国信公用环保 |福能股份（600483.SH）2022年报点评-盈利显著改善，海上风电发展向好

 

核心观点

收入稳步增长，净利润大幅上升。

2022年，公司实现营业收入143.18亿元（+17.79%），归母净利润25.93亿元（+90.79%），扣非归母净利润25.79亿元（+91.53%）。公司收入和归母净利润增长主要系装发电量增加以及电价上升所致。2022年，公司发电量223.36亿千瓦时，同比增加14.15%；上网电量212.37亿千瓦时，同比增加14.46%。

电价上浮以及煤价下行，火电业绩有望持续改善。

国家政策推动煤炭保供调价，煤炭长协覆盖率、执行率和履约率提升，公司于2023年2月与能化集团及其子公司签订《煤炭购销框架协议》，拟于2023年购买煤炭不超过500万吨，公司借助与能源集团、福能物流和能化集团等关联方在煤炭资源和采购供应方面的专业优势，保障燃料供应，预计公司火电燃料成本有望下行；同时，受供需格局影响，预计未来下水煤价格有望下降，促进公司火电盈利改善。此外，煤电市场化交易电价上浮，对冲燃料成本压力。预计未来在煤价下降、电价上浮和长协覆盖率提升的趋势下，公司煤电业绩将进一步修复。

海上风电装机规模有望持续增加，促进公司业绩上行。

《福建省“十四五”能源发展专项规划》提出，“十四五”期间有序择优推进《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1030万千瓦。公司作为福建省属企业，在福建省内项目资源获取能力较强，未来或有望持续获取海上风电项目，而受海上风电大型化、施工成本下降等因素影响，平价上网趋势下海上风电项目收益率有望提升。

风险提示

风电装机不及预期；风况资源变化影响风电利用小时数；煤炭价格波动；电价大幅下降，市场竞争加剧。

投资建议：首次覆盖，给予“买入”评级

预计2023-2025年公司营业收入分别为147.8/150.9/156.0亿元，增长率分别为3.2%/2.1%/3.4%；归母净利润分别为28.9/32.0/33.6亿元，同比增长11.8%/10.4%/4.9%；EPS为1.48/1.64/1.72元，当前股价对应PE为8.3/7.5/7.1x。公司火电业务盈利修复有望持续，且海上风电装机规模有望持续增长，贡献业绩增量。给予公司2023年9-10倍PE，对应合理市值为261-290亿元，对应13.34-14.82元/股合理价值，较目前股价有9%-21%的溢价空间，首次覆盖，给予“买入”评级。

业绩点评

福建福能股份有限公司原为福建南纺股份有限公司，系福建能源集团控股的上市公司。公司于2004年5月在上交所挂牌上市，此后于2014年进行重大资产重组，收购福能集团旗下鸿山热电、福能新能源和晋江气电100%、100%、75%股权，更名为“福建福能股份有限公司”。2015年，福建能源集团与三峡集团开始共同开发福建省海上风电项目，公司开始发展新能源发电业务。截至2022年底，公司控股运营总装机规模599.33万千瓦，其中：风力发电180.90万千瓦，占比30.18%；天然气发电152.80万千瓦，占比25.50%；热电联产129.61万千瓦，占比21.63%；燃煤纯凝发电132.00万千瓦，占比22.02%；光伏发电4.02万千瓦，占比0.67%。

控股股东为福建能源集团，福建省内资源获取竞争力强。截止2022年底，公司实际控制人为福建省国资委，控股股东为福建能源集团，持有公司60.29%的股权。公司作为福建省属企业，在福建省内获取风光新能源项目资源具有相对优势。

福能股份与三峡能源携手并进，共同开发福建省内海上风电项目。三峡集团持有福能股份3.39%的股权，并且双方子公司交叉持股，三峡集团在福建省发展海风项目的子公司海峡发电，福能股份拥有其35%股权，同时海峡发电又分别持有福能股份子公司福能海峡、三川风电49%和39%的股权。福能股份是三峡能源发展福建省海上风电的重要合作伙伴，在福清兴化湾、长乐外海、漳浦六鳌、莆田平海湾、平潭外海等地一同建设海上风电项目。

公司风光新能源装机占比有待进一步提升，盈利能力相对较强。大型区域化的电力公司有粤电力A、上海电力、福能股份，目前各公司均大力发展风光新能源项目。从风光新能源装机占比来看，截至2022年，粤电力A、上海电力、福能股份的风光新能源累计装机容量分别为2.52、8.19、1.85GW，在总装机容量中占比分别为8.52%、39.17%、30.85%。从毛利率、净利率、ROE等指标来看，公司略好于可比公司，原因在于公司火电项目管理较好，燃料成本控制情况较好，同时公司风电项目自然资源较为优质，项目盈利性较好。

