（报告出品方/分析师：民生证券 严家源）
01. 不囿传统，低碳转型
1.1 资产重组，登录 A 股
福建福能股份有限公司（以下简称“公司”）前身为福建省南平纺织厂，筹建于1970年。2004年5月公司股票在上交所挂牌上市，2014年7月，公司通过向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，公司控股股东变更为福能集团，主营业务变更为发电、供热。
根据公司2022年一季报披露，福能集团直接持有公司总股本的60.29%，为公司控股股东，福建省国资委是公司实控人。
1.2 外购内建，做大转型
公司上市后，秉承“做大做强热电联产 大力发展清洁能源”的理念，通过持续外购与自建发电资产，不断外延业务边界，已形成风力发电、天然气发电、热电联产等多种类电源发电业务组合，并参股核电发电业务，其中宁德核电已投运。
- 火电
- 2015年，公司开工龙安热电项目，并于2017年投产，装机容量3.61万千瓦；
- 2017年，公司以4.60亿元竞购福能贵电（原：华润六枝）51%股权，装机容量132万千瓦；以5.23亿元竞购华润温州20%股权，装机容量200万千瓦；
- 2020年，晋江气电全资子公司晋南热电投产，装机容量6万千瓦；
- 2020年，公司以19.88亿元受让控股股东福能集团持有的国能石狮（原：神华福能）49%股权，装机容量200万千瓦。
- 2021年，公司以2.12亿元竞购惠安泉惠（泉惠发电）35%股权，惠安泉惠61.5万千瓦热电联产项目尚未投产。
- 风电
- 2015年，公司与三峡能源合资成立海峡发电，公司参股35%，共同开发福建海风资源；
- 2016年完成非公开发行，净募资26.81亿元投资7个陆上风电项目，合计装机容量30.95万千瓦；
- 2016年，公司与海峡发电、华夏电力成立三川风电，公司控股51%，共同开发石城渔港、平海湾F区海上风电项目，合计装机容量40万千瓦；
- 2018年，公司与海峡发电成立福能海峡，公司控股51%，共同开发福建长乐外海海上风电场区B、C区海上风电项目，合计装机容量80万千瓦。
- 核电
- 2015年，公司与华能核电等公司共同成立华能霞浦，公司参股10%，多方共同负责建设和运营福建霞浦核电工程4台百万千瓦级压水堆核电项目和1台60万千瓦高温气冷堆核电项目；
- 2015年，公司与中核股份等公司共同成立中核霞浦，公司参股20%，多方共同建设和运营管理60万千瓦示范快中子反应堆工程；
- 2016年，公司与国家核电共同成立国核福建，公司参股35%，双方致力于连江核电项目的开发、建设、运营及管理；
- 2016年，公司与大唐核电、中广核共同成立宁德第二核电，公司参股10%，多方共同建设和运营两台百万千瓦级功率的核电站；
- 2018年，公司以15.31亿元受让控股股东福能集团持有的宁德核电10%股权，装机容量435.6万千瓦。
通过外购与自建并举，公司控股装机容量由2014年的318.05万千瓦提升至2021年底的599.33万千瓦，装机容量接近翻倍。公司清洁能源运营商转型顺利，2021年底公司风力、天然气、光伏等清洁能源发电合计装机占比达到56.3%。其中，风力发电180.90万千瓦，天然气发电152.80万千瓦，光伏发电4.02万千瓦。公司煤电板块包括129.61万千瓦热电联产机组与132.00万千瓦燃煤纯凝发电机组。
公司装机增长带动发电量不断增长，发电量由2014年的119.86亿千瓦时增长至2021年的195.67亿千瓦时，年复合增长率达到7.3%。发电业务之外，公司年供热量不断增长，从2014年的365.12万吨提升至2021年的929.84万吨，年复合增长率达14.3%。
公司的主营业务主要由供电、供热以及资产重组之前的纺织业务构成。获益于发电量、供热量的稳定增长，公司的营收保持稳步提升的良好发展势头。2021年公司实现营业收入120.77亿元，同比增长26.4%，较2014年58.09亿元营收，多年复合增长率达11.0%，其中，供电业务收入94.92亿元，同比增长24.5%，占总营收的比重达78.6%。
1.3 风电转型，增厚业绩
风电出力不断提升，驱动公司营收增长。截至2021年底，公司风电装机180.9万千瓦，其中，陆上风电91.1千瓦，海上风电89.8万千瓦。年内公司平海湾F区、石城、长乐外海C区三个合计89.8万千瓦的海上风电项目全部实现并网发电。
2021年公司风力发电量达33.75亿千瓦时，占总发电量的17.2%，其中，海风发电量9.22亿千瓦时，同比增长191.2%。1Q22，公司风电发电量13.91亿千瓦时，同比增长71.7%；其中，海风发电量5.94亿千瓦时，同比增长353.4%。
