2021年三峽集團新能源業務與陸上風光布局分析報告（24頁）.pdf

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1、2021 年深度行業分析研究報告 nMpRpNtOpOtPnMnQoRvMpObRcM8OtRpPpNmNfQoOrOiNnNpQaQnMpQMYrQnPMYsOtN3 3第 3 頁 共 26 頁 1. 三峽集團新能源業務平臺 加速發展海上風電 . 6 2. 陸上風光布局良好 資源獲取能力強. 8 2.1 風電：資產質量優質 示范性項目標桿作用顯著.8 2.2 光伏：多渠道發力 資源獲取能力強. 10 2.3 多維度優勢突出 支持風光快速增長.11 3. 海上風電引領者 資源+技術煉造海上霸主 . 13 3.1 海上風電先行人 資源儲備居行業前列. 14 3.2 政策支持成本下降 海上風電迎來

2、黃金發展期. 14 3.3 海上風電“領導者” 厚積薄發未來可期. 19 4. 盈利預測及估值. 21 目錄 4 4第 4 頁 共 26 頁 圖表目錄 圖 1：三峽能源股權結構. 6 圖 2：三峽能源發展歷程. 6 圖 3：2012-2020 風電累計裝機規模 . 7 圖 4：2012-2020 光伏累計裝機規模 . 7 圖 5： 2016-2020 公司營收持續增長 . 7 圖 6：2016-2020 公司歸母凈利潤穩定增長 . 7 圖 7：三峽能源裝機分布. 8 圖 8：2019 年同行業公司風電利用小時數比較（h） . 9 圖 9：公司陸上風電毛利率高于同行業平均水平 . 9 圖 10：

3、2017-2020 年公司光伏裝機量及其增速 . 11 圖 11：2020 年主要集團光伏裝機（單位：GW） . 11 圖 12：2020 年上市公司風電裝機比較（單位：萬千瓦） . 12 圖 13：2020 年上市公司光伏裝機比較（單位：萬千瓦） . 12 圖 14：可比公司資產負債率比較（%） . 13 圖 15：2020 年可比公司負債利息率比較 . 13 圖 16：海上風電裝機容量. 15 圖 17：2020 年各國累計海上風電裝機占比 . 15 圖 18：我國主流機組大型化趨勢. 17 圖 19：海上風電單位千瓦投資情況 . 17 圖 20：大葉輪、高塔筒、大兆瓦風機有效降低海上風電

4、資本開支 . 18 表 1：公司募投資金投向（單位：億元） . 7 表 2：公司投產的主要標桿性項目 . 9 表 3：光伏項目探索“光伏+”多業務模式 . 10 表 4：三峽能源中標的光伏領跑者項目. 10 表 5：公司參股上下游企業（截至 2021 年 Q1） . 12 表 6：三峽集團與各省簽訂的戰略合作協議 . 14 表 7：江蘇、廣東、浙江、福建十四五規劃已出 . 16 表 8：廣東、浙江海上風電補貼政策 . 16 5 5第 5 頁 共 26 頁 表 9：主要省份建造成本構成明細 . 17 表 10：陸上風電和海上風電建造成本對比 . 19 表 11：公司海上風電項目首次應用的關鍵技術

5、. 19 表 12：主要省份平均風速和年等效利用小時數. 20 表 13：新增裝機預測（萬千瓦）. 21 表 14：可比公司估值（總市值和歸母凈利潤單位均為億元）. 21 表 15：公司利潤表預測（百萬元） . 22 表 16：資產負債表預測（百萬元） . 22 表 17：現金流量表預測（百萬元） . 24 6 6第 6 頁 共 26 頁 1. 三峽集團新能源業務平臺 加速發展海上風電 三峽能源為三峽集團新能源業務的戰略實施主體。三峽集團成立以來始終瞄準發展清潔能源的戰略方向，目前已發展成為世界最大的水電開發企業和中國最大的清潔能源集團。三峽能源最早可追溯至水利部旗下水利工程綜合經營公司，20

6、08 年并入三峽集團，2010 年更名為三峽新能源，成為三峽集團新能源業務的戰略實施主體。近年來公司加快新能源發展步伐，目標成為綜合實力國內領先、世界一流的新能源公司。 圖 1：三峽能源股權結構 資料來源：公司招股書，申萬宏源研究；注：黑色文字為 IPO 前股權占比，紅色文字為 IPO 后股權占比 圖 2：三峽能源發展歷程 資料來源：公司官網，申萬宏源研究 秉持“風光協同、海陸共進”開發思路，風光裝機規模在快速上升的同時保持均衡。與主要電力央企注重開發風電或者光伏不同，三峽能源始終秉持“風光協同、海陸共進”的開發思路，均衡布局風電光伏產業。2012-2020 年，公司風電裝機規模從 150 萬

7、千瓦增長至 880 萬千瓦，復合增長率 24.8%，光伏累計裝機從 3 萬千瓦增長至 650 萬千瓦，復合增長率 95.9%，截至 2020 年 12 月底，公司累計并網裝機規模超 1500 萬千瓦，其中陸上風電累計裝機規模超 750 萬千瓦，海上風電裝機規模超 130 萬千瓦，光伏裝機 7 7第 7 頁 共 26 頁 規模超 650 萬千瓦，中小水電裝機規模超 22 萬千瓦，業務范圍涵蓋全國 30 個省、自治區和直轄市，風光裝機規模均處行業前列。 圖3：2012-2020 風電累計裝機規模 圖4：2012-2020 光伏累計裝機規模 資料來源：公司招股書，申萬宏源研究 資料來源：公司招股書，

8、申萬宏源研究 受益于裝機容量和發電量的持續提升，公司近年業績穩定增長。受裝機規?？焖僭龃笥绊?， 公司2016-2020年營收從51.76億元增長至113.2億元， 4年CAGR為21.6%，歸母凈利潤從 15.3 億元增長至 35.9 億元，4 年 CAGR 達 23.8%。 圖5： 2016-2020 公司營收持續增長 圖6：2016-2020 公司歸母凈利潤穩定增長 資料來源：wind，申萬宏源研究 資料來源：wind，申萬宏源研究 IPO 募集資金 227.1 億元主要投向海上風電。 公司此次 IPO 上市共募集資金 227.1億元，扣除發行費用后，募集資金凈額 225 億元。公司規劃主

9、要用于海上風力發電項目建設，總裝機規模 250 萬千瓦，進一步鞏固公司“海上風電引領者”地位。 表 1：公司募投資金投向（單位：億元） 項目 總投資額 預計并網日期 利用小時 裝機（MW） 擬投入募集資金 昌邑市海洋牧場與三峽 300MW 海上風電 51.28 2021 年底 2700 300 48.5 江蘇如東 H6（400MW）海上風電 70.99 2021 年底 3000 400 9 江蘇如東 H10（400MW）海上風電場 71.67 2021 年底 3000 400 10 0%10%20%30%40%50%60%70%010020030040050060070080090010002

