华夏绿色能源股份有限公司（证券简称：华夏能源）海南西部漂浮式海上风电基地专项研究报告

华夏绿色能源股份有限公司（证券简称：华夏能源）海南西部漂浮式海上风电基地专项研究报告

——一期200万千瓦、远期2000万千瓦：金融租赁方案、审批入网路径、电量收益、投资回报与上市资产注入研究

编制单位：华夏能源研究院

委托主体：华夏绿色能源有限公司（拟上市主体：华夏绿色能源股份有限公司，A股证券简称"华夏能源"）

报告时间：2026年11月

摘要

本报告围绕华夏绿色能源有限公司在海南岛西部海域布局漂浮式海上风电基地的设想开展专项研究。项目规划分两期推进：一期100台、单机2万千瓦（20MW）漂浮式风机，总装机200万千瓦（2GW）；远期扩建至1000台、总装机2000万千瓦（20GW）。报告对两期项目的发电量、用海面积、投资规模、金融租赁结构、租金覆盖能力、审批与并网主管部门、投资回报率进行了系统测算，并研究了项目资产装入A股上市公司"华夏能源"的路径与合规要求。

核心测算结论（基准情景）：一期200万千瓦年发电量约64亿千瓦时、上网电量约59亿千瓦时，总投资约280亿元；远期2000万千瓦年发电量约640亿千瓦时、上网电量约590亿千瓦时，规模化降本后总投资约2,400亿—2,800亿元。采用金融租赁方式盘活风机及漂浮基础资产，基准情景下一期电费EBITDA对年租金的覆盖倍数（DSCR）约1.29倍，可覆盖租赁本息但安全边际偏紧；远期规模化后单位造价下降、覆盖倍数有望提升至1.3—1.5倍。项目核准、用海、环评、海事、渔业、军事协调、电网接入与购售电合同分属发改（能源）、自然资源（海洋）、生态环境、海事、农业农村、军事部门及电网企业多条线审批。资产装入上市公司需经过资产评估、重大资产重组审核、关联交易与业绩承诺等程序。

重要声明：本报告为战略前期研究与情景测算，不构成项目核准、融资、上市或投资建议。海上风电项目最终能否落地，取决于海域规划、实测风资源、海洋环评、用海审批、军事与通航协调、电网接入条件、电价政策及国家和海南省海上风电规划；金融租赁条款、上市重组方案以最终法律文件和监管审核为准。

 

一、研究背景与项目定位

1.1 公司与上市主体背景

华夏绿色能源有限公司拟以"华夏绿色能源股份有限公司"为主体在A股上市，证券简称拟定为华夏能源。公司中长期规划以海上风电、陆上风电、光伏、绿氢与储能为核心业务，海南西部漂浮式海上风电基地是其规划中的旗舰电源项目。本报告研究的核心问题包括：一是一期200万千瓦、远期2000万千瓦的电量与收益规模；二是采用金融租赁方式购置风机后，发电收益能否覆盖租金与投资成本；三是项目审批、海域使用、并网接入分别由哪些部门主管、按什么流程办理；四是远期1000台风机需要多大海域面积；五是项目投资回报率水平，以及如何将成熟资产装入上市公司"华夏能源"。

1.2 项目区位与技术路线

项目选址于海南岛西部海域（东方、昌江、儋州外海一带）。该区域位于北部湾东侧，冬半年东北季风稳定，离岸一定距离后风速平稳、湍流强度较低，具备规模化海上风电开发的资源基础。技术路线采用漂浮式基础，适用于水深较大、固定式单桩或导管架基础不经济的深远海区域；单机容量按20MW（2万千瓦）设计，一期100台合计200万千瓦，远期1000台合计2000万千瓦。

需要客观说明：20MW级超大容量机组、深远海漂浮基础与系泊系统目前仍处于规模化示范向商业推广过渡阶段，工程可靠性、抗台风能力、长期运维成本尚需示范项目验证。海南为台风高频影响区域，漂浮式平台、系泊锚泊与叶片的抗台风设防等级是项目设计的首要约束。

