引 言
福建优质海风标的，大股东资产注入增厚业绩；省属海风指标分配预期落地+大股东原有竞配项目建设，业绩增长弹性充足。
摘要
福建省属清洁能源运营商，集团资产注入带动装机增长。公司成立于1998年，于2015年进行资产重组，置入中闽能源100%股权，控股股东为福建投资集团。为避免同业竞争，大股东承诺将海风、抽蓄等资产注入上市公司，并于2019年向公司注入中闽海电所属的平海湾一、二期总计29.8万千瓦海风项目。公司营收结构中，风电占比较大，其中海风营收贡献占比持续增长。2023年公司实现营业收入17.32亿元，归母净利润规模6.78亿元。
福建海风建设向好，竞配机制改善，直配政策有望落地。福建风资源优渥，风电利用小时较全国平均高出600小时以上 ，且几乎不存在弃风弃光。海风竞配带来的电价恶性竞争问题是市场普遍担心点，福建2023年的竞配细则已有优化，能够在一定程度上避免评分标准单一导致的恶性竞价问题，且直配政策或有望出台，长期来看海风上网电价有望回归合理水平，加上海风建设成本持续下行，项目收益率有望得到保障。
优质资产为基，预期装机增量赋能增长。公司目前风电装机均为带补贴的高收益项目，盈利能力较强。平海湾三期30万千瓦海风项目、永泰120万千瓦抽蓄项目均已满足注入条件，若成功注入，将有望为公司带来超5亿元业绩增量。同时，福建省管海域海风项目指标有望于今年进行分配，假设公司可获得60-100万千瓦指标，若按福建省标杆电价预期，100万千瓦新增海风项目有望带来业绩增量5.9-6.8亿元。此外，大股东中标长乐B区（调整）10万千瓦海上风电场项目，并将该商业机会优先提供给公司选择。若未来集团中标项目均交由公司建设，也将带来可观业绩增量。
盈利预测与估值。公司拥有优质风电项目，大股东原有资产注入有望增厚业绩；福建海风指标分配有望落地，叠加大股东2023年中标竞配项目，将进一步带来业绩增量。（…具体请见招商研究小程序）
风险提示：风光资源不及预期、项目获取和开工进度不及预期、资产注入情况不及预期、上网电价下行风险、宏观经济周期性波动的风险。
一
福建省属清洁能源运营商，集团资产注入带动装机增长
1、由传统高耗能产业转型的福建省清洁能源供应平台
中闽能源股份有限公司是福建投资集团控股的国有上市公司，前身为“福建省南纸股份有限公司”，成立于1998年5月，于1998年6月在上海证券交易所上市。公司发展历程大致分为两个阶段。1998年-2008年是公司的建设转型阶段，在此期间内随着《可再生能源法》等政策法规的出台，公司在福建省委省政府及相关主管部门的大力支持下开始探索清洁能源的开发供应，逐步从高能耗传统造纸行业转变为环境友好型清洁能源供应商。2008年2月，公司出资在福清市成立了第一家全资风电项目子公司，此后公司以风电开发为业务中心进入发展的第二阶段。按照每年“投产一批、在建一批、开工一批、储备一批”的滚动发展战略，公司在福建省内福清、连江、平潭等区位优势明显的地区陆续建成陆上风电厂，风电装机逐年增加。2015年4月，公司实施重大资产重组，置出原有资产负债，置入中闽能源100%股权，更名为“中闽能源股份有限公司”，自此将纸业资产完全剥离,主营业务转变为以风电为主的清洁能源生产和销售。2019年，公司通过向福建投资集团发行股份和可转换公司债券购买中闽海电公司100%股权,同时发行定向可转换公司债券进行配套融资，以此在当前业务基础上增加了海上风力发电项目的投资建设、运营及管理，进一步丰富了公司业务结构，在清洁能源发电业务领域的市场竞争力也得到提升。发展至今，公司已相继在福建省、黑龙江、新疆等地区建成和并购14个陆上风电场、2个海上风电场和1个光伏电站、1个生物质热电厂，形成了涵盖风能、太阳能、生物质能等多元化的新能源发电产业体系，截至2023年12月底，公司控股并网装机容量已达到了95.73万千瓦。
公司控股股东为福建投资集团，实控人为福建省国资委。公司股东由多家央国企构成，第一大股东为福建省国资委下设的福建投资集团公司，截至2024年6月底持股比例为64.14%，同时引入云南能投资本投资有限公司、国投电力控股股份有限公司、福建华兴创业投资有限公司、福建省铁路投资有限责任公司等国有企业入股，分别持有公司1.3%、1.15%、0.98%、0.85%的股权。
