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 证券研究报告证券研究报告/行业深度报告行业深度报告 2019年年06月月28日日 公用事业/电力 海上风电专题报告：-三维度寻找海上风电中短期、长期超预期因素 评级：增持（维持）评级：增持（维持）分析师：张绪成分析师：张绪成 执业证书编号：执业证书编号：S0740518050002 Email： 分析师：李俊松分析师：李俊松 执业证书编号：S0740518030001 Email： 研究助理：王瀚研究助理：王瀚 Email：基本状况基本状况 上市公司数 156行业总市值(百万元)2,023,403 行业行业-市场走势对比市场走势
2、对比 1,766.001,866.001,966.002,066.002,166.002,266.002,366.002,466.002,566.00公用事业(申万)沪深300(可比)相关报告相关报告 2019.03.20 2019.04.16重点公司基本状况重点公司基本状况 简称 股价(元)EPS PE PB 评级 2017 2018 2019E 2020E 2017 2018 2019E 2020E 福能股份 8.74 0.54 0.68 0.98 1.21 16.2 12.9 8.9 7.2 1.18 买入 龙源电力 4.99 0.48 0.59 0.60 0.66 10.4 8.5 8
3、.3 7.6 0.70 买入 明阳智能 11.00.32 0.39 0.35 0.65 34.7 28.4 31.7 17.1 2.64 增持 备注 福能股份 EPS 为中泰证券预测，龙源电力、明阳智能 EPS 为 wind 一致预期 投资要点投资要点 前言：前言：三维度寻找海上风电中短期、长期超预期因素三维度寻找海上风电中短期、长期超预期因素。本篇报告中，我们试图从从盈利、风险、护城河三个维度回答以下两个问题：（盈利、风险、护城河三个维度回答以下两个问题：（1）当前海上风）当前海上风电存量项目电存量项目中短期中短期盈利能力盈利能力是否存在超预期因素；（是否存在超预期因素；（2）未来海上风电在
4、补）未来海上风电在补贴缓慢退坡、装机量快速上升的节奏下长期盈利能力如何及最大的风险何贴缓慢退坡、装机量快速上升的节奏下长期盈利能力如何及最大的风险何在在。其中，盈利主要包括利用小时数、上网电价、成本；风险主要包括补贴退坡、竞争配置、风电消纳、补贴拖欠的不确定性；护城河则主要包括资源优势和区位优势。中短期中短期：利用小时数有望超预期、利用小时数有望超预期、存量项目保住高电价前提下盈利能力有存量项目保住高电价前提下盈利能力有望大幅超出预期。望大幅超出预期。从海上风能资源分布情况看，我国风能资源的分布大致为由福建省（台湾海峡）向南、北两侧呈现递减趋势。目前，海上风电在建（开工）+核准的项目基本上集中
5、在江苏、福建、广东、浙江、上海、辽宁六省。从上述项目的预计利用小时数数据看，六省（直辖市）海上风电项目利用小时数优势明显且粤闽两省优势最大。而从目前从目前实际投产的项目实际投产的项目看，海上风电的实际利用小时数相比预计值要高出不少，看，海上风电的实际利用小时数相比预计值要高出不少，未来陆续投产的未来陆续投产的海上项目实际利用小时数均存在超预期可能海上项目实际利用小时数均存在超预期可能。在存量项目保住高电价的前在存量项目保住高电价的前提下，利用小时数超预期预计将导致中短期海上风电项目的提下，利用小时数超预期预计将导致中短期海上风电项目的 ROE 和和 IRR大幅超出预期。大幅超出预期。长期长期：
6、成成本下降本下降预计部分预计部分冲抵补贴退坡冲抵补贴退坡影响。影响。当前海上风电投资成本（动态投资）是陆上风电的 2 倍左右，三因素决定海上风电成本未来将逐步下三因素决定海上风电成本未来将逐步下降：（降：（1）大容量机组）大容量机组减少机位点所减少机位点所带来的成本下带来的成本下降；（降；（2）风电机组单位造）风电机组单位造价边际下降；（价边际下降；（3）建安成本的下降）建安成本的下降。在补贴缓慢退坡在补贴缓慢退坡假设下，成本下降部假设下，成本下降部分分预计预计将将部分部分对冲电价退坡影响，对冲电价退坡影响，经我们测算在福建、江苏、广东省上网电价分别降至 0.45、0.50、0.55 元/千瓦
