2024年海洋风电行业专题研究报告：海风的张望

一、海风的张望

先从近期市场关注的几个疑问展开：

1、水火核阶段性都被重估过，绿电估值底部，还有机会吗？ 2024 年电力普遍迎来系统性重估，绿电估值仍在底部。火电盈利格局改善，水电因为来 水预期转好业绩同样修复明显，同时在市场风险偏好转低的背景下红利与防守风格放大 水电盈利稳定的优势。与此同时，核电中长期成长性明确，长线资金开始增强配置。在 其他资产相继创出新高之后，绿电估值的安全边际抬升，但基本面仍有不确定性，导致 其仍在低位徘徊。

2、绿电基本面有压力，“海风是绿电=没有机会”？ 绿电的“惆怅”：估值在底部的主要原因是市场对绿电量和价两个维度的担忧，对应盈利 预期的模糊。1）一方面：近年来风光装机速度非常快，带来了消纳压力，弃风弃光率抬 头形成电量损失；2）另一方面：市场化交易（尤其是现货）会对风光的电价形成较大扰 动，对应电价风险。目前对未来的绿电收益展望不明朗，中长期收益的理顺或许需要政 策来兜底。 那么，海风也应该被同等对待吗？其实不尽然。从属性上讲海风确实是绿电，但从资产 质地上讲，绿电的量价风险比陆风和光伏（尤其是三北地区的）要小很多。

3、估值怎么给？市场的选择绿电估值体系的混沌

目前绿电的估值体系较为混乱，ROE 的分化几乎在 PB 端没有体现出差异。按照常规的 PB-ROE 框架，其理论上应该是一条斜率为正的斜线，ROE 越高应该给予越高的估值定 价。可以参考图 2 是近年来水电公司的 PB-ROE 曲线，散点代表不同年份样本公司的 PBROE 分布情况，虚线为不同年份样本公司的拟合 PB-ROE 趋势线。水电基本符合传统认 知，且可以看到随着业绩修复和市场偏好的变化（红利发酵），PB-ROE 曲线的斜率在 24 年愈发陡峭。但是绿电的收益展望模糊，带来了估值体系的混乱，可以看到图 3 中 PBROE 斜率接近为 0，几乎失去了定价锚。

海风的优势体现在哪里、资产质地究竟如何？目前估值的压力在哪里、是否会有转机出 现？本篇报告我们以福建的海风为例，分析海风的质地、盈利能力、未来展望。 我们从今年 4 月开始重点推荐福建海风，且目前市场对单独的海风运营相关研究较少， 省份视角的格局分析更是相对偏少。本报告从福建的视角展开，核心回答一个问题：福 建的海风究竟是怎么样的一类资产？

二、推荐的前提：重新认知福建的好资源与好格局

（一）误区的厘清：盈利角度“海风”不等于“绿电”

在此前发布的中闽能源公司报告的行业分析部分提及了当下行业对海风和福建海风目前 存在两个误区： 1）电量风险：第一个是担忧海风作为绿电存在因市场化交易导致的电价折价风险和因为 消纳问题导致的弃风风险。 2）电价风险：第二个是此前两年福建海风的竞配机制导致的电价大幅折价风险。 首先海风与狭义上的绿电（绿电特指陆风和光伏，后续不再说明）有着本质的不同。市 场担忧绿电的主要原因是基于市场化电价改革的背景下，绿电可能会因为供大于需的原 因导致电价承压，从而影响收益率。同时三北地区的消纳问题也同样显著，可能导致高 弃风弃光从而影响发电量。 市场在担忧绿电的同时很容易将陆风和光伏的风险点直接代入海风，但本质上看，无论 是电价还是电量，海风的基本面均有一定的支撑。后文以福建为例，四个角度来理解为 什么说福建海风拥有“好格局”。

（二）福建用电供需格局

1、从产业格局看

福建是经济强省，第二产业占比较高，暗含更强的用电需求。从 GDP 的成色来看，和全 国相比福建的第二产业占比相对较高，2021-2023 年福建与全国的第二产业 GDP 占比分 别为 47%/45%/44%和 39%/39%/38%，高于全国水平 8pct/5pct/6pct。从人均 GDP 来看， 2021 年至 2023 年福建与全国人均 GDP 的比分别为 145.9%/144.2%/145.3%。一般意义来 讲，第二产业工业的用电需求较多，且人均 GDP 较高也暗含了居民部门更强的用电能 力。

