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_25页_2mb

海上风电专题报告总结

核心内容概述

本报告围绕海上风电行业的中短期与长期超预期因素展开分析，从盈利、风险、护城河三个维度进行探讨，旨在评估当前及未来海上风电项目的盈利潜力及风险。报告指出，随着海上风电项目的陆续投产，中短期盈利有望超预期；而长期来看，成本下降将部分抵消补贴退坡的影响，同时行业集中度将逐步提升，对盈利构成风险的主要是补贴拖欠问题。

主要观点

中短期超预期因素

• 利用小时数高：福建省和广东省的海上风电项目具有显著的利用小时数优势，预计实际利用小时数将高于预期，从而提升盈利能力。
• 高电价保障：2021年前并网的存量项目仍可享受最高上网电价，有助于提升项目的IRR和ROE。
• 项目投产：2019年开始，随着海上风电项目陆续投产，将增厚相关公司业绩。

长期盈利能力与风险

• 成本下降：海上风电投资成本（动态投资）是陆上风电的2倍左右，但随着大容量机组的普及、建安成本的降低以及技术成熟，成本有望逐步下降。
• 补贴退坡影响：2019、2020年新核准的海上风电项目上网电价将依次减少5分钱，但成本下降部分可对冲电价退坡带来的影响。
• 行业集中度提升：随着竞争配置政策的实施，行业集中度将提升，龙头公司具备更强的成本控制能力和盈利能力。
• 可再生能源配额制：四省（江苏、浙江、广东、福建）需逐步提升可再生能源消纳率，预计未来装机增量空间可满足海上风电消纳需求。
• 补贴拖欠风险：由于海上风电上网电价较高，补贴缺口较大，拖欠周期可能延长，影响现金流和IRR。

关键信息

上网电价与IRR/ROE关系

• 福建省上网电价降至0.6元/千瓦时，IRR可达8.99%-13.67%，ROE高于陆上风电。
• 广东省上网电价降至0.7元/千瓦时，IRR可达8.99%-10.26%，ROE高于陆上风电。
• 江苏省上网电价降至0.65元/千瓦时，IRR可达8.99%-11.22%，ROE高于陆上风电。

成本构成与下降空间

• 海上风电成本主要包括设备购置费、建安工程费、其他费用、利息支出。
• 设备购置费占50%，建安工程费占30%。
• 随着技术成熟和规模化生产，设备和建安成本有望逐步下降。

投资建议

• 推荐公司：现金流健康的福建省海上风电龙头福能股份、江苏省海上风电龙头龙源电力。
• 关注公司：具有设备、运营一体化协同优势的明阳智能。

风险提示

• 补贴退坡节奏加快风险
• 补贴拖欠周期延长风险
• 风电消纳能力不足风险

结论

海上风电在中短期具备显著的盈利潜力，主要得益于高利用小时数和高上网电价。长期来看，成本下降将部分对冲电价退坡的影响，保持较高的盈利能力。然而，补贴拖欠问题仍是未来发展的最大不确定性因素，因此推荐现金流健康的海上风电运营龙头。