1.3 研究边界与假设口径

本报告时间维度覆盖一期建设期、运营期及远期扩建期；测算口径为多年平均气候态情景，利用小时、单位造价、电价、租赁利率、运维成本均采用行业区间假设。报告区分宏观资源区划与微观场址实测差异，所有电量、收益数据为情景估算，实际以测风塔/激光雷达实测数据、可研报告和正式合同为准。

二、装机规模与发电量测算

2.1 装机规模对照

阶段	风机台数	单机容量	总装机	折合GW
一期	100台	20MW（2万千瓦）	200万千瓦	2.0GW
远期	1000台	20MW（2万千瓦）	2000万千瓦	20.0GW

远期规模为一期的10倍。需要强调，20GW级海上风电基地属于超大型集群，远超当前国内单一海域已投产项目规模，其海域资源、电网消纳、送出通道、生态承载与建设节奏都需要分批次、分片区推进，不可能一次性建成。

2.2 年利用小时假设

参照我国南方海域海上风电已投产项目水平，结合海南西部季风特征，设置三档年等效利用小时：保守3,000小时、基准3,200小时、乐观3,400小时。容量系数分别约为34.2%、36.5%、38.8%。

2.3 一期（2GW）发电量测算

年发电量 = 装机容量 × 年利用小时数。

情景	利用小时	年发电量	上网电量（扣厂用电4%、弃风4%）
保守	3,000h	约60.0亿kWh	约55.3亿kWh
基准	3,200h	约64.0亿kWh	约59.0亿kWh
乐观	3,400h	约68.0亿kWh	约62.7亿kWh

2.4 远期（20GW）发电量测算

远期装机为一期10倍，在相同利用小时假设下：

情景	利用小时	年发电量	上网电量
保守	3,000h	约600.0亿kWh	约553.0亿kWh
基准	3,200h	约640.0亿kWh	约590.0亿kWh
乐观	3,400h	约680.0亿kWh	约626.7亿kWh

2.5 消纳结构提示

海南电网规模相对有限，20GW级电量本地难以全部消纳，必须同步规划：一是跨海/省内主干送出通道与外部受端市场；二是海上或沿岸制氢、绿色甲醇等就地转化路径，将无法上网的电量转化为绿氢产品；三是配套储能与需求侧响应。若送出与消纳通道滞后，弃风率将高于本报告4%的假设，直接压缩上网电量与收益。

三、用海面积测算

3.1 测算方法

海上风电场用海面积受风机间距、尾流影响、检修通道、海缆廊道、通航水域与生态避让区共同决定。20MW级风机叶轮直径约300—330米，漂浮式机组间距通常按横向5倍叶轮直径、纵向8—10倍叶轮直径布置。本报告用两种方法交叉估算：

方法一：单机占地法（间距法）。单台机组占用海域按横向约1.6公里、纵向约3.2公里的矩形控制，单台约5.1平方公里；1000台对应约5,100平方公里。该方法偏保守，适用于尾流控制要求高、机位分散布置的情形。

方法二：单位装机密度法。漂浮式风电场单位装机用海密度按0.03—0.05平方公里/MW估算，20GW（20,000MW）对应约600—1,000平方公里；一期2GW对应约60—100平方公里。

3.2 综合结论

综合两种方法并扣除航道、锚地、生态红线、渔业产卵场、鸟类通道等不可开发海域，远期20GW基地实际需要预留的海域规划面积约800—1,600平方公里；一期2GW约需80—160平方公里。漂浮式项目实际用海以海域使用权证宗海面积为准，平台、系泊、海缆、升压平台分别界定用海方式。海南西部海域还涉及珊瑚礁、海草床、鱼类洄游与候鸟保护，场址必须在海洋环评与海域使用论证中逐块避让，可用海域面积可能进一步收窄。

四、投资估算

4.1 单位千瓦投资水平

漂浮式海上风电当前造价显著高于固定式风电。结合20MW级机组、漂浮基础、系泊锚泊、海缆、升压平台与抗台风设计，单位千瓦投资按三档测算：乐观（规模化降本后）12,000元/kW、基准14,000元/kW、保守（早期示范）16,000元/kW。

