源运营标的，项目陆续并网盈

10、利能力大幅提升 . - 18 - 3.1.新能源发电项目全面布局，海上风电发展迅速 . - 18 - 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 . - 19 - 3.3.坐拥优质资源区，风电运营度电利润高 . - 22 - 4.投资建议：首投资建议：首次覆盖，给予公司“买入”评级次覆盖，给予公司“买入”评级 . - 24 - 风险提示风险提示 . - 27 - 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 4 - 公司深度报告公司深度报告 图表目录图表目录 图表图表1：中国化石燃料燃烧产生的碳排放及同比变化：中国化石燃料燃烧产生的碳排放及同比变化

11、 . - 6 - 图表图表2：2020年中国化石燃料燃烧碳排放构成年中国化石燃料燃烧碳排放构成 . - 6 - 图表图表3：中国各行业部门碳排放量情况（百万吨）：中国各行业部门碳排放量情况（百万吨） . - 7 - 图表图表4：2018年中国及发达国家碳排放构成年中国及发达国家碳排放构成 . - 7 - 图表图表5：20112020中国中国GDP及同比变化及同比变化 . - 7 - 图表图表6：20112020中国全社会用电量及同比变化中国全社会用电量及同比变化 . - 7 - 图表图表7：2012-2021年中国发电累计装机容量构成年中国发电累计装机容量构成 . - 8 - 图表图表8：20

12、12-2021年风电新增装机容量及同比增速年风电新增装机容量及同比增速 . - 8 - 图表图表9：2021年国内累积发电装机容量构成年国内累积发电装机容量构成 . - 8 - 图表图表10：2025年国内累积发电装机规模（亿千瓦）年国内累积发电装机规模（亿千瓦） . - 8 - 图表图表11：风电：风电装机规模预测装机规模预测 . - 9 - 图表图表12：2020年年100米高度层平均风速米高度层平均风速 . - 10 - 图表图表13：2020年年100米高度层平均风功率密度米高度层平均风功率密度 . - 10 - 图表图表14：2010-2020全球及中国风电建设加权平均成本（全球及中

13、国风电建设加权平均成本（USD/kW） . - 11 - 图表图表15：2010-2020全球及中国风电加权平均全球及中国风电加权平均LCOE（USD/kWh） . - 11 - 图表图表16：陆上风电项目总投资结构：陆上风电项目总投资结构 . - 11 - 图表图表17：海上风电项目总投资结构：海上风电项目总投资结构 . - 11 - 图表图表18：2010-2020全球主要国家风机参数演变全球主要国家风机参数演变 . - 12 - 图表图表19：2003-2020风机价格变化趋势风机价格变化趋势 . - 12 - 图表图表20：风电项目风机价格接近：风电项目风机价格接近2000元元/KW

14、. - 12 - 图表图表21：2010-2020中国与欧洲海上风电风场平均装机容量对比中国与欧洲海上风电风场平均装机容量对比 . - 13 - 图表图表22：可再生能源电价政策：可再生能源电价政策 . - 14 - 图表图表23：不同补贴政策下的风：不同补贴政策下的风电上网电价电上网电价 . - 15 - 图表图表24：2025年我国跨国跨区跨省电力流示意图年我国跨国跨区跨省电力流示意图 . - 16 - 图表图表25：2025年我国特高压骨干网架示意图年我国特高压骨干网架示意图 . - 16 - 图表图表26：风：风电发电机组配合电化学储能电发电机组配合电化学储能 . - 16 - 图表图

15、表27：CCER交易机制交易机制 . - 17 - 图表图表28：截至截至2021年各地累计年各地累计CCER成交量占比情况成交量占比情况 . - 18 - 图表图表29：公司股权结构：公司股权结构 . - 19 - 图表图表30：公司：公司2016-2021年装机容量（万千瓦时）年装机容量（万千瓦时） . - 19 - 图表图表31：公司：公司2017-2020年毛利率情况年毛利率情况 . - 19 - 图表图表32：公司已投产项目及发电量情况：公司已投产项目及发电量情况 . - 20 - 图表图表33：公司：公司2016-2021发电量（亿千瓦时）发电量（亿千瓦时） . - 21 - 请务