10、012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020風電裝機規模（萬千瓦）yoy0%10%20%30%40%50%60%70%01002003004005006007002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020光伏裝機規模（萬千瓦）yoy0%5%10%15%20%25%30%35%02040608010012020162017201820192020營業總收入（億元）yoy0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%05101520253035402016201720182019

11、2020歸母凈利潤（億元）yoy 8 8第 8 頁 共 26 頁 陽西沙扒 300MW 海上風電項目 54.2 2020 年底 2756 300 38 陽西沙扒二期 400MW 海上風電場項目 76.18 2021 年底 2700 400 68.5 漳浦六鰲海上風電場 D 區項目 92.64 2021 年底 2700 402 15 長樂外海海上風電場 A 區項目 70.52 2021 年底 2700 300 11 補充流動資金 50 總計 250 資料來源：公司招股書，申萬宏源研究 2. 陸上風光布局良好 資源獲取能力強 2.1 風電：資產質量優質 示范性項目標桿作用顯著 公司陸上風電以中東南

12、部和特高壓配套基地為重點，不斷優化發展布局。公司風電布局重點向具有外送條件、平價上網的新能源基地和電網接入條件好、消納能力強的中東南部延伸。同時，公司風電資產布局充分考慮風資源狀況，以公司風電裝機第一大省內蒙古為例，公司內蒙古機組發電小時數高于地區平均水平 20%。 圖 7：三峽能源裝機分布 資料來源：公司官網，申萬宏源研究 利用小時數和毛利率均居行業前列。2019 年公司風電利用小時數達 2250 小時，超全國平均水平 168 小時，居處行業前列。受益于資產布局良好和成本管控能力強， 9 9第 9 頁 共 26 頁 公司陸上風電毛利率高于行業平均水平。2018-2019 年，陸上風電毛利率為

13、 57.44%和57.22%，較同行業平均水平高 0.15 個百分點和 1.31 個百分點。 圖8：2019 年同行業公司風電利用小時數比較（h） 圖9：公司陸上風電毛利率高于同行業平均水平 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 通過建設示范性標桿項目強化公司影響力，為資源積累項目儲備奠定基礎。截至 2020 年底，三峽能源已投產陸上風電項目遍及內蒙古、新疆、甘肅等 25 個省份。其中，在內蒙古四子王旗建成了當期國內乃至亞洲單體規模最大的陸地風電項目（40 萬千瓦），項目的建成對加快推動陸上風電規?；_發和管理起到積極促進作用。在青海錫鐵山建成了國內首個高海拔兆瓦

14、級風電項目，項目的建成對我國高海拔地區風能資源的利用起到積極示范推動作用。隨著風電平價上網時代到來，新投產項目的回報率很大程度上取決于新技術的應用和規?；拈_發，而公司這些標桿性項目的建立展現了深厚的技術護城河和項目建設經驗，為公司后續獲取項目和降本奠定了基礎。 表 2：公司投產的主要標桿性項目 項目 主要內容 陸上風電 內蒙古烏蘭察布源網荷儲示范項目（300 萬千瓦） 全球規模最大的源網荷儲示范項目，項目建設對當地加快構建現代能源經濟體系、推動經濟社會高質量發展具有重要意義 內蒙古四子王 40 萬千瓦風電場 內蒙古四子王 40 萬千瓦風電場當期亞洲單體規模最大的陸地風電項目，項目的建成對加快

15、推動陸上風電規?；_發和管理具有積極促進作用 青海錫鐵山 10 萬千瓦風電場 國內首個高海拔風電項目，項目的建成對我國高海拔地區風能資源利用具有積極示范作用 新疆哈密 20 萬千瓦風電場 國家能源局特許權項目，項目的建成對加快產業援疆、促進當地經濟社會發展、推動綠色能源開發利用具有重要意義 資料來源：公司官網，申萬宏源研究 050010001500200025003000福能股份三峽能源嘉澤新能節能風電華潤電力龍源電力全國吉電股份大唐新能源江蘇新能45%47%49%51%53%55%57%59%201720182019行業平均三峽能源 1010第 10 頁 共 26 頁 2.2 光伏：多渠道發

16、力 資源獲取能力強 2011 年三峽能源通過投產青海格爾木 10MW 項目切入光伏發電領域， 通過擴展業務模式、積極參與光伏領跑者項目、與各省簽訂各項戰略合作協議積累豐富的光伏項目資源，光伏裝機量迅速提升。 探索光伏+多業務發展模式，更受政府青睞。三峽能源在光伏項目開發中，積極推行光伏多元化模式，例如三峽能源陜西銅川光伏領跑者項目配套規劃“生態農業+精準扶貧+觀光旅游”，打造多功能、高品質光伏農業觀光景區，吉林雙遼服先光伏、山東濟寧光伏示范基地等項目采取農光互補或漁光互補方式建設等。 公司通過實施 “光伏+”模式能夠因地制宜利用土地資源，以最小的土地投入帶動當地經濟發展，提高項目經濟效益和社會

17、效益，受到地方政府的廣泛青睞，項目核準相對較易。 表 3：光伏項目探索“光伏+”多業務模式 項目 主要內容 河北曲陽 20 萬千瓦光伏電站 國內單體最大的山地光伏項目，帶動光伏產業技術創新，同時將光伏開發與精準扶貧等有機結合，打造“光伏+”的“曲陽模式” 陜西銅川 25 萬千瓦光伏電站 陜西銅川 25 萬千瓦光伏電站國家能源局首批三個光伏技術領跑基地項目之一，實現“光伏+農業+扶貧+旅游”四位一體，有效促進銅川地區環境保護、電源結構優化調整、能源多元化供應的持續發展 吉林雙遼 19 萬千瓦光伏電站 吉林省最大的農光互補項目，采用“光伏+農牧業”新模式，實現土地高效利用、農業經濟發展、生態設施保

18、護三大效益統一的巨大改變，逐漸形成“以草養畜、畜糞還田”的循環經濟發展新趨勢 江蘇泗洪 10 萬千瓦光伏電站 國家光伏發電領跑獎勵激勵基地一號牧光互補項目，集光伏先進技術示范、特色畜牧養殖、特色農業種植相結合的綜合示范基地新能源項目，打造“農牧光”三位一體新模式 內蒙古達拉特 10 萬千瓦光伏電站 內蒙古達拉特 10 萬千瓦光伏電站內蒙古自治區光伏發電應用領跑示范基地，通過“光伏+治沙+農林+旅游”模式，推進沙漠生態治理、可再生能源發電產業、沙漠農林產業、沙漠特色旅游等多產業整合發展，實現地區經濟轉型升級 資料來源：公司官網，申萬宏源研究 積極參與光伏領跑者計劃，集團層面爭取資源，光伏業務迅速