7、时时项目 ROE 仍高于陆上风电（10%以上），海上风电盈利能力在长周期仍将维持在较高水平。长期：长期：竞价及消纳问题影响有限竞价及消纳问题影响有限，补贴拖欠补贴拖欠是未来最大不确定性问题。是未来最大不确定性问题。对于目前市场较为担心的竞价政策和风电消纳问题，首先我们认为海上风电行业集中度未来将持续提升，恶性竞争的可能性很小。原因在于随着上网随着上网电价逐步退坡，竞配导致的电电价逐步退坡，竞配导致的电价下降所带来的边际影响将被逐步放大，而价下降所带来的边际影响将被逐步放大，而龙头公司才具有大幅降低成本并维持高盈利能力的可能龙头公司才具有大幅降低成本并维持高盈利能力的可能；其次当前当前东南沿东南
8、沿海各省海各省仍面临达到可再生能源配额标准的任务，仍面临达到可再生能源配额标准的任务，经测算未来苏、浙两省每年需最低保证 2GW 以上的风电装机，广东省 2020 年开始需最低保证1.5GW 左右的风电装机，未来各省最低装机增量空间基本可以满足海上风电完全消纳的任务。而由于海上风电高补贴很可能导致较长的补贴拖欠周期，补贴拖欠问题补贴拖欠问题才才将是未来影响海上风电发展的最大不确定性因素将是未来影响海上风电发展的最大不确定性因素。投资策略：推荐现金流健康的海上风电运营龙头投资策略：推荐现金流健康的海上风电运营龙头。中短期看中短期看，各省海上风电运营龙头在 2021 年前预计均有在建项目陆续投产从
9、而保住高电价，在利用小时数有望超预期的情况下投产项目将大幅增厚相关标的业绩。长期长期看看，成本端的下降预计将部分冲抵电价缓慢退坡带来的不利影响，海上风电的盈利能力放长周期看仍将高于陆上风电并维持在较高水平。考虑到未来行业集中度有望逐步提升以及可再生能源消纳配额制规定的硬性消纳指标，竞价及风电消纳问题对海上风电盈利构成的风险较为有限竞价及风电消纳问题对海上风电盈利构成的风险较为有限，而海上风电开发的资本开支压力及高补贴可能导致的拖欠周期延长问题才是海上风拖欠周期延长问题才是海上风电发展的最大不确定性因素，因此对相关开发企业的现金流要求较高电发展的最大不确定性因素，因此对相关开发企业的现金流要求较
10、高。综上所述，推荐现金流健康的福建省海上风电龙头福能股份福能股份、江苏省海上风电龙头龙源电力龙源电力。此外，建议关注具有设备、运营一体化协同优势的海上风电标的明阳智能明阳智能。风险提示：风险提示：（1）补贴退坡节奏加快风险；（2）补贴拖欠周期延长风险；（3）风电消纳能力不足风险。2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5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-行业深度行业深度研究研究 内容目录内容目录 前言：三维度寻找海上风电中短期、长期超预期因素前言：三维度寻找海上风电中短期、长期超预期因素.-4-中短期
11、：利用小时数有望超预期、中短期：利用小时数有望超预期、ROE&IRR 优势显著优势显著.-5-利用小时数：粤、闽两省项目优势显著，有望超预期.-5-上网标杆电价：2021 年前并网存量项目优势显著.-6-盈利能力：IRR、ROE 优势显著，有望超预期.-7-长期：成本下降冲抵补贴退坡，竞价及消纳问题影响有限长期：成本下降冲抵补贴退坡，竞价及消纳问题影响有限.-9-成本：当前四类成本均高于陆上风电、三因素助推成本下降.-9-补贴退坡预计延续缓慢节奏、成本下降部分对冲退坡影响.-12-竞争配置：抢核准潮水逐渐退去、行业集中度预计将持续提升.-14-风电消纳：区位优势带来的护城河.-16-补贴拖欠：
12、海上风电发展最大不确定风险.-19-投资策略：推荐现金流健康的海上风电运营龙头投资策略：推荐现金流健康的海上风电运营龙头.-21-推荐标的推荐标的.-22-福能股份：福建省风电运营龙头、优质海上风电项目&现金流好.-22-龙源电力：全球第一大风电运营商、江苏省海上风电龙头.-22-明阳智能：海上风电整机龙头、打造协同一体化产业链.-23-上海电气（电力设备组）：大力布局海上风电，打造协同一体化产业链.-24-风险提示风险提示.-26-图表目录图表目录 图表图表1：海上风电三维度超预期因素以及催化剂：海上风电三维度超预期因素以及催化剂.-4-图表图表2：风机分段出力特性函数：风机分段出力特性函数
