福建海风资产质地优异是不争的事实，但过去两年市场并未给予其应有的估值溢价，核心症结在于成长性始终未能兑现。华创证券复盘了福建海风十四五期间的项目分配进程：累计完成约7GW分配，2022-2023年竞配项目合计仅约3GW，审批节奏明显慢于预期。但十四五收官在即，距规划目标仍有约7GW新增项目核准落地可能，2024-2025年将是项目分配加速落地的窗口期。伴随新一轮竞配启动，电价政策也有望从前两年的过度折价回归合理区间，福建海风的成长性困境正在迎来转机。
福建海风十四五项目分配进度全景复盘
截至2024年中，福建十四五海风项目分配总量约6.94GW。2021年分配的项目包括漳浦六堡二期（400MW，三峡65%+福能35%）、宁德霞浦B（300MW，福投）、莆田平海湾DE区（400MW，三峡65%+福能35%）、平潭外海（100MW，三峡65%+福能35%），这批项目在2023年陆续完成核准变更或延期开工批复。2022年分配了连江外海（700MW，华润99%+中广核1%）和马祖岛外海（300MW，龙源45%+国能45%+万华10%），分别于2023年11月和2024年3月核准。
2023年竞配项目明显增多，包括莆田漳州湾外海DE区（400MW）、长乐外海J（656MW，福能80%+三峡20%）、长乐外海K（558MW，华电）、长乐外海I南（300MW）、长乐外海B（100MW，预计福投/中闽）、平潭A（450MW，中国能建）、平潭B（450MW，华润）、平潭草场（300MW，华润）、长乐外海I北（314MW，东方电气）、长乐外海DE（411MW，华电47%+福建亿力38%）、宁德深水A（800MW，宁德）。这批项目大多在2024年上半年集中获批，反映出审批节奏正在加速。
核准滞后的深层原因——电价竞配的两难困境
福建海风核准滞后的根本原因并非资源或技术障碍，而在于分配机制的"两难困境"。福建海风按燃煤标杆电价0.39元/千瓦时直接上网，IRR高达20%以上，远超公用事业类资产的常规回报水平。监管部门希望通过竞配引导运营商将收益率压低至合理区间，但运营商从市场份额策略出发，往往报出激进低价，导致电价折价幅度过大，反而拖累了项目审批进度。
与广东、江苏对比，后两者的竞配方案并未将电价列入核心考核指标，项目推进相对顺畅。福建2022年竞配中部分项目报价已逼近甚至低于盈亏平衡线，企业层面为保持市场份额优势选择低价策略，项目核准部门则面临"核准即亏损"的顾虑，审批节奏因而放缓。这一矛盾本质上反映了优质资源区在"资源溢价"与"合理回报"之间的平衡难题，也是福建海风成长性未能如期兑现的制度性根源。
新一轮竞配的转机——电价回归合理与增量空间测算
经历了前两年的竞配摸索，福建有望在2024-2025年的新一轮分配中做出更适应现阶段产业规律的调整。电价端大概率给出相对友好的政策指引，避免过度竞价导致的"劣币驱逐良币"。十四五收官在即，项目分配量有望实现跃升——以目前已明确的6.94GW分配量推算，距十四五规划目标仍有约7GW新增项目核准落地的空间（含3GW近海+4GW深远海），2024-2025年将是项目审批释放的关键窗口。
对于运营商而言，增量项目的电价若能从此前的过度折价回归至0.30元/千瓦时以上，资本金IRR即可达到8%-12%的合理回报区间，既保障了运营商收益，也符合公用事业类资产的定价逻辑。成长性的兑现将直接打开估值重塑空间——福能股份存量业绩中火电、气电、新能源各占一定比例，新增海风核准将加速其清洁能源装机占比提升；中闽能源存量装机仅约1GW，海电三期30万千瓦注入后年利润增量可达4亿元以上，业绩弹性更为突出。
表：福建十四五海风项目分配与核准进度汇总| 分配时间 | 项目名称 | 规模（MW） | 建设主体 | 核准状态 |
|---|
| 2021 | 漳浦六堡二期 | 400 | 三峡65%+福能35% | 2023年6月核准变更 |
| 2021 | 宁德霞浦B | 300 | 福投 | 2023年11月延期开工 |
| 2021 | 莆田平海湾DE区 | 400 | 三峡65%+福能35% | 2023年6月核准 |
| 2022 | 连江外海 | 700 | 华润99%+中广核1% | 2023年11月核准 |
| 2022 | 马祖岛外海 | 300 | 龙源45%+国能45%+万华10% | 2024年3月核准 |
| 2023 | 长乐外海J | 656 | 福能80%+三峡20% | 2024年8月核准 |
| 2023 | 长乐外海K | 558 | 华电 | 2024年8月核准 |
| 2023 | 长乐外海DE | 411 | 华电47%+福建亿力38% | 2024年1月核准 |
| 2023 | 宁德深水A | 800 | 宁德 | 2024年1月核准 |
