2024年福能股份研究报告：省属低碳转型标杆-乘风扬帆起航

2024年福能股份研究报告：省属低碳转型标杆_乘风扬帆起航一、省属综合发电公司，火电稳健海风向好1、背靠福建省国资委，自建并购共举实现能源转型公司为福建省属综合电力公司。福能股份前身为福建省南平纺织厂，成立于1994年，2004年5月于上交所上市。2014年，公司向福建省国资委全资控股的福能集团发行股份，购买其持有的鸿山热电100%股权、福能新能源100%股权和晋江气电75%股权，完成重大资产重组，公司控股股东变更为福能集团，实际控制人为福建省国资委。截至2023年三季度末，福能集团持有公司总股本比例为60.29%。公司主营业务为电力和供热，风电装机规模位居福建省前列。截至2023年底，公司控股装机599.33万千瓦，主要为风电、气电、光伏等清洁能源和热电联产机组，清洁能源装机占比为56.35%。其中，风电180.90万千瓦（陆风91.3万千瓦，海风89.6万千瓦），占比30.2%；气电152.80万千瓦，占比25.5%；热电联产129.61万千瓦，占比21.6%；燃煤纯凝发电132.00万千瓦，占比22.0%；光伏4.02万千瓦，占比0.7%。截至2022年底，公司风电装机占福建省内风电装机的比重达到24.38%，装机规模位居前列。公司发电量、供热量稳定增长，海风快速发展。受装机增长带动，公司发电量由2019年的190.69亿千瓦时增长至2023年的241.89亿千瓦时，年复合增长率达到6.13%，增速稳定。与此同时，公司海风装机和发电量均有较高增长。截至2023年底，公司海风装机为89.6万千瓦，2019-2023年海风发电量年均复合增长率高达187.87%。除发电业务之外，公司年供热量也稳定增长，从2019年的651.95万吨提升至2023年的953.94万吨，年复合增长率达9.98%。2、营收稳定增长，新能源增厚业绩营收增速稳健，2022年业绩同比翻倍。受益发电量和供热量增长，公司营收由2019年的99.45亿元增长至2022年的143.18亿元，年均复合增长率为12.92%。盈利能力方面，由于热电联产机组供电、供热价格上升，公司2022年实现归母净利润25.93亿元，同比大幅增长90.8%，盈利几乎翻倍。2023年前三季度，公司实现营业收入103.59亿元，同比增长12.72%；归母净利润16.36亿元，同比增长1.69%。2019-2022年，公司净利率由13.27%增长至22.93%，盈利能力整体提升。2023年前三季度，公司毛利率、净利率、ROE（摊薄）分别为18.74%、18.52%、7.82%。随着煤价中枢下行，以及供热成本进一步传导，公司盈利能力有望持续提升。分业务来看，供电业务贡献主要营收和利润，其中子公司福能新能源是主要的利润贡献主体。供电业务是公司的主要收入和利润来源，其收入占比在80%左右，毛利占比超过80%；供热业务收入占比逐渐提升，2022年达到13.7%，毛利占比在10%左右。从毛利率来看，供电业务毛利率整体较高，在20%-25%左右。2021年，由于煤价大幅上涨，公司供电、供热业务毛利率均出现下滑。2022年，受益供电、供热价格提升，主要业务毛利率回升。公司陆上风电经营主体为子公司福能新能源，截至2023年底控股风电88.10万千瓦，光伏3.00万千瓦。海上风电经营主体为福能海峡，控股海风装机49.60万千瓦。2022年，福能新能源和福能海峡分别产生净利润12.64亿元和6.79亿元，二者合计占公司净利润比重接近60%，是公司重要的利润贡献主体。3、经营性现金流稳健，投资收益熨平业绩波动公司资产负债率较低，经营现金流充裕。近年来，公司资产负债率稳定在50%左右，低于同行业平均水平，债务融资空间较为充足。经营性现金流量净额在20亿元以上，总体呈现增长趋势；净现比始终大于1.2，充足的现金将为公司持续开发新项目提供支撑。参股同业公司，投资收益进一步增厚业绩。公司在风电、核电、火电等领域积极开展同业投资，持有海峡发电35%股权，国核福建30%股权，宁德核电10%股权，国能石狮49%股权。2023年前三季度，公司实现投资净收益9.04亿元，同比增长8.5%，占净利润比重达到47.1%，成为业绩增长的重要支撑。