收入稳步增长，净利润大幅上升。2022年，公司实现营业收入143.18亿元（+17.79%），归母净利润25.93亿元（+90.79%），扣非归母净利润25.79亿元（+91.53%）。公司收入和归母净利润增长主要系装发电量增加以及电价上升所致。2022年，公司累计完成合并报表口径发电量223.36亿千瓦时，同比增加14.15%；完成上网电量212.37亿千瓦时，同比增加14.46%。

海上风电发电量大幅增加。分不同电源来看，2022年，公司煤电发电量138.66亿千瓦时，同比增加6.73%；气电发电量26.94亿千瓦时，同比减少14.54%；陆上风电发电量27.03亿千瓦时，同比增加10.24%；海上风电发电量30.25亿千瓦时，同比增加227.98%；光伏发电量0.48亿千瓦时，同比减少3.61%。

毛利率、净利率增长，费用率小幅下降。2022年，公司毛利率为23.93%，同比增加6.80pct，主要系发电量增加以及电价上涨影响所致。费用率方面，公司管理费用率为1.80%，同比下降0.17pct；财务费用率为4.40%，同比增加0.19pct。净利率方面，公司净利率为22.93%，同比增加10.30pct，主要受火电盈利修复以及海上风电发电量增加所致。

ROE上升，经营性净现金流增加。2022年，公司ROE为11.38%，同比增加3.74pct，主要系公司净利率大幅上升影响所致。现金流方面，2022年，公司经营性净现金流为32.77亿元，同比增加41.71%，主要系公司2022年销售商品、提供劳务收到的现金以及收到的税费返还同比增加。

供电、供热价格上调，煤价下行，火电业绩有望持续改善。国家政策推动煤炭保供调价，煤炭长协覆盖率、执行率和履约率提升，公司于2023年2月与能化集团及其子公司签订《煤炭购销框架协议》，拟于2023年购买煤炭不超过500万吨，公司借助与能源集团、福能物流和能化集团等关联方在煤炭资源和采购供应方面的专业优势，保障燃料供应，预计公司火电燃料成本有望下行；同时，受供需格局影响，预计未来下水煤价格有望下降，促进公司火电盈利改善。此外，煤电市场化交易电价上浮，对冲燃料成本压力。预计未来在煤炭价格持续下降、电价上浮和长协覆盖率提升的趋势下，公司煤电业绩将受益，盈利实现进一步修复。

公司海上风电项目资源优势明显。2022年上半年福建省风电平均利用小时数1599小时，居全国第一。2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，其中并网风电2221小时，公司风电平均利用小时数达3167小时，较全国风电平均利用小时数高出946小时，利用小时数优势明显。

公司与三峡集团战略合作，共同开发福建海风资源。三峡集团积极发展风光发电，海上风电经验丰富，技术水平领先行业。公司2015年与三峡集团开始合作，在创新海风技术、生产海风装备、风机运维以及人才培养全产业链上积极探索。福能股份与三峡集团交叉持股，有利于加强合作共同开发福建海风资源，推动福建海上风电的发展，成长优势显著。

海上风电装机规模有望持续增加，促进公司业绩上行。《福建省“十四五”能源发展专项规划》提出，“十四五”期间有序择优推进《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1030万千瓦。公司作为福建省属企业，在福建省内项目资源获取能力较强，未来或有望持续获取海上风电项目，而受海上风电大型化、施工成本下降等因素影响，平价上网趋势下海上风电项目收益率有望提升。

盈利预测

假设前提

公司火电业务受益于市场化交易电价上浮、长协覆盖率提升以及煤价下行，盈利有望进一步修复。风光新能源业务方面，福建省海上风电项目资源优质，公司存量风电项目盈利性较好；同时，福建省“十四五”期间将持续推进海上风电项目资源开发，公司作为福建省属企业，在福建省内获取项目资源能力较强，未来有望新获优质海上风电项目资源，实现业绩持续增长。

我们的盈利预测基于以下假设条件

火电：根据公司发展规划和项目资源储备情况，预计未来公司无新增火电装机，公司火电装机规模保持稳定。利用小时数方面，参考公司过往项目利用小时数情况以及考虑疫情、社会经济发展等因素，假设2023-2025年公司热电联产利用小时数均为6050小时，天然气发电利用小时数分别为1800/1850/1850小时，燃煤纯凝发电利用小时数分别为4600/4650/4650小时。电价方面，考虑到煤电市场化交易电价上浮以及公司天然气发电电价调整政策等因素影响，假设2023-2025年公司热电联产上网电价均为0.47元/kwh，天然气发电上网电价均为0.59元/kwh，燃煤纯凝发电上网电价均为0.41元/kwh。