19、發展。自 2015 年國家能源局推行“領跑者”計劃以來，在地面電站指標逐年減少的情況下，領跑者基地指標就成為各大企業角逐的重點戰場。2016-2018 年，公司成功中標多地光伏領跑者項目且全部投運，在新增光伏裝機容量達到 1GW 的同時，彰顯了公司在技術、施工、運維等方面的成本管控優勢。 表 4：三峽能源中標的光伏領跑者項目 時間 第幾批 中標項目 地區 裝機容量 2016 年 第 1 批 大同左云項目 大同 100MW 2016 年 第 1 批 陽泉平定項目 平定 100MW 2016 年 第 2 批 兩淮光伏領跑者項目 淮南 150MW 1111第 11 頁 共 26 頁 2016 年 第

20、 2 批 濟寧項目 微山縣小卜灣 50MW 2017 年 第 3 批 陜西渭南項目 渭南 100MW 2017 年 第 3 批 格爾木項目 格爾木 500MW 資料來源：政府網站，申萬宏源研究 光伏業務后來居上， 累計裝機量排名前五。 在電力央企能源清潔化轉型的過程中，以中廣核、三峽集團為代表的后來者正在崛起。三峽集團通過光伏領跑者項目和多元化開發，探索光伏+（農光互補、漁光互補、光儲一體化）等業務發展模式，形成由點到面的光伏開發格局，光伏裝機量后來居上。2017-2019 年，公司光伏裝機規模迅速增長，年均增長率達 30.8%。截至 2020 年底，公司累計裝機規模超 650 萬千瓦，較20

21、19 年同比增長 50.5%，光伏累計裝機規模擠進全國前五。 圖10：2017-2020 年公司光伏裝機量及其增速 圖11：2020 年主要集團光伏裝機（單位：GW） 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 2.3 多維度優勢突出 支持風光快速增長 三峽能源作為較早進入新能源領域的業主，其龍頭地位顯著。截至 2020 年底，公司的風光裝機規模均處于行業前列，在龍頭集中趨勢下，公司有望憑借原有的規模、技術、資金優勢率先獲益，在持續獲取風光資源的同時有效保證項目收益率。 1）龍頭地位凸顯，風光裝機規模行業領先 平價時代，龍頭企業占優。經歷多年補貼帶動產業鏈后，新能源運營

22、在 2021 年正式步入平價時代。與補貼時代相比，我們認為平價時代新能源開發邏輯將發生顯著變化，行業趨勢對龍頭企業更加有利。一方面，平價時代新能源項目回報率較補貼時代普遍下降，項目盈利能力對項目本身的資源稟賦，如光照強度、風功率密度等極為敏感，龍頭企業在資源儲備、項目拓展上優勢明顯，另一方面，十四五規劃以風光儲一體化大基地項目為重點，其開發極度考驗運營商資金實力與人員隊伍能力，龍頭企業再度占優。 0%10%20%30%40%50%60%01002003004005006007002017201820192020光伏裝機規模（萬千瓦）yoy05101520253035光伏裝機容量 1212第 1

23、2 頁 共 26 頁 三峽能源風光裝機在上市公司中排名靠前，雖然在電力央企的新能源裝機規模上，三峽集團的排名暫不突出，但從發電央企旗下上市公司維度看，三峽能源發展迅速，截至 2020 年底， 三峽能源風電裝機容量在同行業上市公司中排名第三， 光伏裝機排名第一，相比行業內競爭者更具規模優勢，體現了其過往爭取新建項目資源的能力，以及對于項目前期工作、投資建設、運營管理的綜合經驗能力。 圖12： 2020 年上市公司風電裝機比較 （單位：萬千瓦） 圖13： 2020 年上市公司光伏裝機比較 （單位： 萬千瓦） 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 注：風電包含陸上風電和海上風電 華潤電力為權益裝機容量，

24、其余公司為控股裝機容量 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 2）技術護城河深厚，深化產業鏈合作壓縮度電成本 與上下游龍頭戰略合作，全面提升技術儲備。公司是國內最早參股金風科技的企業之一，截至目前公司仍持有金風科技 15.78%（含間接持股）股權，并在近年來與電規總院、明陽智能、正泰集團、運達股份等多家國內風光產業鏈知名機構、企業簽署戰略合作協議。此外，公司與 GE(ALSTOM)、西門子、ABB 等多家國際知名電氣公司也保持著長期合作關系。這意味著公司高度重視技術創新和產業鏈協同，通過與上下游深度合作、統籌管理，實現全產業鏈技術進步成本壓縮。 表 5：公司參股上下游企業（截至 2021 年 Q1

25、） 參股公司 主要業務 持股比例 設備、施工企業 金風科技 大型風力發電機組生產銷售及技術引進與開發、應用 15.78% 西安風電 生產風力發電機組配套結構件 47.70% 中鐵福船 海洋工程施工、設備安裝及維修 20% 福船一帆 風力發電成套設備、鋼結構及其零部件的研發生產 20% 電力交易中心 北京電力交易中心 電力交易 3% 青海省電力交易中心 電力交易 7.50% 遼寧電力交易中心 電力交易 5.65% 資料來源：公司公告，申萬宏源研究 050010001500200025000100200300400500600700 1313第 13 頁 共 26 頁 3）資金優勢突出，保障風光高

26、速增長 負債率低于同行業可比公司，融資空間充足。20182020 年，公司資產負債率分別為 49.3%、58.3%、67.43%，在可比公司中較低，融資空間充足。同時，基于大股東三峽集團支持與自身運營類業務的穩健特點，公司融資成本較低，能夠在平價時代壓縮利息成本，保障項目收益率。 圖14：可比公司資產負債率比較（%） 圖15：2020 年可比公司負債利息率比較 資料來源：wind，申萬宏源研究 資料來源：wind，申萬宏源研究 注：負債利息率=財務費用/總付息債務（短期借款+長期借款+應付債券） 3. 海上風電引領者 資源+技術煉造海上霸主 三峽能源將海上風電作為公司的戰略重點進行廣泛布局，截

