2024年中闽能源研究报告：集团资源强势加持，积极拥抱福建海风

一、坐拥福建优质海风，乘“风”而上

1、公司沿革

公司主营清洁能源发电业务，近年在海风方面持续发力。公司成立于 1998 年，是福建 投资旗下定位电力业务的上市公司平台。多年来深耕电力领域，风电、光伏、生物质等 多领域布局。截至 2023Q3 公司控股并网装机容量 95.73 万千瓦，陆风/海风/光伏/生物质 分别为 61.13/29.6/2/3 万千瓦，公司后续坚持定位清洁能源发电平台。

2、股权结构明确

股权结构稳定，引入多家国央企平台。公司第一大股东为福建投资集团，持股比例为 64.14%，福建投资集团 100%由福建国资委持股，此外后续公司引入云南能投、国投电 力等央国企平台，两者持股比例分别为 1.17%及 1.15%；福建华兴创投及福建铁路投资 分别持有公司 0.98%及 0.85%股权。

3、公司定位绿电平台，海风盈利能力强劲

公司定位为清洁能源发电平台，装机均为绿电。目前装机容量为 95.7万千瓦，其中陆风、 海风、光伏及生物质发电机组装机分别为 61/30/2/3万千瓦。从业绩构成来看，主要由风 电贡献，公司 2022 年业绩陆风和海风占当年净利润的比重分别为 54%/51%。公司在手 的平海湾一、二期海风项目装机仅约 30 万千瓦，但得益于海风补贴项目的高电价（为 0.85元/千瓦时），年贡献业绩约4.2亿元。光伏因装机较少对业绩贡献不大，生物质发电 项目小幅亏损。

从项目拆分来看，平海湾项目、中闽福清、平潭风电构成了公司业绩的基本盘。除中闽 风电、中闽平潭新能源两个项目外，其余项目公司均是 100%权益。中闽福清年业绩贡 献在 2亿以上，平海湾海风项目仅 30万千瓦，但凭借高电价和高利用小时数，年业绩贡 献达到了 4 亿以上。

4、财务数据

20 年新增装机带动业绩快速增长，近两年增速有所回落。2020 年中闽海电、福清风电 及平潭新能源新风机投产为业绩提供较大的增量，尤其是高电价的海风项目的投产带动 归母净利润快速增长，后续由于装机高峰过后机组数量并未出现较大增长，业绩体量保 持稳定。2023 年受来风影响，三季度业绩出现一定下滑。

盈利质量保持稳定，负债率水平较低为后续项目增长提供较大的杠杆空间。ROE 在 2020 年出现较大改善，由 2019 年的 7.8%上升至 2020 年的 14.5%，后续公司装机结构基 本保持稳定，ROE 稳定在 13%-16%的较高水平；ROA 同样在 2020 年改善幅度较大，随 后保持稳定。负债与周转率方面，公司 2020 年至今负债率一路向下，处于不断改善的 阶段，截至 2023Q3，资产负债率仅为 45.2%，为后续的项目融资提供了较大的杠杆空间。

经营性现金流稳定增长。2019 年至 2022 年公司经营性现金流稳定增长，近四年分别为 4.11/7.83/8.02/12.76 亿元，随着后续新增项目的落地，公司经营性现金流有望进一步提 升。投资性现金流方面，2020 年装机潮过后有所收敛，近四年投资性现金流体量分别为 -5.41/-8.78/-6.51/-3.94 亿元。

二、市场对海风存在一定误区，福建发展底色优质

行业对海风和福建海风目前存在两个误区： 1）第一个是担忧海风作为绿电存在因市场化交易导致的电价折价风险和因为消纳问题 导致的弃风风险； 2）第二个是此前两年福建海风的竞配机制导致的电价大幅折价风险。行业部分基于上 述两个误区的讨论和福建海风行业做出分析。

