聚焦清洁能源，风电独领风骚 | 电力公用事业行业转债专题

来源：债市覃谈

国君研究 | 报告导读：

电力行业转债募投项目/收购资产以清洁能源为主，符合电力发展大趋势。1）转债募投项目/收购资产以清洁能源为主：本次梳理的5只转债募集资金投向均为清洁能源，其中福能股份用于建设风电项目，内蒙华电用于收购风电资产，川投能源用于增资雅砻江水电，中国核电用于建设核电机组，中闽能源用于收购海上风电资产。2）电力发展大趋势：传统火电转向清洁能源：我国目前主要发电方式为火电，但火电高速发展期已过，近年来装机增速逐步放缓，2018年火电装机同比增速仅3%，已连续三年下降，我们预计未来将保持在3%左右甚至更低的低增速，未来我国的电力装机增量将主要为清洁能源（水电、风电、光伏）。根据我们预测，到2035年，我国非化石能源装机占比将由2018年的40%提升至60%，近年来各大电力集团的资本开支重点也开始逐渐转向清洁能源（尤其是风电）。

已发行转债正股推荐福能股份，待发行转债正股推荐中国核电、川投能源。1）福能股份：受益于供需好转以及煤价回归，火电盈利有望改善，在运陆上风电盈利优异，此外积极发展海上风电，有望成为未来的利润增长点；2）中国核电：A股唯一的核电运营商，储备项目丰富，有望受益于核电审批重启；3）川投能源：手握优质资产雅砻江水电，雅砻江在运电站业绩表现优异，静待在建中游电站投产。

风险提示：可转债发行方案未能过会、电力供需恶化。

正文

1. 电力行业现存转债较少，但融资需求旺盛

电力及公用事业行业可转债数量和融资规模领先。按照中信一级行业分类，截至2019年4月15日，电力及公用事业行业已发行可转债11只，在各行业中排名第5位，仅次于基础化工行业（14只）、电子元器件行业（13只）、汽车行业（13只）以及医药行业（12只），总发行规模约170亿元，排名第3位，仅次于银行（1390亿元）和非银行金融（179亿元），整体来看，电力及公用事业行业转债数量较多，融资需求旺盛。

电力类存量转债数量较少，但融资规模占比大。截至2019年4月15日，电力及公用事业行业中电力类转债数量为3只，即核能转债、福能转债、蒙电转债，其中核能转债尚未上市交易，发行期限均为6年，发行规模分别为78亿元、28.3亿元、18.75亿元，合计为125.05亿元，占电力及公用事业发行总规模的73.51%。2家公司可转债待发行，即川投能源和中闽能源，合计待发行规模为45.60亿元。其中，川投能源采用公募方式发行，中闽能源采用私募方式发行。从募集资金投向来看，电力行业可转债资金多用于公司核心项目的开发与扩建以及股权收购。

2. 存量转债条款对比

存量转债评级较高，利率条款接近。目前已发行的核能转债、福能转债、蒙电转债的发行期限均为6年，信用等级较高。核能转债和蒙电转债均为AAA级，福能转债为AA+级，均采用无担保形式。利率条款方面，核能转债第一年票面利率和最后的补偿利率相对较低，分别为0.20%和5.00%，福能转债和蒙电转债第一年票面利率均为0.40%，最后的补偿利率分别为9.00%和6.00%。付息方式均为累进利率，每年付息1次，核能转债第一年和第二年的利率较低，从第三年开始三只转债的利率相同。

目前已上市的蒙电转债和福能转债价格相对较高。根据2019年4月15日数据，蒙电转债和福能转债价格较高，分别为113元和120.60元，平价也达到面值以上。其中，蒙电转债属于平衡型转债，转股溢价率和纯债溢价率分别为13.00%和23.22%，福能转债属于偏股型转债，转股溢价率和纯债溢价率分别为2.65%和36.42%。

条款博弈机会不多。1）从下修条款来看：目前已上市的蒙电转债和福能转债下修条款均为任意连续三十个交易日中至少有十五个交易日的收盘价低于当期转股价格的90%。待发转债中，根据中闽能源和川投能源的可转债发行预案，下修条款分别为（20/30，90%）和（10/20，85%）。2）从当前正股表现来看：目前蒙电转债正股价格比较接近转股价，福能转债正股股价较高，距离转股价仍有较大空间，下修博弈机会有限；3）从回售条款来看：蒙电、福能、核能转债的条件回售起始日期分别在2021年、2022年和2023年，距离回售期仍有较长时间，回售压力较小；4）从大股东持有转债情况来看：内蒙华电大股东不持有转债，福能股份的控股股东福能集团持债比例为18.76%，并承诺自转债上市之日起6个月内不减持。