27、至 2020 年底，公司海上風電裝機容量 135 萬千瓦，處行業第一梯隊，資源儲備超 3000 萬千瓦，遠超其他電力央企。本章通過對公司海上風電發展歷程進行梳理后發現，三峽集團作為國內技術實力領先的清潔能源開發主體，實際上擔任了海上風電領路人的角色，一方面積極響應政府號召，率先進行海上風電發展路徑探索，與地方政府合作，在廣東、福建、江蘇等地集中連片規?；_發海上風電，儲備豐富的海風資源；另一方面借鑒“三峽水電”經驗，發揮運營商統籌主導作用，在福建地區建立“試驗場”和“產業園”模式推動全產業鏈降本創新，目前公司廣東、福建、江蘇區域五個“百萬千瓦級”海上風電基地已現雛形。 我們認為，隨著海上風電成

28、本的快速下降，疊加各省對于海風裝機的十四五規劃，海上風電在十四五期間將迎來快速發展期，而公司將憑借技術、資源、產業鏈領先優勢率先受益。根據公司募投規劃（IPO 項目全部投向海上風電項目，共計 250 萬千瓦）和對外指引，預計到 2021 年底，公司將成為海上風電規模最大的運營商，預計未來將充分受益海上風電的黃金發展期，實現快速增長。 40%50%60%70%80%90%20162017201820192020大唐新能源華能新能源龍源電力太陽能嘉澤新能三峽能源0%1%2%3%4%5%6%7%8% 1414第 14 頁 共 26 頁 3.1 海上風電先行人 資源儲備居行業前列 2006 年三峽集團

29、由江入海，開始涉足海上風電業務。2006 年，三峽集團憑借技術積累參與了國家“十一五”科技支撐計劃中海上風電相關技術課題研究，并且中標江蘇響水近海試驗風機、潮間帶試驗風機及 20 萬千瓦海上風電項目建設，自此三峽由江入海，開啟海上風電資源開發征程。在海上風電發展早期，三峽集團實際擔任了海上風電先行人的角色，憑借技術積累探索我國海上風電發展路徑。 2016-2020 年，三峽集團試圖以海上風電彎道超車。2016 年 11 月，國家能源局發布風電發展“十三五”規劃，明確提出要重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設。為了著力追趕前五大發電集團，三峽集團極具前瞻性的將海上風電作為新能源業務的

30、戰略核心進行布局。 2016 年開始，三峽集團先后與東南沿海主要省份簽訂了戰略合作協議，開疆拓土儲備了大量優質風光資源。憑借早期的技術積累和多個示范性項目，三峽集團先后在江蘇、福建、廣東、遼寧等地建立多個海上風電場。截至 2020 年底，三峽集團海上風電已投產135萬千瓦， 儲備優質海上風電資源超過3000萬千瓦， 資源圈地進一步加速。 表 6：三峽集團與各省簽訂的戰略合作協議 時間 地區 協議 主要內容 2015 年 6 月 福建 合作框架協議 三峽集團將把福建省作為投資重點， 積極參與福建省清潔能源開發;三峽集團與福州市人民政府和金風科技建立長期戰略合作伙伴關系，三峽集團協同金風科技，在福

31、州市打造福建省海上風電裝備產業園區，并參與海上風電技術研發工作;三峽集團與福能集團建立全面戰略合作伙伴關系，共同主導開發福建省海上風電資源 2016 年 3 月 廣東 戰略合作協議 “十三五” 期間三峽集團將在廣東省投資約 200 億元， 開發建設海上風電、陸上風電、光伏等新能源項目，積極參與廣東省電力體制改革，在售電、新增配電業務領域、能源交易平臺等領域開展戰略合作。 2017 年 12 月 山東 支持山東省新舊動能轉換重大工程戰略合作協議 三峽集團將高起點、大容量、新技術開發山東外海海上風電，形成新的海上風電產業群，帶動山東新能源轉型升級發展 2019 年 2 月 江蘇 戰略合作框架協議

32、三峽集團將充分發揮清潔能源開發優勢，加大在江蘇海上風電等清潔能源開發力度，積極做好綠色電能入蘇工作 資料來源：政府網站，申萬宏源研究 3.2 政策支持成本下降 海上風電迎來黃金發展期 從 2008 年亞洲第一個海上風電場東海大橋海上風電示范項目開始， 我國海上風電已經發展了十余年，在裝備制造、建設施工、運行維護都積累了較為豐富的經驗，十四五期間，我國提出建立廣東、福建、浙江、江蘇、山東等海上風電基地，受此影響，主要沿海大省分別提出海上風電十四五規劃，共計規劃了超 29GW 的裝機增量。 對于運營商盈利而言，除了考慮風資源以外，上網電價和度電成本是影響項目收益的直接因素。2021 年是海上風電補

33、貼的最后一年，海上風電補貼退坡極大的影響了 1515第 15 頁 共 26 頁 運營商的投資積極性，為了助力海上風電平穩發展，廣東省率先提出海上風電省級補貼制度，江蘇省在十四五規劃中也指出加快建立省級財政補貼制度。而在成本端，隨著風機大型化、施工逐步成熟和各環節技術進步，海上風電成本將逐年下降，兩者疊加預計將有效保障運營商的收益率，推動海上風電穩健增長。 政策端：十四五期間超 29GW 需求已定 省級補貼有望接力 我國海上風電資源豐富，臨近負荷中心消納優勢明顯。我國擁有 300 萬平方公里的遼闊海域，海上風能資源豐富。據中國氣象局測繪計算，海上可開發風能資源在 7.5億千瓦左右，是陸上風電資源

34、的 3 倍，且不會占用土地資源和水資源，環保壓力小。另一方面，我國海上風電主要集中于東南沿海地區，離負荷中心近，便于就地消納，但受制于海上風電建設施工的高難度和昂貴的開發成本，目前我國海上風電資源僅開發了極小部分，截至 2020 年 12 月底，全國海上風電累計并網裝機達到 899 萬千瓦，僅為海上風電潛能的 1.2%。 隨著陸上風電平價時代到來，三北地區土地受限問題日益突出，海上風電逐漸接過陸上風電的“接力棒”。2014 年，中國首次明確近海海上風電項目上網電價為 0.85元/千瓦時，在固定上網電價政策的支持下，海上風電迅速發展。2016 年年底，國家能源局又出臺了風電發展“十三五”規劃的通

35、知，要求到 2020 年，全國海上風電開工建設規模達到 10GW，爭取累計并網容量達到 5GW 以上。受此政策引導，我國沿海省份加快海上風電的審批和開發；另一方面，海上風電機組容量大型化、施工輸電關鍵技術得到突破， 使得海上風電開發技術風險顯著降低， 海上風電迎來快速發展期，截至 2020 年底，我國海上風電累計并網裝機達到 899 萬千瓦，較 2019 年增長 40%，占全球市場規模的 28.12%，位居世界第二。 圖16：海上風電裝機容量 圖17：2020 年各國累計海上風電裝機占比 資料來源：國家能源局，申萬宏源研究 資料來源：GWEC，申萬宏源研究 沿海大省海上風電“十四五規劃”已出，