16、必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 5 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表34：公司：公司2016-2020年风电项目平均利用小时年风电项目平均利用小时 . - 21 - 图表图表35：海上风电项目储备情况：海上风电项目储备情况 . - 21 - 图表图表36：公司：公司2016-2020经营现金流情况（亿元）经营现金流情况（亿元） . - 22 - 图表图表37：公司应收账款及周转天数情况：公司应收账款及周转天数情况 . - 22 - 图表图表38：福建省年平：福建省年平均风速（均风速（m/s） . - 22 - 图表图表39：公司新能源项目分布：公司新能源

17、项目分布 . - 23 - 图表图表40：中国沿海省市海上风电单位造价及度电成本：中国沿海省市海上风电单位造价及度电成本 . - 24 - 图表图表41：中国沿海省市海上风电平均风速及等效小时数：中国沿海省市海上风电平均风速及等效小时数 . - 24 - 图表图表43：公司：公司2021-2023海风装机规模预测（万千瓦）海风装机规模预测（万千瓦） . - 24 - 图表图表44：2021-2023年发电收入预测年发电收入预测. - 25 - 图表图表45：2021-2023中闽能源营收、成本及毛利率预测（亿元）中闽能源营收、成本及毛利率预测（亿元） . - 26 - 图表图表46：中闽能源可

18、比公司情况：中闽能源可比公司情况 . - 26 - 图表图表47：中闽能源财务报表预测：中闽能源财务报表预测 . - 28 - 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 6 - 公司深度报告公司深度报告 1.碳中和指引能源结构转型，清洁能源发电迎来发展新机遇碳中和指引能源结构转型，清洁能源发电迎来发展新机遇 1.1.碳中和目标确定，电力行业转型进入加速阶段碳中和目标确定，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。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

19、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。 图表图表1：中国：中国化石燃料燃烧产生的碳排放及同比变化化石燃料燃烧产生的碳排放及同比变化 图表图表2：2020年中国化石燃料燃烧碳排放构成年中国化石燃料燃烧碳排放构成 来源：

20、Enerdata，中泰证券研究所 来源：Enerdata，中泰证券研究所 电力行业碳排放量最大，能源低碳化转型势在必行。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

21、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。 -5%0%5%10%15%20%0204060809928200020022004200620082001620182020化石燃料燃烧产生的碳排放(亿吨) 同比变化 煤, 78% 石油, 16% 天然气, 7% 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 7 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表3：中国各行业部门碳排放量情况（百万吨）：中国各行业部门碳排放量情况（百万吨） 图表图表4：2018年中国年中国及发达国

22、家及发达国家碳排放碳排放构成构成 来源：IEA，中泰证券研究所 来源：IEA，中泰证券研究所 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“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。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。 图表图表5：201120

23、20中国中国GDP及同比变化及同比变化 图表图表6：20112020中国全社会用电量及同比变化中国全社会用电量及同比变化 来源：国家统计局，中泰证券研究所 来源：Wind，中泰证券研究所 我国我国风电装机容量保持增长态势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 17

24、8.64%。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。 020004000600080009520002005201020152018电力和热力 工业 运输 居民 其他能源行业 商业和公共服务 农业 其他 51% 43% 38% 33% 49% 28% 18% 9% 13% 18% 10% 25% 36% 29% 19% 4% 6% 7% 12% 5% 7% 9% 11% 12% 10% 0%20%40%60%80%100%中国 全球 美国 欧盟 日本 电力与热力部门 工业部门 交通部门 建筑部门 其

25、他部门 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 8 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表7：2012-2021年中国发电累计装机容量构成年中国发电累计装机容量构成 图表图表8：2012-2021年风电新增装机容量及同比增速年风电新增装机容量及同比增速 来源：中电联，中泰证券研究所 来源：中电联，中泰证券研究所 “十四五”期间，可再生能源发电占比大增。“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，