4.2 一期（2GW）投资

情景	单位千瓦投资	总投资
乐观	12,000元/kW	约240亿元
基准	14,000元/kW	约280亿元
保守	16,000元/kW	约320亿元

4.3 远期（20GW）投资

远期批量建设后，漂浮基础国产化、系泊链批量化与施工效率提升将带动单位造价下行。基准情景按14,000元/kW测算约2,800亿元；若规模效应推动造价降至12,000元/kW，总投资约2,400亿元；保守情景约3,200亿元。

4.4 投资构成（以一期基准280亿元为例）

1. 风机及叶轮机组：约占35%—40%，98亿—112亿元，20MW级叶片、传动链与抗台风设计为成本重点；

2. 漂浮式基础与系泊锚泊系统：约占25%—30%，70亿—84亿元，是漂浮式区别于固定式风电的最大成本项；

3. 海缆与集电、升压（换流）平台：约占15%—18%，42亿—50亿元；

4. 陆上集控中心、送出工程、运维母港：约占8%—10%，22亿—28亿元；

5. 前期费用、海域使用、环评、工程其他费用及预备费：约占8%—10%。

五、金融租赁方案设计与租金覆盖能力

5.1 租赁动因

海上风电属于重资产行业，风机、漂浮基础、系泊系统单体价值高、使用年限长，适合通过金融租赁（含售后回租、直接租赁）盘活固定资产、缓解项目公司资本金压力。公司作为拟上市主体，采用租赁方式还可以在项目早期减少自有资金占用，待电站运营成熟、现金流稳定后再将资产装入上市公司。

5.2 租赁交易结构

建议采用"项目公司—租赁公司—设备厂商"三方结构：

1. 承租人：项目公司（SPV），由华夏绿色能源或其全资子公司设立，持有风电场经营权与电费收益权；

2. 出租人：持牌金融租赁公司或融资租赁公司，以直接租赁方式向设备厂商购买风机、漂浮基础、系泊等租赁物，出租给项目公司；或在项目公司购建设备后开展售后回租，回笼资金用于后续建设；

3. 租赁物：风电机组、漂浮式平台、系泊锚泊系统、升压平台及配套可辨识设备，海缆与土建构筑物一般不作为标准租赁物；

4. 租期与租金：租赁期建议10—15年，按等额年金或前低后高方式分期支付租金，租金由租赁本金与利息构成；租期届满后项目公司以名义留购价取得租赁物所有权；

5. 增信安排：电费收费权质押、项目资产抵押、母公司阶段性担保或差额补足，具体按租赁公司风控要求设计。

5.3 一期租金测算（基准情景）

一期总投资280亿元，其中设备类资产（风机+漂浮基础+系泊）约占60%，即约168亿元；按租赁公司承接设备资产的80%计算，租赁本金约134.4亿元；租期12年，租赁年利率按3.8%测算，年金回收系数约10.53%，年租金本息合计约14.15亿元。

5.4 电费现金流对租金的覆盖能力

一期基准情景下：上网电量约59.0亿千瓦时，含税上网电价按0.40元/kWh测算，年营业收入约23.6亿元；年运维费用按0.09元/kWh上网电量估算约5.3亿元；年EBITDA（息税折旧摊销前利润）约18.3亿元。

租金覆盖倍数（DSCR）= 年EBITDA / 年租金 ≈ 18.3 / 14.15 ≈ 1.29倍。

结论：基准情景下，一期电费形成的经营性现金流可以覆盖租赁本息，但1.29倍的覆盖倍数属于偏紧水平，安全边际不厚。覆盖能力对三个变量高度敏感：

• 利用小时：若机位资源偏紧、利用小时降至3,000小时，收入与EBITDA下降，DSCR将逼近1.1倍的警戒线；

• 电价：电价市场化交易若下行0.02元/kWh，年收入减少约1.18亿元，覆盖倍数明显回落；

• 租赁利率与造价：租赁利率上行、设备造价超支，都会推高租金本金与利息。

乐观情景（利用小时3,400、造价下降、电价0.42元）下，一期EBITDA提升至约20亿元以上，DSCR可达到1.4—1.5倍；保守情景下则需要依靠绿氢衍生收益、绿证碳收益、容量补偿或股东流动性支持补足缺口。