2021年公司风电业务实现营收19.24亿元，同比增长24.9%，其中，海上风电实现营收6.74亿元，同比增长191.9%。2021年，公司风电营收占供电业务营收的20.7%，较风电发电量占比高出3.5pct，风电对营收的提振效果显著，随着三个海风项目的全面投产，风电对营收贡献将进一步提高。
公司传统火电业务毛利率不断下行，火电业务毛利率由2014-2016年的26.0%、26.9%、27.0%下降到2017年的11.8%，此后一直维持在15%以下，疲弱的火电业务拖累整体发电业务毛利率。
风电业务毛利基本在60%以上，2021年风电业务实现毛利12.68亿元，占公司发电业务的比重达到74.0%，随着高毛利的风电业务快速发展，公司发电毛利率止住下行趋势并逐渐修复，由2018年最低的19.7%提升至2020年的24.4%。
2021年受高煤价影响，公司火电业务毛利率较2020年下滑7.1pct至5.8%，而发电业务整体毛利率下滑5.9pct至18.5%，降幅小于火电业务。
在火电疲弱的趋势下，风电转型对公司业绩增厚明显。2014-2021年，公司归母净利润由7.95亿元提升至12.68亿元，多年复合增长率达6.9%。随着2021年完成抢装的海风项目进入正常运营阶段，业绩有望继续提升。2017年-2020年公司ROE持续提升，2020年ROE达10.6%，回到10%以上。2021年受高煤价影响，公司业绩出现下滑，ROE随之下行，回落到7.6%。
公司经营效率高，资产负债率低位运行，经营性现金流净额总体呈增长态势，净现比保持在1.5以上，良好的经营性现金流支持公司开发新项目的关键。
02. 火电：源远根固，别具一格
火电板块稳健发展，是公司清洁能源转型路上重要的支撑。
2017年，公司以4.60亿元竞购福能贵电（原：华润六枝）51%股权，一次性增加控股火电装机132万千瓦，并于2018年完成并表，是公司火电业务发展的一次重要跃升。截至2021年底，公司火电控股装机容量达414.41万千瓦，占公司总装机容量的69.1%。
2021年公司火电发电量占公司总发电量比重达82.5%，火电发电量从2014年的108.24亿千瓦时增长至2021年的161.43亿千瓦时，多年复合增长率达5.9%。若考虑到自2015年起晋江气电执行气电新政，2015年公司天然气电发电量为26.86亿千瓦，同比下降37.1%，此后气电新政下公司天然气电机组年发电并未满发，2015年-2021年发电量复合增速达10.3%。
公司火电发电收入从2014年的41.70亿元增长至2021年的73.29亿元，占公司总发电收入的78.9%。
2.1 以热定电，煤热联动
公司在福建省内的129.61万千瓦火电机组均为热电联产机组，鸿山热电是核心主体，现有两台60万千瓦超临界抽凝供热发电机组。电厂靠近当地热、电负荷中心，用热企业热量需求稳定，机组发电利用小时高、燃料利用率优于同等规模燃煤机组。
2021年鸿山热电机组利用小时数达5894小时，分别领先福建省、全国的火电设备平均发电利用小时1017、1446小时；供电标煤耗270.62克/千瓦时低于同类型燃煤火电机组30克/千瓦时以上。
另一方面，公司热电联产机组执行“煤热联动”的热价政策。在燃煤成本上行时，可以上调供热价格疏导燃料成本。2021年面对飙升的煤价，公司加大热量供给，完成供热929.84万吨，同比增长36.5%。供热均价随着公司采购煤价成本上升而同步上调，2021年公司供热均价180.50元/吨，同比增长22.8%，有效抵消部分高煤价冲击。
2021年燃煤发电收入39.61亿元，同比下降1.4%，供热业务营收16.78亿元，同比增长67.7%；燃煤发电毛利亏损2.73亿元，由盈转亏，供热业务实现毛利1.88亿元。供热收入增长有效抵了部分消煤炭价格上涨对发电业务的利润侵蚀，对热电联产毛利贡献不断加强，减少火电业绩亏损。
2.2 电量替代，旱涝保收
晋江气电收入主要由燃气发电、替代电量、燃气置换三部分构成。
由于进口天然气价格较高，公司燃气发电部分实际上处于连年亏损状态，但是考虑到燃气机组承担省内电网调峰责任，福建发改委核准公司可以将部分发电权转让。实际上当前发电权转让的替代电量收入是公司气电板块的主要利润支撑。
2020 年公司气电板块业绩亏损主要是当年公司仅完成替代电量9.28亿千瓦时，同比下降62.7%，尚有替代电量12.92亿千瓦时当年未完成，测算减少替代电量毛利2.37亿元，导致年度净利润亏损1.53亿元。
