立足福建，海风标杆，福能股份：海风景气度提升，打开成长天花板

作者：三青时间：2023-06-01 阅读数：人阅读

（报告出品方/分析师：华创证券庞天一）

一、立足福建、海风标杆

福能股份是坐落于福建的地方性风电龙头，公司目前主要从事风力发电、天然气发电、热电联产、燃煤纯凝发电和光伏发电等多种类电源发电业务。

截至2022H1，公司控股运营总装机规模 599.33万千瓦，火电/天然气/风光装机分别为261.6/152.8/184.9万千瓦，占比分别为43.7%/25.5%/30.9%（其中海风装机约90万千瓦，占风电装机的比例已达一半）。

1、公司沿革&股权结构

由纺织到风电。福能股份于2004年在福建南平市创立，前身是福建南纺，主要从事于纺织品的研发、生产和销售。

2014年公司接连收购鸿山热电、晋江气电和新能源公司，实现了由纺织企业到电力企业的转型，并更名为福能股份。后续公司响应国家号召，积极在风电、光伏等新能源发电产业布局。

公司背靠福建能源集团，并受三峡控股支持。福建能源集团为公司最大股东，持有60.29%的股份。福建能源集团前身为福建省煤炭工业总公司，09年经福建省政府批准由原福建省煤炭工业集团和福建省建材公司合并重组而成，属正厅级建制的政府机构。

公司背靠福建能源集团，立足于福建并向贵州积极进行布局。此外公司第二大股东为三峡资本控股，持有公司8.47%的股份，公司将与三峡集团合作开发福建区域海上风电能源项目。

2、主营指标汇总

风电板块带动收入上行。公司主营业务为电力、热力生产和销售，主要产品包括煤电（热电联产+燃煤）、气电、风电和光伏，除光伏发电全部用于自用外，2021年热电联产发电/燃煤纯凝发电/气电/风电收入分别为1.3/1.3/1.5/1.8亿元，占总收入比重为22%/22%/25%/30%。2019年后公司煤电及气电收入趋于稳定，主要营收增长动力为风电版块，2021年同比增长80%，近三年复合年增长率37%。

2021年海风规模增长迅速。公司2021年风电规模大幅提升，控股运营总装机规模达1.8GW，较2020年提升79.8%，其主要原因为海风项目的大规模投产。目前公司控股装机量共1.8GW，海风与陆风各占一半。

3、财务指标分析

营收表现稳定，利润有所修复。

营收方面：营业收入经历2016年的下降后，近年来稳中有升，其中2020年略有下降，主要原因为公司燃煤发电销售量回落所致。2021年受煤价上涨带动电力、热力单价上行影响，公司营业收入大幅上涨，上涨趋势有望保持到2022年。

利润方面：2018-2020年稳步提升，2020年在营收下降4%的情况下利润同比上涨20.2%，主要原因是煤价下行导致单位燃煤发电成本降低。2021年受煤炭价格同比大幅上涨及供热量和燃气机组替代电量增加的影响，电力业务成本上升超50%，致使归母净利润出现15%的下滑。2022Q3归母净利润快速修复，同比高增54.42%。

从公司整体利率来看，2022Q3毛利率逐步回归正轨。

公司销售毛利率在2019-2020连续两年增长后，2021年受煤炭成本上行影响出现明显下降，由2020年的23.89%降至17.13%，2022年前三季度在风电高利用小时数和电价供热价格上行双重驱动下上升至22.41%，净利率提升至20.74%，维持了2020年前的增势。

从分业务利率来看，2021年毛利下降主要是供电业务所致，主要原因是煤炭价格上升导致供电供热成本上升。2022年上半年公司风电侧在运装机规模同比增加且风况好于上期，叠加火电侧电价上行，助推上半年供电业务毛利率回升至22.18%。纺织品受市场竞争加剧影响，销售量及销售价格同比下降，销售毛利率下降至-16.17%。