5.5 远期租赁规模与覆盖展望

远期20GW对应设备资产体量约一期10倍，租赁本金可放大至千亿元级。规模化后单位造价下降、运维成本摊薄，EBITDA规模与租金覆盖倍数有望改善；但超大集群的租赁融资体量巨大，需要多家租赁公司、银团贷款与产业基金分散出资，不能依赖单一租赁渠道。

六、审批与并网管理体系：主管部门与办理流程

海上风电项目审批涉及能源、海洋、生态环境、海事、渔业、军事、电网等多条线，且核准前必须完成各项支持性专题。以下按现行《海上风电开发建设管理办法》及自然资源部用海管理要求梳理，具体核准权限以最新版政府核准投资项目目录和海南省规定为准。

6.1 审批事项与主管部门对照表

序号	审批/支持性事项	主管部门	主要产出文件
1	纳入省级海上风电开发建设方案/年度开发计划	海南省发展和改革委员会（能源局），对接国家能源局	纳入规划方案、开发指标
2	测风与场址资源论证	项目单位编制，省能源局组织评审	测风报告、资源评估
3	用海预审（核准前）	自然资源部或海南省自然资源和规划厅（按项目权限）	用海预审意见
4	海洋环境影响评价	生态环境部或海南省生态环境厅（海洋工程环评）	环评报告书批复
5	海域使用论证	自然资源部门组织，渔业部门参与意见	海域使用论证报告评审意见
6	通航安全评估	海南海事局（海事管理机构）	通航安全评估审查意见
7	渔业资源与用海协调	农业农村（渔业）部门、地方政府	渔业补偿、养殖退出协议
8	军事用海协调	战区海军及相关军事部门	用海军事意见
9	地质灾害、地震、水土保持等专题	自然资源、应急、水利等部门	专题评估意见
10	接入系统设计审查	国网海南省电力公司（电网企业）	接入系统批复意见
11	项目核准	海南省发改委初审，按权限报国家能源局或省政府核准	项目核准批复
12	海域使用权登记	自然资源（海洋）部门	海域使用权证书、缴纳海域使用金
13	海上施工许可	海事管理机构	水上水下施工许可
14	并网验收与调度	电网企业	并网验收意见、并网调度协议
15	购售电与电力业务	电网企业、能源主管部门	购售电合同、电力业务许可

6.2 核准权限说明

根据海上风电开发建设管理相关规定，项目单位在落实工程方案和建设条件后编制项目申请报告，由项目所在地省级能源主管部门初审，按项目权限报国家能源主管部门核准或由省级人民政府核准。报国务院批准的海上风电项目用海，核准前由自然资源部办理用海预审，核准后按程序办理正式用海审查。

6.3 审批办理时序

第一阶段：规划与前期论证（核准前1—2年）。完成至少一个完整年度测风；场址纳入海南省海上风电开发建设方案；委托编制可研、海域使用论证、海洋环评、通航安全评估、接入系统报告；对接渔业、军事、生态部门取得支持性意见。

第二阶段：核准与用海。各项专题齐备后编制项目申请报告，经省发改委初审取得核准批复；核准后申请海域使用权登记，缴纳海域使用金，取得宗海权属。

第三阶段：建设与施工许可。完成施工图设计、设备采购与租赁安排，向海事部门申请水上水下施工许可，开工建设；同步开展海缆铺设与升压平台施工。

第四阶段：并网与投产。机组吊装调试后，由电网企业开展接入工程验收、并网调度协议签订、购售电合同签署，取得电力业务许可后正式并网发电。

6.4 海南本地协调要点

海南西部海域紧邻北部湾国际航线与近海渔场，需重点协调：商船通航通道与锚地避让；渔业养殖与捕捞补偿；珊瑚礁、海草床、中华鲟等水生生物及候鸟迁徙通道保护；台风季施工窗口；跨海送出通道路由。20GW远期集群还需与省级电网规划、跨海输电通道规划同步衔接，避免电站建成后送出受限。

七、经济性与投资回报率测算

7.1 收入测算（基准情景）

指标	一期2GW	远期20GW
上网电量	约59.0亿kWh	约590.0亿kWh
上网电价	0.40元/kWh	0.38—0.40元/kWh
年营业收入	约23.6亿元	约224亿—236亿元

