福建海风核心运营平台，集团资产注入，海风α彰显

福建海风核心运营平台。中闽能源是由福建省投资开发集团控股的福建省省属电力平台。截至2024/6/30，公司控股装机容量95.73万千瓦，其中海风29.6万千瓦、陆风61.1万千瓦、光伏2万千瓦及生物质3万千瓦。公司装机风电为主，聚焦优质海风开发，海风作为最核心资产，2020年以来海风净利润占比超60%。公司风电电价及利用小时数优势明显，2023年公司ROE11.3%，其中福建海风项目ROE达22.7%，显著高于绿电行业平均收益率水平，彰显优质绿电资产α。 福建享最优海风资源，福建海风开发成长空间广阔。1）福建省享最佳海风资源：受台湾海峡“狭管效应”影响，福建海域风能资源得天独厚，利用小时全国最高，近海水深适中地质稳定具备规模化开发条件。2）围绕负荷消纳无忧：海风项目紧邻需求，2021年以来福建弃风率保持0%，2024年福建用电同比+7.8%高于全国，有效装机容量同比+5.9%低于用电增速，为海风消纳提供有利供需环境。3）福建十四五规划新增开发海风1030万千瓦，十五五有望接棒延续。截至2024年底，福建省已完成竞配/直配项目分别660万/141万千瓦，海风开发有望再提速。 竞配/直配电价落地，海风依然是最优质的绿电资产。海风在绿电电价体系中相对独立，早期项目电价较高且固定。2021年福建省开启省内海风竞配，竞争激烈导致竞配上网电价显著折价，引发市场对于福建项目海风收益率担忧，也限制了海风项目的开发节奏。随着市场回归理性，2023年以来竞配电价逐步回升，部分项目通过直配，由企业和政府协商确定电价，电价优势明显。电价担忧逐步落地，从消纳、利用小时数、投资成本综合来看，海上风电依然是最优质的绿电资产。中性假设下（中性的利用小时数、中性的投资成本），直配/竞配海风项目的全投资IRR分别为7.2%/2.5%，单位GW净利润为4.5/1.0亿元。竞配项目收益率相对承压，随投资成本/利用小时数优化，有望逐步提升，直配项目收益率突出，中闽能源等地方国有企业有望在直配项目上彰显项目获取竞争力。 福建投资集团资产优质，新一轮资产注入推进。2019年控股股东福建投资集团所注入的29.6万千瓦优质海风，已成为公司最核心利润基石。根据集团承诺，集团内电力资产稳定投产、一个完整会计年度实现盈利、不存在合规性稳定后将启动注入程序。2025年1月永泰抽水蓄能51%股权注入程序已启动。1）存量项目：集团优质资产充沛，其中平海湾三期（海风，30.8万千瓦，已投运等待补贴核查结果），霞浦B区（海风，29.6万千瓦，已核准），霞浦A/C区（海风，60万千瓦，待核准），即将迎来新一轮优质资产注入。2）增量项目：关注集团与上市公司项目获取的突出竞争力。 盈利预测与投资建议：考虑2025年永泰抽蓄资产注入，我们预计公司2024至2026年归母净利润为7.1/9.2/10.0亿元 ， 对应当前PE 15.2/11.7/10.8倍（估值日期：2025/4/25）。考虑福建优质海风项目的获取以及集团资产注入，成长性突出，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：项目建设不及预期，电改推进下电价波动，项目竞争加剧 1.福建海风核心运营平台，集团优质资产注入 1.1.福建省省属电力平台，专注清洁能源电力投资开发运营 公司是福建投资集团控股的国有上市公司，专注于风能、太阳能、生物质能等清洁能源的投资开发、建设与运营。公司成立于1998年并于当年上市，主要从事造纸行业。 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。2015年4月，公司实施重大资产重组，更名为“中闽能源股份有限公司”，自此将纸业资产完全剥离。2019年，公司启动发行股份和可转换公司债券收购控股股东旗下中闽海电100%股权，开始发展海上风电业务。2024年，公司自主开发建设福建长乐B区海上风电项目。2025年，随着控股股东体内抽水蓄能资产、海上风电资产成熟，即将迎来新一轮优质资产注入 图1：公司发展历史沿革 福建省投资开发集团控股，持股比例为64.14%。