2024年福能股份研究报告：省属低碳转型标杆，乘风扬帆起航

一、省属综合发电公司，火电稳健海风向好

1、背靠福建省国资委，自建并购共举实现能源转型

公司为福建省属综合电力公司。福能股份前身为福建省南平纺织厂，成立于 1994 年，2004 年 5 月于上交所上市。2014 年，公司向福建省国资委全资控股的福能 集团发行股份，购买其持有的鸿山热电 100%股权、福能新能源 100%股权和晋 江气电 75%股权，完成重大资产重组，公司控股股东变更为福能集团，实际控制 人为福建省国资委。截至 2023 年三季度末，福能集团持有公司总股本比例为 60.29%。

公司主营业务为电力和供热，风电装机规模位居福建省前列。截至 2023 年底， 公司控股装机 599.33 万千瓦，主要为风电、气电、光伏等清洁能源和热电联产 机组，清洁能源装机占比为 56.35%。其中，风电 180.90 万千瓦（陆风 91.3 万千瓦，海风 89.6 万千瓦），占比 30.2%；气电 152.80 万千瓦，占比 25.5%； 热电联产129.61万千瓦，占比21.6%；燃煤纯凝发电132.00万千瓦，占比22.0%； 光伏 4.02 万千瓦，占比 0.7%。截至 2022 年底，公司风电装机占福建省内风电 装机的比重达到 24.38%，装机规模位居前列。

公司发电量、供热量稳定增长，海风快速发展。受装机增长带动，公司发电量由 2019 年的 190.69 亿千瓦时增长至 2023 年的 241.89 亿千瓦时，年复合增长率 达到 6.13%，增速稳定。与此同时，公司海风装机和发电量均有较高增长。截至 2023 年底，公司海风装机为 89.6 万千瓦，2019-2023 年海风发电量年均复合增 长率高达 187.87%。除发电业务之外，公司年供热量也稳定增长，从 2019 年的 651.95 万吨提升至 2023 年的 953.94 万吨，年复合增长率达 9.98%。

2、营收稳定增长，新能源增厚业绩

营收增速稳健，2022 年业绩同比翻倍。受益发电量和供热量增长，公司营收由 2019 年的 99.45亿元增长至 2022年的143.18亿元，年均复合增长率为12.92%。 盈利能力方面，由于热电联产机组供电、供热价格上升，公司 2022 年实现归母 净利润 25.93 亿元，同比大幅增长 90.8%，盈利几乎翻倍。2023 年前三季度， 公司实现营业收入 103.59 亿元，同比增长 12.72%；归母净利润 16.36 亿元，同 比增长 1.69%。2019-2022 年，公司净利率由 13.27%增长至 22.93%，盈利能 力整体提升。2023 年前三季度，公司毛利率、净利率、ROE（摊薄）分别为 18.74%、 18.52%、7.82%。随着煤价中枢下行，以及供热成本进一步传导，公司盈利能力 有望持续提升。

分业务来看，供电业务贡献主要营收和利润，其中子公司福能新能源是主要的利 润贡献主体。供电业务是公司的主要收入和利润来源，其收入占比在 80%左右， 毛利占比超过 80%；供热业务收入占比逐渐提升，2022 年达到 13.7%，毛利占 比在 10%左右。从毛利率来看，供电业务毛利率整体较高，在 20%-25%左右。 2021 年，由于煤价大幅上涨，公司供电、供热业务毛利率均出现下滑。2022 年， 受益供电、供热价格提升，主要业务毛利率回升。公司陆上风电经营主体为子公 司福能新能源，截至 2023 年底控股风电 88.10 万千瓦，光伏 3.00 万千瓦。海上 风电经营主体为福能海峡，控股海风装机 49.60 万千瓦。2022 年，福能新能源和福能海峡分别产生净利润 12.64 亿元和 6.79 亿元，二者合计占公司净利润比 重接近 60%，是公司重要的利润贡献主体。

3、经营性现金流稳健，投资收益熨平业绩波动

公司资产负债率较低，经营现金流充裕。近年来，公司资产负债率稳定在 50% 左右，低于同行业平均水平，债务融资空间较为充足。经营性现金流量净额在20 亿元以上，总体呈现增长趋势；净现比始终大于 1.2，充足的现金将为公司持 续开发新项目提供支撑。