36、超 29GW 已定。截至 2021 年 3 月底，江蘇、廣東、浙江、福建等沿海大省均列明了海上風電發展規劃?！笆奈濉逼陂g，01002003004005006007008009001000海上風電新增裝機容量（萬千瓦）海上風電累計裝機容量（萬千瓦）英國, 29%中國, 28.12%德國, 21.96%荷蘭, 7.42%比利時, 6.42%其他, 7.08% 1616第 16 頁 共 26 頁 江蘇（目前海上風電第一大?。┖Ｉ巷L電新增裝機容量 12GW，廣東省海風裝機新增約 12.7GW，浙江省新增海上風電 4.5GW，這意味著超 29GW 的海風裝機已定。 表 7：江蘇、廣東、浙江、福建十四五

37、規劃已出 省份 文件 主要內容 江蘇 江蘇省“十四五”海上風電規劃環境影響評價第一次公示 到 2025 年底，全省海上風電并網裝機規模達到 1400 萬千瓦，力爭突破 1500 萬千瓦 廣東 廣東省培育新能源戰略性新興產業集群行動計劃（2021-2025 年） 到 2025 海風裝機總量達到 1500 萬千瓦。 浙江 浙江省能源發展“十四五”規劃（征求意見稿） 新增海上風電 4.5GW，嘉興 1#、2#、溗泗 2#、5#、6#等海上風電項目，打造若干個 G 級海上風電基地，開展象山洞頭和蒼南深遠海風電開發； 十四五期間致力打造海上風電+海洋能、 +儲能、+制氫加、+海洋牧場、+陸上產業基地的示

38、范項目 福建 福建省國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二三五年遠景目標綱要 到 2025 年，力爭全省電力總裝機達 8000 萬千瓦以上。以沿海一帶為新能源產業創新走廊，以莆田、泉州異質結電池及裝備生產基地為產業核心，以寧德、漳州儲能產業基地、興化灣平海灣海上風電產業園為兩翼，打造“一核引領、兩翼齊飛、一廊主軸、多點布局”新能源產業發展格局。 資料來源：各省市政府網站，申萬宏源研究 國補退坡，地補接力，助力海上風電平穩發展。截至目前，已有廣東、浙江等地提出海上風電省級補貼計劃。其中廣東省提出 2022-2024 年對全容量并網項目補貼1500、1000 和 500 元/千瓦，浙江省能源發展“

39、十四五”規劃中提出積極推動海上風電可持續發展，加快建立省級財政補貼制度，通過競爭性方式配置新增項目。我們認為，東南沿海省份財政較為充足，且受到環保要求和產業布局的考慮，對海上風電需求較高，將大概率在國補退坡后接力地補，為海上風電的平穩發展保駕護航。 表 8：廣東、浙江海上風電補貼政策 文件 主要內容 廣東 關于促進我省海上風電有序開發及相關產業可持續發展的指導意見（征求意見稿） 1、補貼范圍：2018 年底前已完成核準、在 2022 年至 2024 年全容量并網的省管海域項目，對 2025 年起并網的項目不再補貼 2、補貼標準：2022 年、2023 年、2024 年全容量并網項目每千瓦分別補

40、貼 1500 元、1000 元、500 元 浙江 浙江省能源發展 “十四五” 規劃 （征求意見稿） 積極推動海上風電可持續發展，加快建立省級財政補貼制度，通過競爭性方式配置新增項目 資料來源：政府網站，申萬宏源研究 成本端：大容量風機疊加施工成熟 海上風電成本逐漸壓縮 1717第 17 頁 共 26 頁 目前我國海上風電的平均建設成本在15700 元/千瓦左右，較 2010 年的 23700 元/千瓦下降了近 34%，機組大型化發展、安裝物流技術的進步、更為熟練的安裝施工經驗以及海上風電集群化發展是近十年海上風電建設成本大幅下降的主要原因。 表 9：主要省份建造成本構成明細 配置 江蘇 廣東

41、福建 風電機組（含安裝） 48% 43% 45% 塔筒 4% 4% 5% 風電基礎及施工 19% 24% 25% 基本預備費/施工輔助費用 1% 1% 1% 35kv 陣列電纜 3% 3% 3% 220kv 送出電纜 5% 10% 5% 海上升壓站 6% 3% 3% 陸上集控中心 1% 2% 2% 用海（地）費用 4% 3% 3% 其他 9% 7% 8% 資料來源：北極星風力發電網，申萬宏源研究 近十年，機組大型化趨勢逐漸加強，2010-2015 年，2-6機組是海上風電場的主流機型，2016-2018 年，3.6MW-7MW 的海上風機成為海上風電場的主流機型，6MW直驅永磁式風電機組批量進

42、入海上風電場，2018 年-2020 年，5MW-8MW 成為主流海上風機，7MW-9MW 技術逐漸成熟并進入批量生產期，10MW 的風電機組得到認證。 機組大型化可以減少塔筒和基礎個數，縮短電纜長度，降低基礎施工、吊裝成本，節約工程造價。GE 根據中國海域水深 25 米、硬砂質土、風速 9 米/秒、規模為 400MW 風電場的情況，比較 12MW 大型風機和 6MW 風機的建造成本：在單樁基礎方面，6MW 的風機需要基礎重量 626 噸、最大直徑 7 米、每千瓦造價 3151 元，而 12MW 需要的基礎重量為925 噸、最大直徑為 9 米、每千瓦造價為 2262 元；在吊裝方面，6MW 風

43、機的周期為 143天、每千瓦造價 427 元，12MW 風機的周期為 77 天、每千瓦造價 318 元?？傮w比較來看，從 6MW 到 12MW 能為風場降低的基礎和施工成本高達 28%，且有助于降低安裝風險。未來，隨著機組技術持續進步和國產替代趨勢加強，風場建設成本將持續下降。 圖18：我國主流機組大型化趨勢 圖19：海上風電單位千瓦投資情況 1818第 18 頁 共 26 頁 資料來源：CNKI，申萬宏源研究 資料來源：華東勘測設計研究院，申萬宏源研究 圖 20：大葉輪、高塔筒、大兆瓦風機有效降低海上風電資本開支 資料來源：MAKE，申萬宏源研究 海上風電的施工難度在于基礎施工，風機吊裝，海