福建省投资开发集团有限责任公司是福建省省属的大型国有投资类公司和主要的国有资产运营主体，经过多年发展，福建投资集团形成了集金融及金融服务业、电力、燃气、供应链等多业务板块并行的发展格局，在福建省经济社会发展中发挥重要作用。此外后续公司引入云南能投、国投电力等央国企平台，两者持股比例分别为1.17%及1.15%；福建华兴创投及福建铁路投资分别持有公司0.98%及0.85%股权。公司下辖中闽海电、富龙风发、富龙风能等9家一级子公司，负责公司风电、光伏发电及生物质发电业务开展。 图2：公司股权结构（截至2024/9/30） 1.2.内生外延，集团优质资产注入 公司作为福建省新能源发电龙头企业，营收利润短期受风况波动和政策影响显著，但集团资产注入和装机增长打开长期上升空间。2024H1，公司实现营业收入10.95亿元，同比下降0.9%，归母净利润4.09亿元，同比增长6.34%。营收波动受电价下行和风况不及预期影响，利润增长凸显公司盈利韧性。2019年至2023年，公司营业收入从5.81亿元增长至17.32亿元，归母净利润从1.51亿元增长至6.78亿元，主要得益于集团资产注入带来装机规模增长提升发电量带来的营收和净利润增加。 图3：公司营业收入及YOY 图4：公司归母净利润及YOY 海风引领装机容量增长，集团资产注入实现装机规模增长。公司装机以风电为主，截至2024H1，公司控股装机容量95.73万千瓦，其中风电装机容量90.73万千瓦，占总装机容量94.78%；生物质装机容量3万千瓦，占比3.13%，光伏装机容量2万千瓦，占比2.09%。2019至2023年，公司装机容量从43.65万千瓦提升至95.75万千瓦，其中风电装机容量从41.65万千瓦提升至90.73万千瓦。海上风电装机规模占公司风电装机规模的32.62%。显著的资源禀赋和区位优势为公司长期发展奠定了良好的基础。装机规模提升主要得益于集团资产注入和资源优势。2023年，集团在福建省首批海上风电市场化竞争配置中，成功中标长乐B区（调整）10万千瓦海上风电场项目，并于2024年将该项目商业机会优先提供给公司。目前，该项目已获核准批复，预计未来两年建成投产。截至2024年末，集团资产已注入平海湾海上风电场一二期项目，合计带来29.5万千瓦装机容量。2025年，集团启动注入抽水蓄能120万千瓦项目，实现装机规模跃升。 叠加福建省“十四五”规划新增海风开发规模1030万千瓦，公司依托省属平台优势，未来海风装机增量明确，为收入增长提供核心驱动力。 区位风资源禀赋优异，发电效率行业领先。公司地处福建省，台湾海峡的“狭管效应”为福建地区带来优越的风力资源。公司已投产陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等福建沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电；省外陆上风电场主要位于黑龙江省等风资源较好地区。2024年上半年，公司在福建省所属陆上风电场的平均发电设备利用小时为1272小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为2070小时，均高于全国平均1134小时。 图5：公司装机容量变化（单位：万千瓦） 图6：公司装机利用小时数 公司短期上网电量波动，装机增长支撑长期电量提升。2024年上半年，公司累计完成上网电量13.76亿千瓦时，同比下降3.28%。2019年至2023年，公司发电量从13.23亿千瓦时增长至28.43亿千瓦时。短期来看，受陆上风资源波动、富锦新疆生物质热电项目技改停机和黑龙江区域限电加剧影响，公司整体发电量较去年同期下降。长期来看，随着集团资产注入及自主开发项目投产，公司装机规模提升将支撑电量增长，电量增长确定性强。 竞配机制优化，上网电价企稳回升。2023年，公司福建风电项目平均上网电价685元/兆瓦时；黑龙江风电项目平均上网电价525.7元/兆瓦时，生物质发电项目平均上网电价740元/兆瓦时；新疆光伏发电项目平均上网电价780.44元/兆瓦时。