【国金公用环保】福能股份：煤价下行增火电利润，区域优势助风电展翼

来源：国金证券研究所

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煤价下行增火电利润，区域优势助风电展翼

福能股份公司深度

投资逻辑

公司为区域综合性电力集团，风电增长翼+火电基本盘：公司是一家以热电联产、天然气发电和风力发电为主营业务的区域综合性电力集团，业务多集中在福建省内。公司风电业务毛利占比42%，火电业务毛利占比57%，近5年风电业务的毛利率稳定维持在60%-70%区间，显著高于火电及光伏发电业务，未来风电业务成为公司业绩的主要增量。

资源丰富消纳无虞赛道开阔，储备项目丰富电价有保障：福建省受亚热带季风气候和“狭管效应”的共同影响，风力资源丰富；且地处东南沿海靠近我国电力负荷中心，弃风率常年为零。据福建省和国家能源局规划，到2030年底计划福建海上风电装机容量将达到500万千瓦以上，则2020-2030年全省海上风电装机规模平均增速将达9.6%。截至2019年底公司核准在建风电项目共99.5万千瓦，其中40万千瓦装机有望锁定0.85元/千瓦时的核准电价。

中长期煤价下行趋势明确，优质煤电资产将充分受益：2019年二季度开始，煤炭逐渐转向供给宽松，煤价进入下行通道。2020年4月失去采暖季需求支撑，疫情加剧了煤炭供给宽松格局，煤价加速下行跌破500元/吨。预计全年动力煤价中枢520元/吨。公司控股热电联产机组共 123.61 万千瓦，燃煤纯凝电厂装机132.00万千瓦。子公司鸿山热电120万千瓦机组利用小时数达 5907小时，领先全省燃煤火电机组1300 小时。公司稳步增长的火电装机将从煤价下行中充分受益。

投资建议

我们预计2020-2022年公司营业收入为103.41/109.05/113.04亿元，归母净利为15.58/18.18/19.38亿元，对应EPS为1.00/1.17/1.25元。若假设2020年6月完成宁德核电10%股权注入，预计归母净利提升至16.39/20.23/ 21.44亿元，对应EPS为1.06/1.30/1.38元，对应PE为7/6/5倍。给予公司2020年9倍PE，目标价9元，首次覆盖给予“买入”评级。

风险提示

资产注入不达预期；电价下降风险；动力煤价格上行；气电补贴政策变化；项目投产进度不及预期；台海政治局势风险。

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福能股份：福建综合发电集团，火风双主业齐发力

福建综合发电集团，规模居全省前列：公司是一家以热电联产、天然气发电和风力发电为主营业务的区域综合性发电集团，业务多集中在福建省内，此外还有少量纺织业务为借壳福建南纺遗留。2014年，福能集团将其持有的鸿山热电100%股权、晋江气电75%股权和新能源公司100%股权注入福建南纺借壳上市，公司控股股东变更为福建省能源集团，实际控制人为福建省国资委。

自2014年重组以来，公司装机规模常年位居全省前列，供电业务持续占据营业收入主体地位。截至2019年，公司控股在运装机规模497.7万千瓦，主要为风力、天然气、太阳能等清洁能源发电和高效节能的热电联产机组，供电业务占公司整体营收的比例达82.21%。

多重因素利好，业绩增速强势反弹：重大重组后的2014-2017年，公司经历了波动调整期。期间由于火电电价下调、燃煤价格上涨、供热市场竞争激烈、天然气采购价格上升以及纺织行业产能过剩等多重因素影响，公司业绩并不稳定。2018年，公司收购的华润温州（20%）和华润六枝（51%）并表，受益于火电供电量增加、上网电价上调，风电装机规模扩大，气电替代电量增加等多方因素共同促进，公司营业收入和归母净利润强势反弹，实现营业收入同比增长37.58%，归母净利润同比增长24.41%。

