绿电行业投资策略 —— 海上风电福能股份

作者：三青时间：2023-06-01 阅读数：人阅读

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从项目盈利能力看企业经营效率

新能源运营企业项目盈利能力主要取决于几大方面：

1）项目单位建造成本；

2）上网电价与市场化电量比例；

3）企业成本管控能力；

4）机组运行年限；

5）项目建造融资成本；

6）项目所在地域风光资源禀赋等。

从资金实力看项目投产潜力

以经营活动现金流、融资成本为参考条件分析各企业资金实力，火电央企现金流普遍高于地方性国企/民企

从融资成本看，具有央企或地方国企背景的电力企业融资成本低且相差不大，民营企业融资成本相对较高

从“在建工程”看新能源运营短期业绩确定性

福能股份为福建省国资委控股的综合性能源企业，业务涵盖热电联产、气电、风电等。公司近年与三峡集团在海上风电领域达成长期合作协议，通过股权纽带互相协调配合，共同推进福建省海上风电开发。独特地理条件为福建省创造了丰富的海上风电资源，海风场年均风速高达9-11m/s，等效利用小时数可达4000小时，远高于江苏、广东等沿海省份，在福建省经济发展带动用电需求提升、非水可再生能源消纳责任权重落地、海风场决算成本持续下行等因素叠加下，福建省的优质海风资源开发有望加速。而作为福建省海风建设的主要抓手，公司与三峡能源在海上风电领域合作前景广阔，截止2020年末核准海上风电合计195.8万千瓦，占福建省核准海风总规模的52.2%。

投资福能股份的基础逻辑：未来风电降本速度可能快于光伏，风电中海风又优于陆风，未来5年海风行业的CAGR大概率在15%以上。在海风产业链中绿电运营商的毛利率较高，话语权相对主机供应商有优势。海风运营商中，因为大部分都是央企和国企，融资成本近似，因而获得好的资源禀赋的能力是区分海风运营商的核心因素。规模的不一定有效益，海风运营商不能只看规模，而更应该关注公司的每千瓦盈利能力。

第一个问题：福建省海风资源到底如何？福建省对海风的态度如何？

福建省有着全国最好的海上风场，独特地理条件为福建省创造了丰富的海上风电资源，海风场年均风速高达9-11m/s，等效利用小时数可达4000小时，远高于江苏、广东等沿海省份，作为福建省海风建设的主要抓手，公司与三峡能源在海上风电领域合作前景广阔，截止2020年末核准海上风电合计195.8万千瓦，占福建省核准海风总规模的52.2%。长期看，如果福建海风建设5年内能达到1500万千瓦的总容量，那么福能很有可能占据15-20%的份额。目前福能为112万千瓦，则未来五年还有200万千瓦的海风增量空间。在《福建沿海70米高度风能资源分布特点及评估》中，福州中南部至泉州南部沿海一带风能资源最为丰富,年有效风功率密度介于(516.7-930.4)W/m2 之间,平潭岛的风功率密度更是高达930.4W/m2；此外,位于福建南部的漳浦县赤湖镇一带的风能资源也非常丰富，年有效风功率密度超过509.9W/m2。

近年来，福建省经信委每年下达的《全省差别电量电调控计划通知》中皆有明确规定，全额安排可再生能源发电，优先安排水电、核电、资源综合利用机组发电，其中风电、水电发电量全额上网。因此，福建省风电长期以来都保持着0%的弃风率，对比之下其他几个风能资源大省例如甘肃、新疆、吉林、内蒙古等，在过去几年里虽然弃风率也在保持下降，但截至2019 年仍有不少弃风现象存在。需要特别注意的是，弃风率为0%不仅保障了当地能源企业的经济效益，同时也很大程度上反映了当地政府对于能源发展行业的支持力度。

第二个问题：为什么说福能的盈利能力远超国内同行？

福能股份在运风电机组多采用业内较为先进的维斯塔斯、歌美飒、上海电气、广东明阳等国内外知名品牌，机型质量可靠、运行稳定、故障率低。福建省丰富的风力资源决定了利用小时数相比于其他省份较高，而公司设备先进也给公司在省内竞争创造了条件，使公司风电度电成本降低。根据公司2020 年年报，2020 年，公司新能源风机设备综合可利用率达97.93%，处于行业先进水平；风电利用小时数达2975小时，高于福建平均值2880小时和全国平均值2073小时。我们知道，在单位建设成本类似的情况下，年度小时利用率是风电运营商运营效益体现的一个最重要指标。福能股份全国最高的利用小时数，意味着福能拥有全行业最高的毛利率水平。