26、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%。另据国家主席在气候雄心峰会上公布的国家自主贡献目标，到 2030 年，风电、太阳能发电装机容量达 12 亿千瓦以上，未来风电、太阳能装机规模具有较大的增长空间，以风光为代表的清洁能源发展空间较大。 图表图表9：2021年年国内累积发电装机容量构成国内累积发电装机容量构成 图表图表10：2025年年国内国内累积发电装机累积发电装机规模规模 （亿千瓦）（亿千瓦） 来源：中电联，中泰证券研究所 来源：GEIDCO，中泰证券研究所 “以大代小”陆续启动，老旧风场更新改造推进。“以大代小”陆续启动，老旧风场更新改造推进。风电技术

27、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”11.01 5.51 5.36 3.92 1.52 0.72 0.68 0.65 0.09 煤电 光伏 风电 常规水电 气电

28、 核电 抽水蓄能 生物质及其他 光热 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 9 - 公司深度报告公司深度报告 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.预计预计 2025 年风电装机规模达年风电装机规模达 5.36 亿千瓦亿千瓦 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

29、%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

30、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。 图表图表11：风电：风电装机规模预测装机规模预测 2018A 2019A 2020A 2025E GDP 增速 6.80% 6.00% 2.30% 5% 电力消费弹性系数 1 0.6 1.2 1 电力消费增速 6.80% 3.50% 2.70% 5 全社会用电量（亿千瓦时） 68449 72255 75110 95862 风电 发电装机容量（万千瓦） 18427 20915 28153 53570 利用小时数（小时） 1985 1938 165

31、7 1700 发电量（亿千瓦时） 3658 4053 4665 9107 占比 5% 6% 6% 10% 来源：国家能源局，中泰证券研究所 2.资源优势叠加成本下行趋势，补贴驱动转向市场驱动资源优势叠加成本下行趋势，补贴驱动转向市场驱动 2.1.我国风能资源丰富，为大规模开发提供有利条件我国风能资源丰富，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

32、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 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 10 - 公司深度报告公司深度报告 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

33、同样优质。 图表图表12：2020年年100米高度层平均风速米高度层平均风速 图表图表13：2020年年100米高度层平均风功率密度米高度层平均风功率密度 来源：2020 年中国风能太阳能资源年景公报，中泰证券研究所 来源：2020 年中国风能太阳能资源年景公报，中泰证券研究所 风电成本持续下降，经济性逐步显现。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%、32.3

34、2%，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，

35、到 2025 年陆上风电 LCOE 降至 0.31 元，海上风电 LCOE 将降至 0.74 元。 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 11 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表14：2010-2020全球及中国风电建设加权平均成全球及中国风电建设加权平均成本（本（USD/kW） 图表图表15：2010-2020全球及中国风电加权平均全球及中国风电加权平均LCOE（USD/kWh） 来源： IRENA， 中泰证券研究所 注： 中国海风 2011-2019 年结果为根据 2010年和 2020 年结果估算 来源： IRENA， 中泰证券研究所 注： 中国海风

36、2011-2019 年结果为根据 2010年和 2020 年结果估算 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

37、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 2.224.13MW，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。 图表图表16：陆上风电项目总投资结构陆上风电项目总投资结构 图表图表17：海上风电项目总投资结构海上风电项目总投资结构 来源：中国知网，中泰证券研究所 来源：

38、北极星风力发电网，中泰证券研究所 注：以福建省为例 1355 1264 3185 2968 00400050006000全球陆风 中国陆风 全球海风 中国海风 0.039 0.033 0.084 0.0000.0500.1000.1500.200全球陆风 中国陆风 全球海风 中国海风 49.00% 15.36% 10.80% 4.60% 4.01% 3.11% 1.90% 8.13% 3.09% 风机 建筑工程费用 塔筒 集电线路 升压站 建筑期利息 施工辅助工程 其他费用 其他 45.00% 25.00% 5.00% 5.00% 3.00% 3.00% 3.00% 2.