2021年公司完成替代电量40.44亿千瓦时（含2020年未完成结转电量），同比增长335.7%，测算实现替代电量毛利10.32亿元，带动气电板块实现净利润4.89亿元，公司替代电量业务是增厚气电业绩的重要支撑。（报告来源：远瞻智库）
03. 风电：由陆向海，乘风破浪
福建省地处我国的东南沿海，省内主要山脉走向与台湾的中央山脉接近平行，台湾海峡狭管效应明显，特殊地理位置和海陆配置造就省内沿海与海上丰富的风力资源。据中国气象局风能太阳能中心的数据，2021年，全国70米高度平均风速均值约为5.5m/s。
从空间分布看，除三北地区、西藏北部平均风速大于6.0m/s外，福建沿海的平均风速同样超过6.0m/s，高于山东、江苏等东部其他沿海省份。
受益于全年较为稳定的来凤，福建省的风电利用小时数高于其他省份，同时省内风电全额消纳，无弃风现象，弃风率远低于全国均值。2021年，福建省风电平均利用小时达2703小时，较全国平均2232小时，超出471小时，利用小时数全国第一。
3.1 风起于陆
公司风电业务起步于福能新能源的陆上风电场，截至2021年公司已经投产22个陆上风电场，除晋江金井32MW项目由晋江气电负责外，其余项目均有福能新能源开发运营。随着公司确定由陆向海的风电开发战略，陆风暂无新项目规划。
受益于投产较早，公司陆风项目均享受补贴电价，毛利率稳定维持在65%上下，较高的毛利润已经成为公司业绩重要的支撑。同时，风电场多布局在福建沿海，项目利用小时高。2021年公司风电平均利用小时数达2951小时，较全国风电平均利用小时数高出719小时。
3.2 逐鹿海风
3.2.1 海风新机遇
2021年，全球海上风电新增装机21.1GW，截至2021年底全球累计海上风电装机57.2GW。而我国在经历“抢装潮”后，2021年海上风电新增装机容量达1690万千瓦，同比增长170.8%，截至2021年底全国累计海上风电装机容量达2679.71万千瓦。
随着2021年三大海上风电项目成功投产，公司在运的海风装机容量达到89.8万千瓦。
《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，发展海上风电集群。在顶层设计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策。不完全统计，“十四五”期间，全国沿海省份海上风电规划总装机容量接近100GW，海上风电发展前景广阔。
2017年国家能源局复函福建省发改委，同意福建省总规模1330万千瓦海上风电规划，包括福州、漳州、莆田等所辖海域17个风电场。《福建省“十四五“能源发展专项规划》进一步明确，“十四五”期间福建将增加并网装机410万千瓦，新增开发省管海域海上风电规模约1030万千瓦，深远海示范化开发480 万千瓦。
3.2.2 平价倒逼成本下行
2019年5月国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元；对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。由于公司三个海风均在2021年年底之前并网，仍享受补贴电价。
自2022年开始，海风上网电价全面进入平价时代，根据国际可再生能源署的数据，2010-2020年，海上风电LCOE下降幅度达到48%，低于光伏、陆上风电成本下降幅度。随着工程建设能力的提升以及更大容量风电机组的开发，海风建设成本存在进一步下降空间。
目前，广东、山东、浙江三省均明确了海上风电“省补”政策，提高运营商的投资积极性。虽然福建尚未公布本省的海风“省补”政策，但从海风开发成本来看，得益于丰富的风力资源，风电机组利用小时高等优势，福建度电开发成本低于东部沿海其他省市。
3.2.3 携手三峡，优势互补
2015年，公司控股股东福能集团与三峡集团公司签订《项目合作框架协议》，双方将共同开发福能集团已获取的100万千瓦海上风电资源，同时双方共同负责向福建省另外争取200万千瓦海上风电资源。三峡能源作为国内海上风电领域的先行者技术储备雄厚，福能股份凭借区位优势，双方在海风资源获取与运营上强强合作、高效互补。
公司控股的三川风电负责开发建设莆田平海湾F区海上风电场和莆田石城海上风电场，总装机规模40万千瓦；福能海峡负责开发福州长乐外海C区海上风电场，总装机规模49.8万千瓦。
随着福建省海上风电规划目标明确，公司凭借自身区位优势与控股股东能源集团的支持，未来海上风电项目量有望持续提升。
根据净利润、折旧与摊销、分红，匡算公司每年的可供支配现金流，2021年匡算可用现金流23.9亿元。