二、依托福建优质资源，海风乘势而起1、福建风力资源丰富，风电利用效率较高福建省地处我国东南沿海，独特的“峡管效应”赋予福建地区优渥的风力资源。福建省位于我国的东南沿海，全省地势呈现西北高、东南低的特点，其东南方向与台湾省隔台湾海峡隔海相望，使得福建省具备形成“峡管效应”的天然优势。《中国风电发展路线图2050》显示，台湾海峡是中国风能资源最为丰富的地区，其近海5-20米水深的海域内、100米高度年平均风功率密度为1000-2000瓦/平方米，风能资源等级可达到6级以上；受季风和“峡管效应”协同影响，福建省的风电发展拥有优越的自然资源禀赋。福建省风电利用小时数高于全国平均，且几乎不存在弃风弃光现象。2019-2022年，全国风电利用小时呈现稳步上升态势，分别为2082/2097/2232/2246小时，2023年风电利用小时数出现稍有回落，为2225小时。受益于资源禀赋，福建省发电利用小时数分别为2639/2880/2836/3132小时，远超全国平均水平。利用率方面，2019-2022年，全国风光利用率整体提升，平均弃风率从4%下降至3.2%，平均弃光率由2%小幅下降至1.7%。相比之下，福建省风电及光伏利用率达到100%，几乎不存在弃风弃光现象。2、平价上网倒逼成本下行，海风迎增长新机遇陆风全面平价上网，海风处于过渡期。我国风电上网价格自2006年起经历了“政府指导价-标杆电价-平价上网”三个阶段。2006年，国家发改委出台《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确风力发电项目的上网电价实行政府指导价格。2009年，国家发改委出台《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为I-IV四类风能资源区，风电上网电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，陆风上网电价定价方式由“政府指导价”转为“标杆电价”，海风上网电价则根据建设进程另行制定。随着海风项目发展进程不断加快，2014年，国家发改委出台《关于海上风电上网电价政策的通知》，将海风上网电价按照近海风电项目和潮间带风电项目区分，确定2017年（不含）以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元（含税）。2015-2019年，国家发改委多次下调陆风及海风标杆电价。截至2020年，全国符合规划的新核准陆上风电按四类资源区划分的风电指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元；新核准的近海风电指导价下调为每千瓦时0.75元。2021年，为充分发挥电价信号作用，国家发改委出台《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自2021年起，新核准的陆风项目全面平价上网，海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。平价倒逼成本下行，风电整机中标均价、LCOE持续下降，装机量快速增长。2019-2023年，国内风机市场竞争激烈，各大风机厂商间“价格战”势头迅猛，风电平价上网电价政策的出台也倒逼成本下行，我国陆上风机和海上风机中标均价呈现逐年下滑态势。截至2023年，陆上风机中标已由2019年的4842元/kW跌至1500元/kW，四年间整体跌幅高达69.02%；海上风机中标均价由2019年的8250元/kW跌至3200元/kW，整体跌幅为61.26%。根据伍德麦肯兹统计，2022年中国陆上风电LCOE同比下降26%，海上风电LCOE已降72美元/MWh，同比下降22%，远低于亚太区171美元/MWh的海上风电平均LCOE水平。风机成本下行推动风电装机量快速增长。根据国家能源局数据，截至2023年底，全国风电累计装机达到4.41亿千瓦，占全国发电总装机量的15.11%；2023年全年，风电新增装机7590万千瓦，创历史新高。国补退坡省补接续，限制因素有望得到解决，海风建设持续向好。国补虽已经退坡，但山东、广东、浙江、江苏等地对海上风电项目依然提供地方性补贴。