总装机规模持续增长，装机结构趋于多元化发展。为避免同业竞争，集团承诺将海风、抽蓄等资产注入上市公司。2019 年，集团将中闽海电所属的莆田平海湾海上风电场一期、二期的项目总计29.8万千瓦的海风项目注入上市公司。截至 2024年6月底，公司控股装机容量达到共计 95.73 万千瓦，其中陆上风电61.13万千瓦、海上风电29.6万千瓦、光伏2万千瓦、生物质发电3万千瓦。
经营性现金流相对稳定，受补贴滞后影响，应收账款逐年提升。公司经营性现金流相对稳定，2023年经营性现金流净额为10.29亿元，2019年至2023年平均经营性现金流净额为8.6亿元；公司应收账款水平自2019年起持续上升，但2022年以来增速明显放缓，截至2024年6月底，公司应收账款总额达到28.06亿元，同比增长23%。据公司公告，应收账款为应收电费，预计大多为可再生能源补贴款，回收期相对较长。2022年3月起，国家多次下发可再生能源补贴。2024年6月，国家财政部发布《关于下达2024年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，提出本年度一共将下发54.05亿元，本次将下发2.23亿元。风力发电项目本次下达7076万元，光伏发电项目本次下达15039万元，生物质发电项目本次下达142万元。国补回款提速，有望明显改善公司现金流情况。
二
福建海风建设向好，竞配机制改善，直配政策有望落地
1、风力资源丰富，利用小时数远超全国平均水平
福建省地处我国东南沿海，独特的“峡管效应”赋予福建地区优渥的风力资源。福建省位于我国的东南沿海，全省地势呈现西北高、东南低的特点，其东南方向与台湾省隔台湾海峡隔海相望，使得福建省具备形成“峡管效应”的天然优势。《中国风电发展路线图2050》显示，台湾海峡是中国风能资源最为丰富的地区，其近海5-20米水深的海域内、100米高度年平均风功率密度为1000-2000瓦/平方米，风能资源等级可达到6级以上；受季风和“峡管效应”协同影响，福建省的风电发展拥有优越的自然资源禀赋。
福建省风电利用小时数高于全国平均，且几乎不存在弃风弃光现象。2019-2022年，全国风电利用小时呈现稳步上升态势，分别为2082 /2097 /2232 /2246小时，2023年风电利用小时数出现稍有回落，为2225小时。受益于资源禀赋，福建省2019-2023年发电利用小时数分别为2639 /2880 /2836 /3132/2880小时，远超全国平均水平。利用率方面，2019-2022年，全国风光利用率整体提升，平均弃风率从4%下降至3.2%，平均弃光率由2%小幅下降至1.7%。相比之下，福建省风电及光伏利用率达到100%，几乎不存在弃风弃光现象。
2、“十四五”期间新增开发海风超10GW，项目配置体系有望不断优化
“十四五”期间，福建规划新增开发海风超10GW。根据福建省十四五能源发展专项规划，“十四五”期间有序择优推进《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1030万千瓦。稳妥推进国管海域深远海海上风电项目，加强建设条件评估和深远海大容量风电机组、远距离柔性直流送电、海上风电融合发展技术论证，示范化开发480万千瓦。
竞配机制优化，未来海风项目收益率有望提高。根据福建省发改委发布的《2022年首批海上风电竞争配置结果的公示》，华能集团与福建省投资开发集团联合体确定为连江外海项目（700MW）优先中选企业，国家能源集团与万华化学集团联合体确定为马祖岛外项目（300MW）的优先中选企业，两个项目的申报电价均在0.20元/千瓦时左右，远低于福建省燃煤标杆电价（0.3932元/千瓦时）。由于当时海风项目初始投资成本较高，普遍在1.6万元/千瓦左右，过低的中标电价难以保障海风项目收益率，华能集团所在联合体最终放弃中选资格。