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（报告出品方/作者：中泰证券，汪磊）
一、持续发力新能源电力，引领福建电力绿色发展
抓住行业发展趋势，转型为新能源电力运营商
公司深耕福建省新能源开发，为当地新能源电力供应龙头企业。福能股份是以清洁能源发电和高效节能热电联产为主的电力企业，定位于电力多元化供应商，在火电、风电、光伏、核电皆有布局，并着重发展新能源电力。目前，公司在建项目以海上风电为主。公司立足福建，布局全国，抓住中国（福建）自由贸易试验区、21世纪海上丝绸之路核心区、新一轮电力体制改革等有利机遇，优化电力业务结构。
外延并购和投资并进，持续推进电力业务布局。福能股份是对原福建南纺进行重大资产重组后，于正式揭牌的一家国有控股上市公司。年，公司控股股东福能集团与三峡集团签署《项目合作框架协议》，共同开发福建省海上风电项目；年开始，公司以风电和核电为主要发展方向，陆续设立或收购福能配售电公司、福建宁德第二核电有限公司、华润温州20%股权、华润电力51%股权、福建省福能海峡发电有限责任公司、福建宁德核电有限公司10%股权、神华福能49%股权以及福能华润（惠安）风电60%股权，公司持续完善电力业务布局，加速转型新能源运营。
公司控股股东为福建国资委，其通过福能集团持有公司63.06%的股权。公司第二大股东为三峡集团控股子公司三峡资本，持股比例为8.86%。
业务结构以电力为主。公司在并购重组后保留了纺织业务，并大力发展电力板块，主要业务为电力、热力的生产和销售。公司传统业务板块可分为热电、气电和煤电业务，公司子公司鸿山热电、龙安热电和东南热电主营业务为供热，子公司晋江气电和福能贵电分别主要从事天然气发电和煤炭发电业务；新能源板块中，福能新能源和福能海峡主要负责风电和光伏发电业务；其他业务板块方面，配售电公司负责售电、供电，南纺卫材囊括了公司的纺织业务。公司供电业务营收占总营收比率逐步攀升，由年的77.01%上升到年已达81.18%，目前公司在建项目多为风电项目，供电业务未来营收比重有望继续上升。
业绩增长显著，盈利能力有望进一步提升
新能源发电装机规模增长驱动业绩快速上升。年上半年，公司营业收入为57.83亿元，同比增长58.05%；归母净利润从年的10.15亿元增长至年的14.95亿元，期间年复合增长率为10.17%，年上半年归母净利润达9.49亿元，同比增长.06%，增长的主要原因为风力装机规模提升，且燃气发电机组替代电量得到有效执行，未来公司有望获得稳定气电替代电量额度，加上新能源装机规模将进一步提升，业绩有望持续增长。
公司毛利率和净利率总体上升趋势。年以来，公司毛利率在触底后迎来回升，年上半年，公司毛利率为23.10%，较去年年底毛利率略有下降，主要是由于上半年风电装机规模扩张，新能源板块盈利上涨的同时，燃煤采购价同比大幅上涨，燃煤发电机组供电、供热的成本上升；公司净利率上升趋势更加明显，从的11.57%增至至年上半年的19.20%，主要来源于新能源板块盈利提升。
盈利能力指标方面，公司ROE、ROA和ROIC均从年开始呈现逐年上升趋势，主要原因是公司电力板块业务从原本受煤炭采购价影响较大的燃煤发电开始转向毛利率更稳定的风电，尤其是海上风电上网电量明显上升，公司在建风电项目陆续投产，装机规模有望持续扩大，未来公司盈利能力有进一步增强的趋势。
资产负债率和经营性净现金流保持稳定。公司经营活动产生的现金流在年达到27.1亿元后，受煤炭采购价格影响，略有下降，上半年为15.88亿元。至年上半年公司资产负债率维持在41%-52%的水平，总体表现平稳。
二、“双碳”目标下，海上风电有望成为电力转型制高点
能源结构优化升级，绿色电力发展势头旺盛
碳中和背景下，优化能源结构成必然趋势。根据《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》报告，我国将用30年的时间达到碳中和，相比于欧、美从碳达峰到碳中和过渡期为50-70年，若我国在年达到碳中和，期间减排力度将远超发达国家年达到碳中和的力度。报告指出，煤炭消费较高是目前我国低碳发展转型的三大挑战之一，我国煤炭消费占比仍超过50%，单位能源的二氧化碳排放强度比世界水平高30%左右，能源结构优化迫在眉睫。