蒙电转债债底支撑较强，18年四季度以来在正股带动下持续走高。蒙电转债2018年1月9日上市，自转债上市至2018年末，内蒙华电股价整体呈下降趋势，跌幅达到了23.26%，相比之下转债市场表现相对平稳，跌幅仅为4.66%，年末转债收盘价在99元左右，接近面值。这个阶段的转债债性优势渐显，债底支撑较强，纯债价值由81.42元增至91.12元。纯债到期收益率呈上涨趋势，由上市初期的1.14%增至年末的2.28%，期间最高收益率达到了3.22%。同时，转股溢价率快速上涨，由上市之初的2.1%增至年末25%以上，四季度转股溢价率最高达到了39.81%，转债估值提升明显。19年年初以来，受益于大盘回暖、电力行业供需格局好转、公司业绩回升等因素，内蒙华电股价迎来拐点，开始快速上升。随着实控人增持以及公司业绩修复等利好信息公布，正股表现稳中向好，未来对转债价格的提升动力较强。

福能转债正股表现强劲，对转债带动力度强。福能转债2018年12月28日上市，发行人福能股份为福建省风电龙头，业绩表现优异，自转债上市以来股价持续上涨，带动转债价格同步上涨。与蒙电转债相比，福能转债主要受益于正股价格上涨，债底支撑较弱，纯债价值保持在89元左右，纯债到期收益率持续下降，2019年2月份以后变为负值。截至2019年2月底，福能转债的转股溢价率有较明显提升，由上市初期的6.21%增至15%以上，3月以后转股溢价率有所下降，目前保持在2%左右。

3. 电力转债：聚焦清洁能源，风电最受青睐

电力行业转债募投项目/收购资产以清洁能源为主。本次梳理的5只转债募集资金投向均为清洁能源，其中福能股份用于建设风电项目，内蒙华电用于收购风电资产，川投能源用于增资雅砻江水电，中国核电用于建设核电机组，中闽能源用于收购海上风电资产。我们认为转债募集资金投向可以说是电力行业发展的缩影，符合电力行业目前发展的大趋势。

1）尽管火电为我国主要发电方式，但高速发展期已过，未来将保持低增速。我国煤炭资源丰富，火力发电是我国主要的发电方式。2009年-2018年，火电装机容量年均复合增速为5.78%，截至2018年底全国火电装机容量 11.44亿千瓦，占全国电力行业总装机容量的60.2%。但从新增装机来看，自2015年火电供给侧改革以来，火电装机增速逐步放缓，2018年火电装机同比增速仅3%，已连续三年下降，并且预计未来将保持在3%左右甚至更低的低增速。火电作为最传统的电源种类，无疑已经进入了行业的成熟期甚至衰退期，各大电力集团的资本开支也开始逐渐转向清洁能源。

2）未来电力装机增量主要为清洁能源，包括水电、风电、光伏等。为加快能源转型进程、减少对化石能源的依赖，我国近年来大力鼓励可再生能源、可再生及新能源发电的占比正越来越高，尤其是风电、光伏等电源种类。2018年全国新增装机12439万千瓦，其中火电仅4119万千瓦，占比33%，水电、核电、风电、光伏等清洁能源 8320万千瓦，占比67%。风电、光伏装机保持高增速，2018年风电装机同比增长12.4%，光伏装机同比增长33.9%。根据我们预测，2035年全国电源装机将达到36亿千瓦，其中非化石能源装机21.5亿千瓦，占比将由2018年的40%提升至60%，风电光伏装机合计占比将超过1/3，逐步实现向主导电源演进。

3）各大电力集团/公司积极布局清洁能源，且风电有望成为资本开支的重点。1）全国性电力公司：以电力龙头华能国际为例，2019年电源类资本支出共280亿，其中240亿用于风电投资，较2018年大幅增长170亿；2）地方性电力公司：近年来广东、福建等省转型意愿较强，大力发展海上风电，《广东省海上风电发展规划》提出到2020年底，全省开工建设海上风电1200万千瓦，建成投产200万千瓦；《福建省“十三五”能源发展专项规划》提出2020年底建成投产海上风电200万千瓦。因此地方电力公司不断加码海上风电投资，目前福能股份拥有已核准海上风电90万千瓦（此外和三峡集团共同拥有400万千瓦储备项目），粤电力已核准海上风电170万千瓦。