2、从能源结构看

福建的能源结构相对稳定，各能源类型装机均衡。此前曾经讨论过，三北地区主要是陆 风光伏投资过大，而调峰、电力需求等暂未匹配快速增长的电源装机，导致出现了电量 （弃风弃光率升高）、电价（供给过剩带来的电价踩踏）两围度的恶化，而福建均衡的能 源结构和较低的风光装机占比一定程度上保护了当地的电力消纳。 一个有意思的比较，福建与内蒙的差异带来的启发。我们对比了福建省与典型的风光装 机大户内蒙的能源结构，与内蒙相比，除火电外，福建拥有更多的水电、核电等出力相 对稳定的电源，一定程度上风光的转型速度相对可以放缓。通过下面两幅图的比较，2023 年内蒙风电光伏装机占比已经达到了 43%，高于全国 36%的水平约 7 个百分点；福建的 风光装机占比为 20%，低于全国的风光装机占比。从能源结构的视角来看，一是暗含了 更强的装机潜力，二是当下的低风光占比很大程度上保护了当地电网被不稳定电源的冲 击风险。

3、从供需匹配看

（1）静态视角来看供需匹配： 福建的发用电基本供需平衡。下图通过一个指标来刻画各省的用电供需松紧程度。通过 各省的发电量减用电量代表盈余/缺口，数值为正代表电力有盈余可以输送给其他省份， 即为不缺电；数值为负代表无法通过自有装机满足该省的用电需求，即为缺电。从结果 来看，福建基本处在平衡的位置，较为缺电的省份有山东、浙江、广东等，有电力盈余的 有内蒙、山西等省份。 同时下图也再次印证了一个问题：三北地区的陆风和光伏因为缺少负荷，客观上确实存 在消纳难、电价“卷”的情况，而福建省用电负荷相对较大，且近年来基本处于电力供 需相对偏紧的阶段，对于福建海风而言，行业 BETA 层面的风险并不能简单和全国整体 绿电的行业 BETA 风险划等号。

（2）动态视角来看供需匹配： 拉长时间来看，各省的用电缺口有什么特征？选取风光装机较多的省份内蒙、宁夏与福 建做比较，电力盈余大概经历了两次较快的增长，内蒙的变化特征更为明显。第一次是 15/16 年的装机潮带来的消纳困境在 20 年左右才得以缓解，随之而来的 21 年双碳浪潮 再一次对消纳形成挑战。彼时，市场认为 15 年对消纳的忽视带来的困境或许不会再次上 演，但是装机的急速扩张和对消纳的低估再次触发了现下的消纳困境。 福建视角来看电力的供需基本一致保持稳定。更为理性的新能源扩张节奏一定程度上保 护了福建的电力供需格局，市场化改革的背景下，福建因为新能源入市可能带来的潜在 供给过剩，进一步导致电价下行的风险相对较小。

总结来看：福建整体用电过剩的 BETA 风险远小于全国水平。2008 年复盘至今，全国电 力供需格局的变化不断轮动，23 年全国电力装机的增长速度已经达到 2008 年以来的最 高增速，装机增速已经和用电增速出现了一定的背离，其中存在一定的绿电效能相对火电较小的原因。 从福建的视角来看，装机和用电的增速基本匹配。

4、从装机规划看

展望未来，理性克制的新能源扩张节奏保证了发用电格局的稳定。福建给出的指引是十 四五期间新增装机 2200 万千瓦，装机年均增速为 6.1%；用电年均增长 5.9%-6.7%，中值 6.3%，用电增速略高于装机增速。结构来看：没有出现新能源无序扩张的局面，从图 10 汇总的福建十四五的能源增长规划来看，基本各能源类型的增长比较均衡。按照装机增 量口径，火电占约 3 成，核电/抽蓄/风电各约不到 2 成，未来的消纳风险、由此引发的电 价风险均相对较小。

（三）量价的优势-基本面没有太大瑕疵

第二部分从四个视角：产业格局有优势、能源结构更合理、供需相对匹配、增长规划更 科学四个角度阐述了福建资源区电力供需层面的优势。虽然目前绿电估值相对底部，固 然存在一定的基本面问题，但是我们认为海风、尤其是福建的海风的资产质地远好于三 北地区的陆风和光伏。 进一步的，第三部分将从福建海风的盈利框架出发，在电力过剩、电价折价等风险较小 的基础上，理解海风的盈利底色如何刻画？

