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福建地理位置优越，受台湾海峡狭管效应明显。福建省地理位置优势显著，风力资源开发空间充足。福建濒临东海和台湾海峡，受季风和台湾海峡“狭管效应”的共同影响，福建沿海风能资源十分丰富，且风速大，可利用风速持续时间长。

漳州、莆田、宁德和平潭所辖海域17个风电场；到2020年底，福建省海上风电装机规模要达到200万千瓦以上，到2030年底要达到300万千瓦以上。

福建省风电消纳形势好于全国。福建省当前陆上风电的装机及发电量占比低于全国水平以及弃风率偏高的新疆，2019年装机容量占比6.6%，发电量占比3.6%，风电的消纳

形势较为乐观。受此影响，福建风电利用小时数历年来始终好于全国平均水平。在新疆2019年弃风改善之前，福建风电利用小时甚至连年高于新疆水平。

公司开发重点转向海上风电项目，有望持续增厚业绩

公司自十二五期间以来密集投建风电项目。公司前期投资重点为陆上风电，近年来开发重心逐渐转向海上风电，当前公司陆上风电仅潘宅8.5万千瓦尚未完全投运，海上风电现有平海湾F区、石城、长乐C区等3个项目已经在2018年底前获得核准，另有长乐外海海上风电B区（30万千瓦）、莆田群力（3.5万千瓦）、草山二期（2.6万千瓦）等项目正在争取项目核准。截至2018年底，公司储备风电220万千瓦，其中海上风电200万千瓦，陆上风电20万千瓦。

陆上电风电ROE整体在9%上下，对公司形成增厚。公司当前主要投产陆上风电，大多数机组在全资子公司福能新能源旗下。近年来，福能新能源ROE伴随新项目电价下调而整体下滑，但2018年仍有9%，历年来整体对公司盈利能力带来增厚。在建海上风电有望享受高电价，盈利能力较为可观。根据当前政策，凡是2018年底前核准、并在2021年底前全部投产的海上风电项目，均可以享受0.85元/千瓦时的较高的含税上网电价。根据公司2018年底前已核准的平海湾F区、石城、长乐C区的披露，在0.85元/千瓦时的电价下，三个项目的全投资IRR介于7.6-9.0%之间，盈利能力较为可观。

政策背景：海上风电平价上网加速推进。2019年5月，国家发改委发布《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，对海上风电要求：

（一）将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。

（二）2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。

（三）新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。

（四）对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

2020年1月，财政部、国家发改委、国家能源局联合下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），明确自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

预计公司在手已核准项目将加速抢装。公司在手已核准的平海湾F区、石城、长乐C区项目均为2018年核准，我们认为公司将采取与行业一致的策略，尽快实现在2021年底前全部投产，从而获取0.85元/方的上网电价。其中，预计平海湾F区与石城项目进展会更快，19Q3起已有部分机组先期投产。

后续项目推进情况尚待地方补贴政策厘清。由于公司储备的其他待核准项目均没有在2019年底前核准，预计这些项目均将不再纳入中央补贴范围。在当前各地地方补贴政策尚未厘清的情况下，我们预计此类储备项目的进度短期内将面临一定的不确定性。

平价上网是长期趋势，期待海上风电成本持续下降。海上风电由于安装难度大、周边设施建设难度高，非风机成本占60%-70%，建设成本显著高于陆上风电。海上风电加快规模化发展，其建设成本已由2010年的2.1-2.4万元/kW下降至目前的1.6-2.0万元/kW，对应LCOE范围在675-856元/MWh之间，不同省份海域差异较大，其中广东和福建风资源和建设条件较好，度电成本国内最低。随着风电机组等设备技术不断成熟并合理降价，以及施工、运维成本的进一步降低，预计2020年后并网的海上风电项目LCOE将进一步降低，平均成本下降空间或达20-35%，竞争力持续提速。

风机技术持续发展，单机功率快速提升。理论上，风机单机功率越大，对应度电成本越低。同规模风电场下，大功率风机能够降低总体制造、吊装、运营等成本，有利于提高风能转化效率。尤其是在海上风电领域，风机成本占比达60%，风机单机容量的扩大有助于进一步摊薄非风机成本，加速平价上网。

敏感性分析显示，项目单位造价与利用小时数显著影响未来海上风电盈利能力。面对平价上网的长期趋势，我们认为后续待核准海上风电项目的推进进度，很大程度上取决于其在偏低电价下的盈利能力；技术进步带来的造价下降，以及优质风资源区带来的利用小时数提升，将带来后续项目盈利能力的安全边际。

我们针对福建省典型海上风电项目建立分析模型，按电价、利用小时数、单位千瓦造价，对项目的全投资税后IRR进行敏感性分析。我们选取悲观的假设情景，即上网电价仅为0.50元/千瓦时，且单位造价为18,000元/千瓦，发现在此情况下，即使利用小时数提升至5,000小时，IRR仍只能达到6%左右水平；然而，如果单位造价下降到10,000元/千瓦，即使利用小时数仅约3200小时，项目IRR仍可达到8%以上。

长期看，风电平价上网推进将改善公司对补贴的依赖。截至2019H1，公司应收清洁能源电价补贴款累计值已超过9.0亿元，一定程度上压制公司现金流。长期来看，若机组造价下降带来平价上网的推进，公司对补贴的依赖或将有所缓解，从而带来盈利和现金流质量的长期提升。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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