3.1. 福能股份：A股最优质风电公司，积极布局海上风电

3.1.1. 公司概览：福建省地方电力龙头

2014年借壳福建南纺上市，福建地方电力龙头。2014年，福建南纺向福能集团非公开发行股票9.70亿股，购买其持有的鸿山热电100%股权、晋江气电75%股权和新能源公司100%股权，福建南纺更名为福能股份，控股股东由福建天成集团变更为福能集团，福能股份实现借壳上市。公司隶属于福建国资委，控股股东为福能集团，集团持有公司62.5%股权。公司主业变更为电力与纺织，其中电力业务涵盖风力发电、天然气发电、热电联产和光伏发电。

中小型地方电力企业，盈利水平较好。公司属于属中小型地方电力企业，截至2018年底，公司控股在运装机容量484.1万千瓦，其中风力发电71.40万千瓦，天然气发电152.80万千瓦，热电联产123.61万千瓦，光伏发电4.29万千瓦，清洁能源装机占比超过60%。与其余地方电力企业相比，公司规模虽然较小，但盈利水平较好，ROE位居行业前列。

3.1.2. 经营情况

供电供热营收占比85%以上，2018年业绩显著改善。公司借壳上市后，电力业务成为主业，公司供电、供热收入占比85%以上。2017年受煤价高位运行影响，公司毛利率水平也有所下降，净利润显著下滑。2018年伴随着公司新能源业务占比的提高，叠加华润电力六枝电厂并表，公司业绩逐步修复，18Q3营收和净利润均出现大幅改善，营收65.17亿元，同比增长 40.48%；归母净利润7.37亿元，同比上升48.86%。

清洁能源装机占比较高，风电装机稳步增加。近年来公司立足福建，抓住行业发展机遇，大力发展清洁能源发电，风电装机稳步增加。

3.1.3. 未来趋势

（一）火电资产多元优质，有望提供巨大利润

截止2018年底，公司控股在运火电机组276.41万千瓦，其中热电联产123.61万千瓦、燃气机组152.80万千瓦，煤电机组132万千瓦。

煤价回归叠加需求旺盛，鸿山热电盈利有望显著回升。鸿山热电运营的2台60万千瓦超临界抽凝供热发电机组，是全国单机供热量最大的机组，项目供热能力和年均供热量均位居全省第一，利用小时领先全省同类型机组1200小时以上。受煤价上涨影响，2016-2017年鸿山热电盈利持续下滑。受益于用电需求旺盛（2018年福建省用电量同比增加9.5%），2018年鸿山热电利用小时同比增加49小时，利用小时提升叠加煤价有望逐步回归合理区间，我们认为未来鸿山热电盈利有望回升。

晋江气电：政策性调峰电厂，年化收益率8%左右。受气价上涨等因素影响，2017年晋江气电净利润仅0.15亿元，同比大幅减少93.12%。但作为区域调峰功能性电厂，政策给予支持较大，2018年6月晋江气电电价上调（临时上网电价由0.5434元/千瓦时上调至0.5957元/千瓦时），气价下调（采购气价由2.86元/立方米下调至2.803元/立方米），同时每年均安排一定的替代电量，保证晋江气电的收益率在8%左右。

华润六枝配套煤矿即将建成，坑口电厂优势有望凸显。2017年10月，公司分别以5.23亿元和4.60亿元收购华润电力控股有限公司持有的华润六枝51%股权和华润温州20%股权。华润六枝为煤电一体化项目，拥有两台66万千瓦机组，装机规模132万千瓦，由于配套的煤矿尚未建成，导致煤炭的采购半径较长，煤炭成本较高。公司收购华润六枝后，加快推进配套煤矿复产，配套煤矿已于2018年8月开工，预计2019年底有望逐步投产。建成后六枝电厂作为坑口电厂的优势有望凸显，有望为公司业绩贡献较大弹性。