用电量和发电量逐年上升，且清洁能源发电量占比提高。根据国家统计局和国家能源局数据，至年我国全社会用电量由4.7万亿千瓦时增至7.5万亿千瓦小时，年，全国用电量由于疫情影响出现下滑，同比下降3.1%。根据国家统计局和中电联的数据，年全国发电总量为4.7万亿千瓦小时，到年已上升至7.7万亿千瓦时，其中，清洁能源的占比呈明显上升趋势，尤其风电增长较为显著，年风电发电量仅有亿千瓦时，到年已达亿千瓦时，在总发电量中占比由1.49%增至6.00%。
新能源装机容量比重明显上升，电力绿色化发展进行时。根据《中国电力行业年度发展报告》，截至年，全国全口径发电装机容量22亿千瓦，同比增长9.6%。其中，全国全口径非化石能源发电装机容量9.8亿千瓦，占比44.8%，较上年提高2.8个pct。火电装机容量占比仍为最高达56.59%。随着近年电力行业低碳化转型，未来新能源装机比重有望进一步提高。
全国用电量有望恢复疫情前增速水平，非化石能源装机容量占比将进一步提高。根据《-年度全国电力供需形势分析预测报告》对年全国电力供需形式的预测，年我国全社会用电量增长率预估为6%-7%，非化石能源发电装机容量比重将继续提高，预计将上升至47.3%，其中，风电和太阳能发电装机容量比重将提高3%左右。
重视可再生能源，非化石能源占比将进一步提升。“十四五”规划指出，在能源布局方面，要加快发展非化石能源，大力提升风电、光伏发电规模，有序发展海上风电，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地。年，国家发改委和国家能源局发布《能源生产和消费革命战略(-)》，提出到年能源消费总量要控制在60亿吨标准煤以内；非化石能源占能源消费总量比重达20%左右，天然气占比达15%左右，新增能源需求主要依靠清洁能源满足；单位GDP二氧化碳排放较年下降60%-65%，二氧化碳排放于年左右达到峰值并争取尽早达峰。
各省规划相继发力，海上风电加快发展。在电力结构转型的大趋势下，海上风电发展势头向好。江苏、广东、广西等多个沿海省份均陆续发布了“十四五”期间海上风电相关规划目标。结合各省已公布的“十四五”规划，“十四五”期间，我国新增海上风电装机规模将至少达到35.79GW，海上风电迎来快速发展期。
“十四五”期间，海上风电规模有望快速扩张。根据国家能源局数据，年我国海上风电新增并网装机容量为3.06GW，海上风电累计装机容量为9.39GW。年上半年，我国海上风电新增并网装机容量已有2.15GW，海上风电累计装机容量达11.13GW。到年，加上已公布海上风电“十四五”规划的省份将至少新增35.79GW的装机容量，我国海上风电规模测算将至少达45.18GW。我国海上风电发展空间广阔，在各沿海省份的重点规划下，“十四五”期间我国海上风电装机规模预计将实现快速增长。
海上风电借势而起，地补+绿证政策有望助力平价上网
国补预期退坡，引发海上风电核准潮、抢装潮。根据国家发改委于年5月发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》，年底前已核准的海上风电项目，如在年底前全部机组完成并网的，执行核准时0.85元/千瓦时的上网电价；年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。为争取0.85元/千瓦时的标杆电价，江苏、福建、广东等沿海省份核准了大量海上风电项目，海上风电项目在年底迎来核准潮，并在年迎来抢装潮。
国补退坡在即，海上风电平价时代将来临。年后，新增投产海上风电项目不再纳入财政补贴范围，平价预期下，海上风电正在经历-年的“投产潮”。平价上网时期，对海上风电通过规模化发展、技术创新、降低建设运维成本等路径降低度电成本提出了更高的要求。随着政策重视海上风电发展，各主机厂积极研发性能更加优化的设备，结合我国海上风电资源丰富，大陆海岸线1.8万公里，可利用海域面积多万平方公里，海上风电平价之路逐渐清晰，有助于我国碳中和目标如期实现。