假设这部分资金不参与偿还债务，全部用于投资海风项目，假设海风项目平均造价10000元/千瓦。考虑最大化杠杆和参考公司现有资产负债率两种情况：
- 资本金比例20%：对应海风装机规模120万千瓦；
- 资本金比例40%：对应海风装机规模60万千瓦。
04. 投资收益：稳中有进
在主营业务之外，公司积极进行同业投资，拓展业务版图，增厚业绩。
公司的投资净收益从2015年的0.06亿元增长至2021年的5.47亿元，多年复合增长率达111.2%，对公司利润总额的贡献也由0.4%提高至32.7%。
2021年公司投资收益主要来自宁德核电（持股10%）2.32亿元、海峡发电（持股35%）1.74亿元， 国能石狮（持股49%）0.79亿元、华润温州（持股20%）0.30亿元。国能泉州（持股23%）同受限于煤炭价格高涨带来的业绩下滑，全年仅贡献投资收入99.6万元，2020年同期投资收益1.26亿元。
随着三峡能源海峡发电海风项目的陆续投产，预计海峡发电将持续贡献高额投资收益；同时若燃煤价格得以管控，投资的火电企业有望进一步提振公司业绩。
05. 盈利预测与估值
5.1 盈利预测假设与业务拆分
对于公司主营业务的盈利预测，可分为火电、风电两大板块；其中，火电板块包括供电、供热等几个子项目。
5.1.1 火电
对于公司2022-2025年火电板块的营收预测，做以下几点假设：
- 新增装机：2022-2025年，火电保持现有装机容量；
- 利用小时：参考历史发电利用小时数，以及多年平均发电量；
- 上网电价：维持目前的电价水平，略有上浮。
由此得到公司2022-2025年火电板块业务的收入预测如下：
5.1.2 风电
对于公司2022-2025年风电板块的营收预测，做以下几点假设：
- 新增装机：2022-2025年，陆风保持装机容量，海风装机每年新增0、30、80、90万千瓦；
- 利用小时：当年新增装机全部按照1/6年均利用小时折算；
- 上网电价：考虑新增装机快速增长、平价进程和市场化交易，上网电价逐年下降。
由此得到公司2022-2025年风电板块业务的收入预测如下：
综上，加上纺织业务、其他业务、投资收益的测算，得到公司2022-2025年盈利预测：
5.2 估值分析
5.2.1 相对估值
选取新能源运营商龙源电力、三峡能源、江苏新能，火电业务转型新能源的申能股份、吉电股份5家可比上市公司，对应2022年PE均值为18.0倍。参考公司历史估值，给予公司2022年12.0倍PE，对应目标价15.36元。
5.2.2 绝对估值
采用DCF法进行估值，关键假设如下，参考10年期国债的收益率，考虑到利率波动，出于审慎性原则，无风险利率假定为3.50%；近三个月公司β系数介于0.72-0.85之间，β系数假定为0.8。
测算得到公司每股价值为15.37元，对应2022年PE为12.0倍。
5.3 报告总结
公司热电联产，煤热联动有效抵消部分高煤价冲击，相比传统火电机组，抗压能力更强。近年来，公司积极转型风电业务，凭借自身区位优势，携手三峡迎风而上。
投资收益稳中有进，为公司业绩锦上添花。预计公司22/23/24年EPS分别为1.28/1.41/1.50元，对应2022年7月19日收盘价PE分别9.7/8.8/8.3倍。给予公司2022年12倍PE，目标价15.36元。
06. 风险提示
1）宏观经济承压降低用电需求：电力工业作为国民经济运转的支柱之一，供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响。发电企业经营状况与经济周期的相关性较高，经济下行周期将可能导致全社会用电需求减少，降低公司发电设备利用小时数，影响公司的盈利能力。
2）燃料价格上涨提高运营成本：公司发电设备基本由燃煤机组和燃气机组构成，煤炭及天然气价格波动对公司营业成本影响较大；煤炭去产能政策造成供应大幅下降，优质产能的释放进度落后，且环保限产进一步压制了煤炭供应，导致了电煤价格难以得到有效控制。
3）自然条件变化：风电、光伏发电情况与风力、光照等自然因素直接相关，若项目所在地自然条件发生不利变化，将导致发电量下降。
4）电量消纳不足：当电网的调峰能力不足、消纳能力有限或送出通道受限，可能导致产生弃风限电、弃光限电，影响上网电量。
5）补贴发放延迟：可再生能源补贴发放周期较长，导致应收账款规模逐年增大，如不能及时回收将影响经营现金流。
6）设备价格上涨：大规模抢装导致风电、光伏设备短期内供不应求，推动设备价格快速上涨，将影响新建项目的收益率。
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