为优化竞配机制，保障海风项目盈利能力，福建省在2023年海上风电竞配细则中提出，申报电价占40分，企业能力占10分，装备技术先进性占10分，技术方案占20分，综合贡献占20分。以通过资格审查的投资主体申报的平均上网电价作为基准电价（如通过资格审查的投资主体大于等于6家，去掉一个最高电价和一个最低电价后计算基准电价)，基准电价得35分。其中，高于基准电价的申报电价以35分为基础扣分，每高0.001元/千瓦时扣0.15分；低于基准电价的申报电价以35分为基础加分，每低0.001元/千瓦时加0.1分，最高为40分。新的竞配规则在保留市场竞争机制的同时，又能在一定程度上避免评分标准单一导致的恶性竞价问题，预计后续福建省海风竞配机制将进一步完善，叠加海风建造成本下行，项目收益率有望逐步提升。
海风竞配带来的恶性竞争问题是市场普遍担心点，随着竞配政策逐渐优化，未来直配有望成为新的指标配置形式。虽然目前随着风机等价格的下降，海风的建设单位造价已经有明显下降，近海风电造价可以降至1.0-1.2万元/千瓦，远海漂浮式风电造价约2.3-3.0万元/千瓦。但在当前竞配方式下，上网电价水平依然难以满足收益率要求，未来指标配置方式有望重新改进，若未来直配政策落地，上网电价有望回到合理区间，将进一步提升新增海风项目的收益率水平。
三
推荐逻辑：优质资产为基，预期装机增量赋能增长
1、福建风电龙头企业，依托优质资源盈利能力稳定
公司深耕福建省风力发电，省内市占率较高。公司为福建省最早介入风力发电的能源企业之一，在福建省内占有较大市场份额。至2023年底省内投产风电装机容量达到79.78万千瓦（其中陆上风电50.18万千瓦、海上风电29.60万千瓦），占省内风电装机总量的10.47%；2023年公司省内风电项目上发电量达25.33亿千瓦时，占省内风电发电量的11.91%。
受益于福建省优越风力资源，公司资产质量较高，盈利能力稳定。福建省因“狭管效应”风力资源优越，2023年省内平均风电利用小时达2880小时，高于国内平均水平2225小时。公司投资厂址均位于福建沿海地区，风力资源禀赋优越且位于“福厦泉”用电负荷中心，其中，省内陆风电厂主要位于福州市福清、平潭、连江地区，海风电厂则位于莆田市平海湾地区。2023年公司省内陆风、海风机组平均利用小时达2744小时和3905小时，2024年上半年达1272小时和2070小时，均高于全国平均水平。同时，由于公司在运风机均于2020年底前投产，除部分早期投产项目补贴到限以外，其余项目均享有补贴电价。量价保障下，公司盈利能力稳定，2024年上半年销售净利率达44.42%、子公司中闽海电净利率达50.88%，在同类公司中具有竞争力。
2、优质资产注入在即，业绩有望增厚
优质资产闽投海电与闽投抽水蓄能有望注入，为公司业绩带来较大增长预期。大股东福建投资集团承诺，在闽投海电（莆田平海湾海上风电场三期项目）、闽投抽水蓄能等任一实体稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利、不存在合规性问题并符合上市条件后一年内，将启动资产注入程序。莆田平海湾三期项目装机规模为30.8万千瓦，于2021年2月投产，将于项目补贴合规性核查结果确认后三个月内进行资产注入，以2023年公司海风利用小时计，我们预计项目注入将为公司带来约4.27亿元业绩增量。此外，永泰抽水蓄能项目已投产满一年，2023年及2024年Q1分别实现营业收入8.44亿元和2.65亿元，实现净利润2.25亿元和0.73亿元。后续资产注入启动将大幅提高公司资产规模，若两个项目均能顺利注入，预期将带来业绩增量超5亿元。
3、福建省海风分配有望落地，关注项目获取带来业绩增长预期
省管海域海风项目分配有望于近期落地，新项目获取可增拓展公司业绩增长空间。福建省助力海上风电项目发展，计划“十四五”期间推动省管海域海上风电规模约1030万千瓦、深远海风电开工480万千瓦。2024年福建省海风指标分配在即，有望通过直配或竞配于近期落地省属海风项目6.5GW指标分配，公司作为福建风电龙头企业，具有竞争优势，有望获得60-100万千瓦海风指标。此外，2023年福建海风竞配评分细则弱化电价对竞配结果的影响，将企业能力、技术方案等因此也纳入竞配评分体系，避免海风运营商恶性竞价，保证竞配海风项目收益率。若假设公司获得100万千瓦海风指标，且乐观估计上网电价为福建省标杆电价0.3932元/千瓦时，测算稳定投运后将为公司带来约5.9-6.8亿元/GW的业绩增量。