火电贡献公司大部分经营利润，风电为新增利润主要来源：截至2019年，公司火电装机容量共计408.41万千瓦，占比82.06%。其中燃煤纯凝和热电联产机组装机容量共计255.61万千瓦，占比51.36%；燃气发电装机容量152.8万千瓦，占比30.70%；风电装机容量85万千瓦，占比17.08%。

2014年以来，风电业务对公司毛利贡献占比呈上升态势，从2014年26%上升至2019年42%，而火电业务毛利占比从2014年74%下降至2019年57%。从各项供电业务的毛利率水平来看，近5年风电业务的毛利率稳定维持在60%-70%区间，显著高于火电及光伏发电业务。2017年之后，在火电和气电业务毛利率下降的盈利疲软时期，风电业务成为公司业绩的主要增量。虽然目前火电仍然是公司利润的基本盘，但长期来看，公司存有丰富的风电项目储备，高成长性的风电业务是已经是且将继续是公司增量利润的最主要来源。

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风电资源丰富消纳无虞，储备项目丰富电价有保障

2.1风电迎抢装浪潮景气度回升，海上风电强势发力

平价上网促抢装浪潮，风电装机增速回升：2019年5月，发改委调整风电上网电价政策，明确2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2021年起新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；海上风电新核准风电指导价也有所下调，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。为锁定高电价，国内风电装机迎来抢装热潮，经历2016、2017年风电新增装机下滑的“低迷期”，2018年以来，风电装

机规模增速重启增长态势。

海上风电高速成长，未来装机空间广阔：我国海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，5米至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时，拥有发展海上风电的天然优势。《风电发展“十三五”规划》提出，到2020年海上风电装机容量达到500万千瓦。截至2019年底，我国海上风电总装机593万千瓦，已经提前实现“十三五”规划目标，在能源清洁化大势所趋之下，预计未来风电装机规模将持续平稳增长。

2.2福建自然条件优越，政府规划规模年均增长接近10%

福建省“狭管效应”明显，海陆风力资源丰富：福建省地处欧亚大陆东南边缘，濒临东海和台湾海峡，受亚热带季风气候和“狭管效应”的共同影响，年均风速大，主导风向稳定，发展陆海风电拥有得天独厚的自然优势。其次，福建省海域面积为13.6万平方公里，海岸线全长6128公里，海上风能资源尤为丰富。

福建风力发电量全额消纳，不存在“弃风限电”：2014-2016年，我国弃风率呈现上升态势，其中尤以“三北”地区弃风严重。2016年开始，电网系统充分开发调度潜力消纳新能源，全国弃风情况开始好转。福建省地处东南沿海，靠近我国电力负荷中心，全省风电项目、电网网架和电力送出工程同步规划建设，新能源发电利用效率全国领先，弃风率常年为零。根据《福建省“十三五”节能减排综合工作方案》对加强电力需求侧管理的要求，全省全额安排可再生能源发电，优先安排风电、光伏、水电、核电、资源综合利用机组发电，其中风电、光伏、水电发电量全额上网，公司风力发电量由国网福建省公司全额消纳，未发生“弃风限电”情况， 产能利用率高。

经济发展推动用电需求稳健增长：2014年以来，中央进一步支持福建加快发展，全省稳增长、调结构、促改革、惠民生各项工作统筹推进，经济运行总体平稳，经济社会发展呈良好态势，推动了福建全社会用电量的强劲增长。2017-2018年福建省用电量增速分别为7.32%、9.50%，分别高出全国用电量增速0.75、1.02个百分点。虽然2019年福建用电量增速有所回落，但是仍处于全国中游，用电需求增长稳健。

根据政府规划预计到2030年福建海上风电规模年均增长接近10%：根据《福建省十三五能源发展专项规划》和《国家能源局关于福建省海上风电规划的复函》，福建省海上风电装机规模到2020年底计划达到200万千瓦以上，到2030年底计划达到500万千瓦以上，即2020-2030年全省海上风电装机规模年均增长率将达9.6%。截至2018年，全省海上风电规模不足30万千瓦；截至2019年，全省风电装机规模占比6.37%，风电发电量占比3.39%。预计随着全省风电政策的落实推进，预计未来海上风电将成为福建省风电的主要装机增量之一。