13、.-5-图表图表3：我国海上风能资源分布情况：我国海上风能资源分布情况.-5-图表图表4：各省（直辖市）海上、陆上风电利用小时数数据汇总（小时）：各省（直辖市）海上、陆上风电利用小时数数据汇总（小时）.-6-图表图表5：已投产海上风电项目实际利用小时和预计利用小时数据：已投产海上风电项目实际利用小时和预计利用小时数据.-6-图表图表6：海上、陆上风电项目上网标杆电价情况（元：海上、陆上风电项目上网标杆电价情况（元/千瓦时）千瓦时）.-7-图表图表7：模拟海上风电各年度净利润（万元）及：模拟海上风电各年度净利润（万元）及ROE.-8-图表图表8：各省（直辖市）海上风电项目单位投资成本情况（元：各
14、省（直辖市）海上风电项目单位投资成本情况（元/千瓦时）千瓦时）.-9-图表图表9：海上风电项目各项成本占比情况：海上风电项目各项成本占比情况.-10-图表图表10：设备购置费各项成本占比情况：设备购置费各项成本占比情况.-10-图表图表11：建安工程费各项成本占比情况：建安工程费各项成本占比情况.-10-图表图表12：其他费用各项成本占比情况：其他费用各项成本占比情况.-10-图表图表13：海上风电运营费用各项组成占比：海上风电运营费用各项组成占比.-10-图表图表14：海上：海上、陆上风电维修费率情况、陆上风电维修费率情况.-10-图表图表15：国内外各大海上风电设备商大容量机组情况（包括投
15、产和研发）：国内外各大海上风电设备商大容量机组情况（包括投产和研发）.-11-2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -3-行业深度行业深度研究研究 图表图表16：2018年海上风电整机制造商亚太地区新增装机情况年海上风电整机制造商亚太地区新增装机情况.-11-图图表表17：海上风电项目：海上风电项目IRR对上网标杆电价敏感性测算（成本不变）对上网标杆电价敏感性测算（成本不变）.-12-图表图表18：海上风电项目：海上风电项目ROE对上网标杆电价敏感性测算（成本不变）对
16、上网标杆电价敏感性测算（成本不变）.-12-图表图表19：海上风电项目：海上风电项目IRR对上网标杆电价敏感性测算（成本下降）对上网标杆电价敏感性测算（成本下降）.-13-图表图表20：海上风电项目：海上风电项目ROE对上网标杆电价敏感性测算（成本下降）对上网标杆电价敏感性测算（成本下降）.-13-图表图表21：各省海上风电竞价政策梳理：各省海上风电竞价政策梳理.-14-图表图表22：福建省建成：福建省建成+在建项目竞争格在建项目竞争格局（万千瓦）局（万千瓦）.-15-图表图表23：福建省核准待建项目竞争格局（万千瓦）：福建省核准待建项目竞争格局（万千瓦）.-15-图表图表24：广东省建成：广
17、东省建成+在建项目竞争格局（万千瓦）在建项目竞争格局（万千瓦）.-15-图表图表25：广东省核准待建项目竞争格局（万千瓦）：广东省核准待建项目竞争格局（万千瓦）.-15-图表图表26：江苏省建成：江苏省建成+在建项目竞争格局（万千瓦）在建项目竞争格局（万千瓦）.-15-图表图表27：江苏省核准待建项目竞争格局（万千瓦）：江苏省核准待建项目竞争格局（万千瓦）.-15-图表图表28：浙江省建成：浙江省建成+在建项目竞争格局（万千瓦）在建项目竞争格局（万千瓦）.-16-图表图表29：浙江省核准待建项目竞争格局（万千瓦）：浙江省核准待建项目竞争格局（万千瓦）.-16-图表图表30：各省海上风电项目建成
18、：各省海上风电项目建成&在建、核准待建集中度情况在建、核准待建集中度情况.-16-图表图表31：广东省用电量、发电量情况（亿千瓦时）：广东省用电量、发电量情况（亿千瓦时）.-17-图表图表32：福建省用电量、发电量情况（亿千瓦时）：福建省用电量、发电量情况（亿千瓦时）.-17-图表图表33：江苏省用电：江苏省用电量、发电量情况（亿千瓦时）量、发电量情况（亿千瓦时）.-17-图表图表34：浙江省用电量、发电量情况（亿千瓦时）：浙江省用电量、发电量情况（亿千瓦时）.-17-图表图表 35：全国及各省市：全国及各省市2018年风电利用小时数及弃风率数据年风电利用小时数及弃风率数据.-17-图表图表3