（二）陆上风电资源得天独厚，利用小时全国领先

狭管效应助力，福建省风力资源得天独厚。狭管效应是指当气流由开阔地带流入峡谷时，由于空气质量不能大量堆积，气流便会加速流过峡谷，造成风速增大的现象。福建省与台湾省之间的台湾海峡与常年盛行的东北风形成的狭管效应，使得福建沿海及岛屿的风速加大，可利用风速持续时间延长，从而造就了福建省较为优质的风况，福建省发展风电具有得天独厚的优势。

公司地域优势显著、风况好，利用小时数远高于行业平均。福能股份的风电项目资源主要分布在福州以南的莆田、漳州、泉州等地，福州以南是福建省内风况最为优质的区域，因此即便是在风电利用小时较高的福建省内进行比较，公司风电机组的利用效率仍处于较高水平。公司2017年和2018风电利用小时数分别高达2837小时、2668小时，较福建平均分别高出81小时和81小时，较全国平均分别高出889小时和573小时。

（三）海上风电进入黄金发展期，有望成为公司未来装机、利润主要增长点

福建省海上风电发展空间广阔，公司联手三峡集团共同开发海上风电。根据《福建省“十三五”能源发展专项规划》，到2020年，福建省海上风电装机要达到200万千瓦以上，到2030年福建省海上风电规模要达到500万千瓦以上。2015年6月19日，公司控股股东福能集团与三峡集团签订项目合作框架协议，双方共同开发福能集团已获取的100万千瓦海上风电资源，并共同负责向福建省另外争取200万千瓦海上风电资源。公司与三峡集团合作，可以充分享受三峡集团争取资源的能力和世界一流的技术优势，强强联手共同开发海上风电。目前福建省全部核准的海上风电375万千瓦，其中福能90万千瓦，三峡106万千瓦，省投资集团61万千瓦，国电40千瓦，其余三家央企合计70多万千瓦。

海上风电有望成为公司未来重要的利润增长点。目前公司已核准的海上风电90万千瓦，其中40万千瓦在建（F区20万千瓦，石城20万千瓦），预计2019年能投产15-25台（单机容量7兆瓦）。公司海上风电资源优质，利用小时数有望达到4000小时左右，预计盈利较佳。此外公司海上风电储备项目丰富，约200万千瓦，未来海上风电有望成为公司重要的利润增长点。

3.2. 内蒙华电：煤价回归叠加供需改善，火电盈利有望回升

3.2.1. 公司概览：区域电力龙头，面向两大市场

华能集团旗下区域性电力龙头。公司前身为包头第二热电厂，1993年经内蒙古自治区人民政府批准，以包头第二热电厂为基础改制，由内蒙古电力有限责任公司、华能集团发起设立。公司控股股东为北方联合电力，北方电力为内蒙古最大的发电企业，为支持内蒙华电发展，避免同业竞争，2011年7月，北方电力作出承诺，将内蒙华电作为北方电力煤电一体化等业务的最终整合平台，力争用五年左右时间，将相关所属资产在盈利能力以及其他条件成熟时，逐步注入内蒙华电。

火电为主，主要面向蒙西电网和华北电网两大市场，供电量各占量大市场的约10%。公司主营电力生产销售，电力业务营收占比90%。公司的电源结构以火力发电为主，电厂分布在煤炭资源丰富、电力负荷较大的内蒙古自治区。截至2018年底，公司在运装机容量1100.6万千瓦，其中火电1008万千瓦，占比92%；风电92.6万千瓦，占比8%。公司主要面向蒙西电网和华北电网，公司供蒙西电网装机为568.7万千瓦（发电量约占蒙西电网9.9%），供京津唐电网装机504万千瓦（发电量约占京津唐电网的9.08%）。

3.2.2. 经营情况

大股东不断注入优质资产，装机容量稳定增长。大股东北方电力自2011年起不断向公司注入优质资产：2012 年 3 月，北方电力将魏家峁煤电全部股权以及聚达发电全部股权注入公司；2014 年，北方电力将其持有的蒙达发电（4*33万千瓦）43%的股权以及所属丰镇发电厂 5、6 号机组（2*20 万千瓦）注入公司；2017 年12 月，北方电力将所持龙源风电 81.25%的股权注入公司。