39、00% 9.00% 风机机组及安装 建筑工程 塔筒 220kV送出电缆 35kV阵列电缆 海上升压站 用海（地）费用 陆上集控中心 其他 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 12 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表18：2010-2020全球主要国家风机参数演变全球主要国家风机参数演变 图表图表19：2003-2020风机价格变化趋势风机价格变化趋势 来源：IRENA，中泰证券研究所 来源：IRENA，中泰证券研究所 注：汇率按照 1:6.45 计算 成本下降引致价格下降，技术升级强化规模效应。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

40、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

41、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。 图表图表20：风电项目风电项目风机价格接近风机价格接近2000元元/KW 项目项目 装机规模 （装机规模 （MW） 风机价格 （元风机价格 （元/KW) 中广核云南玉溪华宁县起则风电场 100 1943 国家电投额敏县玛依塔斯 （1标段30万千瓦） 300 2080 国家电投额敏县玛依塔斯 （2标段30万千瓦） 300 2080 国家电投额敏县玛依塔斯 （3标段30万千瓦） 300 2080 云南富源西风基地二期风电项目 100 2036 广西灵川县海洋 1#二期 90MW 风电项目 9 2

42、088 广西兴安殿堂二期和严关三期风电项目 160 2060 青岛西海岸新区大张山分散式风力发电项目 49.8 2088 国家电投固始南山（一期）南部工程 50 2080 清远佛冈福音风电项目 49.9 2005 新天哈电双城 100MW 风电平价上网项目 100 2068 来源：风电头条，中泰证券研究所 2010 50709034风轮平均直径（m） 平均风机单机容量（MW） 中国 加拿大 巴西 法国 德国 印度 日本 瑞典 土耳其 英国 美国 020004000600080004000中国风机价格（元/kW) Vestas风机平均售价（元/kW）

43、请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 13 - 公司深度报告公司深度报告 风场规模逐渐增大，数字化赋能降低运维成本。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

44、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。 图表图表21：2010-2020中国与欧洲海上风电风场平均装机容量对比中国与欧洲海上风电风场平均装机容量对比 来源：IRENA，中泰证券研究所 2.3.供给端：陆风平价上网热情不

45、减，海风平价在途供给端：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。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

46、 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%。 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 14 - 公司深度报告公司深度报告 陆风已实现平价，风电运营由“补贴驱动”转向“市场驱动”。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

47、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。 图表图表22：可再生能源电价政策：可再生能源电价政策 时间时间 政策文件政策文件 机构机构 主要内容主要内容 2015 年12 月 关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知 国家发改委 实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。鼓励通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、光伏发电等新能源项目上网电

48、价，但通过市场竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的同类陆上风电、光伏发电项目当地上网标杆电价水平。 2016 年12 月 关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知 国家发改委 降低光伏发电和陆上风电标杆上网电价。明确海上风电标杆上网电价，对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时 0.85 元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时 0.75 元。鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价。 2019 年 1月 关于积极推进风电、 光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知 国家发改委，国家能源局 推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电

49、价的风电、光伏发电平价上网试点项目。在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区， 引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目。 2019 年 4月 关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知 国家发改委 完善集中式光伏发电上网电价形成机制，将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定， 不得超过所在资源区指导价； 此外，适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。 2019 年 5月 关于完善风电上网电价政策的通知 国家发改委 对陆上风电项目，2018 年底之前核准但 2020 年底前未完成并网的，以及 2019 年、2020 年核准但

50、2021 年底前未完成并网的，国家不再补贴；对海上风电项目，2018 年底前核准且在2021 年底前全部机组并网的，则执行核准时上网电价，2022 年及以后全部机组并网的，执行并网年份的指导价；从 2019 年开始对新核准的集中式陆上和海上风电项目全部实施竞争方式确定上网电价。 2019 年 5月 关于 2019年风电、 光伏发电项目建设有关事项的通知 国家能源局 积极推进平价上网项目建设，研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网项目的条件，在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上， 优先推进平价上网项目建设。 2020 年 3月 关于 2020年光伏发电上网电价政策有关

51、事项的通知 国家发改委，国家能源局 对集中式光伏发电继续制定指导价，若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。降低工商业分布式光伏发电、户用分布式光伏发电补贴标准。 2021 年 6月 关于 2021年新能源上网电价政策有关事项的通知 国家发改委 2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光

52、伏发电、风电的绿色电力价值。2021 年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。 来源：中国政府网，国家发改委，国家能源局，中泰证券研究所 陆上风电平价时代来临，海上风电平价过渡。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 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 15 - 公司深度报告公司深度报告 项目、2019-2020 年新核准项目分别在 2020 年、2021 年没有