三、如何理解海风资产的质地

一句话总结：成长性类似核电、盈利性对齐长江电力。

（一）成长性：很像此前的核电

成长性的明确是估值抬升的重要基础。核电机组审批的恢复明确了其后续成长性，叠加 市场风格取向的变化，随即迎来了估值的系统性重构。而未来海风的成长性如果能够明 确，那么逻辑与核电会非常类似。 核电重估的两个原因：1）成长性的打开；2）低利率环境下的确定性。

1、成长性定价

成长性的回归和预期稳定带来了核电的估值重估。16-18 年核电经历了较长时间的零审 批阶段，缺乏成长性导致核电股收益承压。虽然 19/20/21 年之后审批恢复，但核准量较 少，分别为 4/4/5 台，直到 22 年审批增加至 10 台，核电收益开始出现底部向上的迹象。 随着近两年来的核准稳定在 10 台左右，核电的估值再次开启了明显的修复周期。可以看 出，成长性的明确是核电估值打开的重要的基础之一。

2、低利率时代的防御性

长债利率不断走低。统计 15 年以来的 10 年期国债收益率，15-23 年平均 3.13%，24 年至 今长债利率明显走低，24 年以来中枢降至 2.29%，较 15-23 年均值降 27%。悲观预期之 下市场对于长期稳定资产的偏好明显增强，长端利率不断回落。核电作为长久期资产在 本轮长债利率走低的背景下表现出优势。 国债收益率下行叠加市场对“确定性”的要求越来越极致。24 年赚钱效应不好，市场不 再愿意相信成长公司的宏大叙事。同时板块轮动很快，红利+低波反而成为了另一种退而 求其次的最优解。且长期国债收益率持续走低，DCF 定价逻辑之下第一步市场选到了长 江电力（后续用长电指代长江电力），本质上是分母端的折现率走低进一步凸显了其现金 流价值，但长电未来在没有新增装机和来水改善支撑后逻辑会越来越债券化。进一步的， 市场选择核电作为下一个目标。

3、相通的底层逻辑：未来盈利的确定性

本轮核电行情是成长性理顺、资金行为选择、市场偏好等一系列原因共同作用的结果。 一方面是保险和公募的“相互成就”，对应长久期和有成长两个维度的审美取向。首先保 险资金可以相对以更长的久期容忍资产的远期利润兑现；其次公募要求超额，长电远期 会不断类债化，公募需要成长提供 ALPHA，两类资金纷纷开始重新塑造对核电的审美取 向。另一方面是资产属性稳定性更强。一般风光项目由各地发改委进行核准，而核电核 准需由国务院决定，其背后暗含了更强的确定性，在市场波动加大的背景下，资金买进 去“心里踏实”。此外核电还有长电可以作为估值锚。本质上都是长久期资产，有龙头长 电的估值锚可以对标。在诸多原因的共同作用下，股价不断创出新高。 海风和核电本质上相通。首先是市场需要明确认知到未来海风的成长性，如果今年福建 海风项目分配能够落地，一定程度上就能够对未来的利润增长做出判断。其次是盈利兑 现置信度，核准本身就是对远期项目兑现的一道保险。且前有核电和水电，海风有能力 向核电与水电的估值靠拢。

（二）盈利性：“海风”是可以媲美“水”的中国最优质的自然资源

福建海风和水资源类似，同样是最为优质的资源。通过比较不同新能源资产的盈利能力 （按照净利水平对比），以福建海风为代表的三川风电/福能海峡/海峡发电/中闽海电三年 净利率水平可达 50%以上，江苏海风三峡大丰的净利率虽然相比于福建海风较低，但其 水平也不输水电，三年平均净利率在 40%以上，盈利能力好于以陆风和光伏为代表的绿 电龙头三峡能源及龙源电力。

1、利用小时：资源优质

“狭管效应”带来了较高的利用小时数水平。进一步的，从盈利的拆解来看，福建海风 的利用小时数比较高，本质上是独特的地理位置优势带来的优质风资源水平。福建省地 处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源。以中 闽能源为例，目前其已投产陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等福建 沿海地区，无弃风限电且利用小时数高。近年来中闽陆风项目的利用小时数稳定高于国 家平均水平， 近年来中闽陆风利用小时数远高于全国平均水平；其海风利用小时相较于 陆风来讲更具优势，在来风较好的 2020 年可达 4350 小时/年。