地补有望接棒助力海上风电。国家发改委发布的《关于年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确，年起，对新核准陆上风电项，中央财政不再补贴；年，新建项目保障收购小时数以内的发电量，上网电价继续按“指导价+竞争性配置”方式形成，保障收购小时的发电量，直接参与市场交易形成上网电价；鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、风电、太阳能发电等新能源产业健康发展。
年6月，广东省能源局率先印发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，提出自起，广东省财政对省管海享受国家补贴的项目进行投资补贴，推动项目开发由补贴向平价平稳过渡，补贴标准为年、年、年全容量并网项目每千瓦分别补贴元、元、元。沿海省份消纳条件优越，风电资源丰富，其余沿海省份可能会相继推出地方补贴政策，接棒国补助海上风电发展。
绿证制度可缓解部分补贴压力。年1月，国家发改委和国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出为提高风电、光伏发电的市场竞争力，开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，优化平价上网项目和低价上网项目投资环境、鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益赔偿，促进风电、光伏发电通过电力市场交易无补贴发展。在“双碳”目标下，未来消费者购买绿证的意愿会有明显提升，可为风电、光伏企业带来现金流，新能源运营商有望成为绿色电力消费主要受益方。
规模化发展在即，海上风电成本有望快速降低
海上风电成本呈下降趋势。海上风电全生命周期可以分为前期开发、开工准备、工程建设、运行维护以及到期拆除五大阶段，平准化度电成本是将项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后得到的发电成本，影响平准化度电成本的关键要素有建设成本、运维成本和资产折旧等。目前，全国海上风电成本仍然较高，根据北极星风力发电网的数据，以福建省为例，建造成本大约在-元/千瓦。从成本构成来看，每千瓦投资里，风电机组及安装占总投资达45%，风机基础及施工占比为25%，设备购置及安装费用占比高。随着技术提升以及抢装潮后主机厂商价格竞争加剧，风电机组销售价不断下降。近期受风电政策影响，机组施工费用出现暂时性上涨，但不影响风电机组价格下降的总体趋势。
大容量机组规模化效应显著，有望快速降低海上风电成本。从海上风电全生命周期看，平价的主要驱动力是技术进步、风机效率提升。全球风能理事会预计，年全球海上风电平均机组容量为6.5MW，到年可升至10-12MW。根据新华社报道，年7月，我国第一台单机容量10兆瓦的海上风电机组在福建兴化湾二期海上风电场并网发电，是目前我国自主研发的单机容量亚太地区最大、全球第二大的海上风电机组，代表着我国海上风电机组进入大容量时代。根据东方风电的测算，同等总装机容量下，用10兆瓦风机和用5兆瓦风机相比，一个风场的成本可降低30%。福建海况复杂，大兆瓦海上风电机组的投用可使安装施工成本上升，摊薄度电成本，提高产业规模效应。
抢装潮后施工成本有望下降。根据华东勘测设计研究院的数据，海上风电建设期间主要成本为设备及安装费用，占比达67%。起步期海上风电项目数量少、规模小，相应船机设备不成熟，造成建设成本较高；加上海上施工条件复杂、施工难度大，施工所需的关键装备（如海上风电机组基础打桩、风电机组吊装等）专业、可用的大型船机设备较少，船班费用高昂，根据国网能源研究院的数据，海上风电的平均投资成本约为陆上风电的2.8倍，抢装潮更是导致船舶供不应求，使得施工成本进一步增加。年是中央补贴限定日期的最后年限，抢装潮后施工成本有望大幅度下降，而随着项目数量增加，施工经验将累积，未来海上风电施工成本有望进一步下降。
海上风电项目目前运维成本较高，降本空间较大。海上风电项目运营周期通常为25年，前5年由整机厂商提供质保服务，后20年风场开发商将由新的服务商提供运维服务，运维服务商包括整机厂商、专业运维公司、开发商工程团队等。海上风电运维成本偏高有多个原因，首先，由于海上风电离岸距离较远，运维需要使用专门的运维船将运维人员和工具设备送至风电场；其次，若需要更换大部件，海上作业难且停机成本高，并且海上风电运维工作还同时受到气候条件、潮汐变化等多种因素制约，运维难度大。
