福能股份研究报告

福能股份研究报告一、立足福建，大力发展海风等新能源（一）福建省属电力平台，2021年投产海风0.9GW福建省能源集团直接控股60.29%，三峡资本为第二大股东。公司当前主业原为大股东体内电力业务板块，2014年借壳“福建南纺”将电力业务分拆上市。截至2022年一季度，福建省能源集团直接持股公司60.29%股份，三峡资本直接持股8.47%、系第二大股东。截至2021年底，公司控股装机达5.99GW，相较同为省属发电企业的中闽能源（福建省投资开发集团旗下，2021年末控股装机0.96GW）、闽东电力（宁德国投旗下，2021年末权益装机0.56GW），具备规模优势。2021年末控股装机5.99GW，清洁能源占比超50%。截至2021年末，公司控股运营总装机规模5.99GW，其中：风力发电1.81GW、天然气发电1.53GW、燃煤发电2.62GW（其中热电联产1.30GW、燃煤纯凝发电1.32GW）、光伏发电0.04GW；清洁能源装机占比达56%、新能源装机占比达31%。2021年公司三个海上风电项目成功并网，新增海风装机0.9GW。2021年完成发电量196亿千瓦时、上网电量186亿千瓦时。受新增装机年末并网影响，2021年公司完成发电量196亿千瓦时，同比提升1.8%；完成上网电量186亿千瓦时，同比提升1.7%。2022年一季度完成发电量44.21亿千瓦时；完成上网电量41.94亿千瓦时，其中2021年中并网海风项目贡献收益（长乐海风项目年末并网，2021年暂未产生收益），风电上网电量同比提升72%。（二）2021年气电结转减缓煤电巨亏，一季度海风贡献显著2021年公司营收同比+26.4%，业绩受煤价高位运行影响同比-15.2%。2021年公司实现营业收入120.77亿元，同比增长26.37%；实现归母净利润12.68亿元，同比下滑15.18%。公司火电机组占69%，2021年业绩降幅较同业相对缓和，主要系：（1）公司晋江气电2020年替代电量政策执行较晚、剩余电量结转增厚2021年业绩；（2）新能源发电业务平滑因煤价高企导致的燃煤发电业务巨亏；（3）稳定的投资收益亦减缓业绩波动。2021年燃气发电业务营收同比+79.45%，风力发电营收同比+24.91%。分业务来看，2021年公司燃煤发电实现营收39.61（同比-1.41%），占总营收的32.80%；受晋江气电2020年度替代电量结转影响，燃气发电实现营收33.68亿元（同比+79.45%），占总营收的27.89%；同期风电业务实现营收19.24亿元（同比+24.91%），主要系年中2个海风项目并网贡献收益所致（长乐海风项目年末并网，2021年暂未产生收益）；

光伏发电业务实现营收0.37亿元。2021年平均上网电价同比提升3.0%，2022Q1较2021全年提升15.0%。2021年公司平均上网电价升至0.448元/千瓦时（同比+3.0%），其中燃煤上网电价升至0.369元/千瓦时（同比+2.8%）；受2021年度气电替代电量电价下滑影响，燃气上网电价降至0.526元/千瓦时（同比-9.3%）；同期陆风和海风分别为0.588元/千瓦时和0.845元/千瓦时。进入2022年燃煤电价上浮充分体现，一季度公司燃煤电价达0.419元/千瓦时，较2021全年提升13.3%；结合高电价海风发电量占比提升，一季度公司平均上网电价达0.515元/千瓦时，较2021全年提升15.0%。热电联产机组利用小时具备显著优势，风电利用小时保持在3000小时左右。受益于福建省工业园区用电量的提升，公司热电联产机组自2018年起利用小时数稳定在5900小时左右，2021年达5881小时，完成发电量76.23亿千瓦时。2021年燃煤纯凝机组利用小时降至2905小时，完成发电量53.69亿千瓦时（同比-10.14%）。近两年公司风电利用小时接近3000，2021年达2905小时，叠加年内装机投产，风电发电量达33.75亿千瓦时（同比+17.37%）。受燃煤价格大幅上涨影响，2021年公司毛利率、净利率降至17.1%、10.5%。2021年受制于电煤价格高位运行，公司燃煤发电营业成本同比大幅提升36.4%，毛利率同比下降29.6pct至-6.9%。但受益于2020年度气电结转及高毛利海风并网，极大减缓业绩波动，2021年实现总毛利率、净利率分别为17.1%、10.5%。2022Q1受益于年末并网海风贡献收益、煤价环比下降，毛利率、净利率分别升至31.9%、25.4%。高毛利海风陆续投产下，2021Q4业绩即开始回升，2022Q1业绩同比提升16.94%。分单季度看，尽管公司燃煤电价上涨幅度有限，受益于莆田平海湾、莆田石城共计400MW海上风电项目于2021年7月并网（上网电价均为0.85元/千瓦时），抵消动力煤上涨导致的煤电亏损，2021Q4业绩即实现回升；长乐外海496MW海上风电于2021年末并网，三个海风项目齐出力显著增厚一季度业绩。（三）参股海峡风电+宁德核电等，2021年贡献投资收益5亿参股多家电力公司，2021年长期股权投资收益达5.09亿元。