第三个问题：福能股份在手海风项目和潜在项目能够有多少？

目前来看，莆田平海湾F区、莆田石城、长乐外海C区三大海上风电项目是公司业绩弹性的主要贡献力量。莆田平海湾F区、莆田石城两项目已于2021年7月实现并网发电，较2020年底提供28.10万千瓦海风装机增量（两项目合计装机容量40万千瓦，2021 年前已投产11.90万千瓦），同时已锁定0.85元/千瓦时的国补电价，年内即可贡献利润。长乐外海C区项目目前正在建设中。同时福能持有和三峡能源共同出资建立的海峡发电35%股权，2021上半年带来收益0.64亿元，海峡发电四个在建风电项目规模为105.94万千瓦，为福能股份带来权益装机规模37.08万千瓦，未来项目陆续并网后，估计会带来大约3-4亿元的归母净利润。

潜在项目预期假设2025年福能海风在福建省的占比为20%，则按照十三五规划福建海风在2025年中装机容量1200-1400万千瓦左右，福能届时应该占有240-280万千瓦的海风装机容量，目前已完工项目和在建项目共计90万千瓦，意味着未来4年福能还应该有150-190万千瓦的潜在增量项目。个人预测十四五规划大概率远超十三五规划的海风装机容量，则福能未来的潜在海风装机容量还可以更加乐观。远期展望，预测至2030年福建省风电装机量较2020年底增加约1900万千瓦达到2400-2500万千瓦，则从2025年到2030年福能依然有希望装机容量再翻一倍。则2030年风电贡献利润潜力可能触及50亿甚至更高水平。

目前，福能股份现有火电装机量414.41万千瓦，其中燃煤装机量261.61 万千瓦：热电联产公司鸿山热电（120 万千瓦）、晋南热电（6 万千瓦）、龙安热电（3.61 万千瓦），燃煤纯凝公司福能贵电（132 万千瓦）；天然气发电装机量152.80 万千瓦，是承担政策调峰任务的晋江气电（152.8 万千瓦）。气电部分因为承担福建省调峰任务，有替代电量政策，平滑后看晋江气电的利润中枢在1.5亿元，并有可能随着未来调峰重要性逐渐凸显而提高净利润水平。

公司火电部分核心利润来源为鸿山热电的热电联产业务，2016-2020 年贡献归母净利润比例均为40%左右，业绩平稳增长。热电联产包含供电与供热两部分收入，其业绩稳步提升包含两方面主要因素。其一为以热定电，指优先确定供热量，依据供热量以固定比例确定发电量，考虑到鸿山热电位于石狮市沿海热负荷中心，热力需求稳定，可保证较高的利用小时数；其二为煤热价格联动机制，即热力出厂价格与煤炭价格联动，煤炭价格上涨时热力价格也相应上涨，比如在2021年公司实现供热量929.84 万吨，同比增长36.50%，且受益于联动机制，供热价格也实现同比显著提升保障热力企业盈利水平。从机组的利用效率指标来看，公司主力机组鸿山热电及六枝电厂均处于地区领先水平，其中鸿山热电长期以来利用小时达5000小时以上，2019年利用小时更是高达5907小时，大幅超出福建省火电平均利用小时1500小时以上。

热电并非普通火电，资产价值有待重估。此相比普通煤电而言，具备更高利用效率、更低排放强度、可通过热价部分传导成本的热电联产是受政策鼓励的清洁供能技术，在发电消纳优先级中甚至高于风电、光伏等新能源发电。以龙安热电为例，2019年龙安热电利用小时数高达7008小时，2020年受疫情影响下利用小时数仍高达5762小时，相较2019年和2020年全国火电平均利用小时数分别高出2715小时和1546小时。超高利用小时数、热价可传导成本和“以热定电”的消纳规则等特点均保障了热电资产稳定的盈利能力，反应到公司财务报表上的体现是热电联业务的ROE水平为24%（近5年均值），远远高于国内同行业火电公司的ROE约6%的水平，是全国火电ROE水平的近4倍！从图5可以看出，公司热电业务主体鸿山热电的单千瓦净利润水平在2014年以来都远远高于行业头部公司：华能、华电、大唐。因此，热电联产机组与普通煤电并非同一盈利模式、同一运营规则下的产物，在“碳中和”背景下热电联产资产的价值有望迎来重估。

2021年因为煤炭价格飙涨，火电基本面处于至暗时刻，展望22-23年，煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。“市场煤”和“计划电”的长期错位即将逐步修正，届时火电周期性弱化、回归公用事业属性，以稳定的ROE回报，创造充裕的现金流，并支撑转型发展的资本开支或可观的分红规模。中长期来看，火电势必将由电量型电源逐渐过渡为灵活性调峰电源，其中枢净利润大概率回归5-6亿元水平。

本文关于福能股份部分，来自于王博士雪球文章

作者：王治龙

链接：https://xueqiu.com/1467839833/210631440

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