参股同业公司，投资收益进一步增厚业绩。公司在风电、核电、火电等领域积极 开展同业投资，持有海峡发电 35%股权，国核福建 30%股权，宁德核电 10%股 权，国能石狮 49%股权。2023 年前三季度，公司实现投资净收益 9.04 亿元，同 比增长 8.5%，占净利润比重达到 47.1%，成为业绩增长的重要支撑。

二、依托福建优质资源，海风乘势而起

1、福建风力资源丰富，风电利用效率较高

福建省地处我国东南沿海，独特的“峡管效应”赋予福建地区优渥的风力资源。 福建省位于我国的东南沿海，全省地势呈现西北高、东南低的特点，其东南方向 与台湾省隔台湾海峡隔海相望，使得福建省具备形成“峡管效应”的天然优势。 《中国风电发展路线图 2050》显示，台湾海峡是中国风能资源最为丰富的地区， 其近海 5-20 米水深的海域内、100 米高度年平均风功率密度为 1000-2000 瓦/ 平方米，风能资源等级可达到 6 级以上；受季风和“峡管效应”协同影响，福建 省的风电发展拥有优越的自然资源禀赋。

福建省风电利用小时数高于全国平均，且几乎不存在弃风弃光现象。2019-2022 年，全国风电利用小时呈现稳步上升态势，分别为2082 /2097 /2232 /2246小时， 2023 年风电利用小时数出现稍有回落，为 2225 小时。受益于资源禀赋，福建省 发电利用小时数分别为 2639 /2880 /2836 /3132 小时，远超全国平均水平。利用 率方面，2019-2022 年，全国风光利用率整体提升，平均弃风率从 4%下降至 3.2%， 平均弃光率由 2%小幅下降至 1.7%。相比之下，福建省风电及光伏利用率达到 100%，几乎不存在弃风弃光现象。

2、平价上网倒逼成本下行，海风迎增长新机遇

陆风全面平价上网，海风处于过渡期。我国风电上网价格自 2006 年起经历了“政 府指导价-标杆电价-平价上网”三个阶段。2006 年，国家发改委出台《可再生能 源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确风力发电项目的上网电价实行政府 指导价格。2009 年，国家发改委出台《关于完善风力发电上网电价政策的通知》， 将全国分为 I-IV 四类风能资源区，风电上网电价水平分别为每千瓦时 0.51 元、 0.54 元、0.58 元和 0.61 元，陆风上网电价定价方式由“政府指导价”转为“标 杆电价”，海风上网电价则根据建设进程另行制定。随着海风项目发展进程不断 加快，2014 年，国家发改委出台《关于海上风电上网电价政策的通知》，将海风 上网电价按照近海风电项目和潮间带风电项目区分，确定 2017 年（不含）以前 投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税），潮间带风电项目上网 电价为每千瓦时 0.75 元（含税）。2015-2019 年，国家发改委多次下调陆风及海 风标杆电价。截至 2020 年，全国符合规划的新核准陆上风电按四类资源区划分 的风电指导价分别调整为每千瓦时 0.29 元、0.34 元、0.38 元、0.47 元；新核准 的近海风电指导价下调为每千瓦时 0.75 元。2021 年，为充分发挥电价信号作用， 国家发改委出台《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自 2021 年起，新核准的陆风项目全面平价上网，海上风电项目上网电价由当地省 级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。

平价倒逼成本下行，风电整机中标均价、LCOE 持续下降，装机量快速增长。 2019-2023 年，国内风机市场竞争激烈，各大风机厂商间“价格战”势头迅猛， 风电平价上网电价政策的出台也倒逼成本下行，我国陆上风机和海上风机中标均 价呈现逐年下滑态势。截至 2023 年，陆上风机中标已由 2019 年的 4842 元/kW 跌至 1500 元/kW，四年间整体跌幅高达 69.02%；海上风机中标均价由 2019 年 的 8250 元/kW 跌至 3200 元/kW，整体跌幅为 61.26%。根据伍德麦肯兹统计， 2022年中国陆上风电 LCOE 同比下降 26%，海上风电LCOE 已降 72 美元/MWh， 同比下降 22%，远低于亚太区 171 美元/MWh 的海上风电平均 LCOE 水平。风 机成本下行推动风电装机量快速增长。根据国家能源局数据，截至 2023 年底， 全国风电累计装机达到 4.41 亿千瓦，占全国发电总装机量的 15.11%；2023 年 全年，风电新增装机 7590 万千瓦，创历史新高。