截至2021年末，公司长期股权投资包含14家公司，其中包括华能霞浦、中核霞浦、宁德第二核电、国核福建以及宁德核电5家核电公司，以及由三峡能源控股的海峡发电公司（负责开发福建省海上风电项目）。2021年公司投资收益达5.47亿元，占当期归母净利润的43.09%，其中长期股权投资收益达5.09亿元。此外，宁德核电厂规划容量为六台百万千瓦级压水堆核电机组，根据宁德核电厂5、6号机组建造环评征求意见稿，目前一期工程四台机组已建成商运，二期工程5、6号机组计划于2027年底前全面商运，届时福建宁德核电管理运营核电装机有望增长50%，增厚公司投资收益。2021、2022Q1公司在建工程同比大幅提升。从资产端来看，截至2022Q1公司总资产达446.53亿元（同比+20.06%），其中以在运电力机组为主的固定资产达到179.93亿元，在建工程达78.98亿元（同比+2.34倍）。公司2014年向福建省能源集团发行股份购买鸿山热电、福能新能源100%、晋江气电75%股权的重大资产重组交易构成反向购买，形成商誉4.62亿元，本期计提0.59亿元减值准备（上年同期计提1.87亿元），累计已计提3.44亿元。受长期借款同比提升影响，资产负债率升至50%左右。从负债端来看，受在建工程大幅提升影响，2021年公司长期借款达141.48亿元（同比+95.23%）。2021年末资产负债率提升至50.97%（2020年为46.55%），同比提升4.43pct；2022年一季度略有下降，为49.83%。伴随公司对在建项目（主要为三个海风项目）投入不断加大，2021年构建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金支出分别为64.48亿元，同比增长34.93%。2021年投资现金净流出85.36亿元，筹资现金净流入70.38亿元。经营现金流受煤价高企影响有所拖累，2021年实现净流入23.13亿元，同比增长2.25%。二、海上风电大发展，煤电业绩预期改善（一）福建海风资源优异，十四五迈入高速发展期十四五期间福建省目标新增海风4.10GW、光伏3GW，清洁能源占比提升至58.5%。2022年6月1日，福建省人民政府印发福建省“十四五”能源发展专项规划，提出2025年全省电力规划装机达85GW，其中，风电新增4.10GW、光伏新增3GW，清洁能源装机比重从2020年的55.8%提高至58.5%。海上风电方面，要求重点推进福州、宁德、莆田、漳州、平潭等资源较好地区的海风项目，“十四五”期间增加并网装机4.10GW，新增开发省管海域海上风电规模约10.30GW，力争推动深远海上风电开工4.80GW。福建省靠近东部沿海风能富集区，发展海上风电具备先天优势。福建沿海地区海上风能资源丰富，等效满负荷小时数可达到3000~4500小时，具备发展海上风电的优越区位条件。2022年新增海风平价上网略显劣势，部分沿海省份出台相关政策助发展。2022年起中央财政不再对新建海上风电项目进行补贴，鼓励地方政府自行补贴，支持本省海上风电项目的建设。目前已有上海、广东、浙江、山东明确发布地方补贴/支持政策，预计其余沿海省市地补有望跟进。预计2025年中国海上风电有23.3%的降本空间，届时海风平价上网成为可能。中国海上风电经过十多年的发展，在经营及技术提升下，单位造价也在逐步下降，从2010年的23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右。根据彭博新能源预测，未来全球范围内海上风电成本仍有进一步下降的空间，预计2025年中国海上风电度电成本降本空间达23.3%，支撑海上风电逐步实现平价上网。经济持续恢复下，2021年福建省用电量增速高出全国3.9pct。2021年全年，福建省生产总值为48810亿元，比上年增长8.0%；2022年目标全省地区生产总值增长6.5%。根据福建省“十四五”能源发展专项规划数据，预计2025年福建全省用电量3300～3436亿千瓦时，年均增长5.9%～6.7%。伴随省内经济稳增长，有望持续拉动用电量的进一步提升。福建省火电+核电发电量占比近9成，风电装机占比迅速提升。受益于可开发厂址资源丰富，福建核电正加快崛起；同时风能资源优越，近年风电建设节奏加快。根据福建省统计局数据，2021年福建省发电装机容量69.83GW，同比增长9.6%；其中，火电35.96.GW（占总装机51.50%，下同），水电13.86GW（占19.84%），核电9.86GW