（一）“海风”不等于“绿电” （绿电指狭义上的陆风和光伏）

首先海风与狭义上的绿电（绿电特指陆风和光伏，后续不再说明）有着本质的不同。市 场担忧绿电的主要原因是基于市场化电价改革的背景下，绿电可能会因为供大于需的原 因导致电价承压，从而影响收益率。同时三北地区的消纳问题也同样显著，可能导致高 弃风弃光从而影响发电量。 海风由于主要布局于沿海地区，电价和消纳均有保障。海风主要的建设区域为沿海省份， 用电负荷较为集中，电力供需格局普遍较为紧张。从下图可以看出，图表左侧的发电量 小于用电量（即当地机组对应的容量所发出的电量不能满足负荷所需电量）的省份基本 为沿海省份，诸如浙江、广东、江苏、福建等都是海风的重点布局区域，基本不存在供 大于需导致电价踩踏的情况或是难以消纳的情况。因此，市场在担忧绿电的同时很容易 将陆风和光伏的风险点直接代入海风，但本质上看，无论是电价还是电量，海风的基本 面均有一定的支撑。

三北地区的陆风和光伏因为缺少负荷，客观上确实存在消纳难、电价卷的情况，而福建 省用电负荷较大，且近年来基本处于电力供需相对偏紧的阶段，对于福建海风而言，行 业 BETA 层面的风险并不能简单和全国整体绿电的行业 BETA 风险划等号。

（二）过去两年福建竞配之路曲折，今年有望理顺

22、23 年竞配结果均有一定程度的不及预期，导致市场对福建海风的信心不足，质疑 其后续的发展问题。 22 年：福建“十四五”第一批海风竞配的低电价中标项目引发市场对后续风电收益率的 担忧。最初的 1GW 项目由华能+福建投资集团中标 70 万千瓦项目，电价水平 0.19 元/千 瓦时；国家能源集团+万华中标 30 万千瓦项目，电价为 0.2 元/千瓦时。一度引发了较大 的社会舆论，而后发改委也调整了项目的归属权，连江外海 70 万千瓦项目由中广核和 华润组成的联合体承建，连江马祖岛 30 万千瓦项目仍由国家能源集团和万华化学构成 的联合体承建。

23 年：福建“十四五”第二批海风竞配结果的具体电价目前仍然悬而未决，再次引发市 场担忧收益率是否会大幅受损。去年的竞配项目（预备项目）结果来看，省属平台福能、 中闽的中标体量较大，但此轮竞配的电价当前并未公布，发改委或仍在解决运营商的收 益率问题。

目前海风仍处于较为初期的发展阶段，如何合理制定项目分配制度仍需要不断摸索。展 望后续，福建“十四五”的海风建设或由于探索合理的竞配机制而出现了一定的滞后， 在后续的项目竞配过程中福建发改委有望进一步降低电价在核准过程中的权重，或者采 取不考核电价的模式。福建海风竞配电价或将回归正常水平，项目核准的进程或将进一 步加快。

（三）消除误区之后，福建海风发展潜力十足

1、资源禀赋好，发展空间大

福建风资源禀赋佳，具有发展海风的天然优势。从全国风资源的热力图来看，按照风速 的不同水平，颜色越深（红）对应风速越高。福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特 的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源。目前公司已投产陆上风电场主要位于 风资源较优的福清、平潭、连江等福建沿海地区，无弃风限电且利用小时数高；省外陆 风主要所处的黑龙江地区风资源也较为优质。整体来看福建的风电资源质地处于全国前 列。

从利用小时数的视角来看，福建海风优势同样凸显。在主要沿海省份中，福建省海域年 平均风速高于其他地域。目前国内一般认为低风速风电是指风速在 6 到 8 米/秒之间，而 福建省平均风度达 7.5到 10米/秒，高风速可以提升风轮叶片的运转速度，相应提升发电 效率。福建海风的利用小时数在 3300-4100 之间，显著高于其他主要沿海省份的海风利 用小时数水平。

公司层面来看，利用小时优势进一步凸显。近年来中闽陆风项目的利用小时数稳定高于 国家平均水平， 2020、2022 年（除 2021 年）中闽陆风利用小时数超出全国平均水平 1100+小时。海风方面，2020 年巅峰年利用小时数达到 4530 小时，后有所回落但仍稳定 在 4000 小时以上。