智慧运维有利于提高海上风电运维效率。根据华东勘测设计研究院的数据，修理费用占海上风电总运维成本比例为53%，占比超过一半。在行业发展中后期，通过总结海上运维实践经验，建立一整套行业统一的海上运维作业标准和规范，提升运维效率，同时进行运维大数据采集、分析和计算，可以实现从粗放型向精益化运维的转变，有利于提高海上风电运维水平，提升发电机组有效运营时间，降低运维成本。
坐拥丰富风能资源，福建省大力发展新能源
根据福能股份年年报，年，福建省全年发电量累计完成2,亿千瓦时，同比增长2.47%；全社会用电量2,亿千瓦时，同比增长3.36%；年底总装机量为万千瓦；根据公司年报数据，截至年，火电在福建省内发电量和装机容量上占比均超过50%，发电结构仍以煤电为主。
福建传统能源稀缺，着重发展新能源。福建省一次能源贫乏，缺煤少油，人均能源资源拥有量低于全国平均水平，但同时又是一个自然条件极为优越的省份，可再生能源发电和清洁能源发电具有较大的发展潜力。然而，福建省水电已无开发空间，生物质发电缺少燃料来源，光伏受当地日照限制，开发潜力也较小，陆上风电受林地生态及丘陵地形制约。“双碳”目标推进背景下，海上风电和核电成为福建省发展的制高点，亚热带季风气候和中国台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的海上风力资源，福建地处沿海，核电发展的优势也较突出。
海上风能资源突出，有望成为双碳目标发展的制高点。根据福建省气候中心发布的《福建沿海70米高度风能资源分布特点及评估》，福州中南部至泉州南部沿海一带风能资源最为丰富,年有效风功率密度介于(.7-.4)W/m2之间,平潭岛的风功率密度更是高达.4W/m2；此外,位于福建南部的漳浦县赤湖镇一带的风能资源也非常丰富，年有效风功率密度超过.9W/m2。福建沿海地区年平均有效风能时数及其百分率分别为.3h、82.9%。总体来看，福建省沿海风力资源十分丰富，中部地区尤其占优。
突出海上风电发展优势，福建省能源优化。根据北极星风力发电网发布的《年中国风电行业深度报告》，年，中国沿海省市海上风电并网总容量为万千瓦，其中，福建省海上风电并网67万千瓦。年，福建省人民政府发布《关于印发加快建设“海上福建”推进海洋经济高质量发展三年行动方案（-年）的通知》，指出拓展海上风电产业链，有序推进福州、宁德、莆田、漳州、平潭海上风电开发，不断延伸风电装备制造、安装运维等产业链，建设福州江阴等海上先进风电装备园区，规划建设深远海海上风电基地。
福建省海上风电累计装机规模年预计突破万千瓦。国家能源局发布的《关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》要年全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比例达11%，并提出了后续逐年提高，到年达到16.5%左右的发展目标。为响应国家电力转型的号召，福建省海上风电规模将快速增长。国家能源局年发布的《国家能源局关于福建省海上风电规划的复函》同意福建省海上风电规划总规模万千瓦，包括福州、漳州、莆田、宁德和平潭所辖海域17个风电场，到年底，福建省海上风电装机规模要达到万千瓦以上，到年底要达到万千瓦以上。随着抗台风机组等基础设施技术逐渐成熟，深海海上风电的开发成为可能，加上国补退坡压力带来的抢装潮下，海上风电装机速度突增，福建省海上风电规划总规模有望上调。
消纳责任加紧落地，年福建省非水电消纳权重要求达20.2%。国家能源局在年2月发布《关于征求年可再生能源电力消纳责任权重和-年预期目标建议的函》，提出从年起消纳权重将从紧安排，其中，福建省年可再生能源消纳权重为18%，非水电消纳权重为7%，年可再生能源电力总量消纳权重为40%，非水电消纳总权重为20.2%。国家发改委和国家能源局年5月发布的《关于年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》进一步更新了指标，其中，福建省年总量消纳权重由18%上调至19%，包含0.5个百分点由于年来水偏枯，非水电消纳权重从7%上调至7.5%。
三、紧跟新能源发展机遇，公司着重发展海上风电