国补退坡省补接续，限制因素有望得到解决，海风建设持续向好。国补虽已经退 坡，但山东、广东、浙江、江苏等地对海上风电项目依然提供地方性补贴。例如， 对于 2022-2024 年建成并网的“十四五”海上风电项目，山东省财政分别按照800/500/300 元/千瓦的标准给予补贴，补贴规模分别不超过 200/340/160 万千瓦。 广东省对于在 2018 年年底前已完成核准、在 2022-2024 年全容量并网的省管海 域项目，分别补贴 1500/1000/500 元/千瓦。同时，多省出台“十四五”海风规 划，据 CWEA 统计，各省海风新增装机规模约 50GW，2025 年累计并网容量将 超过 60GW，其中广东、江苏、福建的增长潜力较大。此前，江苏、广东等省份 海风项目受到航道管制、审批进度较慢等因素影响，建设进程较慢。而 2023Q4 以来，江苏、广东海风开工加速推进，江苏国信大丰 0.85GW、三峡大丰 0.8GW、 龙源射阳 1GW 海风项目获得核准批复；广东青洲五七海风项目海域使用论证报 告书提交，青洲六 1GW 项目，海缆已进入排产周期。随着航道问题的逐步解决， 以及新一批竞配、核准项目的释放，2024 年海风装机预计迎来高增长期。

3、陆风项目均享受补贴电价，携手三峡能源海风竞配遥遥 领先

公司陆风项目投产时间较早，均享受补贴电价，毛利率较高。公司多数陆风项目 于 2020 年之前投产，早于国家发改委风电平价上网政策出台的时点，因此均享 受风电上网补贴电价，毛利率维持在 63%以上的较高水平。

与三峡能源交叉持股，合作开发福建海风项目，2023 年获得 95 万千瓦海风项目， 指标获取能力遥遥领先。公司与三峡能源通过直接、间接方式交叉持有海峡发电 有限责任公司、福建省福能海峡发电有限公司、福建省三川海上风电有限公司股 份，共同合作开发福建省海风项目。2023 年 7 月 17 日，福建省发改委发布《关 于福建省 2023 年海上风电市场化竞争配置（第一批）结果的公示》，总计 5 个 海上风电项目，装机容量 2GW。其中，公司和三峡集团的联合体中标长乐外海 K 区项目（55 万千瓦）和莆田湄洲湾外海项目（40 万千瓦），合计 95 万千瓦。 此外，公司参股 35%的海峡发电所属的莆田平海湾海上风电场 DE 区（40 万千 瓦）项目、福建漳浦六鳌海上风电场二期（40 万千瓦）项目均为 2024 年福建省 在建重点项目。

海风占比提高，带动风电利用小时数提升，风电上网电价整体上行。2019-2020 年，公司风电利用小时大幅提升，达到 2975 小时；2021 年有所回落，为 2905 小时。随着公司莆田平海湾 F 区和莆田石城海上风电场并网发电， 2022 年公司 风电利用小时数出现回升，达到 3167 小时。从上网电价来看，2019-2022 年， 公司海风上网电价均高于陆风上网电价超 250 元/兆瓦时；同时，陆风上网电价 由 2019 年的 598.87 元/兆瓦时下降至 2022 年的 579.26 元/兆瓦时，整体降幅为 3.27%；海风上网电价由 2019 年的 849.68 元/兆瓦时小幅下降至 2022 年的 842.18 元/兆瓦时，整体降幅仅为 0.88%，海风与陆风上网电价差距逐渐扩大， 2019-2022 年公司风电上网电价整体上行。