19、6：四省可再生能源消纳率（：四省可再生能源消纳率（%，18-20年为规定最低标准）年为规定最低标准）.-18-图表图表37：四省最低年风电装机量空间测算：四省最低年风电装机量空间测算.-19-图表图表38：可再生能源补贴缺口弥补存在难题：可再生能源补贴缺口弥补存在难题.-19-图表图表39：海上风电项目：海上风电项目IRR对上网电价敏感性测算（成本下降、补贴拖欠）对上网电价敏感性测算（成本下降、补贴拖欠）-20-图表图表40：福能股份业绩预测摘要福能股份业绩预测摘要.-22-图表图表41：龙源电力主要财务指标摘要（百万元龙源电力主要财务指标摘要（百万元）.-23-图表图表42：龙源电力海上风电
20、项目梳理龙源电力海上风电项目梳理.-23-图表图表43：明阳智能主要财务指标摘要（百万元）明阳智能主要财务指标摘要（百万元）.-24-图表图表44：明明阳智能海上风电项目梳理阳智能海上风电项目梳理.-24-图表图表45：上海电气主要财务指标摘要（百万元）上海电气主要财务指标摘要（百万元）.-25-图表图表46：上海电气海上风电项目梳理上海电气海上风电项目梳理.-25-2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -4-行业深度行业深度研究研究 前言前言：三维度寻找三维度寻找海
21、上风电海上风电中短中短期、期、长期长期超预期超预期因素因素 三三维度寻找海上风电超预期维度寻找海上风电超预期。2016 年 11 月，国家能源局在印发的风电发展“十三五”规划中提出积极稳妥推进海上风电建设，具体为重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到 2020 年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上，全国海上风电开工建设规模达到 1000 万千瓦，力争累计并网容量达到 500 万千瓦以上，自此国内海上风电开始迎来真正意义上的大发展。我们试图从盈利、风险、护城河我们试图从盈利、风险、护城河三个维度寻找海上风电的超预期因素三个维度寻找海上风电的超预期因素。其中，盈利主要包括利用
22、小时数、利用小时数、上网电价、成本上网电价、成本；风险主要包括补贴退坡补贴退坡、竞争竞争配置配置、风电消纳、补贴、风电消纳、补贴拖拖欠欠的不确定性的不确定性；护城河则主要包括资源优势资源优势和和区位优势区位优势。探寻探寻海上风电发展的海上风电发展的中短中短期期、长期逻辑长期逻辑。本篇报告中，我们深入研究了海上风电发展的中短期及长期逻辑并主要想回答以下两个问题：（1）当前海上风电存量项目中短期盈利能力是否存在超预期因素；（2）未来海上风电在补贴缓慢退坡、装机量快速上升的节奏下长期盈利能力如何及最大的风险何在。催化剂：海上风电项目大规模投产时点将至催化剂：海上风电项目大规模投产时点将至。从 201
23、7 年开始，国内海上风电建设规模显著增长（2016-2018 新开工项目分别为 1.01、2.39、1.60GW；核准项目分别为 1.09、4.07、17.84GW）。截至 2018 年末，国内海上风电总装机规模为 4.445GW，按照海上风电 2-3 年的建设周期，从 2019 年开始海上风电装机规模应该会迎来大幅增长并增厚相关标的业绩，成为海上风电板块上涨的催化剂。图表图表1：海上风电海上风电三维度三维度超预期因素以及催化剂超预期因素以及催化剂 超预期因素盈利风险护城河催化剂（1）资源优势（2）区位优势（1）补贴退坡的不确定性（2）补贴拖欠的不确定性（3）风电消纳的不确定性（4）竞争配置的
24、不确定性（1）利用小时数（2）上网电价（3）成本（1）海上风电项目大规模投产将至 来源：中泰证券研究所 2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -5-行业深度行业深度研究研究 中短期中短期：利用小时数有望超预期、：利用小时数有望超预期、ROE&IRR 优势显著优势显著 利用小时数利用小时数：粤、闽粤、闽两省两省项目项目优势显著优势显著，有望有望超预期超预期 海上风电海上风电资源优势显著资源优势显著。我国海岸线辽阔，海上风能资源丰富并主要集中在东南沿海地区。一般来说，海上