2.3量价优势齐发，海上风电具备高成长性

风电装机规模持续扩张，占比居全省前列：近年来，在煤价高企、热电联产机组效益较低的背景下，公司充分利用地域和资源优势，风电业务快速成长，成为业绩增长的重要推力。公司风电装机规模持续扩大，从2014年的45.25万千瓦增长至2019年的85万千瓦，在福建省风电装机占比22.6%，占据福建省风电装机前列。

始终把握优质风电资源，利用小时数保持高位：虽然近年公司装机容量市场占比出现小幅下降，但是公司始终掌握优质风力资源。公司在运及在建的风电项目主要分布于莆田、漳州、泉州等风力资源优越地区，公司风电利用小时数持续优于全国和福建全省平均水平，发电效率居行业领先地位。2019年公司风电平均利用小时数为2739小时，超出全国平均水平657小时，超出福建平均水平100小时，且超出水平数相比2018年的5小时显著提高。由于海上风电项目的利用小时数远高于陆上风电项目，未来随着公司海上风电项目的陆续建设投产，公司风电利用小时数有望进一步上升。

积极布局海上风电项目，未来有望增厚业绩：自福建省海上风电发展规划发布以来，公司积极布局，海上风电项目建设有序推进。2018年开工建设莆田平海湾F区海上风电项目，建成投产后每年可实现上网电量6.5亿千瓦时。核准并开工石城海上风电项目20万千瓦，全部建成投产后年均上网电量约6.2亿千瓦时。2019年上半年，长乐C区海上风电项目49.8万千瓦也已开工，根据项目可行性研究报告测算，该项目年等效发电小时数约3506小时，年上网电量约17.39亿千瓦时。截至2019年底，公司核准在建风电项目共93.5万千瓦，其中海上风电项目87万千瓦，占比达93.05%。随着海上风电项目的迅猛发力，未来公司业绩有望攀升。

地处IV类风能资源区，在建项目有望锁定高电价：我国风能资源区根据风能密度和地形状况分为四类，近年来，发改委大幅调整全国风电标杆上网电价，第I、II、III类区下调幅度较大，风电发展向IV类资源区转移的趋势明显。福建省地处第IV类风能资源区，调整后风电上网电价仍保持较高水平，发展风电价格优势明显。结合目前公司在建风电项目来看，顶岩山、潘宅、洋坪和外山4个陆上风电场项目均有望锁定0.61元/千瓦时的核准电价，平海湾海上风电场F区、石城海上风电场项目有望锁定0.85元/千瓦时的核准电价。

火电装机弥补风电调峰劣势，稳电量保电价：风电因其不稳定性，调峰能力差，随着风电上网电价持续下调，逐步取消补贴平价上网也成为必然趋势。对比只经营单一业务的其他风电同业公司，截至2019年，福能股份控股在运火电装机容量共计408.41万千瓦，占比82.06%，有效弥补风电调峰能力不足问题，稳定电量输出，在即将来临的风电平价时代，火电装机将帮助公司在电价上获得相对优势。

应收款项比例稳定，周转率行业领先：公司应收款项的主要构成是对子公司的应收账款和清洁能源电价补贴款。2016年以来应收款项占总资产的比例基本稳定在6%左右，并且公司的应收款项周转率持续处于行业领先水平，在风电企业普遍面临清洁能源补贴拖欠、资金周转压力较大的情况下，福能股份补贴回款稳定，具备较好的资金营运能力。

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煤炭供需宽松叠加气电政策落地，火电盈利有望改善

3.1供给格局宽松，煤价预期下行

能源结构转型叠加经济增速放缓，煤炭需求增速走弱：近年来，我国原煤占能源消费总量比重不断下降，截至2018年首次下降至60%以内，《能源发展“十三五”规划》提出把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向，到2020年，我国煤炭消费总量控制在41亿吨以内，比重降低到58%以下。预计未来能源结构持续转型升级下，国内煤炭需求仍较为疲软。