竞配机制优化，未来海风项目收益率有望提高。根据福建省发改委发布的《2022 年首批海上风电竞争配置结果的公示》，华能集团与福建省投资开发集团联合体 确定为连江外海项目（700MW）优先中选企业，国家能源集团与万华化学集团 联合体确定为马祖岛外项目（300MW）的优先中选企业，两个项目的申报电价 均在 0.20 元/千瓦时左右，远低于福建省燃煤标杆电价（0.3932 元/千瓦时）。由 于当时海风项目初始投资成本较高，普遍在 1.6 万元/千瓦左右，过低的中标电价 难以保障海风项目收益率，华能集团所在联合体最终放弃中选资格。为优化竞配 机制，保障海风项目盈利能力，福建省在 2023 年海上风电竞配细则中提出，申 报电价占 40 分，企业能力占 10 分，装备技术先进性占 10 分，技术方案占 20 分，综合贡献占 20 分。以通过资格审查的投资主体申报的平均上网电价作为基 准电价（如通过资格审查的投资主体大于等于 6 家，去掉一个最高电价和一个最低电价后计算基准电价)，基准电价得 35 分。其中，高于基准电价的申报电价以 35 分为基础扣分，每高 0.001 元/千瓦时扣 0.15 分；低于基准电价的申报电价以 35 分为基础加分，每低 0.001 元/千瓦时加 0.1 分，最高为 40 分。新的竞配规则 在保留市场竞争机制的同时，又能在一定程度上避免评分标准单一导致的恶性竞 价问题，预计后续福建省海风竞配机制将进一步完善，叠加海风建造成本下行， 项目收益率有望逐步提升。

海风竞配带来的恶性竞争问题是市场普遍担心点，随着竞配政策逐渐优化，未来 直配有望成为新的指标配置形式。虽然目前随着风机等价格的下降，海风的建设 单位造价已经有明显下降，近海风电造价可以降至 1.0-1.2 万元/千瓦，深水区海 上风电造价约 1.3-1.5 万元/千瓦。但在当前竞配方式下，上网电价水平依然难以 满足收益率要求，未来指标配置方式有望重新改进，若未来直配政策落地，上网 电价有望回到合理区间，将进一步提升新增海风项目的收益率水平。

三、热电联产稳业绩，电量替代保盈利

1、煤炭成本优化，火电盈利修复

公司火电业务稳健发展，收入贡献占比超过 50%。2019 年以来，受新冠疫情冲 击，国家节能减排、煤电去产能政策影响，叠加公司风电装机的快速增长，公司 火电发电量及占比均呈现下降趋势。2023 年，受益于社会经济复苏带动用电需 求增长，公司火电发电量达到 186.46 亿千瓦时，同比增长 12.6%，占总发电量 77.1%。近年来公司火电业务营收占比整体也持续下降，但仍在 50%以上。2022 年公司火电业务实现营收 77.22 亿元，同比增长 5.4%，占总营收的 53.93%。

2023 年煤价中枢总体下行，公司燃料成本同比回落，叠加容量电价机制落地， 有望进一步稳定火电业务盈利预期。公司发电用煤主要通过福能物流进行采购， 构成上以长协煤为主。2021、2022 年煤炭价格高位运行，公司标煤采购单价维 持在 1200 元/吨以上，煤电业务运营成本较高。2023 年以来，煤价中枢总体下 行。截至 2024 年 3 月 8 日，秦皇岛动力煤（Q5500）市场价已降至 916 元/吨， 同比下降 19.6%。煤价下行有利于公司控制燃料成本，叠加 2023 年煤电容量电 价机制出台，公司火电业务盈利稳定性有望提高。

2、热电联产规模持续增长，煤热联动助力成本疏导

公司在福建省内的煤电机组均为热电联产，核心公司鸿山热电利用小时数、供电 煤耗等指标均有明显领先优势。公司热电联产机组控股装机达 129.6 万千瓦，具 有能耗低、效率高、利用小时数有保障的特点。其中鸿山热电配备有 2 台 60 万 千瓦超临界抽凝供热发电机组，2022 年发电量 72.9 亿千瓦时，利用小时数 6076 小时，同比增长 3.1%，较全省燃煤机组 2022 年平均利用小时数高出 1341 小时。 能耗方面，2022 年鸿山热电供电标煤耗 269.77 克/千瓦时，低于同类型燃煤火 电机组约 30 克/千瓦时，技术指标领先。