7.2 成本费用

1. 运维费用：漂浮式海上风电运维难度大，按上网电量0.09元/kWh估算，一期约5.3亿元/年，远期约53亿元/年；

2. 折旧：经济寿命20年、残值5%直线折旧，一期基准280亿元投资年折旧约13.3亿元，远期约114亿—133亿元；

3. 财务费用：含租赁利息与银行贷款利息，项目前期利息较高，随本金偿还逐年递减；

4. 保险、海域使用金及管理费用：按投资规模与行业常规计列。

7.3 回报测算结果

综合收入、运维、折旧、财务费用与税费后，三情景回报水平估算如下：

指标	保守情景	基准情景	乐观情景
一期总投资	320亿元	280亿元	240亿元
一期年上网电量	55.3亿kWh	59.0亿kWh	62.7亿kWh
一期年营业收入	21.0亿元	23.6亿元	26.3亿元
全投资税后IRR	约4%—5%	约5%—6%	约7%—8%
资本金税后IRR	约5%—7%	约6%—8%	约10%—12%
静态投资回收期	大于20年	约18—20年	约14—16年

远期20GW在规模化降本、单位造价降至12,000元/kW、利用小时保持3,200小时以上的前提下，全投资IRR有望提升至6%—7%，资本金IRR达到8%—10%；若电价市场化下行或利用小时不及预期，回报将向保守情景靠拢。

7.4 回报敏感性

• 单位造价：每下降1,000元/kW，一期总投资减少20亿元，对IRR改善最显著；

• 利用小时：每提高200小时，一期年发电量增加约4亿千瓦时，年收入增加约1.6亿元；

• 电价：每变动0.02元/kWh，一期年收入变动约1.18亿元；

• 弃风率：若消纳受限使弃风率由4%升至10%，一期上网电量减少约3.5亿千瓦时。

客观判断：当前造价水平下，漂浮式风电单纯依靠售电的经济性偏紧，项目回报高度依赖造价下行、资源实测、电价稳定与政策支持；叠加绿氢、绿色燃料、绿证碳收益后，综合回报方可改善。

八、成熟资产装入A股上市公司"华夏能源"的路径

8.1 注入原则

拟上市主体为华夏绿色能源股份有限公司（简称华夏能源）。海上风电资产较重、前期亏损与融资压力较大，建议遵循"先培育、后注入"原则：一期示范项目先由项目公司持有运营，待现金流稳定、盈利可预测、权属清晰后，再通过资本运作装入上市公司，避免将未成熟资产的风险和亏损直接带进上市报表。

8.2 可选注入路径

路径一：首发申报前装入。若上市申报时间充裕，可在IPO前将一期成熟电站股权纳入上市主体报表，以发电资产现金流支撑发行估值；未完工、未盈利的在建工程与前期公司可留在上市体外。

路径二：上市后发行股份购买资产。上市公司通过发行股份及支付现金方式购买项目公司股权，配套募集资金用于后续扩建。该路径需构成重大资产重组的，须经交易所审核、证监会注册，并履行关联交易程序。

