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、公司沿革及股权结构
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。
（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。
（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升保持乐观。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。
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。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