煤炭去产能目标完成，优质产能逐步释放：2019年，煤炭去产能任务目标超额完成，优质产能释放持续推进，年产120万吨及以上煤矿产能达到总产能的四分之三。《煤炭工业发展“十三五”规划》提出，到2020年，煤炭产量 39 亿吨，消费量41亿吨，根据国家能源局公告，截至2018年底，安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿产能35.3亿吨/年，已核准（审批）、开工建设煤矿产能10.3亿吨/年，其中已建成、进入联合试运转的煤矿产能3.7亿吨/年。仅以已建成、进入联合试运转的产能保守测算，到2020年，我国煤炭产能可达39（35.3+3.7）亿吨/年，随着在建产能的投放，完全可以达到“十三五”产能规划目标。

动力煤进口数量和产量增速提升，中长期维持供给过剩：我国动力煤进口数量累计同比自2019年下半年开始转正，国内动力煤产量累计同比近年来则一直保持小幅上扬态势，截至2019年，动力煤进口数量和产量累计同比分别提升至4.25%和5.57%。煤炭固定资产投资完成额累计同比2018年第三季度末开始转正，2019年以来快速提升，截至2019年底增速达29.6%，远超动力煤产量累计同比，预计中长期有更多煤炭产能释放，产量增速继续维持较高水平。

疫情加剧煤炭供给宽松，煤价下行趋势明确：受疫情影响煤炭运输不便，节后秦皇岛5500动力煤价格从560元/吨曾短暂上升至571元/吨。但实际上，疫情削弱了煤炭需求，在煤矿复产、运输恢复后，非动力煤供给挤压动力煤供给，加剧了动力煤供给过剩。进入二季度，失去采暖季的需求支撑后，煤价大幅滑坡，目前秦皇岛Q5500动力煤已经跌至467元/吨。我们预计2020年煤价中枢为520-540元/吨。

3.2利用小时优势叠加煤价下行利好煤电，气电盈利回归合理区间

热电联产执行“以热定电”，利用小时有相对优势：公司热电联产业务执行“以热定电”发电原则和电量交易政策，所发电量享受优先调度，因此与传统的火电机组相比，发电利用小时有明显优势。截至2019年底，公司控股在运热电联产机组共 123.61 万千瓦，其中鸿山热电运营的2台60万千瓦超临界抽凝供热发电机组，项目供热能力和年均供热量均位居全省前茅，2019年发电量 70.88亿千瓦时，利用小时数达 5907小时，领先全省燃煤火电机组1300 小时。

煤电优质资产注入，机组大幅扩容：2017年10月，公司发布公告，分别以 5.23亿元和4.6亿元收购华润温州 20%股权和华润六枝 51%股权，煤电装机容量大幅提升。华润温州建有2台100万千瓦国产超超临界燃煤机组，各主要技术经济指标国内领先，投资造价成本较低，项目地处浙江省经济大省，社会用电量基数较大，电价有保障；华润六枝建有2台 66万千瓦超临界燃煤发电机组，投资造价成本较低，周边煤炭资源丰富。根据福能集团在公司2019年年报中重申的避免同业竞争承诺，到2020年12月31日前，其参股的福建惠安泉惠发电公司、神华福能发电公司股权也将注入上市公司，煤电装机将有机会进一步扩容。

煤价下行趋势下，煤电业绩有望持续改善：煤炭在煤电成本中的占比达60%-80%，对煤电业绩具有重要影响。以福能股份全资子公司鸿山热电为例，2015-2017年间，福建省电煤价格指数涨幅达36.6%，鸿山热电业绩承压，净利润从6.14亿元连年下滑至2.98亿元，降幅达51.37%。而2018年以来，伴随着电煤价格指数的下行，鸿山热电净利润打开回升通道，预计未来煤炭价格维持下降趋势背景下，公司煤电业绩将受益，有望继续保持回升态势。