省属龙头资源优势突出，海风领域大有可为
公司清洁能源装机规模持续增加。公司现役机组主要为可再生能源风电、太阳能发电、清洁能源天然气发电和高效节能超低排放热电联产，据公司公告，年上半年，公司清洁能源装机占比已达51.87%。截至年6月，公司控股运营总装机规模.00万千瓦。其中，风力发电.30万千瓦、天然气发电.80万千瓦、热电联产.61万千瓦、燃煤纯凝发电.00万千瓦、光伏发电4.29万千瓦。公司风电装机规模位居福建省前列，根据公司年年报，年公司累计风电装机规模占福建省总风电装机规模的比例为20.69%，公司年风力发电量占福建省总风力发电量的比例为23.51%。随着未来公司在建海上风电项目投产，公司清洁能源装机容量有望进一步提高。
节能减排力度显著，符合行业发展趋势。风电属于清洁可再生能源发电，无污染物排放，根据公司年年报，年公司风电发电量可替代标准煤约91万吨，可减少排放温室效应气体二氧化碳约万吨，减少灰渣约35万吨。公司热电联产项目，以集中供热取代工业园区分散供热，按设计供热能力计算，每年可节约标煤59.15万吨，减排二氧化硫1.08万吨和氮氧化物吨。公司天然气发电机组采用天然气燃料，无硫化物和灰渣、粉尘排放。根据公司年年报，按设计发电量计算，较燃煤机组每年可节约标煤万吨，减排二氧化硫2,吨、烟尘吨、氮氧化物2,吨，具有显著的节能、环保、经济和社会效益。
公司运营指标优异，风电业务表现突出。福能股份在运风电机组多采用业内较为先进的维斯塔斯、歌美飒、上海电气、广东明阳等国内外知名品牌，机型质量可靠、运行稳定、故障率低。福建省丰富的风力资源决定了利用小时数相比于其他省份较高，而公司设备先进也给公司在省内竞争创造了条件，使公司风电度电成本降低。根据公司年年报，年，公司新能源风机设备综合可利用率达97.93%，处于行业先进水平；风电利用小时数达小时，高于福建平均值小时和全国平均值小时。
发挥省属电力龙头地位优势，重点投资风电和核电项目。据公司公告，截止于年底，公司核准在建海上风电项目装机77.9万千瓦，截至年6月，公司风电投运总装机达.3万千瓦，规模位于福建省前列。年7月，公司在建项目平海湾F区、石城海上风电同时并网，两个项目总装机规模40万千瓦，长乐C区海上风电顺利开工，预计年底前投产。
公司风电项目地理位置优越，风能丰富。根据福建省气候中心发布的《福建沿海70米高度风能资源分布特点及评估》，依据国标(GB/T-2)对福建沿海风资源等级进行划分,福州中南部至泉州南部沿海一带应用于风力发电等级为“很好”,其余地区介于“较好”和“好”之间。公司风电项目集中于风力发电等级“很好”的莆田、福州等区域，风能资源丰富，年有效利用小时高，开发利用价值高，并且可采用单机容量较大的机型，适合开发建设大型风电场，有利于产生规模化效应，降低成本，增强公司海上风电项目盈利能力。
风电板块盈利能力强劲，海风项目有望进一步提升业绩。根据公司年年报，年公司风电发电量为28.75亿千瓦时，占比公司总发电量14.96%；风电装机规模为.60万千瓦，占比公司总发电量19.37%；风电贡献的净利润为8.60亿元，占比公司总利润57.49%，公司风电业务以不到五分之一的装机规模和发电量，贡献了超过二分之一的净利润。从毛利率来看，公司风电业务毛利率为66.74%，其中，海上风电毛利率高达70.66%。高盈利能力的海上风电是公司发展的重点，随着公司海上风电项目陆续落地，公司业绩有望继续攀升。
“风电+核电”投资收益稳定，有望增厚业绩。年上半年，公司投资收益为3.10亿元，主要来源于公司持股分别为49%、35%、10%的国能神福、海峡发电和宁德核电。公司持有其中的海峡发电35%股权，上半年带来收益0.64亿元，海峡发电四个在建风电项目规模为.94万千瓦，为福能股份带来权益装机规模37.08万千瓦，未来项目陆续并网后，有望带来更高收益。公司共投资5家核能发电公司，分别为华能霞浦、中核霞浦、宁德第二核电、国核福建和宁德核电。其中的宁德核电上半年带来收益1.10亿元，根据中国核建公告，宁德核电规划6台百万千瓦级核电机组，1-4号机组已于年9月投入商运。核电和风电皆属于低碳环保的清洁能源，中国能源转型的大趋势下，公司风电和核电的投资布局符合低碳环保发展战略，有望带来稳定收益。