（占14.12%，同比+13.2%），并网风电7.35GW（占10.53%，同比+51.2%）；并网光伏2.77GW（占3.97%，同比+36.9%）。2021年全省完成发电量2808亿千瓦时，其中火电+核电发电量占比达88.60%。东部沿海地区中，福建省电力相对充裕，具备电力外送能力。福建电网接入华东电网，相较于浙江、江苏等兄弟省份，福建省电力供需相对平衡。通过现有浙北—福州特高压，省内电力外送至浙江；十四五拟建成福州—厦门北电南送特高压，满足福建电网“北电南送”安全输电和南部负荷中心用电需求。浙北—福州1000kV特高压交流输变电工程：包括四站三线，起于浙江的浙北变电站，经浙中、浙南变电站，止于福建的福州变电站，是华东特高压交流主网架的重要组成部分，近期输电能力680万千瓦，远期输电能力可达1050万千瓦。浙北-福州工程于2013年3月获得核准，2014年12月26日正式投运。福建北电南送特高压交流输变电工程（福州—厦门）：省内第二条特高压线路，线路起于福州（榕城）1000千伏特高压变电站，途经福州闽侯、闽清、永泰，泉州安溪、永春、德化，漳州长泰、厦门集美等县区，线路全长2×238公里。工程于2022年1月获得核准，计划于2023年建成投运。（二）属地资源优势强，携手三峡能源合作共赢2021年末海风装机大幅提升，占比升至15%。受益于平海湾F区、莆田石城共计400MW海上风电项目2021年7月并网发电、长乐外海496MW海上风电项目2021年末并网，公司2021年末海上风电并网装机达0.9GW，较2020年末提升7倍以上；同期风电装机占比升至30%，其中海上风电装机占比升至15%。21H2并网海风电量充分释放，22H1发电量、上网电量同比均提升3.5倍以上。受益于2021年下半年公司海上风电项目集中并网，2022年上半年风电发电量、上网电量分别达26.27、25.73亿千瓦时；其中海上风电分别为12.52、12.24亿千瓦时，同比提升3.62倍，占风电发电量、上网电量近半数。公司携手三峡能源，合作开发福建海风项目。三峡能源作为中国海上风电引领者，截至2021年末海上风电已投产4.58GW，对于海风开发、运营经营丰富。公司与三峡能源通过交叉持股方式，开展省内海风项目开发：三川公司（公司持股65%、三峡能源持股25%）、福能海峡发电（公司持股68%，三峡能源持股32%）、海峡发电（公司持股35%、三峡能源持股65%）。福建省2022年重点海风在建项目达1.6GW，公司携手三峡项目达1.4GW。2022年2月28日，福建省发改委发布2022年省重点项目名单，其中包括国家海上风电研究与试验检测基地、漳浦六鳌海上风电二期项目等6个在建海上风电项目（不含基地项目总装机为1.58GW），另有1个海上风电预备重点项目。重点在建海风项目中，公司与三峡能源锁定1.40GW。参考十四五期间福建省新增海风4.10GW、光伏3GW，清洁能源占比提升至58.5%的目标，公司作为省属电力平台，携手三峡能源，未来省内海上风电建设值得期待。以400MW海上风电项目为例，收入端假设上网电价为0.39元/千瓦时（参考福建省燃煤标杆电价为0.3932元/千瓦时），利用小时数由3800小时增至4000小时左右；成本端假设单位投资成本为15000元/千瓦，折旧年限为20年，采用年限平均法折旧。同时考虑资本金为30%，风力发电增值税50%返还以及所得税1-3年免征、4-6年减半情形。伴随利用小时数的提高，测算出400MW海上风电项目前期（投产后第4~5年，运营相对稳定）净利率在7%~8%左右，而后期伴随利息支出的减少，净利率有望进一步提升。（三）煤电业绩有望持续改善，气电2021年基数较高2021年末火电装机达4.14GW，其中煤电占6成。截至2021年末公司在运火电控股装机达4.14GW，其中热电联产机组为1296MW、燃煤纯凝机组为1320MW、燃气机组为1528MW，煤电机组（热电联产+燃煤纯凝）占火电机组的63.13%。热电联产机组供热价格与煤炭价格联，可有效疏导燃煤成本。公司火电板块利润历年主要来自鸿山热电，2020年贡献净利润6.14亿元，占公司归母净利润的41%。2021年煤炭价格同比大幅上涨，燃煤热电联产机组供电、供热成本同比上升，但鸿山热电净利润亏损不足1亿元（净利率为-2.66%），显著优于同业，主要系供热价格与煤炭价格联动（2021Q4鸿山热电供热价格同比提升72.80%），可在一定程度上疏导燃煤成本。2021年气电存在前年替代电量延时确认因素，导致基数较高。晋江气电2021年净利润大幅提升至4.89亿元，主要系2020年替代电量政策执行较晚（2020年内仅执行9.28亿千瓦时，全年指标为24.86亿千瓦时）、剩余电量结转至2021年所致。燃煤电价向上浮动限制扩至20%，短期收入端迅速打开天花板。2021年10月，国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，原则上燃煤发电电量全部进入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动范围扩大至20%，高耗能企业不受限制。2021年公司燃煤上网电价（纯凝与热电联产上网电价加权平均后口径）涨幅有限，较批复电价折价1.8%。2022年一季度燃煤电价达0.419元/千瓦时，较标杆实现溢价11.5%；同期标煤采购单价为1134元/吨，较2021全年下降6.3%。预计电价上浮全年体现，动力煤保供稳价政策力度持续增强、公司用煤成本同比、环比下降，全年业绩将持续改善。三、盈利预测（一）关键业务核心假设（1）供电业务：燃煤发电截至