2016年净利业绩陷入低谷，2017、2018年业绩持续复苏。2015、2016年受到电价下调以及利用小时下滑的影响，公司营收净利大幅下滑，2017年电价和利用小时均出现回升，业绩出现拐点，2018年延续了这一回升趋势。根据公司发布的业绩预增公告，2018年预计归母净利可达7.72-8.02亿元，同比增加50.15%-55.99%，业绩大幅增长动力来源于量价齐升。1）发电量增长：全年发电量531.8亿千瓦时，同比增长12%，2）电价调升：平均电价0.2534元/千瓦时，同比增长4.41%。

3.2.3. 未来趋势：利用小时数高增长火电盈利有望显著改善，优质风电项目有望陆续投产

（一）蒙西火电：存量机组业绩有望改善，新增机组预计盈利较佳

蒙西电网内火电厂盈利薄弱。从需求侧来看，2015、2016年受国内经济增速持续放缓和经济结构调整影响，内蒙地区用电增速滑落；从供给侧来看，电价恶化、供需格局失衡，叠加2016、2017年煤价上行压力，导致蒙西电厂整体盈利能力较为薄弱。

利用小时提升+市场电折价收窄，存量机组业绩有望改善。1）蒙西地区用电需求高增长：受益于高耗能产业向蒙西地区迁移（大量园区于2018年下半年建成），2018年内蒙古火电利用小时数5124小时，大幅增加496小时。公司蒙西电网内的火电厂利用小时数均显著增长。我们预计内蒙地区电力需求高增长有望持续，公司蒙西电网机组利用小时数有望持续提升。2）蒙西地区走出折价低谷，市场电折价收窄。蒙西地区是全国电力市场化的先驱，我们认为未来蒙西地区电价有上行空间：1）市场电比例已触顶，上升空间有限；2）折价有望收窄：受益于蒙西用电需求旺盛，以及电力市场逐步成熟，蒙西地区折价逐年收窄。

和林发电厂将于2019年中投产，有望保持高利用小时。由于蒙西地区用电需求增速较高，而新增机组较少，预计2019年年中蒙西部分地区尤其是乌兰察布地区可能出现限电情况，公司将争取和林电厂在年中投产发电，投产之后预计可保持较高的利用小时水平，预计盈利较佳。

（二）华北火电：主要利润来源，优势有望持续

高利用小时+高电价，华北电网内火电为主要利润来源。公司华北电网内的电厂包括魏家峁、上都一、上都二。华北区域内火电有两大优势：1）利用小时高：华北区域电力需求旺盛，因此华北电网内火电利用小时较高（2018年利用小时分别为6407、5165、5059小时），其中魏家峁电厂接入蒙西-天津南特高压交流输变电网，在2020年之前都是该特高压上的唯一投产配套电源，高利用小时优势有望持续；2）电价高：华北电网电价较高。受益于高利用小时和高电价，华北电网内火电机组盈利较好，以2017年数据为例，华北电网内火电机组贡献净利润的90%左右。

（三）风电：利用小时稳健增长，乌达莱风电投产在即

收购优质风电资产龙源风电，利用小时数稳健增长。公司于2017年以发行可转债方式收购北方龙源风电，收购当年利用小时已突破最低保障利用小时水平，达到2034小时，2017年贡献净利润1.2亿元，高于承诺的利润水平（8000万元）50%，2018年龙源风电公司利用小时为2088小时，依然在保障利用小时以上，且有所增长。

乌达莱风电投产在即，加深风电板块布局。公司现有乌达莱风电在建，装机容量47.5万千瓦，将于2019年陆续投产，这是继2017年收购北方龙源风力发电公司后，公司风电装机规模的又一次扩张。

3.3. 中国核电：A股唯一核电运营商，有望受益于审批重启

3.3.1. 公司概览：综合实力最强核电运营商，装机规模全国第二

国内三大核电运营商之一，A股上市纯核电公司。中国核电成立于2008年1月，于2015年6月完成A股上市，是国内三大核电运营商之一，主营涵盖核电项目的开发运营，核电运行安全技术研究及相关技术服务与咨询，以及清洁能源项目开发、输配电项目投资等。公司控股股东为中核集团，持股比例 70.4%。

在运核电机组占全国42%。截止2018年底，公司控股运行核电机组21台，装机容量1909.2万千瓦，占全国的比例为41.59%；在建机组4台，装机容量453.6万千瓦，占全国的比例为37.29%。公司核电机组主要分布在浙江省、江苏省、福建省和海南省。