25、风电机组的利用小时数相比陆上风电机组要更高，主要包括以下两点原因：（1）陆上的地形高低起伏，对地面风速存在减缓作用；而海平面较平，海风基本不存在阻力，因此很少有静风期。（2）风机的发电功率与风速的三次方成正比，海上的风速一般比陆上高 20%左右，因而同等发电容量下海上风机的年发电量可以比陆上高 70%以上。图表图表2：风机风机分段出力特性函数分段出力特性函数 320 0 WTciWTcirWTrrcoWTcoPVVPaVbVcVdVVVPPVVVPVV 来源：中泰证券研究所（Vci、Vco、Vr 分别为风机的切入、切出、额定风速，a、b、c、d 一般可从风机说明书中得到，Pr 为风机的额定输出
26、功率）台湾海峡狭管效应显著，海上风能资源强度自台湾海峡狭管效应显著，海上风能资源强度自福建省向福建省向两侧铺开。两侧铺开。从海上风能资源分布情况看，我国风能最为丰富的省份是福建省（台湾海峡）。福建省地处东南沿海，省内的戴云山脉和台湾的中央山脉接近平行，中间又夹着台湾海峡，狭管效应明显。特殊的地理位置和海陆配置造就了显著的亚热带季风气候，导致其海上风力资源十分丰富。由福建省（台湾海峡）向南、北两侧，海上风能资源大致呈现递减趋势。图表图表3：我国海上风能资源分布情况我国海上风能资源分布情况 省市省市 年均风速年均风速（米（米/秒）秒）IEC 等等级级 福建 7.5-10.0 I-I+广东 6.5-
27、8.5 I-I+浙江 7.0-8.0 II-I+江苏 7.2-7.8 III-II 上海 7.0-7.6 II-I 山东 6.7-7.5 III 天津 6.9-7.5 III 广西 6.5-8.0 II-I 海南 6.5-9.5 II-I 来源：海上风电网、中泰证券研究所 福建、广东两省利用小时数优势福建、广东两省利用小时数优势明显。明显。目前，海上风电在建（开工）+核准的项目基本上集中在江苏、福建、广东、浙江江苏、福建、广东、浙江、上海、辽宁、上海、辽宁六省。从目前已开工&核准项目的预计利用小时数数据看，六省（直辖市）的海上风电项目利用小时数均高于当前风电平均利用小时数。其中，广东省海陆利用
28、小时数差值为 1073h，福建省海陆利用小时数差值为 836h，2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -6-行业深度行业深度研究研究 浙江和江苏海陆利用小时数差值分别为 478h 和 386h，粤闽两省海上风电利用小时数优势较为明显，相当于 1MW 装机容量每年可多发 107.3和 83.6 万千瓦时电力。图表图表4：各省（直辖市）海上、陆上风电利用小时数数据汇总（小时）各省（直辖市）海上、陆上风电利用小时数数据汇总（小时）省份省份 海上风电预计利用小时数海上风电预计
29、利用小时数 海上风电利用小时数区间海上风电利用小时数区间 风电平均利用小时数（风电平均利用小时数（2018）海上海上-陆上陆上 江苏 2602 2450-2833 2216 386 福建 3423 2921-3700 2587 836 广东 2843 2389-3460 1770 1073 浙江 2651 2373-3156 2173 478 上海 2548 2333-3600 2489 59 辽宁 2494 2333-2654 2265 229 来源：北极星电力网、中泰证券研究所（海上风电利用小时数通过各项目加权平均获得）实际海上风电利用小时数有望实际海上风电利用小时数有望超预期超预期。由于
30、前期我国海上风电建设的经验较少，因此在开工&核准时对海上风电项目的利用小时数估计较为保守。从目前实际投产的项目看，海上风电的实际利用小时数相比预计值要高出不少。福建中闽能源平海湾项目（50MW）2018 年实际利用小时数为 4244h（2017 年为 4800h），相比开工前预计值高出 1044h；江苏省海上风电发展较早，目前完工投产项目较多，各项目实际利用小时数比预计值要高出 350-850h。因此，我们认为未来陆续投产的海上项目实际我们认为未来陆续投产的海上项目实际利用小时数均存在超预期可能利用小时数均存在超预期可能。图表图表5：已投产海上风电项目实际利用小时和预计利用小时数据已投产海上风