53、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。 图表图表23：不同补贴政策下的风电上网电价不同补贴政策下的风电上网电价 时间时间 2015 前前 2016-2017 2018 2019-2020 补贴条件 / 2016 年前核准，2017 年底前开工，2020 年底前并网

54、2018 年前核准，2019 年前开工，2020 年底前并网 2018 年核准，2020 年底前并网 2019 年核准，2021 年底前并网 2020 年核准，2021 年底前并网 陆上风电 I 类资源区 0.51 0.49 0.47 0.40 0.34 0.29 II 类资源区 0.54 0.52 0.50 0.45 0.39 0.34 III 类资源区 0.58 0.56 0.54 0.49 0.43 0.38 V 类资源区 0.61 0.61 0.60 0.57 0.52 0.47 时间时间&补贴条件补贴条件 2014-2018 核准，核准，2021 年前并网年前并网 2019 2020

55、 海上风电 近海 0.85 0.80 0.75 潮间带 0.75 参考陆上风电指导电价 来源：国家发改委，中泰证券研究所 弃风限电问题改善，利用小时数企稳。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

56、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。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

57、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。 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 16 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表24：2025年我国跨国跨区跨省电力流示意图年我国跨国跨区跨省电力流示意图 图表图表25：202

58、5年我国特高压骨干网架示意图年我国特高压骨干网架示意图 来源：中国“十四五”电力发展规划研究，中泰证券研究所 来源：中国“十四五”电力发展规划研究，中泰证券研究所 应对间歇性与波动性问题，配置储能或将发挥重大作用。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

59、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。 图表图表26：风电发电机组配合电化学储能风电发电机组配合电化学储能 来源：禾望电气微信公众号，中泰证券研究所 海上风电对储能要求更高，目前发电制氢前景较为明朗。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 20

60、25 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， 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 17 - 公司深度报告公司深度报告 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

61、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。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

62、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

63、望进一步增长。 图表图表27：CCER交易机制交易机制 来源：国家发改委，中泰证券研究所 CCER 审批重启审批重启待定，碳交易市场逐步完善。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。 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 18 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表28：截至截至2021年各地累计年

64、各地累计CCER成交量占比情况成交量占比情况 来源：广州碳排放权交易网，中泰证券研究所 以风电、光伏等绿色电力产品为标的物以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，采用，采用“证电统一证电统一”模式。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

65、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，绿电交易刺激需求侧，利好新能源运营商利好新能源运营商。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

66、。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.优质纯新能源运营标的，项目陆续并网盈利能力大幅提升优质纯新能源运营标的，项目陆续并网盈利能力大幅提升 3.1.新能源发电项目全面布局，海上风电发展迅速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

67、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。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。 上海 40.2% 广东 20.2% 北京 8.7% 深圳 7.2% 湖北 2.7% 天津 10.5% 重庆 0.2% 四川 5.7% 福建 4.6% 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正

68、文之后的重要声明部分 - 19 - 公司深度报告公司深度报告 公司控股股东为省国资福建投资开发集团。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。 图表图表29：公司股权结构公司股权结构 来源：Wind，公司公告，中泰证券研究所 注：截至 2021 年 9 月 3.2.“十四五”海风装机容量有望大幅增长

69、，公司盈利水平快速提升“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。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

70、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%。 图表图表30：公司公司2016-2021年装机容量（万千瓦时）年装机容量（万千瓦时） 图表图表31：公司公司2017-2020年毛利率情况年毛利率情况 来源：公司公告，中泰证券研究所 来源：公司公告，中泰证券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%80%20020风电 光伏 电力行业 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 20 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表32：公司已投产项目公司已投产项目及发电量情

71、况及发电量情况 项目名称项目名称 所在地所在地 总容量总容量 （万千瓦）（万千瓦） 运营状态运营状态 发电量（亿千瓦时）发电量（亿千瓦时） 同比变化同比变化（%） 2021 年 2020 年 嘉儒风电场一期 福建 4.8 全投产 1.11 1.29 -13.96 嘉儒风电场二期 福建 4.8 全投产 1.16 1.30 -10.94 泽岐风电场 福建 4.8 全投产 1.23 1.43 -13.77 钟厝风电场 福建 3.2 全投产 0.84 0.99 -14.80 马头山风电场 福建 4.75 全投产 1.66 1.45 14.75 王母山风电场 福建 4.75 全投产 1.87 1.56