3.3.2. 经营情况：近年装机快速增长，盈利优异稳定

装机规模迅速扩张。2014-2018年，公司装机容量实现了快速增长，5年间增加了1258.6万千瓦，年化复合增长率高达24%。未来随着在建机组的陆续投产，我们预计到2021年，公司控股装机容量将达到2362.8万千瓦。

业绩大幅增长。在装机增长的驱动下，公司发电量也稳步提升，2018年发电量达到1178亿千瓦时，较2013年增长130%。受益于发电量增长，公司营收、归母净利大幅增长，根据公司的2018年业绩预增公告，预计2018年归母净利润同比增长2.45%～6.89%，计算得2014-2018年归母净利年复合增速高达13.5%。

核电盈利稳定且优异。相较于传统的火电、水电以及新能源中的光伏、风电，核电的优势主要体现在：1）盈利优异且稳定，受宏观影响因素较小，与水电较为类似； 2）成本有一定优势，核电发电成本仅高于水电，与燃煤发电成本基本持平，远低于风电、光伏。

3.3.3. 未来趋势：核电审批有望重启，储备装机丰富业绩增长无忧

我国核电审批停滞多年。2011年，福岛核电站受到日本大地震和海啸的影响，发生了放射性物质泄漏事件。福岛核事故发生后，我国政府也第一时间暂停了所有核电站项目的核准。2011-2014年，除田湾核电（中俄合作）核准外，未有其他项目被核准。2015年8台机组获批，其中四台是三代机组“华龙一号”，另外四台二代改进型作为福岛事故前遗留项目获批。至此，二代堆正式谢幕，政府决定后续新建项目将全部采用安全性更高的三代核电技术。而由于三代核电可靠性、安全性仍待验证，同时我国电力供给相对过剩，对于核电的需求度有限。

核电审批有望重启，公司储备项目丰富，业绩有望超预期。2018年多台三代机组（台山1/2号、三门1/2号）相继投产，2019年以来高层对于核电重启的态度逐步明朗，我们预计审批有望重启。公司已经开展前期工作的沿海核电储备项目装机容量总计1150万千瓦，相当于当前体量的60%。一旦核电审批重启，公司丰富的储备项目有望较快开工，公司业绩有望超预期。

3.4. 川投能源：水电资产盈利能力突出，雅砻江中游投产业绩有望超预期

3.4.1. 公司概览：手握雅砻江水电优质资产，装机规模、盈利能力行业领先

川投集团旗下唯一上市公司，主营水电业务。公司前身为峨眉铁合金厂，1993年9月24日在上交所上市；1998年，川投集团整体兼并峨眉铁合金厂；2004年，公司以全部铁合金资产置换川投集团持有的四川嘉阳电力95%股权，公司主业发生重大变更，公司经营重心转变为电力开发；2009年，公司向川投集团购买其持有的二滩水电（雅砻江水电）48%股权，公司水电业务得以加强。公司控股股东为四川省投资集团有限责任公司，公司是川投集团旗下的唯一上市公司。

雅砻江下游电站电量消纳无忧，利用小时优势凸显。雅砻江是我国第三大水电基地，可开发装机约3000万千瓦，在全国十三大水电基地中排名第三，目前雅砻江下游电站均已投产，合计1470万千瓦，其中锦屏、官地电源组（1080万千瓦）中的640万千瓦通过锦屏-苏南±800KV 特高压按照国家“西电东送”战略送电至用电需求较为旺盛的江苏。受益于特高压外送电保障，雅砻江下游的利用小时数高于全国水平。2018年雅砻江水电利用小时数为5042（计算值），较全国水电平均利用小时数高1429小时，较四川省水电平均利用小时数高822小时。

3.4.2. 经营情况

公司业绩主要依赖于雅砻江水电的表现。由于公司对雅砻江水电和大渡河水电的持股比例分别为48%和10%，因此雅砻江水电和大渡河水电的利润以投资收益的形式计入公司报表。2018年公司营业收入仅为8.76亿元，而雅砻江水电投资收益34.95亿元，占公司利润总额的96.2%，因此公司的业绩几乎完全依赖于雅砻江水电的表现。

锦官机组投产，公司业绩显著增长。2013-2015年，官地、锦屏一级、锦屏二级、桐子林相继投产，雅砻江水电装机容量由330万千瓦增长到1470万千瓦，发电量也从2012年的182亿千瓦时增加到2018年的741亿千瓦时，雅砻江水电净利润显著增厚，从而也为公司贡献了更多的投资收益，推动公司业绩也实现了跳跃式的增长。