福建省十四五能源体系规划明确，海风发展有望加快。从福建省“十四五”能源发展专项 规划中指定的具体政策来看，2025 年煤炭占能源消费比重从 2020 年的 48.3%下降到 48.2%，清洁能源比重从 28.1%提高到 33.6%。风电方面，25 年全省电力规划装机达 8500 万千瓦，风电目标 900 万千瓦，新增 410 万千瓦。具体在海风方面，后续将有序择 优推进《福建省海上风电场工程规划》内省管海域海上风电项目建设，新增开发规模体 量在 10GW+，同时力争推动深远海风电开工 4.8GW 的示范性项目。

福建能源结构中风光占比低于全国水平，风光提速需求迫切。全国水平看，新能源装机 占比约 21%（其他口径中包含生物质等类型的电源）。福建省水平看，核电占比较高， 新能源装机占比约为 11%，远低于全国平均水平。预计福建省后续风光开发的需求较大， 海风或将顺势而起。

十四五收官仅剩两年，距目标还有一定差距，今明两年风光推进步伐有望加快。按照风 芒能源统计的当前福建推进中的项目容量共计 4.8GW，和福建“十四五”规划中的开工 10.3GW 的目标仍有一定的距离，距“十四五”收官仅剩 24、25 年两年，需要补足的项 目仍然有约 5-6GW 的体量。福建的竞配机制逐渐理顺之后，项目核准有望进一步加快， 福建海风的开发规模仍然广阔。

2、发展温床下，成本、电价同样在不断改善

造价同样有下降趋势。整体来看，全球范围内风电度电成本下降幅度显著。从 IRENA 统计的全球海风LCOE的变化数据来看，2010年至2022年，海风的度电成本不断下行， 由 2010 年的 0.197USD/KWH 下降至 2022 年的 0.081USD/KWH，降幅达 58.9%。海风的 大型化和深海化带动海风发电效率的提升。2010 年至今中国的海风风场的平均装机容量 由 2020 年的 67MW 上升至 22 年的 436MW，同时无论是水深还是距海岸线的距离也都 在稳定提升，海风向深海化不断延伸。随着后续海风技术的升级与规模化效应，未来海 风造价有望进一步下行。

三、公司：背靠福投，定位绿电发展平台

（一）公司作为省属平台优势明显

1、地方性运营商如何评价？

维度一：地方资源好不好？决定发展空间是否充裕。从福建海风的发展规划来看， “十四五”的推进体量有望达到 15GW+的水平（省管海域新增开发规模 10.3GW+深远海 4.8GW 的示范性项目），增长空间广阔。 维度二：竞争格局决定是否有拿项目优势？地方运营商大概率只能成为本土龙头，当地 竞争大同样难有发展上限。一方面，目前国内对海风的布局起步较晚，大型央企更多聚 焦于陆风项目，另一方面，目前大型央企中三峡对海风的推进较为提前，阶段性的滞后 也为福能在当地的扩张提供了较为良好的发展基础。 在地方性运营商两维度的筛选标准下，公司在当地资源优渥且有一定竞争优势，预计后 续将在海风推进方面不断发力，打造当地海风运营的标杆形象。

2、竞配与直配

“竞配”与“直配”两个抓手分别发力。从后续的福建省海风的项目分配来看主要有竞 配和直配两种方式。详细来看，竞配为竞争性配置，每年发改委通过若干批次的竞配， 考核运营商的基础条件和电价水平决定项目最终归属，因为存在运营商之间的竞争，因 此电价较福建省标杆电价可能会有所折价。直配项目的电价基本按照福建省的标杆电价 进行核准，收益率会相对优于竞配项目。竞配地方性企业普遍具有优势，直配依托于集 团的背景同样有较大拿项目的潜力。中闽集团公司福建投资集团涉猎板块较多，公司同 样有望在直配层面获得集团的“加成”，通过竞配与直配两个发力点扩大项目版图。