风光新能源：未来公司将持续推进海上风电项目资源开发，但考虑到海上风电项目建设周期较长以及公司项目建设节奏，预计2023-2025年期间公司新增海上风电装机容量分别为0/0/50万千瓦。利用小时数方面，参考公司过往的利用小时数情况，假设2023-2025年陆上风电利用小时数分别为2968/2950/2900小时，海上风电利用小时数分别为3500/3500/3500小时。电价方面，未来新增风光新能源将实行平价上网，取福建省燃煤基准电价0.39元/kwh。

供热业务：参考公司过往供热业务发展情况以及考虑疫情、下游等因素，假设2023-2025年公司供热量分别为960/1037/1099万吨；单吨收入方面，则参考过往供热单吨收入情况，假设2023-2025年公司单吨供热收入均为225元。

纺织业务：纺织行业较为成熟，预计公司纺织业务将保持稳定发展态势,假设2023-2025年公司纺织业务的收入增长率分别为2%/2%/1%。

综合以上假设，预计2023-2025年公司实现营业收入分别为147.8/150.9/156.0亿元，增长率分别为3.2%/2.1%/3.4%。成本方面，主要考虑煤炭价格变化趋势、风光新能源项目投资成本等因素进行假设。同时销售费用率、研发费用率、管理费用率、所得税率较为稳定，参考公司过往水平进行设定。

投资建议

首次覆盖，给予“买入”评级

可比公司的选择：公司为福建省主要电力企业，未来将大力发展风光新能源发电。选取从火电积极转型发展风光新能源的国电电力、上海电力、粤电力A电作为可比公司。

投资建议：我们预计2023-2025年公司营业收入分别为147.8/150.9/156.0亿元，增长率分别为3.2%/2.1%/3.4%；归母净利润分别为28.9/32.0/33.6亿元，同比增长11.8%/10.4%/4.9%；EPS为1.48/1.64/1.72元，当前股价对应PE为8.3/7.5/7.1x。公司火电业务盈利修复有望持续，且海上风电装机规模有望持续增长，贡献业绩增量。给予公司2023年9-10倍PE，对应合理市值为261-290亿元，对应13.34-14.82元/股合理价值，较目前股价有9%-21%的溢价空间，首次覆盖，给予“买入”评级。

风险提示

估值的风险

我们采取相对估值方法计算得出公司的合理估值在13.34-14.82元/股之间，但该估值是建立在较多假设前提的基础上计算而来的，特别是对公司未来几年的业务成本和业务收入加入了很多个人的判断：

1、相对估值时我们选取了与公司业务相同或相近的公司进行比较，选取了可比公司2023年PE水平作为相对估值的参考，同时考虑公司成长性，对行业平均动态PE进行修正。

2、新能源建设具有一定不确定性，如光伏组件价格持续高位、风电资源竞争激烈等，公司新能源装机规模增速可能不及预期。

3、随着电力市场化交易不断推进，新能源电力的不稳定性导致在电力市场化交易中相较传统能源具备一定劣势，因此存在电价大幅下跌的风险。同时市场上也在推进新能源配储能的进程，一定程度上将给新能源的建设成本增加压力，也有可能造成新能源装机进展不及预期。

盈利预测的风险

在对公司火电业务和新能源项目未来盈利预测中，我们设定了很多参数，这些参数为基于历史数据及对未来变化的个人判断：

1、若国家从煤炭供给侧对电力运营上游进行调控，电力市场化推进不及预期可能导致电价的上浮不及预期；

2、若新能源当年来风、光照条件较差，可能影响公司当年新能源业务的业绩。

3、新能源建设具有一定不确定性，如光伏组件价格持续高位、风电资源竞争激烈等，公司新能源装机规模增速可能不及预期。

4、煤炭价格持续高位，国家发改委于2022年2月发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，给出秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格在合理区间570～770元/吨（含税），但煤炭市场存在不确定性，有可能出现燃料价格下跌不及预期的情况。

经营及其他风险

1、电价波动风险。上网电价是影响公司盈利能力的重要因素。我国发电企业上网电价受到政府的严格监管，未来随着电力改革的深入及竞价上网的实施，可能导致公司的上网电价水平发生变化，这将可能影响公司的盈利水平。

2、电力系统改革影响收益风险。根据《电力并网运行管理规定》，按照“谁受益、谁承担”的原则，用户要承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿。随着新能源渗透率的提高，辅助服务费用的分摊或将上升，影响新能源收益。

3、政策风险。随着对新能源与传统能源公平竞争的互生越来越大，新能源配比储能将大大增加成本，从而影响新能源盈利不及预期。

4、宏观经济下行风险。若宏观经济下行，将可能会影响电力消费需求，导致电力消纳不及预期；同时，电力供需格局偏松，将可能导致电价下行，影响公司收入和净利润水平。

财务预测与估值

分析师承诺

作者保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于本人的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正，结论不受任何第三方的授意、影响，特此声明。

风险提示 

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