传统业务盈利能力优秀，助力业绩稳健增长
发挥利用小时数优势，做大做强热电联产业务。福能股份集中供热用户主要为福建石狮、晋江、福鼎等沿海工业区内服装染整、皮革等用热企业，处于福建省工业园区供热市场的龙头地位，公司以集中供热取代工业园区分散供热，控制供热成本。公司执行“以热定电”发电原则和电量交易政策，热电联产利用小时数逐年上升。根据公司年年报，公司子公司鸿山热电运营的万千瓦超临界抽凝供热发电机组，年发电量71.48亿千瓦时，利用小时数达5,小时，领先全省燃煤火电机组1,小时，供热能力和年均供热量均位居全省前茅，带来较高收益能力。
贵州电煤“封关”政策，保障福能贵电煤炭供给。贵州省为了保证本省经济发展，控制电煤外流至省外，采取征收煤炭出境调节基金的“软封关”等政策，实行区域性锁煤政策。公司子公司福能贵电位于六盘水，负责贵州省内的燃煤发电业务，作为当地发电厂能够优先获得煤炭供应。根据公司公告，年，福能贵电给公司带来净利润9.19千万元，年上半年，福能贵电实现净利润.65万元，同比增长.71%，稳定的煤炭来源给福能贵电盈利能力提供保障，未来有望继续给公司带来稳定收益。
市场电价上调预期，火电盈利有望得到缓解。年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，规定煤电上网电价最高可在基准电价（原标杆电价）基础上下浮15%、上浮10%。年7至9月，内蒙、宁夏、上海等多地已同意交易电价基准上浮不超过10%，市场化电价在基准价格上上调是大势所趋，未来预计更多省份有望调整市场电价浮动范围，市场电价有望上浮10%。年以来，福建省内煤炭价格持续保持高位，给公司福建省内火电业务带来较大压力，未来市场电价上调的趋势下，能够缓解公司火电成本压力，火电盈利能力有望得到恢复。
长期合同保障气源供应稳定性，提升公司气电竞争力。根据中海油公告，6年，中海油与印尼签订为期25年的天然气协议，协议规定，从9年开始的连续25年内，中海油旗下的福建液化天然气站将每年从印尼巴布亚省东固天然气项目接收万吨液化天然气，保障福建天然气气源稳定。其次，公司福建省内天然气采购价由福建省发改委统一调整，在长期协议下，天然气价格波动小，一定程度上平缓天然气价格波动对公司盈利的影响。
气电非市场化定价，有助于公司维持稳定收益。福能股份子公司晋江气电拥有4台38.2万千瓦的蒸汽联合循环机组，总装机容量为.8万千瓦，年发电能力60亿kWh，实行早启晚停的调峰运行模式，具有灵活、环保、高效的优势。晋江气电属于福建省政策性调峰电厂，天然气采购价格、电价、电量、气量等相对固定，非市场化定价给公司带来较稳定盈利。根据公司公告，年1月起，天然气采购价格下调为58.06元/吉焦，将进一步降低晋江气电营业成本。
发挥可再生能源协同作用，“双碳”下气电成长性突出。天然气作为相对清洁能源，相对于煤炭、石油碳排放较小。根据中电联数据，年煤电装机占比已首次降至50%以下，在“双碳”背景下，煤电装机呈下降趋势，而风电、光伏具备不稳定性特点，未来天然气装机有望增长。根据公司公告，晋江气电年剩余的转让发电权上网电量15.58亿千瓦时于年上半年完成了双边协商交易，年上半年气电收入高达3.43亿元，同比增长.81%，年新增获得的24.86亿千瓦时替代电量若能全部有效执行，公司业绩有望显著增长。
积极拓展产业上下游，力争成为“综合能源服务供应商”。公司全资子公司配售电公司参与电力市场交易，根据公司公告，年全年签约用户家，完成售电量56.76亿千瓦时。公司有望依托发电侧和用户侧优势，积极参与年度双边长协直接交易、月度竞价和挂牌交易。年初，福建省工信厅、省发改委、国家能源局福建监管办联合发布了《关于印发年电力市场交易方案的通知》，通知指出，年福建省电力市场交易电力规模1,亿千瓦时左右，市场化交易改革力度加强。根据公司公告，公司未来也将继续向产业链上下游拓展，布局储能、微电网、分布式电源、多能互补和智慧能源等项目，有望逐步发展为综合能源服务提供商。
携手三峡集团，共同推进福建新能源电力发展
福能集团综合实力雄厚，为福能股份发展提供有效支撑。福能集团为福能股份第一大股东，是福建省大型煤炭、电力集团，经营范围包括能源、矿产品、建筑等多个行业，是福建省经济发展的中流砥柱之一，在维持福建省能源供需平衡中发挥至关重要的作用。福能集团具有规模优势、资源优势和政策优势，福能股份依靠福能集团，有利于获取优质项目资源，同时可获得煤炭供应的保障，有利于公司电力产业链上下游的联动发展。