公司热电联产机组实行“煤热联动”的热价政策，有利于煤价上行时期进行的成 本疏导，稳定供热业务盈利。公司供热价格执行政府指导价，包括供热基准价和 浮动定价机制，当煤炭价格指数上涨时，会触发合同条款进而调整供热价格。2022 年，外部环境变化导致用热需求减少，供热量同比略有下降，但基于供热价格与 煤价联动机制，同期公司综合含税供热均价延续上升态势。2019-2020 年，公司 供热业务对热电联产的毛利贡献分别为 21.4%、22.2%，且 2021 年抵消了部分 火电亏损，近年来一直保持稳定盈利。2023 年，公司热电联产机组发电量 77.95 亿千瓦时，同比减少 0.6%；供热量 953.94 万吨，同比增长 9.3%。供热量增长 叠加供热价格提升，预计公司供热业务将进一步增厚业绩。

3、气电机组性能先进，替代电量保障盈利

公司控股的晋江气电装机 152.80 万千瓦，机组效率高达 57%。晋江气电运营的 9FA 燃气—蒸汽联合循环机组，采用通用电气公司先进的燃机技术和 MARKVIe 控制系统，机组联合循环效率高达 57%。具有启停快速、调度便捷等优点，增强 了电网的调峰能力，在调节福建省日益加大的电力峰谷差、保障电力系统安全运 行等方面发挥重要作用。2023 年，晋江气电发电量 39.16 亿千瓦时，同比增长 45.4%；上网电量 38.33 亿千瓦时，同比增长 45.5%。 作为政策性调峰电厂，晋江气电可将部分发电量转由燃煤电厂替代发电，向燃煤 电厂支付替代发电对价，并向电网公司收取替代电量上网电费。公司平均每年替 代电量约为 25 亿千瓦时，结算价差约为 0.25 元/度，可贡献毛利约 5 亿元。2020 年，根据省物价局要求，公司大幅降低出让上网电量，当年未完成的替代电量指 标为 15.58 亿千瓦时。2021 年，公司替代上年完成余留指标，替代电量及毛利 同比大幅上升。2022 年，晋江气电替代电量业务继续达成稳定收益，实现替代 电量 24.86 亿千瓦时，出让结算电价 0.586 元/千瓦时，价差 0.286 元/千瓦时， 贡献毛利 6.30 亿元。从净利润情况来看，2020 年受替代电量减少影响，晋江气 电出现亏损，2021 年同比实现扭亏。2022 年，晋江气电实现净利润 1.26 亿元， 占公司净利润的比重为 3.8%。

气价逐步回归合理水平，气电业绩有望修复。2022 年，受俄乌冲突等地缘政治 因素影响，国际气价大幅波动，带动国内气价上行。2023 年以来，随着天然气 供需格局逐渐稳定，气价逐渐回落。截至 2024 年 3 月 13 日，我国 LNG 市场价 为 4070 元/吨，同比下降 19.6%，较 2022 年的高点 7944 元/吨下降 48.8%。预 计随着气价下行，公司气电板块盈利将持续修复。

公司参股火电盈利稳定，贡献业绩增长。2017 年，公司收购福能集团持有的国 能泉州 23%股权和石狮热电 46.67%股权；2018 年，公司受让华润电力持有的 华润温州 20%股权；2020 年，公司全资子公司鸿山热电收购福能集团持有的国 能石狮 49%股权；2021 年，公司受让中化集团持有的泉惠发电 35%股权。2022 年，参股火电公司为公司贡献投资收益合计 4.91 亿元，占净利润比重达到 15%。 2023 年，公司向泉惠发电增资 6.83 亿元，增资完成后持有泉惠发电股权比例由 35%变为 51%，实现控股。

4、低估值的优质标的，有望享受补涨逻辑

长协煤占比提升+参股海风投产，贡献 2024 年业绩增量。2024 年，公司有望通 过提升年度长协占比实现燃煤成本的进一步下行，增厚火电业绩；参股公司海峡 风电下属福建漳浦六鳌海上风电场二期（40 万千瓦）等项目的投产也将贡献业 绩增量。截至 2024 年 3 月 8 日，福能股份的 PB（LF）为 1.21x，PE（TTM） 为 9.53x；相较于火电行业可比公司，公司当前估值较低，有望受益补涨逻辑， 具备较高投资价值。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）