调研纪要

经营业绩与投资展望 公司在2022年全年经营状况保持稳健，尽管面临海上和陆上风电业务受到不利气候因素的影响，但作为综合能源运营企业，公司凭借火电板块燃煤成本的下降有效抵消了风电产出的不足，实现了平稳过渡。 进入2023年第一季度，山于去年福建省风力资源条件相对较差，今年预期风电发电量将有所提升，尤其受益于没有了去年同期海缆事故的干扰因素。 在火电领域，预计2023年一季度煤炭成本相较于去年同期会有所下滑。公司已将长协煤炭签约占比从之前的30%显著提高至70%增强了成本控制能力。 海风项目盈利预测 海风项目的经费及定价策咯，鉴于前两轮项目定价偏低的经验教训，第三期海风项目可能不再以电价为主要考核指标或大幅降低电价考核比重，预计第三，四轮项目分配将在二、三季度陆续启动。 关于福建省海风资源储备及分配：在14五规则期间，福建省计划开发总计15GW的海风资源，目前己有6GW多获得核准，剩余大量资源等待分配。计直配项目的电价可保证在0.39元╱千瓦时，确保了较好的收益空间。 海风项目的单位造价及盈利能力分析：直配项目的浅水区域单位造价约为11000一12000元/千瓦，深水区域则约在14000元/千瓦：若按照0.39元/千瓦时的电价计算，预估资本金内部收益率可达十几个百分点。 投资分析与股东关注点 当前公司的电价结构表现为：年度与月度签约电量占总电量的90，2023年的标杆电价为0.3932 元，另有容量电价补差约两分钱，使得综合电价相比去年降低了三分钱。 股全结构方面，公司在省内拥有百分百火电股权，省外新能源业务复杂多元，总风电装机规模约153万千瓦，其中海上风电权益比例大约为65%。分红政策正在考虑调整至40%的比例，具体决策将根据股东意见和公司实际状况进行评估，并由董事会决议最终确定。 火电煤炭策略与新能源展望 得益于与煤炭企业的良好合作关系，火电公司能够获取相对稳定的采购价格和供应数量，使得低值煤炭采购比例得以从30%提升到70%同时，煤炭企业调整销售策略，鼓励电力企业在淡季增加煤炭采购以确保全年供应稳定，这进一步推动了公司煤炭采购比例的大幅提升。 在福建省内，风电交易仍按补贴项目方式进行，年度交易电量基于年初企业的预测数据，年终结算时则根据实际发电量进行多退少补的调整。 Q&A Q：公司去年的经营业绩怎么样？有哪些因素影响？A：去年公司的经营业绩整体上保持稳定。虽然福建省风电来风趋势不好，导致电力行业普遍利润下降，但山于我们公司综合能源运营优势，火电板块的燃煤成本有所下降，使得全年业绩稳步过渡。 具体的业绩数据目前仍在年报制作过程中，无法提供详细数字。 Q：今年的经营情况如何？风电和火电部门有何展望？ A：今年，从目前的情况来看，福建风电的利用小时数不会像去年那样低，可以预见今年的发电量将略高于去年。特别是今年第一季度没有去年那种海缆事故的干扰，所以至少保证了20万小时的海风发电量。在火电方面，由于去年一季度的高价煤己经用完，今年的燃煤采购成本有望下降， 别是我们将长协煤的占比由去年的30%提升至70%这将显著降低燃料成本。因此，今年的点成本预算计会更低。综上所述，我们相信存量资产今年将呈现出更好的经营表现。 Q：公司未来的投资规划有哪些？ A：目前，公司正在建设的项目包括东桥热电和抽水蓄能项目。东桥热点项目总容量132万千瓦，计划2026年投产，我们持有51%的控股比例。抽水蓄能项目容量为140万千瓦，总投资约70亿元，建设周期67个月。此外，去年还配备了65万千瓦的海风项目、尚待核准，核准之后将根据实际况决定投资与否，预计核准时间为今年三季度。我们还参股了几个项目，包括宁德核电二期项目、三峡能源的海风项目以及国家能源集团的火电项目等。宁德核电二期建设周期五年，己经建造一年。海风项目有40万千瓦己投产，另外50万千瓦正在建设中。国能泉州电厂和国能实时电厂的项目计划2026年投产，我们分别持有23%和 49%的股份、这些参股项目未来潜在的贡献将会较大，是我们增长策略的重要部分。 Q：公司今年海风项目的经费方面有没有新的进展或者逾期情况？ A：福建省海风项目的静态电价和节奏在过去两年并不符合预期，导致第一轮和第二轮配套的定价较低。我们预计，在今年开展的第三期的海风竞配时，可能不再考核电价，或者大幅降低电价的考核比例。目前，福建省储备的海域资源相当丰富，十四五期间计划开发15个千瓦级的项目。