大股东原有竞配项目也有望带来业绩增量。在福建省2023年海上风电市场化竞争配置（第一批）中，大股东福建投资集团成为长乐B区（调整）10万千瓦海上风电场项目的中选投资主体，并向公司送达了《关于提供长乐B区（调整）海上风电场项目商业机会的函》，将该商业机会优先提供给公司选择。此外，福建投资集团还中标了长乐外海J区65万千瓦风电项目（后中标项目分配有所调整，目前已披露公司承接集团在建长乐B区项目，具体调整结果以最终公告为准），若未来集团中标项目均交由公司建设，也将带来可观业绩增量。
四
盈利预测
公司为福建省属清洁能源运营商，截至2023年底控股装机量为95.73万千瓦，其中在福建省内风电装机容量 79.78万千瓦（陆风50.18万千瓦、海风29.6万千瓦），占福建省风电装机规模的10.47%，具备较强竞争力。受福建风况不佳影响，公司2023年营收和业绩分别同比下滑3.3%和6.9%，2024H1营收同比下滑1.59%，业绩同比增长4.8%，盈利能力有所回升。公司控股股东福建能源投资集团承诺在项目具备注入条件后，向公司注入海风、抽蓄等资产。当前，平海湾三期30万千瓦海风项目、永泰120万千瓦抽蓄项目均已满足注入条件，有望为公司带来超5亿元业绩增量。同时，福建省海风项目指标分配有望于今年年中进行，公司有望获得60-100万千瓦指标，若按福建标杆电价0.3932元/千瓦时预期，100万千瓦新增海风项目有望带来业绩增量5.9-6.8亿元。此外，大股东福建投资集团为长乐B区（调整）10万千瓦海上风电场项目的中选投资主体，并将该商业机会优先提供给公司选择。若未来集团中标项目均交由公司建设，也将带来可观业绩增量。若不考虑集团资产注入及新增项目，且假设24年下半年福建省来风状况有所好转，预计2024-2026年公司营业收入分别为18.60、20.50、25.13亿元，同比增长7.4%、10.2%、22.6%。核心假设如下：
风电装机量：当前平海湾三期30万千瓦海风项目已满足注入条件，同时福建省海风项目指标分配有望于近期落地，未来公司或承接大股东原有及新增的竞配项目，风电装机量有望持续增长。考虑到资产注入有较大不确定性，我们按照公司自身拓展项目的节奏，假设2024-2026年公司新增风电装机容量分别为0、40、80万千瓦。
风电上网电价：据公司公告，2023年公司已有部分早期投产风电项目电价补贴到限，随着新增平价风电项目逐渐并网，将进一步拉低风电上网电价，预计公司2024-2026年风电上网电价分别为0.67、0.66、0.56元/千瓦时。
五
风险因素
我们认为未来公司主要的风险因素在于风光资源不及预期、项目获取和开工进度不及预期、资产注入情况不及预期、上网电价下行、宏观经济周期波动五个方面。
1） 风光资源不及预期：公司风电、光伏业务受到当地风光资源的影响较大，若项目所在地的来风和光照情况不及预期，会导致发电量下降，对公司收入和业绩带来负面影响。
2） 项目获取和开工进度不及预期：目前，福建省内多数海风项目需要通过竞争性配置获取，若公司获取资源进度不及预期，则将对后续的建设产生不利影响。
3） 资产注入情况不及预期：公司大股东福建投资集团承诺在满足注入条件后将部分资产注入公司，若注入情况不及预期，可能会对公司业绩增速产生不利影响。
4） 上网电价下行风险：随着平价风光项目并网规模增加，公司整体平均上网电价或将下行，给企业经营业绩带来负面影响。
5） 宏观经济周期性波动的风险：公司所处的电力行业与国民经济的景气程度有较强的相关性。近年来全球和国内宏观经济波动明显，电力等能源需求增速放缓，公司未来的生产经营和盈利能力可能受到经济周期性波动影响。
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