公司2023年平均上网电价673.20元/兆瓦时，较2022年平均上网电价640.62元/兆瓦时有所提升。 图7：公司上网电量 图8：公司各地各装机电价情况（单位：元/MWh） 福建省内风电核心驱动，区域布局与资产协同强化盈利。公司通过全资及控股子公司实现新能源发电业务全国布局，福建区域子公司贡献核心利润，黑龙江、新疆等地子公司形成补充。2024年上半年，福建省内子公司贡献净利润3.43亿元，占公司总净利润94.47%。其中，福建中闽海电所持有平海湾一、二期项目为公司最核心资产，贡献净利润为2.3亿元，占公司总净利润63.4%。 图9：公司分部净利润构成（亿元） 表1：公司项目装机梳理 1.3.海风资产优质，ROE显著高于同行 公司经营性现金流相对稳定，2023年全年经营性净现金流为10.29亿元，同比下降19.31%，主要受发电量下降影响。投资性净现金流流出9.76亿元，同比扩大148%；融资性净现金流流出9.20亿元，同比增加60%。2024年前三季度经营性净现金流5.27亿元，同比2023年同期下降15.07%，但投资性净流出仅0.33亿元，较2023年同期大幅减少94.9%；融资性净流出5.45亿元，同比减少39.5%，因借款偿还压力减轻。现金净流出收窄至0.51亿元，整体现金流压力缓解。 图10：公司现金流情况（单位：亿元） 图11：公司应收账款情况 图12：公司应收账款账龄结构 图13：公司杜邦分析 图14：公司分部净利润构成（亿元） 2.福建海风空间广阔，竞配电价见顶转型高质量发展 2.1.政策积极引导，优质海风资源加速开发 政策积极引导，地方充分发挥资源优势。2023年9月，国家能源局印发《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》，明确提出鼓励各地通过海上风电基地建设，推动深远海海域海上风电项目降低工程造价、经济性提升和实现无补贴平价上网。2024年3月，国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》进一步提出，要统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展。同时，沿海各省份相继推出了海上风电市场相关的发展规划，充分发挥沿岸资源优势，加速海上风电的基地化和规模化。“十四五”期间，预计沿海各省份合计新增装机规模超过50GW。 表2：各地“十四五”海上风电规划（万千瓦） 海风区位优势显著，风电消纳更无忧。根据CWEA数据，截至2023年，中国海上风电新增装机规模达7.18GW，累计装机规模达37.7GW，占全国风电累计装机容量8.5%。 看区域，海风主要集中在江苏（11.8GW）、广东（10.9GW）两省，分别占比31%/29%，其次为山东、浙江、福建、辽宁（均超1GW），合计占比37%。东部沿海省份电力供需格局相对紧张，消纳问题显著低于“三北”省份，近负荷发电有利于就近消纳，提升风电整体消纳能力。 图15：中国海上风电装机规模及占比 图16：2023年中国沿海各省海上风电累计装机占比 2.2.福建享优质海风资源，供需格局消纳有保障 福建拥有最佳海风资源，规划积极推进近海及深远海。资源储量巨大，福建海域受台湾海峡“狭管效应”影响，风能资源得天独厚，理论蕴藏量超1.2亿千瓦，居全国前列。尤其是近海区域水深适中、地质稳定，为规模化开发提供了理想条件。风速快且稳定，福建沿海年平均风速达9-10米/秒，部分地区如平潭外海年平均风速甚至超过10米/秒，全年7级以上大风天数超100天，风能密度高且持续性优异，且弃风率常年为0%。 利用小时数全国领先，理论年利用小时数可达4000-4400小时，部分优质海域(如平潭、漳浦外海)甚至突破4500小时，为全国最高水平。“十四五”期间规划加快完成福建省海上风电规划内省管海域1030万千瓦、深远海480万千瓦海上风电配置，“十四五”加速推进，“十五五”有望延续。 图17：福建省海上风电项目厂址梳理（部分） 表3：中国近海风电开发