福建海風概念股競價引發(fā)收益率擔憂，收益率確為不可忽視的要素：近期，福建省海上風電項目競爭性配置出現(xiàn)遠低于燃煤基礎電價的報價引發(fā)市場對新能源項目收益率的擔憂。當前綠電收益率既受平價、強制配儲、產(chǎn)業(yè)配套等負面因素影響，也受綠電交易、全國統(tǒng)一電力市場推進、海風地方補貼等正向因素刺激，不可一概而論。綠電項目收益率受投資時間點的電價、單位投資成本影響，決定了項目全生命周期的業(yè)績。我們認為綠電投資應從只重視裝機增長，轉(zhuǎn)變?yōu)檠b機增長和高收益率并重，在合適的時間點選擇合適的綠電項目，方可支撐綠電企業(yè)的發(fā)展既有質(zhì)又有量。

 

    復盤2021：海風>陸風>光伏：1）海風：2021 年為海上風電國補最后一年，受益于電價補貼龍頭股以及高利用小時數(shù)，在高單位投資下仍能實現(xiàn)較高收益率水平。據(jù)CWEA 數(shù)據(jù)，全國主要沿海省份海風利用小時數(shù)基本可達到3000 小時以上，風資源較好的福建以及粵東地區(qū)可達到4000 小時以上。經(jīng)我們測算，在0.85 元/kWh 的電價下福建、廣東、江蘇三個海風重點發(fā)展省份項目全投資IRR 可達10%以上。2）陸風：

 

    由于搶裝潮過后風機價格降幅較大，平價背景下陸上風電盈利能力仍然可觀，據(jù)西勘院規(guī)劃研究中心，2021 年國內(nèi)典型陸上風電項目初始投資成本約為5100-7100 元/kW，假設按初始投資成本6000 元/kW、各省平均標桿電價0.37 元/kWh 以及利用小時數(shù)2200 小時進行計算，全國平均陸上風電項目全投資IRR 約為10.59%。3）光伏：受制于上游供給偏緊，組件價格偏高，盈利能力相對較差。因此，我們認為2021年綠電投資的優(yōu)先級應為海風>陸風>光伏。以2021 年部分海風和陸風投產(chǎn)較多的上市公司2022H1 的業(yè)績預告情況作為驗證，三峽能源、浙江新能、節(jié)能風電均因投資高收益率的海風和陸風而實現(xiàn)業(yè)績高速增長。

 

    展望2022：陸風>海風(部分地區(qū))>光伏：1）陸風：風機價格下降趨勢延續(xù)，新投產(chǎn)項目仍維持高收益率。2）海風：搶裝潮過后單位投資雖實現(xiàn)大幅下降，但收益率仍較大程度受到補貼取消影響。當前時點，落實省補的海上風電省份將更具收益率優(yōu)勢。截至目前，廣東、山東、浙江三省已陸續(xù)出臺海風地補政策，其中廣東省海風地補最高，疊加廣東省風資源相對優(yōu)渥且燃煤基礎上網(wǎng)電價較高，新建項目收益率有保障。3）光伏：成本居高背景下光伏項目收益率未見明顯改善，仍需等待上游產(chǎn)能釋放，待組件價格下降，光伏項目收益率才具備較大提 升空間。

 

    投資建議：我們認為綠電投資應當從只重視裝機增長，轉(zhuǎn)變?yōu)檠b機增長和高收益率并重，當前時間點投資龍頭股陸風以及帶有省補地區(qū)的海風項目收益率有保障，進而有望帶來未來兩年業(yè)績增長，光伏項目仍需等待組件價格下行。因此建議重點關(guān)注目前在建工程中主要布局于陸風或海風項目位于優(yōu)勢省份的上市公司。建議關(guān)注國內(nèi)老牌純風電運營商【節(jié)能風電】、風電運營龍頭【龍源電力】、主要布局陸上風電業(yè)務的省屬綠電平臺【云南能投】【新天綠能】，以及受益于廣東省海上風電優(yōu)勢的【粵電力A】。

 

    風險提示：政策推動不及預期風險、新能源裝機龍頭股投產(chǎn)進度不及預期、電力需求不及預期導致電價下行風險、行業(yè)競爭加劇、收益率測算偏差等風險。

 

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