三峡集团经验丰富，海上风电技术助力海上风电建设。三峡集团是国内最大的清洁能源集团和全球最大的水电开发企业，根据三峡能源年半年报，截至年6月，公司新能源装机规模达3万千瓦，其中风电万千瓦。三峡集团布局全国，分别与内蒙古、新疆、山东、浙江、广东等省份签署战略合作协议，发展风电业务；同时，三峡能源积极探索海上风电技术创新，技术水平处于行业领先位置。年，子公司三峡新能源公司与福建省达成战略合作项目，建设福建三峡海上风电产业园，打造覆盖全产业链的海上风电技术研发、海上风电装备生产、风机出口、海上风电运维和人才培训的产业集群，是全国首个“碳中和”工业园区。福能股份与三峡集团形成战略合作关系，共同开发福建省海上风电资源，有利于双方共同发展。
福能集团与三峡集团深度合作，互为战略投资者。年，福能集团与三峡集团签订了《项目合作框架协议》，互相参股，三峡集团全资子公司三峡控股拟成为公司第二大股东，并约定条件成熟时参股福能集团40%股权，积极推动福能集团整体上市；福能集团参与三峡能源的改制工作，争取参股20%。根据三峡能源招股说明书，三峡能源持有福能股份子公司福能海峡31.85%的股份和福能三川25.35%的股份，根据福能股份年中报，福能股份持有三峡能源子公司海峡发电35%的股份。双方交叉持股，有利于加强合作关系，共同推动新能源电力业务发展。
福能集团与三峡集团约定共同开发福能集团已获得的万千瓦海上风电资源，并共同再向福建省争取获得万千瓦的海上风电资源。截至年底，双方目前合作的海上风电项目总规模合计达.74万千瓦，其中福能股份三个项目规模为89.8万千瓦，三峡能源四个投产或在建项目规模为.94万千瓦，福能股份持有海峡发电股权比例为35%，海峡发电持有福清海峡、漳浦海峡和福州海峡股权比例均为%，测算为福能股份带来权益装机规模37.08万千瓦。双方合作项目中，福清兴化湾海上风电场一期项目是三峡集团与福能集团在闽合作的首个海上风电项目，是国内首个大功率海上风电样机及海上作业试验项目，已于年7月成功投运。年4月，福能集团和三峡集团签订深化合作协议，表示将在新能源更多相关领域展开合作。
四、投资分析
核心假设：参考公司各细分业务过往增长速度以及公司业务发展战略和
行业发展趋势，我们对公司各细分业务的增速和毛利的假设如下：
煤电业务：电力需求随着经济复苏发展将更加旺盛，燃煤发电即使在新能源发展蓬勃的时期，依然有至关重要的调峰作用，公司煤电业务短期内将保持重要地位，因而假-年公司煤电业务营收增速分别为16.60%、-0.71%、-0.71%。公司煤电利用小时数高，因而假设-年公司煤电业务毛利率保持在22.72%。
气电业务：公司受益于替代电量政策，气电业务因年留存的替代电量额度，年公司气电业务收入预计迅猛增长，随后回稳，因而假设-年公司气电业务营收增速分别为59.82%、-11.67%、-1.89%。毛利率稳定，假设-年公司气电业务毛利率均为4.24%。
风电业务：该业务为公司重点发展方向，该业务受益于双碳目标下的一系列新能源发展政策，公司作为省属企业有资源优势，大力发展海上风电项目，未来有望快速增长。考虑项目投产进度，假设-年公司风电业务营收增速分别为42.30%、46.96%、13.33%。风电项目毛利率较高，假设-年公司风电业务毛利率均为66.74%。
五、风险提示
项目推进不及预期风险：公司海上风电业务受国补补贴政策时限影响，若项目推进进度放缓，可能会影响项目补贴收益。
政策不确定风险：替代电量政策给公司燃气业务带来一定收益，若福建省天然气发电政策改变，公司燃气发电的业绩可能被影响。
政策推进不及预期风险：新能源产业受益于碳中和目标得到大力推进，若相关扶持政策落实放缓，会不利于公司项目拓展。
研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。
（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。）
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