气电政策属性强，替代电量弥补燃气发电亏损：公司控股子公司晋江气电开展燃气发电和替代电量两大业务，是福建省LNG总体项目的十个子项目之一，属于国家重点建设项目，主要业绩驱动因素为上网电价、天然气采购价格、外购电价、替代电量等，属于政策性调峰电站，盈利受政策主导。2017年以来，受气价上涨影响，燃气发电业务成本较高，毛利实际为负，晋江气电整体盈利受损。福建省政府对燃气电厂实行天然气置换和电量替代政策，使得替代电量业务成为主要盈利来源。

转让替代政策落地，盈利有望回归合理区间：2018年福建省电价、气价及替代电量政策均已落地，按照政策规定，晋江气电每年可根据政府给予的替代电量指标将 LNG 发电权进行转让，并支付替代发电对价。同时电网公司向晋江气电支付该部分替代电量上网电费，从而将盈利规模维持在合理区间以内。从长周期看， ROE存在较大的回升空间，政策属性有望推动晋江气电保持合理的运营收益。

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参股众多核电项目，长期有望增厚投资收益

核电利用小时远超其他电源，审批重启行业复苏：核电利用小时数可达 7000 小时以上，远高于火电、水电、风电、光伏等电源。2017 年，发改委联合国家能源局印发《保障核电安全消纳暂行办法》，明确了核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的原则，核电利用小时数一改2013-2016年下降态势，截至2019年回升至7394小时。核电技术壁垒高、前期投入大、建设周期长，目前我国仅有中核、中广核和国电投三家具备核电运营牌照。但是当发电量达到盈亏平衡后，核电边际利润增长十分可观，目前我国核电企业加权ROE仅次于水电企业。2019年年初，我国核电项目审批在沉寂 3 年多后正式重启，行业迎来复苏机会。

参股项目储备丰富，宁德核电注入将带来投资收益：公司把握行业趋势，一方面积极参股福建省核电项目，目前参股建设及储备核电项目约1600万千瓦，权益装机规模约 380 万千瓦。其中中核霞浦建设的 60 万千瓦快中子反应堆核电项目按建设计划开展，宁德核电二期 5、6#机组和华能霞浦核电1-4#机组正在推进项目核准，国核（福建）公司处于项目初步可行性研究等前期阶段。另一方面，公司拟向大股东福能集团以7.59元/股的价格发行股份2.02亿普通股购买宁德核电10%股权，目前增发方案已经审核通过，根据大股东在2019年年报中承诺，预计将于2020年底前完成注入。宁德核电已建成投运四台核电机组，装机 435.6万千瓦，2017、2018以及2019年上半年净利润分别为16.48亿元、22.34亿元和7.93亿元，效益卓越，注入上市公司完成后，有望提升公司投资收益。

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盈利预测与投资建议

基于对行业及公司的分析，我们做出如下关键性假设：

装机规模：2020年预计公司晋南热电联产项目投产运行，新增煤电装机6万千瓦，莆田平海湾海上风电场F区（20万千瓦）和莆田石城海上风电场（20万千瓦）预计将分别于2020年和2021年建成投产。基于此，预计2020-2022年，煤电装机为261.61万千瓦，气电装机规模保持152.8万千瓦不变，火电整体装机为414.41万千瓦；风电装机规模分别为105、125、135万千瓦。

利用小时数： 2020年预计晋南热电项目建成投产，根据《福能晋南热电厂工程环境影响报告书》，该项目设备利用小时约5000小时，预计2020年公司煤电整体利用小时数有所下降，长期受用电需求旺盛影响，将呈上升态势，2020-2022年煤电利用小时数分别为5500/5550/5600小时。晋江气电是政策性调峰电厂，利用小时取决于政策配给，根据福建省工信厅与福建省发改委联合下发的《关于 2019 年 LNG 发电指标转让替代工作有关事项的通知》， 2019 年替代电量为24.86亿千瓦时，预计2020-2022年气电利用小时数小幅增加，分别为1750/1770/1790小时。公司风电资产具备突出的地域和资源优势，风电利用小时数有望回升，预计 2020-2022年利用小时数分别为26000/2650/2700小时。