3、集团背景强势加持

福投集团涉猎行业众多。福建省投资开发集团有限责任公司（简称“福投集团”）代表 福建省政府，对福建省省内大型资源性实业项目进行投资和建设，并积极开展金融及金 融服务业的股权投资。福投集团立足海峡西岸经济区，依托福建省政府的强有力支持， 与大型央企和中央部委合作，将逐步加大在电力、燃气、水务、铁路、金融等业务板块 的投资力度，进一步确立自身在上述业务板块内的省内主导地位。

福投集团高度履行社会责任，预计有较强竞争力。今年 2 月 4 日由福投集团履行出资人 职责，福建铁投公司作为出资人代表的漳汕高铁正式开工建设，项目总投资预计达 400.7 亿元，建设工期 4.5 年，预计在 2028 年建成通车。项目后建成广州东至福州南的 高铁运行时间将缩短至 4 小时以内；从厦门至广州全程耗时 2 个多小时，较当前时间缩 短一半。福投集团高度履行社会责任，预计有较强竞争力。

（二）优质资产有望注入，带来较大业绩弹性

大股东的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。投资集团在中闽能源 2019 年重大资产重组时承诺，在闽投海电(莆田平海湾海上风电场三期项目)、闽投电力、闽 投抽水蓄能、宁德闽投(宁德霞浦海上风电场 A/C 区项目)、霞浦闽东(宁德霞浦海上风电 场 B 区项目)等中的任意一家实体稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利、不存在 合规性问题并符合上市条件后一年内，将与上市公司充分协商，启动将相关符合上市条 件的资产注入上市公司的程序。目前存在较强预期的有海电三期和永泰抽蓄项目，项目 注入之后将为公司的业绩带来较大的增长空间。

1、莆田平海湾海上风电场三期项目

此前海电三期项目因补贴核查问题未能完成注入。公司 2023年 12日 26日发布公告，说 明公司控股股东福建投资集团所有的海电三期项目暂时未能进入正式的补贴合规项目清 单，由于资产的盈利能力直接影响注入的资产价值评估，现时启动注入程序无法提高上 市公司的净资产收益率和每股收益，不利于维护上市公司权益，因此未能正式开启收购 流程。 补贴核查存在批次问题，后续完成后有望注入上市公司平台，按照目前的盈利水平有望 带来约 4 亿体量的业绩贡献。2022 年国家发布首批《关于公布第一批可再生能源发电补 贴核查确认的合规项目清单的公告》，我们认为，补贴核查涉及批次问题，或不意味着 未进入名单的项目就属于不合规项目。24 年距离前次发布已时隔两年，随着间隔渐长， 之后或有望看到后续批次的合规项目名单发布。海电三期项目装机规模约 30.8 万千瓦， 福建补贴海风项目的电价为 0.85 元/千瓦时，和公司目前在手的平海湾项目电价、项目 规模（都为补贴电价，平海湾项目装机为 29.6万千瓦）均相当，22年平海湾项目贡献利 润 4.2 亿，如果海电三期项目可以注入成功，预计将给公司带来较大的业绩弹性。

2、永泰抽蓄

永泰抽蓄后续有望择机注入。目前永泰抽蓄的装机容量达 120万千瓦，目前已于 2023年建成投产，该项目目前由母公司福建投资集团旗下的永泰闽投持有，福投集团持有 51% 股权。目前抽蓄实行两部制电价，容量部分收益率基准为6.5%，电量部分按实际发电产 生收益。基于抽蓄的两部制电价，如果按照 8%的 ROE 回报计算，结合项目的投资水平， 永泰抽蓄年利润的贡献在 1.61 亿元。

（三）项目如果注入，公司造血能力将进一步增强

风电运营商业模式中折旧占比较高，新增注入项目将会进一步增厚公司的现金流，为后 续扩张提供自有资金支撑。由于风电运营不涉及燃料费用，成本中大头为折旧和财务费 用，从公司净利润到经营净现金流的倒推来看，折旧和财务费用对现金流的支撑较为明 显。与此同时，如果公司后续有注入或者新项目投产，那么公司的造血能力将进一步提 升，可撬动的资本开支也将进一步提升。

（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。）