44、上升壓站和海底電纜的鋪設，同時施工窗口期有限，可作業時間較短且連續性差，這些都導致了海上風電施工成本遠遠高于陸上風電。 目前， 已經具備平價能力的陸上風電建造成本大約為 7000 元-8000元/千瓦，而海上風電建造成本在 16000 元-17000 元/千瓦左右（即使在海上風電產業鏈較為成熟的江蘇， 其建造成本也在 15000 元/千瓦左右） ， 在這近一倍的成本差額中，約 50%均來源于建安成本（以江蘇省為例進行計算）。因此，在風機造價降本空間有限的情況下，海上風電更大的降本空間來自海洋施工和運維環節。預計未來隨著施工企業的施工技術逐漸成熟、建設規模擴大化、施工船機專業化等將使得建設成本有

45、望繼續降低 10%15%。 012345678919812001200720152019主流風機容量（MW)02468100500010000150002000025000300003500020072009201120152017單位電能投資（元/千瓦時）單位千瓦投資（元/千瓦）單位千瓦投資（元/千瓦）（左）單位電能投資（元/千瓦時）（右） 1919第 19 頁 共 26 頁 表 10：陸上風電和海上風電建造成本對比 陸上風電 海上風電 風機造價（單位千瓦造價） 4000 元 8000 元，進口機型 12000 元 風機基礎 100-200 萬元/個 13002000 萬元/個 風機安裝 約

46、 30 萬元/臺 約 450 萬元/臺 海底電纜 約2570萬元/公里 35kV 海纜 70150 萬元/公里（考慮不同截面），220kV 海纜 400 萬元/公里 海上升壓站 無 基礎施工、安裝費用約 8000 萬元，電氣設備增加費用約 1500 萬元 資料來源：科技展望，申萬宏源研究 總體來看，隨著整機技術突破、供應鏈主要大部件國產化、設計院和整機商協同實現新型基礎施工技術突破、施工公司從安裝船、吊裝技術突破實現施工窗口期大幅提高，多個環節技術創新實現突破，海上風電建造成本有望持續下降。經國家電網研究院測算，“十四五”時期，中國海上風電工程投資造價下降 20% 左右，投資下降至 12 00

47、015 000 元/kW，成本下降至 0.370.523 元/ (kWh)。 3.3 海上風電“領導者” 厚積薄發未來可期 三峽能源堅定不移實施“海上風電引領者”戰略，集中連片規?；_發海上風電，先發優勢明顯，龍頭地位鞏固。我們認為，公司在海上風電領域的領導地位主要體現在技術領先和供應鏈協同。 三峽能源探索海上風電多項國內首次應用技術，技術領先地位顯著。海上風電建設難度大、技術要求高，而我國海上風電尚處于發展初期，建設施工經驗缺乏，技術儲備不足。三峽能源以“海上風電引領者”戰略為指引，在多個項目中圍繞基礎施工、海底電纜鋪設、海上升壓站建設進行技術創新和探索，多項技術的應用對風電行業發展起到示范

48、性意義，技術領先地位顯著。另一方面，三峽集團成功收購德國梅爾海上風電項目，成為首家控股境外已投運海上風電項目的中國企業，能夠與歐洲海上風電企業實現協同創新，經驗共享。 表 11：公司海上風電項目首次應用的關鍵技術 項目名稱 并網年份 裝機-萬千瓦 國內首次運用技術 江蘇響水 2016 20.2 亞洲首座 220 千伏海上升壓站，國內首條 220 千伏三芯海纜，西門子 4 兆瓦風機全球首次整體吊裝 江蘇大豐 2019 30 220 千伏三芯海纜軟接頭；海上升壓站主電氣設備國產化；批量化應用 6.45 兆瓦國產海上風機 大連莊河 2020 30 東北嚴寒地區首個海上風電項目，首批低溫型、大直徑直驅

49、 6.45 兆瓦風機，首個建成投產滿足“雙二十”標準的海上風電項目 福建興化灣 2021 30 國內首臺 8MW、10MW 海上風機 廣東陽江 2021 170 吸力筒導管架基礎風機，大直徑四樁導管架基礎樁，大直徑非嵌巖導管架基礎鋼管樁，斜樁植入嵌巖導管架基礎 2020第 20 頁 共 26 頁 江蘇如東 2021 80 亞洲首座海上換流站，400 千伏柔性直流輸電 資料來源：公司招股書，公司官網，申萬宏源研究 供應鏈的協同，產業鏈的集群化發展對海上風電降成本至關重要。機組大型化是目前海上風電降成本的主要路徑，從國內供應鏈的能力來看，以目前國內整機廠家十幾年的經驗積累，至少有 7 家以上的企業

50、可以設計出海上大風機，但具備長葉片生產能力的廠家交付能力相對有限。根據國網研究院和金風科技的數據，到 2021 年 161m以上的風機葉片交付產能只有 4GW，而沒有足夠大的葉片，大風機在中國低風速海域難以發揮價值，度電成本仍然很高。而且，隨著機組容量提升，其對于單樁的大型化、物流運輸船的負荷和運輸等也產生同步更新需求，同時單樁直徑的增加，板材也需要加厚和避免彎曲，因此，在海上風機的新一代技術迭代中，葉片、單樁基礎、船機運輸和吊裝負荷都需要同步更新，并進一步傳導到上游的葉片材料和機艙載荷，才能使得新一代大風機實現商業化運營，真正降低海上風電的度電成本。 產業園和試驗場協同聯動， 打造國際一流的

51、海上風電裝備制造產業基地。 2016 年，黨中央、國務院賦予三峽集團“集中連片規?；_發海上風電”的使命和任務。為了順利推進海上風電集中連片快速開發，踐行“海上風電領導者”戰略，公司在福建省開展了兩大部署：樣機試驗風場以及海上風電國際產業園。1）福清興化灣樣機試驗風場。該試驗場的建立借鑒了三峽水電開發的經驗，將金風、GE、上海電氣（西門子）等 8 家廠商的 14 臺機組同臺競技，遴選出適應福建地區風況的最優機型，以此打造我國海上風機技術進步的載體和平臺。2）海上風電國際產業園。該產業園在規劃之初便讓上下游產業鏈內主要的參與方進行定制化聯合設計，通過投資帶動市場，推動產業鏈協同，促進單位造價下降

52、，已成為中國海上風電跨越式發展的孵化器。 福建省年利用小時全國第一，風資源豐富，海上風電度電成本最低。福建省與臺灣省相鄰而望，兩省之間的臺灣海峽與常年盛行的東北風形成狹管效應，使得福建沿海及島嶼的風速加大，可利用風速持續時間延長，風資源豐富。根據國家能源局的數據顯示，福建省平均風速 7.1-10.2m/s，年等效利用小時數在 2400-3800 之間，位列全國第一。根據國家電網研究院的數據，福建省風電平均度電成本全國最低，十四五期間隨著基礎施工技術進步，有望成為中國海上風電價格洼地，率先實現平價上網。 表 12：主要省份平均風速和年等效利用小時數 省份 平均風速（m/s） 年等效利用小時數 福