2、电价：进市场反而有可能提升电价

电价折价的触发有两个核心要素：供大于需的用电格局和市场化交易的推进进程。 首先：在报告的第二部分，通过很大篇幅的电力供需格局的分析想说明的结论是市场化 推进有其必要性，但是更合理的能源结构和相对温和的新能源扩张步伐很大程度上可以 保护电价安全。 其次：目前福建的市场化进程没有广东等省份激进，且短期来看火电价格上浮将带动整 体电价中枢抬升，目前市场化交易对绿电仍算友好期。对电价影响较大的现货市场福建 目前还处于试运行的阶段，短期对电价的压力整体影响可控。

市场化浪潮之下，海风反倒有可能“涨价”。根据测算，福建海风目前的盈亏平衡点电价 约在 0.22 元/千瓦时（含税）的水平（具体数据见图表 19），按照福建火电标杆电价 0.39 元/千瓦时（含税），基本上盈亏平衡线对应的电价折价水平在 40%+。即便按照 30%的折 价水平，电价仍然可以达到约 0.27 元/千瓦时的水平，高于福建海风的盈亏平衡线约 5 分 /度。如果假定某平价竞配海风项目的核准电价为0.3元/千瓦时，若后续进行市场化交易， 在电价折价为 20%的情况下，进行市场化交易的实际成交价即为 0.39 元/千瓦时 *0.8=0.312 元/千瓦时，相较于 0.3 元/千瓦时的核准电价反倒有可能实现涨价。

3、盈利测算

测算福建海风项目收益率，核心假设条件：按照目前海风项目单位 GW 造价为 100 亿， 厂用电率为 2%，资本金比例为 30%、贷款利率按照 2.5%等额本息偿还 20 年，20 年直线 折旧无残值，税率执行三免三减半。

福建海风盈亏平衡线对应的电价约在 0.22 元/千瓦时，3 毛电价收益率可达到 8%以上， 直配的平价项目收益率中枢在 20%以上。按照上述假设，计算不同电价和利用小时数之 下的项目资本金 IRR 水平。可以看到基本在电价在 0.22 元/千瓦时、利用小时在约 4300 的水平下基本可以实现盈亏平衡，如果竞配项目的电价在 0.3 元/千瓦时的水平则在不同 的利用小时数水平下资本金收益率普遍可以在 8%以上。对于直配项目（如果电价相较于 燃煤标杆电价不折价），即在电价为 0.39 元/千瓦时的水平下，资本金收益率的中枢将会 达到 20%。

四、海风的张望：困顿中的转机

（一）困顿

为什么福建海风优质，但估值承压？本质原因是没有兑现成长性，更深层次的原因是分 配机制的两难。下图汇总了福建海风的项目分配进度，过去两年的进展较为缓慢，22 及 23 年竞配项目分配仅为 3GW。 成长性没有兑现的背后是项目核准部门的两难抉择，带来此问题的原因是福建较好的海 风质地。参考广东和江苏，两地的海风竞配方案中并没有把电价列入考核指标，但如果 福建海风按照燃煤标杆电价上网，收益率会在 20%左右，脱离了公用事业属性的盈利中 枢。福建在 22 年分配时考虑通过竞配的方式引导运营商将收益率压低至相对合理水平。 但企业层面来看，为了后续的市场份额保持优势选择了相对激进的报低价的行为，引发 了近两年来福建海风审批的滞后。

（二）转机

新一轮竞配在即，项目分配量有望增长，电价也有希望回归至合理水平。 1）新增项目分配方面：十四五收官在即，24 年有望加速落地，在资产质地优质的前提 下、行业成长性理顺将打开估值重塑的空间。按照目前已经完成海风项目分配 7GW 进 度，预计距完成十四五目标仍有 3GW+4GW 深远海、一共约 7GW 的新增项目核准落地 的可能。 2）电价方面：福建经历了此前两年的竞配摸索，今年有希望做出更适合当前阶段的海风 项目分配政策，电价端或给出相对友好的政策。

编辑：火腿肠