例如，对于2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，山东省财政分别按照800/500/300元/千瓦的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200/340/160万千瓦。广东省对于在2018年年底前已完成核准、在2022-2024年全容量并网的省管海域项目，分别补贴1500/1000/500元/千瓦。同时，多省出台“十四五”海风规划，据CWEA统计，各省海风新增装机规模约50GW，2025年累计并网容量将超过60GW，其中广东、江苏、福建的增长潜力较大。此前，江苏、广东等省份海风项目受到航道管制、审批进度较慢等因素影响，建设进程较慢。而2023Q4以来，江苏、广东海风开工加速推进，江苏国信大丰0.85GW、三峡大丰0.8GW、龙源射阳1GW海风项目获得核准批复；广东青洲五七海风项目海域使用论证报告书提交，青洲六1GW项目，海缆已进入排产周期。随着航道问题的逐步解决，以及新一批竞配、核准项目的释放，2024年海风装机预计迎来高增长期。3、陆风项目均享受补贴电价，携手三峡能源海风竞配遥遥领先公司陆风项目投产时间较早，均享受补贴电价，毛利率较高。公司多数陆风项目于2020年之前投产，早于国家发改委风电平价上网政策出台的时点，因此均享受风电上网补贴电价，毛利率维持在63%以上的较高水平。与三峡能源交叉持股，合作开发福建海风项目，2023年获得95万千瓦海风项目，指标获取能力遥遥领先。公司与三峡能源通过直接、间接方式交叉持有海峡发电有限责任公司、福建省福能海峡发电有限公司、福建省三川海上风电有限公司股份，共同合作开发福建省海风项目。2023年7月17日，福建省发改委发布《关于福建省2023年海上风电市场化竞争配置（第一批）结果的公示》，总计5个海上风电项目，装机容量2GW。其中，公司和三峡集团的联合体中标长乐外海K区项目（55万千瓦）和莆田湄洲湾外海项目（40万千瓦），合计95万千瓦。此外，公司参股35%的海峡发电所属的莆田平海湾海上风电场DE区（40万千瓦）项目、福建漳浦六鳌海上风电场二期（40万千瓦）项目均为2024年福建省在建重点项目。海风占比提高，带动风电利用小时数提升，风电上网电价整体上行。2019-2020年，公司风电利用小时大幅提升，达到2975小时；2021年有所回落，为2905小时。随着公司莆田平海湾F区和莆田石城海上风电场并网发电，2022年公司风电利用小时数出现回升，达到3167小时。从上网电价来看，2019-2022年，公司海风上网电价均高于陆风上网电价超250元/兆瓦时；同时，陆风上网电价由2019年的598.87元/兆瓦时下降至2022年的579.26元/兆瓦时，整体降幅为3.27%；海风上网电价由2019年的849.68元/兆瓦时小幅下降至2022年的842.18元/兆瓦时，整体降幅仅为0.88%，海风与陆风上网电价差距逐渐扩大，2019-2022年公司风电上网电价整体上行。竞配机制优化，未来海风项目收益率有望提高。根据福建省发改委发布的《2022年首批海上风电竞争配置结果的公示》，华能集团与福建省投资开发集团联合体确定为连江外海项目（700MW）优先中选企业，国家能源集团与万华化学集团联合体确定为马祖岛外项目（300MW）的优先中选企业，两个项目的申报电价均在0.20元/千瓦时左右，远低于福建省燃煤标杆电价（0.3932元/千瓦时）。由于当时海风项目初始投资成本较高，普遍在1.6万元/千瓦左右，过低的中标电价难以保障海风项目收益率，华能集团所在联合体最终放弃中选资格。为优化竞配机制，保障海风项目盈利能力，福建省在2023年海上风电竞配细则中提出，申报电价占40分，企业能力占10分，装备技术先进性占10分，技术方案占20分，综合贡献占20分。以通过资格审查的投资主体申报的平均上网电价作为基准电价（如通过资格审查的投资主体大于等于6家，去掉一个最高电价和一个最低电价后计算基准电价)，基准电价得35分。其中，高于基准电价的申报电价以35分为基础扣分，每高0.001元/千瓦时扣0.15分；低于基准电价的申报电价以35分为基础加分，每低0.001元/千瓦时加0.1分，最高为40分。新的竞配规则在保留市场竞争机制的同时，又能在一定程度上避免评分标准单一导致的恶性竞价问题，预计后续福建省海风竞配机制将进一步完善，叠加海风建造成本下行，项目收益率有望逐步提升。