53、建 7.1-10.2 2400-3800 海南 6.5-9 2150-3100 廣東 6.5-8.5 2100-3000 山東 6.9-7.8 2300-2800 江蘇 7.2-7.8 2500-2800 浙江 6.8-8 2200-2800 遼寧 7.4-7.6 2450-2700 上海 6.8-7.6 2300-2700 2121第 21 頁 共 26 頁 河北 6.3-7.5 2000-2650 資料來源：國家能源局，申萬宏源研究 4. 盈利預測及估值 根據公司披露，公司力爭“十四五”末總裝機規模達到 5000 萬千瓦，相較于 2020 年底 1500 萬千瓦的裝機規模增長 2-3 倍，

54、未來每年至少要保持 700 萬千瓦裝機的年均增長力度。我們按照公司規劃，并結合公司募投項目、行業整體裝機節奏預計公司未來五年新能源裝機結構如下： 表 13：新增裝機預測（萬千瓦） 新增裝機預測 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 海上風電 260 100 100 100 100 陸上風電 150 200 200 200 200 光伏 230 500 600 700 800 合計 640 800 900 1000 1100 資料來源：申萬宏源研究 基于上述假設，我們預計 2021-2023 年公司營業收入分別為 166.7、243.55、290.61億元，對應增速分別為

55、47.3%、46.1%、19.3%，20212023 年歸母凈利潤分別為 49.8、71.1、80.3 億元，同比增速分別為 38%、42.6%和 12.9%。 我們選取業務相近的 A 股公司吉電股份、晶科科技和港股公司龍源電力、信義能源分別進行可比公司估值，A 股可比公司 2021-2023E PE 均值分別為 21、16 和 14 倍；H 股公司 PE 估值分別為 19、 17 和 15 倍。 公司當前股價對應的 2021-2023 年 PE 分別為 38、26 倍和 23 倍，較 A+H 股可比公司較高，但考慮到公司資產質量優質、技術優勢顯著和海上風電成長性，認可一定的估值溢價，給予公司

56、“增持”評級。 表 14：可比公司估值（總市值和歸母凈利潤單位均為億元） 代碼 公司簡稱 總市值 歸母凈利潤 PE 2021E 2022E 2023E 2021E 2022E 2023E 000875.SZ 吉電股份 152 7.58 9.38 12.07 20.05 16.20 12.59 601778.SH 晶科科技 148 6.71 9.31 9.19 22.06 15.90 16.10 A 股均值 21.05 16.05 14.35 0916.HK 龍源電力 884 56.28 64.66 76.13 15.71 13.67 11.61 3868.HK 信義能源 284 12.67 1

57、4.39 15.98 22.42 19.74 17.77 均值 19.06 16.70 14.69 600905.SH 三峽能源 1834 49.8 71.7 80.3 38 26 23 資料來源：可比公司估值數據來源于 wind 一致預期，申萬宏源研究 2222第 22 頁 共 26 頁 注：當前數據來源于 2021 年 7 月 6 日 表 15：公司利潤表預測（百萬元） 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 一、營業總收入 6,781 7,383 8,957 11,315 16,666 24,355 29,061 其中：營業收入 6,781 7,383

58、 8,957 11,315 16,666 24,355 29,061 其他類金融業務收入 - - - - - - - 二、營業總成本 5,046 5,159 6,000 7,540 11,382 16,572 20,231 其中：營業成本 3,122 3,227 3,874 4,788 7,015 10,291 12,549 其他類金融業務成本 0 0 0 0 0 0 0 稅金及附加 77 71 73 105 155 226 270 銷售費用 19 - - - - - - 管理費用 376 427 425 555 833 1,218 1,453 研發費用 12 0 2 1 1 1 1 財務費用

59、 1,356 1,357 1,626 2,091 3,378 4,836 5,958 加：其他收益 62 71 96 144 144 150 150 投資收益 832 808 448 508 508 550 600 凈敞口套期收益 - - - - - - - 公允價值變動收益 - - 174 53 - - - 信用減值損失（損失以“-”填列） 0 0 -79 -176 0 0 0 資產減值損失（損失以“-”填列） -84 -78 -222 0 0 0 0 資產處置收益 0 2 7 0 0 0 0 匯兌收益及其他 - - - - - - - 三、營業利潤 2,629 3,106 3,382 4,

60、303 5,936 8,484 9,580 加：營業外收入 51 15 44 57 - - - 減：營業外支出 33 122 78 75 - - - 四、利潤總額 2,646 2,999 3,347 4,286 5,936 8,484 9,580 減：所得稅 87 171 296 344 494 723 818 五、凈利潤 2,559 2,828 3,051 3,941 5,442 7,761 8,762 持續經營凈利潤 2,389 2,831 3,051 3,941 5,442 7,761 8,762 終止經營凈利潤 171 -3 0 0 0 0 0 少數股東損益 130 120 211 3

61、30 457 652 736 歸屬于母公司所有者的凈利潤 2,430 2,709 2,840 3,611 4,984 7,109 8,026 資料來源：wind，申萬宏源研究 表 16：資產負債表預測（百萬元） 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 貨幣資金 3073 4886 4211 1890 7140 10675 11911 交易性金融資產 0 0 0 0 0 0 0 衍生金融資產 0 0 0 0 0 0 0 經營性應收款項 6871 9326 12532 19017 24735 33175 38333 其中： 應收票據、應收賬款及應收款項融資 51

62、20 7319 10052 12735 18454 26894 32052 應收票據及應收款項融資 106 131 233 373 246 284 301 2323第 23 頁 共 26 頁 應收賬款 5014 7188 9818 12362 18209 26610 31751 其他應收款 243 471 425 465 465 465 465 預付款項 1508 1536 2055 5816 5816 5816 5816 存貨 68 55 60 79 116 170 208 合同資產 0 0 0 0 0 0 0 其他流動資產 36 30 31 58 58 58 58 持有待售資產及其他 0

63、0 0 0 0 0 0 流動資產合計 ： 10048 14297 16834 21044 32049 44078 50509 債權投資 0 0 0 0 0 0 0 其他債權投資 0 0 0 0 0 0 0 可供出售金融資產 1150 3800 0 0 0 0 0 持有至到期投資 0 0 0 0 0 0 0 長期應收款 0 0 0 0 0 0 0 長期股權投資 8054 8529 9388 11384 11384 11384 11384 其他權益工具投資 0 0 283 318 318 318 318 其他非流動金融資產 0 0 1043 1016 1016 1016 1016 投資性房地產 4