3.4.3. 未来趋势：雅砻江中游有望自2021年起陆续投产，业绩有望超预期

中游积极开发中，有望于2021-2027年集中投产。目前雅砻江中游电站两河口和杨房沟正在建设中，其中两河口电站为雅砻江中游龙头水库，具有多年调节能力，装机容量300万千瓦（6*50），计划发电量110亿千瓦时；杨房沟电站装机容量150万千瓦（4*37.5），计划发电量68.5亿千瓦时。根据2018年半年报，两河口电站和杨房沟电站的建设进度分别达到41.33%和26.91%。雅砻江中游除了在建的两河口水电站和杨房沟水电站，牙根、楞古、孟底沟、卡拉等电站也在全面推进前期工作，根据计划，中游电站将于2021-2027年陆续投产，届时装机规模将达到2654.5万千瓦，是当前装机的2倍左右，公司利润有望显著增厚。

落地端确定为江西，投产后业绩有望超预期。2018年9月，能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，部署了9项重点输变电工程的建设，其中包括雅砻江中游电站外送通道雅中直流。雅中直流落点最终确定为江西南昌，规划建设一条±800千伏特高压直流工程，输电容量800万千瓦，预计有望于2019年核准，雅中直流为中游电站投产后的外送提供了保障。

3.5. 中闽能源：福建省风电龙头，进军海上风电

3.5.1. 公司概览

福建省风电行业龙头企业，2015年借壳上市，背靠福建省投资集团。2015年，福建南纸以非公开发行股份的方式向中闽能源全体股东非公开发行A股股票购买其持有的中闽能源股权，资产重组完成后，福建南纸更名为中闽能源，控股股东仍为福建省投资集团，中闽能源实现借壳上市。截至2018年底，福建省投资集团持有公司47.2%股份，实际控制人为福建省国资委。

主营风电业务，经营区域主要位于福建省。公司从事风电场和光伏电站的开发及运营，其中风电营收占总营业收入95.6%。截至2018年底，公司发电装机容量43.65万千瓦，其中风电41.65万千瓦，光伏2万千瓦。根据公司年报，中闽能源全资子公司中闽有限是福建省最早介入风电项目前期工作和开发建设的风电企业之一，公司风电场装机容量居福建省风电行业第三位。

3.5.2. 经营情况

收购黑龙江风电项目，风电装机规模扩大。公司原有风电装机均位于福建省，2017年公司收购黑龙江富龙风电和富龙风能（装机容量合计10.95万千瓦），将业务扩展至黑龙江省。受益于装机容量增长，2018年前三季度发电量7.13亿千瓦时，同比增长27.33%；营业收入3.6亿元，同比增长27.09%；归母净利0.97亿元，同比增长14.15%。

3.5.3. 未来趋势

陆上风电在建装机20.7万千瓦，有望于2019-2020年陆续投产。根据公司年报，目前公司福清大帽山、王母山、马头山风电场项目正在建设过程中，总装机容量13.5万千瓦，有望于2019年陆续投产；平潭青峰二期风电项目正在开展开工前的各项准备工作，装机容量7.2万千瓦。上述项目的建成投产将进一步提高公司在福建省内风力发电的市场份额。

大股东拟注入海上风电资产，在运在建装机容量29.6万千瓦。2019年公司公告，拟向控股股东福建省投资集团发行股份和可转换公司债券购买中闽海电100%股权。中闽海电主营业务为海上风电项目的开发建设及运营管理，拥有三期已获得福建省发改委核准建设的海上风电项目，此次重组中将注入一期、二期项目（三期项目尚未开工，因项目投资开发需要较大规模的资本金，并且建成投产的时间也有较大不确定性，短期内暂不具备注入条件）。本次交易完成后，公司业务范围将在现有陆上风电业务基础上增加海上风力发电项目，风电装机容量将增加29.6万千瓦。

4. 风险提示

可转债方案未能过会：若待发行转债公司的可转债发行方案未能过会，有可能导致公司项目建设/项目收购的推进不及预期。

电力需求不及预期：若电力供需恶化，将导致公司机组利用小时下滑，公司业绩不及预期。

煤价超预期上涨：福能股份、内蒙华电目前主业均包含火电，若煤价超预期上涨，将导致公司业绩不及预期。

GUOTAI JUNAN Securities FICC Research

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