海风竞配带来的恶性竞争问题是市场普遍担心点，随着竞配政策逐渐优化，未来直配有望成为新的指标配置形式。虽然目前随着风机等价格的下降，海风的建设单位造价已经有明显下降，近海风电造价可以降至1.0-1.2万元/千瓦，深水区海上风电造价约1.3-1.5万元/千瓦。但在当前竞配方式下，上网电价水平依然难以满足收益率要求，未来指标配置方式有望重新改进，若未来直配政策落地，上网电价有望回到合理区间，将进一步提升新增海风项目的收益率水平。三、热电联产稳业绩，电量替代保盈利1、煤炭成本优化，火电盈利修复公司火电业务稳健发展，收入贡献占比超过50%。2019年以来，受冲击，国家节能减排、煤电去产能政策影响，叠加公司风电装机的快速增长，公司火电发电量及占比均呈现下降趋势。2023年，受益于社会经济复苏带动用电需求增长，公司火电发电量达到186.46亿千瓦时，同比增长12.6%，占总发电量77.1%。近年来公司火电业务营收占比整体也持续下降，但仍在50%以上。2022年公司火电业务实现营收77.22亿元，同比增长5.4%，占总营收的53.93%。2023年煤价中枢总体下行，公司燃料成本同比回落，叠加容量电价机制落地，有望进一步稳定火电业务盈利预期。公司发电用煤主要通过福能物流进行采购，构成上以长协煤为主。2021、2022年煤炭价格高位运行，公司标煤采购单价维持在1200元/吨以上，煤电业务运营成本较高。2023年以来，煤价中枢总体下行。截至2024年3月8日，秦皇岛动力煤（Q5500）市场价已降至916元/吨，同比下降19.6%。煤价下行有利于公司控制燃料成本，叠加2023年煤电容量电价机制出台，公司火电业务盈利稳定性有望提高。2、热电联产规模持续增长，煤热联动助力成本疏导公司在福建省内的煤电机组均为热电联产，核心公司鸿山热电利用小时数、供电煤耗等指标均有明显领先优势。公司热电联产机组控股装机达129.6万千瓦，具有能耗低、效率高、利用小时数有保障的特点。其中鸿山热电配备有2台60万千瓦超临界抽凝供热发电机组，2022年发电量72.9亿千瓦时，利用小时数6076小时，同比增长3.1%，较全省燃煤机组2022年平均利用小时数高出1341小时。能耗方面，2022年鸿山热电供电标煤耗269.77克/千瓦时，低于同类型燃煤火电机组约30克/千瓦时，技术指标领先。公司热电联产机组实行“煤热联动”的热价政策，有利于煤价上行时期进行的成本疏导，稳定供热业务盈利。公司供热价格执行政府指导价，包括供热基准价和浮动定价机制，当煤炭价格指数上涨时，会触发合同条款进而调整供热价格。2022年，外部环境变化导致用热需求减少，供热量同比略有下降，但基于供热价格与煤价联动机制，同期公司综合含税供热均价延续上升态势。2019-2020年，公司供热业务对热电联产的毛利贡献分别为21.4%、22.2%，且2021年抵消了部分火电亏损，近年来一直保持稳定盈利。2023年，公司热电联产机组发电量77.95亿千瓦时，同比减少0.6%；供热量953.94万吨，同比增长9.3%。供热量增长叠加供热价格提升，预计公司供热业务将进一步增厚业绩。3、气电机组性能先进，替代电量保障盈利公司控股的晋江气电装机152.80万千瓦，机组效率高达57%。晋江气电运营的9FA燃气—蒸汽联合循环机组，采用通用电气公司先进的燃机技术和MARKVIe控制系统，机组联合循环效率高达57%。具有启停快速、调度便捷等优点，增强了电网的调峰能力，在调节福建省日益加大的电力峰谷差、保障电力系统安全运行等方面发挥重要作用。2023年，晋江气电发电量39.16亿千瓦时，同比增长45.4%；上网电量38.33亿千瓦时，同比增长45.5%。作为政策性调峰电厂，晋江气电可将部分发电量转由燃煤电厂替代发电，向燃煤电厂支付替代发电对价，并向电网公司收取替代电量上网电费。公司平均每年替代电量约为25亿千瓦时，结算价差约为0.25元/度，可贡献毛利约5亿元。2020年，根据省物价局要求，公司大幅降低出让上网电量，当年未完成的替代电量指标为15.58亿千瓦时。2021年，公司替代上年完成余留指标，替代电量及毛利同比大幅上升。2022年，晋江气电替代电量业务继续达成稳定收益，实现替代电量24