资产周转能力不断改善，盈利回报水平有所回升。公司资产负债率在2018-2020年间逐年下降，2020年为46.6%，2021年由于增加海上风电等项目借款，资产负债率上升至50.97%，2022Q3小幅提升至51.26%，但整体仍维持在相对较低的水平。2018年至2022年Q3周转倍数呈现下降趋势，2022年Q3周转倍数为0.2。公司净资产回报率及投资回报率在2021年受利润率影响出现较大程度下降，此后在2022Q3随盈利转暖而有所修复，未来有望回到2018-2020年水平。

经营能力有回升迹象，投资现金流净额逐年加码，公司继续扩大投资版图。2020年公司经营性现金流出现下滑，同比下降16.54 pct，2021年略有回升。

投资性现金流净额逐年加大，近三年投资性现金流净额分别为-24.52/-51.69/-85.36亿元，系公司海风项目开工建设投资及对神华49%的现金收购所致。

二、依托优质福建海风，乘势而起

（一）福建海风进入快车道

1、全国：风电峥嵘发展

行业层面，近年来发改委、国家能源局、财政部等多个部门密集出台多项政策促进可再生能源的发展，风电作为其中重要一环多次被重点提及。

为了改善以煤电为主的能源结构，建立健全绿色低碳循环发展的经济体系，国家积极推进可再生能源的开发与应用，大力发展风电产业，逐渐实现能源体系的转型与升级，在此契机下，风电发展迎来黄金时期。

2、福建层面：依托地理优势，海风崛起

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。可以发现，福建由于毗邻台湾省，其形成的台湾海峡地带风资源优质。

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。

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22%（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12%，远低于全国平均水平。福建省后续风光开发的需求较大，海风或将顺势而起。

（二）地方性运营商的两个衡量标准

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，我们认为公司在当地资源优渥且有一定竞争优势的背景下，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。

（三）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。从中国和全球的LCOE下降程度来看，风电成本的下降已经成为共识。

中国/世界陆风LCOE分别由2010年0.071/0.089美元/千瓦时降至2020年的0.033/0.039美元/千瓦时，降幅分别为54%/56%；海风由0.181/0.162美元/千瓦时降至0.084/0.084美元/千瓦时，降幅分别为53%/48%。

从福建省视角来看，明阳智能在2022年11月全球海上风电大会公布了一年前测算的海风造价数据，福建海风的建造水平在约15000元/千瓦的水平。

明阳智能同样在第四届亚洲海洋风能大会上对风电的装机成本进行过展望，随着技术的升级与规模化效应，未来3年福建海风造价有望降至13000元/千瓦的水平，较当前水平有13%的降幅空间。

电价具有优势，21年电价涨幅居前，福能股份受益于海风发展度电电价不降反升。福能股份电价不降反升原因有二，一方面绿电交易产生的溢价对冲掉部分平价项目对度电收入的影响，另一方面21年海风尚未实现平价，积极布局海风项目的公司在0.85元/度的高电价的加持下实现了风电板块度电收入的不降反升。

（四）福建十四五第一批竞配电价低至2毛，但后续大概率不会延续

福建海风第一批低电价竞配属偶然性事件，目前无需过于忧虑海风电价。福建“十四五”第一批海风竞价的低电价中标项目引发市场对后续风电收益率的担忧。

此轮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。

由于电价较低导致利润率承压华能已弃标该项目，预计在后续的项目竞配过程中福建发改委或将采取类似江苏的模式，将电价在核准中的权重降低，我们认为福建海风竞配电价或将回归正常水平。

三、火电：机组“新”、效率“高”，气电有望迎来转机

（一）燃煤机组优势凸显

1、燃煤发电效率行业领先

公司燃煤机组较新，不同类型机组占比均衡。2018年公司新增1.32GW纯凝火电发电机组，新机组带动公司火电发电效率行业内领先。

截至21年，公司燃煤、燃气、热电联产机组装机分别为1.32GW/1.30GW/1.53GW，对应占比分别为32%/31%/37%，各类型装机占比相对较为均衡。

发电效率行业领先，盈利率先修复。由于公司大机组及新机组较多，发电效率在行业内属于领先水平。2021年鸿山热电超临界抽凝供热发电机组年供电标煤耗267克/千瓦时；同时鸿山热电运营的煤电机组2021年利用小时数达5800小时+，领先于华能国际、大唐发电等行业龙头，高出全省燃煤火电机组同期利用小时数1004小时，供热能力和年均供热量均位居全省前茅。