31、电项目实际利用小时和预计利用小时数据 省份省份 项目名称项目名称 项目规模（项目规模（MW）实测利用小时数实测利用小时数 预计利用小时数预计利用小时数 差值差值 备注备注 福建 福建莆田平海湾海上风电一期项目 50 4244 3200 1044 实测为 2018 年数据 江苏 华能如东 300MW 海上风电场工程 300 2857 2487 370 实测为 2017-2018 数据年化 江苏 中水电如东海上风电场 100 2919 2100 819 实测为 2014-2015 数据年化 江苏 中广核如东 150MW 海上风电场 150 3549 2667 883 实测为 2018 年数据 江苏
32、 江苏响水近海风电场项目 202 3091 2475 616 实测为 2018 年 1-5 月数据年化 来源：北极星电力网、中闽能源发行股份和可转换公司债券购买资产并募集配套资金暨关联交易预案、中泰证券研究所 上网标杆电价上网标杆电价：2021 年前并网年前并网存量项目优势显著存量项目优势显著 基于基于 2020 年风火同价预期，陆上风电补贴持续退坡年风火同价预期，陆上风电补贴持续退坡。由于可再生能源发展“十三五”规划中提出风电需在 2020 年实现与燃煤发电同平台竞争目标（即风火同价），近年来风电补贴退坡持续推进。根据 2019 年5 月 24 日国家发改委印发的 关于完善风电上网电价政策的
33、通知，2019年 I、II、III、IV 类陆上风资源区新核准项目“指导性电价”分别为 0.34元/千瓦时、0.39 元/千瓦时、0.43 元/千瓦时、0.52 元/千瓦时；2020 年则分别为 0.29 元/千瓦时、0.34 元/千瓦时、0.38 元/千瓦时、0.47 元/千瓦时。指导性电价是上网的最高电价，实际电价则需要通过竞价产生。2021 年底前建成的年底前建成的存量存量海上风电项目并网仍享受最高标杆电价海上风电项目并网仍享受最高标杆电价。我们仔细梳理了海上风电的电价政策。根据最新政策，2018 年 1 月 1 日前核准的存量项目只要在 2020 年底前完成并网、2019 年 1 月
34、1 日前核准的存量项目只要在 2021 年底前完成并网就可以享受到最高标杆电价（0.852 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -7-行业深度行业深度研究研究 元/千瓦时），海上风电存量项目上网标杆电价优势显著。初次确定初次确定（2014）：发改委在 2014 年发布文件确定 2017 年以前（不含 2017 年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.75 元。补贴退坡征询意见（补贴退坡征询意见（2019
35、.4）：在 2019 年 4 月 16 日召开的风电上网电价政策讨论会，发改委建议海上风电电价下调 0.05 元/千瓦时，这是发改委第一次建议下调海上风电电价。从存量项目上从存量项目上看，看，2019 年4 月 12 日发布的关于 2019 年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）中提出在在 2018 年前核准的海上风电项目在年前核准的海上风电项目在2020 年底前并网的仍能享受到年底前并网的仍能享受到 0.85/0.75 元元/千瓦时的标杆电价千瓦时的标杆电价，而而2018 年度未通过竞争方式进入国家补贴范围并确定上网电价的海年度未通过竞争方式进入国家补贴范围并确定上网电价的海上
36、风电项目，其核准文件不能作为享受国家补贴的依据上风电项目，其核准文件不能作为享受国家补贴的依据。补贴退坡最终落地补贴退坡最终落地（2019.5）：5 月 24 日，国家发改委发布关于完善风电上网电价政策的通知，通知中指出对于指出对于 2018 年已核准的海年已核准的海上风电项目，必须在上风电项目，必须在 2021 年底前建成并网，才可确保年底前建成并网，才可确保 0.85/0.75 元元/千瓦时的标杆电价，意味着千瓦时的标杆电价，意味着 2018 年核准的存量项目在年核准的存量项目在 2021 年底前年底前建成并网仍建成并网仍可享受最高上网标杆电价。可享受最高上网标杆电价。而 2019、202