72、19.58 大帽山风电场 福建 4 全投产 1.47 0.06 2291.89 北茭风电场 福建 4.8 全投产 1.11 1.12 -7.43 黄岐风电场 福建 3 全投产 0.72 0.80 -10.67 青峰风电场 福建 4.8 全投产 1.47 1.72 -14.61 青峰风电场二期 福建 6.48 全投产 2.56 2.29 11.92 红星二场光伏一电站 新疆 2 全投产 0.34 0.35 -3.99 乌尔古力山风电场一期 黑龙江 3 全投产 0.70 0.76 -7.76 乌尔古力山风电场二期 黑龙江 3 全投产 0.77 0.88 -12.40 五顶山风电场 黑龙江 4.95

73、 全投产 1.03 1.22 -15.18 平海湾海上风电场一期 福建 5 全投产 1.63 2.18 -25.21 平海湾海上风电场二期 福建 24.6 全投产 7.55 3.56 111.99 富锦市二龙山镇生物质热电联产 黑龙江 3 于 2021 年 12 月 6 日首次并网 - - - 合计合计 95.73 27.22 23.04 18.15 来源：公司公告，中泰证券研究所 多措并举保障设备稳定运行，力争大风年创造大效益。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

74、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。 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 21 - 公司深度报告公司深度报告 图表图表33：公司公司2016-2021发电量（亿千瓦时）发电量（亿千瓦时） 图表图表34：公司公司2016-2

75、020年风电项目平均利用小时年风电项目平均利用小时 来源：公司公告，中泰证券研究所 来源：公司公告，中泰证券研究所 未来五年海上风电发展进入快车道。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。 图表图表35：海上风电项目储备情况海上风电项目储备情

76、况 项目名称项目名称 项目类型项目类型 所属公司所属公司 股权结构股权结构 总容量（万千瓦）总容量（万千瓦） 平海湾海风三期 海上风电 闽投海电 投资集团90%， 莆田秀屿区国投10% 30.8 宁德霞浦海风 A 区 海上风电 宁德闽投 投资集团 80%，闽东电力 20% 20 宁德霞浦海风 B 区 海上风电 霞浦闽东 投资集团 51%，闽东电力 49% 30 宁德霞浦海风 C 区 海上风电 宁德闽投 投资集团 80%，闽东电力 20% 40 来源：福建省发改委，闽东电力公告，中泰证券研究所 公司并购成本和财务负担较低。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

77、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。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

78、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。 0040005000200192020福建（陆上风电） 福建（海上风电） 黑龙江（陆上风电） 新疆（光伏） 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 22 - 公司深度报告公司深度报

79、告 图表图表36：公司公司2016-2020经营现金流情况（亿元）经营现金流情况（亿元） 图表图表37：公司应收账款及周转天数情况公司应收账款及周转天数情况 来源：公司公告，中泰证券研究所 来源：公司公告，中泰证券研究所 3.3.坐拥优质资源区，风电运营度电利润高坐拥优质资源区，风电运营度电利润高 福建省海上风能资源福建省海上风能资源禀赋禀赋居于全国前列居于全国前列。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，

80、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。 图表图表38：福建省年平均风速（福建省年平均风速（m/s） 来源：北极星电力网，中泰证券研究所 2.65 3.07 3.39 4.11 7.83 00

81、00350024686200202021H1应收账款（亿元） 周转天数 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 23 - 公司深度报告公司深度报告 地理位置优势显著，风能利用率较高。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

82、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，福建省内电力就近消纳能力强，基本无基本无“弃风限电”“弃风限电”现象现象。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

83、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。 图表图表39：公司新能源项目分布公司新能源项目分布 来源：公司公告，中泰证券研究所 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 7.110.2m/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

84、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。 福建陆上风电 62% 福建海上风电 22% 黑龙江陆上风电 13% 新疆光伏 3% 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 24 - 公司