路径三：售后回租与上市出表安排。项目早期以金融租赁持有资产，上市公司收购成熟电站收益权或股权；租赁期满、留购后资产完整进入上市公司。

8.3 合规与审核要点

1. 资产评估：标的资产以收益法、资产基础法评估，海上风电电站收益与电价、利用小时、剩余特许经营期强相关，评估假设需审慎；

2. 业绩承诺：若涉及溢价收购，出让方通常需作出业绩承诺与补偿安排，覆盖发电量、上网电量、净利润等指标；

3. 关联交易与同业竞争：上市体外若仍有同一控制人旗下其他风光资产，需出具避免同业竞争承诺，明确资产注入预期与时间表；

4. 权属清晰：海域使用权、电站资产、电费收费权、租赁合同、购售电合同须完整、无质押纠纷；租赁未结清的资产装入上市公司需明确债务承接安排；

5. 信息披露：重大资产重组、关联交易、标的财务数据、风险因素须按监管要求充分披露；

6. 融资衔接：上市公司可通过股权融资、绿色债券、项目贷款、租赁工具组合支持远期20GW扩建，控制资产负债率。

8.4 注入节奏建议

• 一期（2GW）：建成运营满一个完整年度、DSCR稳定在1.2倍以上、盈利转正后，作为首批优质资产注入上市公司；

• 远期扩建（20GW）：按片区成熟一批、注入一批，避免在建工程集中并表拖累上市公司当期利润；

• 氢能与储能配套：待海上制氢、储氢业务形成独立收入与利润后，作为成长板块单独估值装入。

九、主要风险分析

1. 资源与气象风险：海南台风、风暴潮多发，极端海况可能造成平台走锚、叶片损坏与长时间停机；测风数据不足可能导致利用小时高估。

2. 技术成熟度风险：20MW级机组、深远海漂浮基础与系泊系统大规模工程案例有限，设备可靠性与长期运维有待验证。

3. 消纳与送出风险：20GW电量本地消纳有限，若跨海通道与外部市场配套滞后，弃风率将上升，直接压缩收益。

4. 用海与生态风险：海域审批受生态红线、渔业、航道、军事用海约束，场址可能被压缩，审批周期存在不确定性。

5. 租赁与财务风险：租赁利率上行、造价超支、电价下行将叠加推高财务成本，DSCR跌破警戒线时需股东流动性支持。

6. 经济性风险：漂浮式造价高、绿氢市场尚未成熟，项目短期盈利偏弱，存在投资回收期拉长的可能。

7. 上市重组风险：资产注入受监管审核、评估作价、业绩承诺、市场行情影响，存在估值与进度不及预期的风险。

十、结论与建议

10.1 核心测算结论

1. 装机与电量：一期100台×20MW＝200万千瓦（2GW），基准情景年发电量约64亿千瓦时、上网电量约59亿千瓦时；远期1000台×20MW＝2000万千瓦（20GW），基准情景年发电量约640亿千瓦时、上网电量约590亿千瓦时。

2. 用海面积：远期20GW需预留海域规划面积约800—1,600平方公里，一期2GW约80—160平方公里，最终以海域使用权证为准。

3. 投资规模：一期基准约280亿元（区间240亿—320亿元）；远期基准约2,400亿—2,800亿元。

4. 金融租赁覆盖：一期租赁本金约134.4亿元、年租金约14.15亿元，基准EBITDA约18.3亿元，DSCR约1.29倍，电费现金流可覆盖租金但边际偏紧；远期规模化后覆盖倍数有望提升至1.3—1.5倍。

5. 投资回报：一期全投资IRR约5%—6%、资本金IRR约6%—8%，静态回收期约18—20年；远期规模化降本后资本金IRR有望达到8%—10%。

6. 审批入网：项目由省发改（能源）部门初审并按权限核准，自然资源（海洋）部门办理用海预审与海域使用权，生态环境部门审批海洋环评，海事部门负责通航与施工许可，渔业、军事部门协调用海，电网企业负责接入批复、并网验收与购售电合同。

10.2 工作建议

1. 先行实测资源、分期开发。一期先以100台示范工程验证漂浮基础、20MW机组与抗台风性能，积累完整年度测风与运维数据后再启动远期扩建，避免20GW一次性铺开的投资与技术风险。

2. 超前落实送出与消纳。将跨海送出通道、外部受端市场、海上制氢就地转化与电站规划同步推进，把弃风率控制在低位。

3. 优化租赁与资本结构。引入多家金融租赁公司与银团分散出资，争取优惠租赁利率，将DSCR安全边际保持在1.3倍以上；合理设置租金前低后高与宽限期，匹配电站爬坡期现金流。

4. 做牢审批前期工作。提前对接省发改、自规、生态环境、海事、渔业、军事与电网部门，一次性做实用海、环评、通航、接入等专题，缩短核准周期。

5. 成熟一批、注入一批。一期电站运营达标、盈利转正后再装入上市公司"华夏能源"，以稳定现金流支撑发行估值；远期资产按片区分批注入，保障上市报表质量。

华夏能源研究院

2026年11月13日