37、0 年新核准的近海风电项目补贴将依次减少 5 分钱，且采用竞价上网形式。图表图表6：海上、陆上风电项目上网标杆电价情况（元海上、陆上风电项目上网标杆电价情况（元/千瓦时）千瓦时）时间节点时间节点 I 类资源区类资源区 II 类资源区类资源区 III 类资源区类资源区 IV 类资源区类资源区 近海近海 潮间潮间 2015 年底前并网 0.51 0.54 0.58 0.61 0.85 0.75 2016 年底前并网 0.49 0.52 0.56 0.61 0.85 0.75 2017 年底前并网 0.47 0.50 0.54 0.60 0.85 0.75 2019 年底前开工 0.47 0.50
38、0.54 0.60 0.85 0.75 2018 年新核准 0.40 0.45 0.49 0.57 0.85 0.75 2019 年新核准（指导）0.34 0.39 0.43 0.52 0.80 不高于陆上 2020 年新核准（指导）0.29 0.34 0.38 0.47 0.75 不高于陆上 来源：中泰证券研究所 盈利能力：盈利能力：IRR、ROE 优势优势显著显著，有望超预期，有望超预期 模模拟海上风电拟海上风电 IRR 优势显著优势显著且有望超预期且有望超预期。我们以福能股份莆田平海湾项目（在建）的参数（装机量 200MW、上网电价 0.85 元/千瓦时、风机成本 8000 元/kw、维
39、修费率如图 13、保险费率 0.5%、所得税三免三减半、增值税 13%且即征即退 50%）以及中闽能源平海湾项目（已投产）的利用小时数 4250h/年模拟海上风电海上风电项目项目 IRR 为为 13.67%（对应项目回（对应项目回收期为收期为 6.29 年），年），高于项目预期内部收益率高于项目预期内部收益率 8.99%，同样高，同样高于目前陆上于目前陆上风电项目风电项目 8%-10%的的 IRR，说明说明海上风电海上风电 IRR 优势显著优势显著且有望超预期且有望超预期。模拟海上风电模拟海上风电 ROE 同样同样有望有望超预期超预期。仍沿用上文参数且设定项目资本金为动态总投资的 30%模拟海
40、上风电各年度 ROE 的结果如图 7 所示：各年度平均净利润为2.9亿元，显著高于项目预期的1.6亿元平均净利润；各年度 ROE 基本均在 25%以上，而目前各风电运营上市公司 ROE 仅为7%-10%，可见海上风电 ROE 优势同样较为显著且有望超预期。2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -8-行业深度行业深度研究研究 图表图表7：模拟模拟海上风电各年度净利润（万元）及海上风电各年度净利润（万元）及ROE 年份年份 净利润净利润 资本金资本金 ROE 0 2941
41、4.3 110209.0 26.69%1 30428.7 110209.0 27.61%2 31243.1 110209.0 28.35%3 28650.0 110209.0 26.00%4 26441.3 110209.0 23.99%5 28765.7 110209.0 26.10%6 29478.2 110209.0 26.75%7 25877.8 110209.0 23.48%8 26488.5 110209.0 24.03%9 27099.3 110209.0 24.59%10 27710.0 110209.0 25.14%11 25765.2 110209.0 23.38%12 2
42、6375.9 110209.0 23.93%13 26986.7 110209.0 24.49%14 27597.4 110209.0 25.04%15 28208.2 110209.0 25.60%16 28818.9 110209.0 26.15%17 28818.9 110209.0 26.15%18 28818.9 110209.0 26.15%19 28818.9 110209.0 26.15%20 28818.9 110209.0 26.15%21 34724.1 110209.0 31.51%22 34724.1 110209.0 31.51%23 34724.1 110209.