2、煤价企稳，修复仍在进行时

煤价涉及市场与长协的两维度修复，预计23年煤价中枢将继续回落。

1）长协方面，23年长协进展顺利，截至1月初已有近8成的电煤需求被覆盖，福建长协签订率目前达到72%，虽然距全国平均水平有一定差距，但考虑到福建在地理位置上远离煤炭的主产区，前期签订存在一定困难，且当前长协覆盖率较高的省份基本集中于煤矿产量较大的地区。在后续发改委的敦促下，我们认为可以对福建长协煤签订的提议保持乐观。

2）市场煤方面，22年受进口煤供给收缩及国际煤价倒挂的扰动等一系列“黑天鹅事件”的影响，煤价一度冲高，23年平稳后市场煤中枢有望有所下滑。同时，如若后续长协兑现度能实现提升，也将进一步压缩市场煤的消耗占比。综合用煤成本有望在长协与市场两维度迎来改善。

（二）气电业绩略有波动，成本后续有望回归理性

22年气价较高或有所拖累业绩，23年气价平稳后该板块业绩有望改善。2022年1月1日起，莆田、晋江、厦门3家燃气电厂上网电价调整为0.5863元/千瓦时，印尼合同天然气门站价格调整为79.4728元/吉焦(对应为3.033元/立方米)。本次价格调整后，晋江气电上网电价较现行价格上调 0.0633 元/千瓦时，天然气门站价格较现行价格上调 0.817 元/立方米。

后续气价有望回归理性。22年全国液化天然气LNG均价达6776元/吨，远高于21年4935元/吨的价格中枢，价格上涨的主要原因之一为国际气价大幅波动，欧洲能源危机背景下天然气需求提升导致国外气价暴涨，对国内形成一定拖累。随着欧洲能源供需格局有所企稳，目前荷兰TTF气价已出现明显回落迹象，在国际气价回落背景下，国内价格也有望迎来一定改善。

公司气电业务板块亏损有望收窄，叠加替代电量导致的额外收入，气电业务后续将呈现不断修复的趋势。

四、盈利预测与报告总结

（一）盈利预测

公司营业收入主要为燃煤、燃气及新能源的发售电及其纺织品制造。通过对主营业务进行预测，我们预计2022年至2024年公司营业收入将达到145.87亿元/148.90亿元/150.93亿元，同比增长20.8%/2.1%/1.4%；对应归母净利润为26.42/29.51/35.26亿元，同比增长108.3%/11.7%/19.5%。

供电业务方面：我们预计22-24年火电发电量将保持平稳水平，风电随着长乐项目的并网发电量将呈现增长趋势，预计22-24年供电业务收入分别将达119.10/121.17/122.21亿元，对应增速分别为25.5%/1.7%/0.9%。

其中燃气发电方面：公司公布22年气电发电量为26.94亿千瓦时，较21年有所下滑，电价在气价上涨的背景下有小幅上涨，预计22-24年气电部分收入分别为29.48/28.60/27.74亿元，对应增速为-12%/-3%/-3%。

展望未来，一方面后续综合用煤成本及气价有望不断回落，煤电及燃气发电板块毛利率有望改善；另一方面随着带补贴海风机组的全容量并网，风电板块毛利率也将有所向上，两方面因素叠加背景下公司供电业务的毛利率水平将有所增长。

供热及纺织品业务：供热业务方面，我们假设供热业务收入基本保持稳定，未来22-24年营收增速分别为5%/5%/5%，对应收入分别为17.62/18.50/19.43亿元；纺织品方面，我们假设未来三年营收增速为1%/1%/1%，对应收入分别为7.37/7.44/7.52亿元。