福能股份-600483-机构调研汇总

问题一：公司二季度入炉标煤单价及同比情况如何？

• 入炉标煤单价：公司未披露相关数据。
• 煤炭成本管控方面：福建区域依托大股东旗下福能物流，与神华、伊泰等煤炭供应商保持合作，保障煤炭供应的数量、品质和价格稳定，长协煤合约履行平稳正常。
• 贵州区域的煤炭：从六枝特区及周边县市采购，且已扩建了相应煤仓库，可合理安排煤炭采购与合同制定，较好控制煤炭成本。

问题二：鸿山热电2026年上半年发电量情况如何？

• 鸿山热电发电量数据：公司未单独披露。
• 热电联产板块整体发电量：2026年上半年为34.35亿千瓦时，同比增长5.51%。

问题三：公司二季度煤电发电量同比增长的原因是什么？

• 福建、贵州两省社会用电量增速：4%-5%，和全国水平接近，为公司发电增长提供了需求基础；公司充分发挥自身优势按计划推进发电业务。
• 福能贵电发电量提升：上半年上网电量为37.68亿度，同比增长25%，结合中长期运营规划与现货市场安排，抓住有利机遇优先发有效益的电。
• 福建省内热电联产板块：发电量也实现增长。

问题四：公司风电项目是否能够抵御台风？

• 公司所有风电机组：均按照福建区域抗台风要求设计，投产十几年来未出现因台风导致的塔筒、叶片重大损伤等安全事故。
• 台风对发电量的影响：无法直接通过台风等级判断，取决于台风到达风场时的瞬时风速；瞬时风速超过安全范围时风机会锁机停机，未达到停机阈值前台风带来的大风会提升发电量，对业绩形成正面影响。
• 从历史运行情况来看：大部分台风对公司海上及陆上风电为正面影响，可增加发电量。

问题五：公司应收账款特别是可再生能源补贴的回收情况如何？

• 公司应收账款：主要包含售电款、供热款及纺织业务应收账款，其中清洁能源补贴款占比较大。
• 所有运营风电项目：除已过补贴期的项目外，均享受补贴。
• 今年新能源补贴：整体到位情况正常，账期为2-3年，回款节奏符合国家财政部及电网的支付安排。

问题六：公司2024-2026年的分红规划将到期，2027年及以后的分红政策如何安排？

• 2024-2026年分红规划：每年现金分红不低于归母净利润的30%。
• 2025年分红比例：已提升至40%。
• 后续分红回报规划：将响应监管政策及资本市场投资者的分红需求，保证分红政策的稳定性。

• 入炉标煤单价：公司未披露相关数据；福建区域依托福能物流与神华、伊泰合作，长协煤合约履行平稳正常；贵州区域从六枝特区及周边县市采购，已扩建煤仓库，能较好控制煤炭成本。
• 鸿山热电发电量：公司未单独披露鸿山热电数据；2026年上半年热电联产板块整体发电量为34.35亿千瓦时，同比增长5.51%。
• 煤电发电量增长原因：福建、贵州两省社会用电量增速4%-5%；福能贵电上半年上网电量37.68亿度，同比增长25%，结合中长期运营规划与现货市场安排，优先发有效益的电；福建省内热电联产板块发电量也实现增长。
• 风电抗台风能力：风电机组均按福建区域抗台风要求设计，投产十几年来未出现因台风导致的塔筒、叶片重大损伤；台风影响取决于瞬时风速，超安全范围时风机锁机停机，未达阈值前大风提升发电量；历史上大部分台风对公司海上及陆上风电为正面影响。
• 应收账款回收：应收账款主要包含售电款、供热款及纺织业务款项，清洁能源补贴款占比较大；目前所有运营风电项目均享受补贴，今年补贴到位正常，账期2-3年，回款符合财政部及电网支付安排。
• 分红规划：2024-2026年分红规划为每年现金分红不低于归母净利润的30%，2025年分红比例已提升至40%；后续将响应监管及投资者分红需求，保证分红政策稳定性。

• 在建项目与投资计划：正在推进抽水蓄能、热电联产项目建设；推进鸿山热电大容量储热机组灵活性提升改造项目、部分陆上风电风机组“小改大”改造升级项目；积极推进海上风电项目建设；积极拓展福建省外优质电力资源。
• 一季度风电营收下降原因：主要原因是来风较去年同期减少；今年二季度风况较去年同期有所改善；根据国家气候中心信息，赤道东太平洋已于5月进入厄尔尼诺状态，可能通过影响东亚夏季风强度，对夏季风况产生不利影响。
• 长乐外海J区海上风电项目进展：项目处在项目筹建期阶段；项目EPC总承包招标工作正在履行招标审批程序。
• 发改委2026年114号文影响：木兰抽蓄、华安抽蓄、南安抽蓄等三个在建抽蓄项目实行“一省一价”，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则制定容量电价；执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定；新政对已投运的三座抽水蓄能电站整体影响范围有限，不会对项目日常运营、收益水平及既定发展规划产生实质性冲击。

7月10日、15日、16日投资者关系活动主要交流问题及回复

问题一:除了已公布的在建工程之外,公司今年有无新规划的建设项目或投资计划?

• 推进抽水蓄能、热电联产项目建设
• 为适应新型电力系统需要，公司正在积极推进鸿山热电大容量储热机组灵活性提升改造项目、部分陆上风电风机组“小改大”改造升级项目，积极推进海上风电项目建设
• 积极拓展福建省外优质电力资源

问题二:公司一季度风电营收下降原因以及二季度风电项目运行情况?

• 一季度风电营收下降，主要原因是来风较去年同期减少
• 今年二季度风况较去年同期有所改善；根据国家气候中心信息，赤道东太平洋已于5月进入厄尔尼诺状态，可能通过影响东亚夏季风强度，对夏季风况产生不利影响
• 二季度能否扭转下降趋势，需综合观察后续气象条件

问题三:长乐外海J区海上风电项目项目进展?

• 公司正在积极推进长乐外海J区海上风电项目，目前项目处在项目筹建期阶段
• 项目EPC总承包招标工作正在履行招标审批程序

问题四:国家发改委2026年114号文对公司抽水蓄能项目的影响?

• 根据发改委2026年114号文《关于完善发电侧容量电价机制的通知》精神，公司所属木兰抽蓄、华安抽蓄、南安抽蓄等三个在建抽蓄项目属于发改委2021年633号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价；执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定
• 抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定；其余部分冲减系统运行费用、由用户分享
• 结合114号文等最新政策梳理评估结果，本次新政对我司目前已投运的三座抽水蓄能电站整体影响范围有限，不会对项目日常运营、收益水平及既定发展规划产生实质性冲击