43、0 31.51%24 34724.1 110209.0 31.51%25 28295.5 110209.0 25.67%?ROE 中位数中位数 26.13%来源：福能股份公开发行可转换公司债券募集说明书、中泰证券研究所 2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -9-行业深度行业深度研究研究 长期长期：成本下降冲抵补贴退坡成本下降冲抵补贴退坡，竞价及消纳问题竞价及消纳问题影响有限影响有限 成本成本：当前当前四四类成本均高于陆上风电、类成本均高于陆上风电、三三因素因素助推成
44、本助推成本下降下降 详解详解海上风电成本构成海上风电成本构成。目前，海上风电成本主要包括三部分，即投投资资成本、运行维护成本和成本、运行维护成本和运营期的运营期的利息费用利息费用。其中，投资成本又分为静态投资和动态投资，两者区别在于动态投资中包含了建造期的利息支出和预备费；运行维护成本和利息费用则主要是建造期后的运营成本。海上风电海上风电投资成本投资成本（动态投资）（动态投资）是陆上风电的是陆上风电的 2 倍左右倍左右，苏，苏、浙两省浙两省投投资资成本成本有优势有优势。从目前各省（直辖市）的海上风电项目单位投资成本（预计&实际）情况看，福建省海上风电单位投资成本在 18000-23000 元/
45、千瓦时，中位数为 20138 元/千瓦；广东省海上风电单位投资成本在17500-22500 元/千瓦，中位数为 19302 元/千瓦；江苏省海上风电单位投资成本在 16000-20000 元/千瓦，中位数为 17800 元/千瓦；浙江省海上风电单位投资成本在 16000-19000 元/千瓦，中位数为 17890 元/千瓦，苏、浙两省海上风电单位建造成本具有相对优势。将上述数据将上述数据与与目前已投产目前已投产的陆上风电项目单位投资成本数据的陆上风电项目单位投资成本数据对比后发现对比后发现，目前目前海上风电的单位投海上风电的单位投资成本大致是陆上的资成本大致是陆上的 2 倍倍左右左右。图表图表
46、8：各省各省（直辖市）海上风电项目单位投资成本情况（元（直辖市）海上风电项目单位投资成本情况（元/千瓦时）千瓦时）省份省份 最小值最小值 最最大值大值 平均值平均值 中位数中位数 福建 18149.90 23668.40 20891.82 20137.71 广东 17466.67 22613.13 19624.74 19301.70 江苏 15710.00 20000.00 17833.87 17800.00 上海 18333.33 18516.53 18424.93 18424.93 浙江 16094.98 18730.00 17736.79 17890.25 来源：北极星风力发电网、中泰证
47、券研究所 海上风电海上风电投资成本投资成本构成：构成：主要包括设备购置费、设备购置费、建造工程费建造工程费&安装工程安装工程费、费、其他费用（海洋其他费用（海洋征用费征用费等）等）、建造期的利息支出、建造期的利息支出以及基本预备费以及基本预备费。其中，设备购置费占投资成本的50%左右；建安工程费占投资成本的30%左右；其他费用以及建设期利息分别占投资成本的 10%和 3.5%。设备购置费中占比最大的是风电机组风电机组（发电机、叶片、轮毂、加固件）（发电机、叶片、轮毂、加固件）和塔筒和塔筒（分别占设备购置费的 86%和 7%）；建安费用主要包括建筑工程费建筑工程费（60%）、设备及安装工程费设备
48、及安装工程费（25%）以及施工辅助工程费（15%）；其他费用中占比最大的是项目建设用海费项目建设用海费（占比 37%）和项目建设管理费（29%）。2 1 3 6 0 3 0 9/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 7 0 1 1 4:5 5 请务必阅读正文之后的请务必阅读正文之后的重要声明重要声明部分部分 -10-行业深度行业深度研究研究 图表图表9：海上风电项目各项海上风电项目各项投资投资成本占比情况成本占比情况 图表图表10：设备购置费各项设备购置费各项投资投资成本占比情况成本占比情况 50.86%30.89%10.14%3.52%设备购置费建安工程费其他费用建设期利息 95.69%1
49、.68%0.47%2.16%发电场设备升压变电站设备控制保护设备其他设备 来源：wind、中泰证券研究所 来源：wind、中泰证券研究所 图表图表11：建安工程费建安工程费各项各项投资投资成本占比情况成本占比情况 图表图表12：其他费用各项其他费用各项投资投资成本占比情况成本占比情况 16.19%23.75%60.06%施工辅助工程设备及安装工程建筑工程 36.65%28.56%2.96%30.22%1.62%项目建设用海（地）费（不含预备费）项目建设管理费生产准备费科研勘察设计费其他 来源：wind、中泰证券研究所 来源：wind、中泰证券研究所 运行维护费用：运行维护费用：主要包括维护费（
50、维修费）维护费（维修费）、材料费、保险费、员工薪酬以及海域使用金等，其中海上风电的维护费、材料费和保险费均高于陆上风电。具体来看，海上风电的维护费率维护费率为质保期 0.5%并以 5-10 年为一个时间段逐渐上升至 3.0%（陆上为 2.0%）；保险费率保险费率为 0.35-0.60%（陆上风电为 0.25-0.35%）；材料费率材料费率为 30-50 元/kw（陆上风电为 10-20 元/kw）；其他费用率其他费用率为 30-50 元/kw（陆上风电为 10-20 元/kw）。图表图表13：海上风电海上风电运营费用各项组成占比运营费用各项组成占比 图表图表14：海上海上、陆上风电维修费率情况