85、深度报告公司深度报告 图表图表40：中国沿海省市海上风电单位造价及度电成本中国沿海省市海上风电单位造价及度电成本 省市省市 单位造价（元单位造价（元/kW） 度电成本度电成本(元元/kWh) 江苏 1450016500 0.5380.645 上海 1500016500 0.5960.656 浙江 1550016500 0.6160.706 福建福建 1750018500 0.4870.588 广东 1650017500 0.6560.695 来源：“十四五”中国海上风电发展关键问题，中泰证券研究所 图表图表41：中国沿海省市海上风电平均风速及等效小时数中国沿海省市海上风电平均风速及等效小时数

86、省份省份 辽宁辽宁 河北河北 山东山东 江苏江苏 上海上海 浙江浙江 福建福建 广东广东 海南海南 风速（m/s） 7.47.6 6.37.5 6.97.8 7.27.8 6.87.6 6.88.0 7.110.2 6.58.5 6.59.0 等效小时数 24502700 20002650 23002800 25002800 23002700 22002800 24003800 21003000 21503100 来源：我国海上风电区域开发方案浅析，中泰证券研究所 4.投资建议：首次覆盖，给予公司“买入”评级投资建议：首次覆盖，给予公司“买入”评级 核心假设：核心假设： “十四五”国内风电新增

87、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：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

88、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。 图表图表42：公司公司2021-2023海风装机规模预测海风装机规模预测（万千瓦）（万千瓦） 2020A 2021E 2022E 2023E 海上风电累计并网容量 18.2 29.6 29.6 60.4 海上风电新增容量 18.2 11.4 - 30.8 同比增长 62.64% - 105.41% 生物质发电累计并网容量 0 0 3 3 来源：公

89、司公告，中泰证券研究所 发电小时数：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 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 25 - 公司深度报告公司深度报告 电方

90、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：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。 图表图表43：2021-2023

91、年发电收入年发电收入预测预测 2019A 2020A 2021E 2022E 2023E 风电风电 装机容量（万千瓦） 44.89 79.83 91.23 90.73 121.53 福建陆上风电 33.94 50.68 50.18 50.18 50.18 福建海上风电 18.2 29.60 29.60 60.40 黑龙江风电 10.95 10.95 10.95 10.95 10.95 利用小时数（小时） 福建陆上风电 2665 3206 3200 3200 3200 福建海上风电 4530 4500 4500 4500 黑龙江风电 2704 2607 2600 2600 2600 上网电价（元

92、/kwh） 福建陆上风电 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60 福建海上风电 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 黑龙江风电 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 年发电量（亿千瓦时） 11.02 22.06 26.88 30.94 35.77 福建陆上风电 9.05 16.25 16.06 16.06 16.06 福建海上风电 2.96 8.08 12.04 16.87 黑龙江风电 2.96 2.85 2.74 2.85 2.85 上网电量（亿千瓦时） 10.69 21.40 26.07 30.01 34.70 同比增速 100.19% 21.82% 1

93、5.13% 15.60% 营业收入（亿元）营业收入（亿元） 5.52 12.24 17.87 21.29 25.39 同比增速同比增速 121.71% 42.12% 60.42% 19.75% 光伏光伏 装机容量（万千瓦） 2 2 2 2 2 利用小时数（小时） 1709 1766 1700 1700 1700 上网电价（元/千瓦时） 0.69 0.69 0.69 0.68 0.68 发电量（亿千瓦时） 0.34 0.35 0.34 0.34 0.34 营业收入（亿元）营业收入（亿元） 0.23 0.24 0.22 0.22 0.22 同比增速同比增速 6.64% -7.46% -1.45%

94、0.00% 生物质发电生物质发电 装机容量（万千瓦） 3 3 3 利用小时数（小时） 6500 6600 6800 上网电价（元/千瓦时） 0.65 0.65 0.65 发电量（亿千瓦时） 1.98 2.04 营业收入（亿元）营业收入（亿元） 1.25 1.29 同比增速同比增速 3.03% 发电总收入（亿元）发电总收入（亿元） 5.74 12.48 18.10 22.76 26.90 同比增速同比增速 117.19% 44.99% 25.77% 18.20% 来源：公司公告，中泰证券研究所 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 26 - 公司深度报告公司深度报

95、告 营业成本：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.