目前己经核准的项目大约6千多瓦级，所以还有很大一部分资源待分配。 Q：海风项目单位造价和盈利情况如何？ A：海风项目的单位造价在潜水区域约为11000到12000元每千瓦，而深水区域大约需要14000元每千瓦。深水区域的利用小时数将比浅水区域高出三四百小时。假设电价定在0.39元，我们预估 这类项目的资本金内部收益率(IR)可以达到十几个百分点。如果电价低于0.39元，则需要具体分析具体项目。目前这类型的项目还未开工，可供参考的数据相对有限。而4.8个千瓦的海风项目可能会通过直配方式获取，电价预期能保持在0.39元左右。剩余的四个多千瓦项目可能仍会采用竞配方式，今年竞配电价的预期相对更高，以确保合理收益。我们正在积极争取新的配套资源，并与其他合作伙伴联合申报大型海风直配项目。 Q：公司在1、2月份的容量电价获取情况如何？A：今年我们福建省的标杆电价定在0.3932元，去年按20%上浮的定价是0.4718元。由于容量电价机制的引入，今年年度交易电价下降了三分钱。我们预计容量电价大概在两分钱。目前仅有1月份的数据，按照9折开出容量电价并己准时结款。至于热电联产机组，我们的调峰弹性相对较弱，不过在发热电方面，可以获取容量电价补偿。 Q：公司的热电联产机组在供热时，是否会影响最大出力的申报情况？ A：热电联产项目的调峰弹性较弱，但目前来看，不太会影响我们申报出力最大化。福建省内受供热影响的项目并不多，因此对出力的影响不会太大。 Q：公司的长期煤炭合同占比和价格水平如何？A：长期煤炭合同占比约为70%价格最高不超过每吨770元，5500大卡以下。价格是根据三个指数的平均数来调整的，波动于770元以下，且会根据实际指数每月进行调整。 Q：公司目前火电和新能源的权益比例分别是多少？ A：在省内，鸿山热电的装机120万千瓦，我们拥有百分百股权；晋江气电的核定出力约154万千瓦，持有75%股权；荣安热电3.6万千瓦装机占 65%股权，晋南热电8万千瓦装机拥有75%股权。省外的话，福能的132万千瓦专机，我们持有51%股权。新能源方面，河南新能源全资拥有约91万多千瓦装机；陆上风电总装机约103万千瓦；海上风电项目中的89.6万千瓦项目，考虑穿透后，权益比例大约是在65%。 Q：公司未来的分红比例和股息政策有何规划？A：自公司14年重组上市以来，分红比例一直持续在不少于30%。去年除了30%的分红，还额外送股，每10股送3股，但现金分红的需求更大。今年公司征求投资者意见，广泛建议将分红比例提高至40‰而公司现金流状况可以支持这一提升。目前公司己向管理层汇报投资者提升至40%的分红比例的希望，并己制定提案，是否落地还需董事会决议。 Q：公司火电业务提高超心煤采购的动力主要是什么？ A：主要动力来自两方面：一是煤炭价格去年的大幅波动后，煤炭企业希望保证相对稳定的采购价格和量。针对稳定的优质客户，比如说我们的热电联产项目，由于发电量稳定、上链电量较高，因此能在煤炭采购上取较多量。二是今年煤炭企业的销售策略调整，要求电力企业在淡季时保证主要采购量，以换取旺季时的额外补偿。这种策略旨在平滑每月煤炭供应的稳定性。我们依据这些因素，今年获得了70万吨考核煤，能在淡季采购后旺季获得额外的超心煤，从而大幅提高了煤炭采购比例。 Q：2024年福建省风电市场化交易方案中的交易电量和往年相比有什么变化？ A：福建省2024年的风电市场化交易电量与去年实际发电量基本持平，为220亿度电。目前多数风电交易量是通过挂牌转让的方式进行，涉及的主要是带补贴的项目。这部分主要是对火电的补偿让利，按平均风电年度发电量申报，并于年底进 行结算。风电量的参与是超过特定利用小时数的部分。陆上风电超过1800小时，海上风电超过2400小时的部分，才参与挂牌交易。具体交易量由各企业根据年度预期进行申报，但最终依照实际多退少补的结果来定。 Q：对2024年福建省海风核准预期以及海风消纳和市场化交易电价的判断是怎样的？ A：福建省目前对新能源全额消纳方面没有问题。只要新能源项目建成投产，就可以全额上网发电。 至于今年的核准规模，由于政策变化快，预测有一定困难。尽管如此，根据十四五海风建设的规划完成率来看，预计今年将有大规模的资源分配，至少四个吉瓦以上的风电资源。具体的进度和数量将以发改委的正式通知为准。