福能股份-海风向好成功转型新能源运营商-210914（24页）.pdf

1、截至 2020 年末，公司火电业务板块装机容量为 414.41 万千瓦，占公司总装机容量的79.80%;火电发电量从 2015 年的 89.88 亿千瓦时增长至 2020 年 162.9 亿千瓦时，占公司总上网电量的 84.31%。包括燃煤发电、燃气发电和燃煤纯凝等在内的火电业务营收占全部电力业务营收的 78.72%，火电业务毛利占全部电力业务毛利的 41.65%。火电业务营收占比较大意味着火电业务能够为公司提供持续稳定的现金流，从过去几年的情况来看，除 2020 年海上风电投入较大导致公司投资性现金流迅速增加外，其余几年的公司经营性现金流量基本上可覆盖投资性现金流量，说明公司能够以存量业务的

2、稳健经营来支撑新能源业务的发展。鸿山热电盈利能力强，是公司业绩保持稳定的安全垫。公司的热电联产项目均位于福建省内，其中龙安热电和晋南热电的装机规模分别为 3.61 和 6.00 万 kw，均为背压式热电联产机组;鸿山热电的装机规模为 120 万 kw，为抽凝式热电联产机组。2016-2020年，鸿山热电净利润占公司净利润的比例平均为 40.6%，是公司业绩保持稳定的安全垫。 2020 年，鸿山热电实现营收 30.72 亿元，净利润 6.14 亿元，净利率高达 20%，净利润占公司 2020 年净利润的 38.5%。由于福建省近几年的用电需求增速较快，且省内水电来水偏枯，因此公司热电联产机组近几

3、年的装机利用小时屡创新高，2020年利用小时高达5951小时，比福建省内火电机组利用小时高出 1341 小时。燃气发电分为自发电和气电替代，但自发电业务受气价影响，导致燃气发电业务毛利率偏低。晋江气电属于福建省政策性调峰电厂，其盈利受天然气价格、上网电价、上网电量及发电指标转让替代政策等多种因素影响。晋江气电的发电量可以分为自发电量和替代电量两部分，从过去几年的平均水平来看，自发电量在 27 亿 kwh 左右，替代电量维持在 24.86 亿 kwh。但由于自发电量部分近几年受到气价上涨的影响，因此公司燃气发电业务的毛利率持续维持在个位数水平，2017-2019 年分别为 4.84%、7.21%

4、和 4.24%，对应毛利为 1.06、1.86 和 1.12 亿元。2020 年，受气价和气电替代电量执行延后的影响，燃气发电业务的毛利率-8.1%，毛利-1.52 亿元，拖累了公司的整体业绩。替代电量部分由政策决定，可有效抵消自发电业务带来的不利影响，2020 年有部分替代电量结转至今年执行。福建省往年的气电替代电量政策一般在上半年公布并开始执行，但2020 年直到四季度才开始执行，2020 年度晋江气电替代电量指标24.86 亿千瓦时，按照外购电含税单价 0.28 元/千瓦时，上网含税单价 0.5683 元/千瓦时计算，对应约 6.34亿元的毛利，但由于 2020 年政策执行较晚，年内仅执

5、行了 9.28 亿 kwh，对应 2.37 亿元的毛利，剩余 15.58 亿 kwh 替代电量结转至 2021 年执行，根据公司公布的上半年经营信息，这部分结转的替代电量已经执行完毕。2021 年，晋江气电转让替代上网电量为 24.86亿千瓦时，转让替代电价为 0.3 元/千瓦时(含税)，出让方结算上网电价为 0.523 元/千瓦时(含税)，预计 2021 年度可确认转让替代电量毛利约 4.84 亿元人民币，叠加 2020 年气电替代电量结转至今年执行的部分，预计2021年气电业务可获得8.81亿元的毛利。同时，根据公司 2021 年 3 月 12 日披露的信息，公司天然气价格较现行价格下调 0.519 元/立方米，可有效降低晋江气电的营业成本，并改善公司的毛利率和净利率。