64、30 414 787 1195 1135 1075 1015 固定資產 40044 44976 55174 67032 122628 161394 199300 在建工程 3861 8135 10993 31230 31230 31230 31230 無形資產類 1547 1694 1607 2557 2557 2557 2557 其中： 無形資產 1155 1302 1326 1871 1871 1871 1871 商譽 393 393 281 686 686 686 686 開發支出 0 0 0 0 0 0 0 長期待攤費用 25 46 89 223 223 223 223 遞延所得稅資產

65、 5 13 47 213 213 213 213 其他非流動資產 2876 3183 3804 6364 6364 6364 6364 使用權資產及其他 0 0 0 0 0 0 0 非流動資產合計： 57995 70790 83216 121533 177069 215775 253621 資產總計 68042 85087 100050 142576 209118 259853 304131 短期借款 4497 3034 12680 14198 9544 18296 21814 其中：短期借款 93 302 6580 7821 3167 11919 15437 一年內到期的非流動負債 4404

66、 2732 6100 6377 6377 6377 6377 交易性金融負債 0 0 0 0 0 0 0 經營性應付款項 7176 7681 8372 12739 18665 27383 33392 其中：應付票據及應付賬款 7029 7559 8204 12508 預收款項 0 0 6 0 應付職工薪酬 68 36 41 55 應交稅費 79 86 121 176 合同負債 0 0 0 1 1 1 1 其他應付款 651 854 1014 3306 3306 3306 3306 其他流動負債 0 0 0 0 0 0 0 持有待售負債及其他 0 0 0 0 0 0 0 流動負債合計： 1232

67、4 11569 22067 30244 31516 48986 58513 長期借款 22162 23727 29612 49705 86763 113706 141770 應付債券 3992 3994 1998 2993 2993 2993 2993 其他非流動負債 955 1587 3534 12042 12042 12042 12042 2424第 24 頁 共 26 頁 其中：長期應付款 916 1511 3462 11946 預計負債 0 0 0 0 其它非流動負債 39 76 71 96 遞延所得稅負債 1011 1017 1132 1144 1144 1144 1144 租賃負債

68、及其他 11 13 13 12 12 12 12 非流動負債合計 28131 30338 36288 65897 102955 129898 157961 負債合計 40455 41908 58355 96141 134471 178884 216474 股本 13051 18645 20000 20000 28571 28571 28571 其他權益工具 0 0 0 0 0 0 0 資本公積 7585 14189 9324 9475 23617 23617 23617 減：庫存股 0 0 0 0 0 0 0 其他綜合收益 -25 -179 62 130 187 244 301 盈余公積 21

69、8 280 200 306 453 662 897 未分配利潤 5140 7787 8888 12002 16840 22245 27902 專項儲備及其他 0 0 0 0 0 0 0 歸屬于母公司所有者權益合計 25969 40721 38474 41913 69668 75339 81289 少數股東權益 1618 2458 3222 4522 4979 5631 6367 股東權益合計 27587 43179 41696 46435 74647 80970 87656 負債和股東權益總計 68042 85087 100050 142576 209118 259853 304131 資料來

70、源：wind，申萬宏源研究 表 17：現金流量表預測（百萬元） 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 凈利潤 2559 2828 0 3941 5442 7761 8762 加：計提的資產減值準備 84 78 0 0 0 0 0 固定資產折舊 2464 2664 0 3907 6514 8894 11354 無形資產攤銷 25 32 0 50 0 0 0 長期待攤費用攤銷 1 2 0 31 0 0 0 處置固定資產、無形資產和其他長期資產的損失（收益以“”號填列） 0 -2 0 0 0 0 0 公允價值變動損失（收益以“”號列示） 0 0 0 -53 0

71、0 0 財務費用 （收益以“”號列示） 1390 1394 0 2112 3378 4836 5958 投資損失（收益以“”號列示） -832 -808 0 -508 -508 -550 -600 遞延所得稅資產減少（增加以“”列示） 9 -8 0 -19 0 0 0 遞延所得稅負債增加（減少以“”列示） -8 7 0 2 0 0 0 存貨的減少 （增加以“”列示） 125 13 0 -19 -37 -54 -37 經營性應收項目的減少（增加以“”列示） -1844 -2253 0 -1929 -5719 -8440 -5158 經營性應付項目的增加（減少以“”列示） 710 1082 0 1

72、285 5926 8717 6009 其它 6 43 6122 176 0 0 0 經營活動產生的現金流量凈額 4689 5072 6122 8976 14996 21164 26288 收回投資所收到的現金 2071 12826 6341 82 0 0 0 取得投資收益收到的現金 130 171 184 177 508 550 600 處置固定資產、無形資產和其他長期資產收回現金凈額 2 7 6 63 0 0 0 處置子公司及其他營業單位收回現金凈額 310 0 0 499 2525第 25 頁 共 26 頁 收到其他與投資活動有關的現金 70 15 161 67 57 57 57 投資活動

73、現金流入小計 2583 13019 6692 888 565 607 657 購置固定資產、無形資產和其他長期資產所支付的現金 6891 10621 14275 25456 62050 47600 49200 投資所支付的現金 1577 15449 4041 1545 0 0 0 取得子公司及其他營業單位支付的現金凈額 350 243 435 1928 支付其他與投資活動有關的現金 42 190 230 30 0 0 0 投資活動現金流出小計 8859 26502 18981 28960 62050 47600 49200 投資活動產生的現金流量凈額 -6276 -13483 -12289 -

74、28072 -61485 -46993 -48543 吸收投資收到的現金 2342 12853 1003 1175 22713 0 0 取得借款收到的現金 5280 4870 16452 44430 38781 42072 37958 收到其它與籌資活動有關的現金 45 0 193 74 0 0 0 發行債券收到的現金 0 0 0 0 0 0 0 籌資活動現金流入小計 7668 17723 17647 45679 61494 42072 37958 償還債務支付的現金 4554 5585 4069 23961 6377 6377 6377 分配股利、利潤或償付利息支付的現金 1628 1468

75、 5071 2610 3378 6331 8090 支付的其它與籌資活動有關的現金 176 511 2924 2267 0 0 0 籌資活動現金流出小計 6358 7565 12063 28838 9755 12708 14467 籌資活動產生的現金流量凈額 1309 10158 5584 16841 51739 29364 23491 現金及現金等價物凈增加額 -277 1747 -584 -2255 5250 3535 1236 貨幣資金的期初余額 3220 2943 4690 4106 1890 7140 10675 貨幣資金的期末余額 2943 4690 4106 1851 7140 10675 11911 資料來源：wind，申萬宏源研究