优质纯绿电运营商，并网提速推动更上一层楼

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。随着风机大型化、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，平海湾三期项目择机注入。2021年，青峰风电场二期、大帽山风电场和平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：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%、18.21%；归母净利润分别为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：海风项目建设进度不及预期、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。 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 1.1.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。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1：中国化石燃料燃烧产生的碳排放及同比变化 图表2：2020年中国化石燃料燃烧碳排放构成 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。 图表3：中国各行业部门碳排放量情况（百万吨） 图表4：2018年中国及发达国家碳排放构成 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 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5：2011~2020中国GDP及同比变化 图表6：2011~2020中国全社会用电量及同比变化 我国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178.64%。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。 图表7：2012-2021年中国发电累计装机容量构成 图表8：2012-2021年风电新增装机容量及同比增速 “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，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9：2021年国内累积发电装机容量构成 图表10：2025年国内累积发电装机规模（亿千瓦） “以大代小”陆续启动，老旧风场更新改造推进。风电技术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”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2025年风电装机规模达5.36亿千瓦 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%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11：风电装机规模预测 2.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 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，风力资源同样优质。 图表12：2020年100米高度层平均风速 图表13：2020年100米高度层平均风功率密度 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%、32.32%，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，到2025年陆上风电LCOE降至0.31元，海上风电LCOE将降至0.74元。 图表14：2010-2020全球及中国风电建设加权平均成本（USD/kW） 图表15：2010-2020全球及中国风电加权平均LCOE（USD/kWh） 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 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2.22~4.13MW，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3