电价：国家发展改革委于2月22日出台阶段性降低用电成本政策，自2020年2月1日起至6月30日止，减免非高耗能企业电费的5%，降价任务由电网承担，不涉及上游发电企业。目前国际疫情发展情况尚不明朗，国内贸易出口受到影响，从为企业减负降本的角度考虑，我们预计国家下半年仍将延续上半年的阶段性降低用电成本政策，对除高耗能以外的制造业和一般工商业用户降5%电费，其中部分比例可能需要上游承担。因此，我们假设气电、光伏电价不变。目前风电在建项目有望锁定目前核准电价，2022年后受风电平价影响电价下滑，预计2020-2022年风电电价分别为0.53/0.53/0.52。考虑到降电价政策可能性和市场交易比例提高，预计2020-2022年煤电电价分别变化-1%，0，0。

煤价：2019年秦皇岛港动力末煤平仓价均价为587元/吨，预计2020-2022秦皇岛港动力末煤平仓价均价分别变化-50、-10、0，对应估算入炉单价分别变化-70、-15、0。

宁德核电：考虑到2020年受疫情影响，假设2020-2022年宁德核电净利润分别为15/20/20亿元，2020年6月完成收购，期间将对应持股比例业绩纳入合并报表范围，预计2020-2022年将分别产生75/200/200百万元投资收益。

我们预计2020-2022年公司营业收入为103.41/109.05/113.04亿元，归母净利为15.58/18.18/19.38亿元，对应EPS为1.00/1.17/1.25元。若假设2020年6月完成宁德核电10%股权注入，预计EPS归母净利提升至16.39/20.23/21.44亿元，对应EPS为1.06/1.30/1.38元，对应PE为7/6/5倍。参考可比公司估值，我们给予公司2020年9倍PE，目标价9元，首次覆盖给予“买入”评级。

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风险提示

资产注入不达预期：母公司福能集团在福能股份2019年年报中承诺，在2020 年 12 月 31 日之前，按照市场化原则（包括但不限于收购、合并、重组等符合上市公司股东利益的方式）将福建惠安泉惠发电有限责任公司、神华福能发电有限责任公司和福建宁德核电有限公司等电力公司股权注入福能股份。若母公司资产注入进度不达预期，公司煤电装机和投资收益增长将可能低于预期。

电价下调风险：2020年我国内需、出口先后受到疫情冲击，从企业减负降本角度，预计国家下半年仍将延续上半年的阶段性降低用电成本政策，对除高耗能以外的制造业和一般工商业用户降5%电费，其中部分可能由上游发电企业承担。如果政策发生大幅变化，降电价任务大比例或者全部由发电企业承担，将对发电企业利润产生较大影响。

动力煤价格上行风险：煤炭是公司煤电机组成本最主要的构成项目，若未来煤炭价格回弹升至高位，将对公司煤电资产获利能力产生消极影响。

气电补贴政策不确定性风险：公司晋江气电是政策性调峰电厂，政策属性强，业绩受发电量、替代电量、上网电价、燃气采购价格等政策因素主导，若最终气电政策落地不及预期，也将显著影响气电资产业绩表现。

项目投产进度不及预期：公司在建及储备风电项目和核电项目较多，若项目审批、建设、投产进展不及预期，将影响后续产能扩张及业绩增长，公司整体表现会受到较大影响。

台海政治局势风险：公司大部分风力资源分布在福建以及福建沿海，如果我国台海局势发生变化，预计将会对福建风力资源后续开发利用、福建当地用电需求产生较大影响，预计将会影响公司业绩。

【国金公用环保团队】

李蓉

Email:lirong@gjzq.com.cn

娜敏

Email:namin@gjzq.com.cn

杜旷舟

Email:dukz@gjzq.com.cn

特别声明

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