96、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%。 图表图表44：2021-2023中闽能源营收中闽能源营收、成本及毛利率、成本及毛利率预测预测（亿元）（亿元） 2019A 2020A 2021E 2022E 2023E 总营业收入总营业收入 5.81 12.52 18.14 22.80 26.95 总营业成本总营业成本 2.56 4.04 4.88 5.50 7.18 折旧 1.65 2.96 3.26 3.71 4.87 人工成本 0.26 0.70 1.00 1.14 1

97、.63 其他 0.65 0.34 0.60 0.63 0.66 其他业务成本 0.00 0.04 0.02 0.02 0.02 毛利率毛利率 55.79%55.79% 67.70%67.70% 73.09%73.09% 75.86%75.86% 73.36%73.36% 来源：Wind，中泰证券研究所 选择与公司同为新能源运营商的三峡能源、龙源电力、节能风电作为可比公司。 可比公司 2021-2023 年平均 PE 分别为 33.52、 26.10、 21.58 倍。目前公司青峰风电场二期、大帽山风电场、平海湾二期的陆续并网带来营收快速提升，短期看成长性充足。同时，十四五期间，公司控股股东将有

98、多个项目注入上市公司体内，未来装机规模有望持续增长，驱动公司业绩保持快速增长态势。与可比公司相比，公司估值相对较低，未来估值或仍有提升空间。 图表图表45：中闽能源可比公司情况中闽能源可比公司情况 股票代码 简称 股价 EPS PE 21E 22E 23E 21E 22E 23E 600905.SH 三峡能源 6.89 0.19 0.27 0.34 36.26 25.52 20.26 601016.SH 节能风电 5.41 0.21 0.26 0.32 25.76 20.81 16.91 001289.SZ 龙源电力 28.13 0.73 0.88 1.02 38.53 31.97 27.58

99、 平均 33.52 26.10 21.58 600163.SH 中闽能源中闽能源 7.76 0.37 0.51 0.59 21.02 15.23 13.23 来源：Wind，中泰证券研究所 注：股价取自 2022 年 3 月 7 日。 公司多个风电项目陆续并网，基于自身优良的技术水平提高运维销量，2021年以来发电量持续大增，推动公司业绩持续增长。展望未来，随着公司控股股东海上风电资产注入到上市公司体内， 公司海上风电装机规模有望持续增长， 驱动业绩快速增长。 预计 2021-2023 年公司营业收入分别为 18.14、 22.80、26.95 亿元，分别同比增长 44.85%、25.71%、

100、18.21%；归母净利润分别为 请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分 - 27 - 公司深度报告公司深度报告 7.02、9.70、11.16 亿元，分别同比增长 44.56%、38.06%、15.12%；EPS 分别为 0.37、0.51、0.59，对应 PE 分别为 21.02、15.23、13.23 倍。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示风险提示 海风项目建设进度不及预期：海风项目建设进度不及预期：平海湾二期 28 台机组已并网发电，在建13 台机组，预计 2021 年底前全部投产并网，平海湾海电三期同样计划于 2021 年底前全部并网，有望锁定 0.85

101、元千瓦时的带补贴电价。根据财政部、国家发展改革委、国家能源局关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见 的规定 2021 年为海上风电补贴电价政策最后一年。若公司与集团的两大海风项目不能如期投产，则无法纳入中央财政补贴范围，将影响项目未来的收益率与资产注入进度。 资产注入进度不及预期：资产注入进度不及预期：未来公司控股股东将海上风电资产注入到上市公司体内是公司业绩增长的重要驱动力，若未来由于项目建设不及预期或项目暂时无法满足注入上市公司体内的条件，可能会导致资产注入不及预期，进而使得公司业绩增长不及预期。 可再生补贴拖欠滞后风险：可再生补贴拖欠滞后风险：目前公司应收账款主要由拖欠补贴构成，截止 2020 年底补贴总量是 10 余亿元，回收周期是 1.5 年至 2 年。如果政策发生变化或地方政府财政恶化，回收周期将进一步延长，对公司资产结构和现金流产生不利影响。 研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。