火电热电联产，免受电力需求下滑影响；风电利用小时高，盈利能力显著，装机成长确定；气电受政策扶持，有望保持稳定盈利。
    2014 年7 月，福建南纺发行股份购买福能集团持有的鸿山热电、福能新能源和晋江气电股权。
    福建国资委旗下的福能集团变更为公司第一大股东，持股77%，实现电力板块上市。公司更名为福能股份，电力成为公司的主营业务。
    鸿山热电为2
    60 万千瓦热电联产机组，向石狮市沿海三镇工业区供热，受益于热负荷不可中断，鸿山热电可保持高利用小时，较少受电力需求下降影响，煤价下降进一步提升盈利能力。
    公司另有福鼎龙安工业区热电联产3.68 万千瓦机组已获核准，近期可开工。
    晋江气电153 万千瓦，技术先进，2013 年实现净利润2.24 亿元。但气价和上网电价都由政府决定，2014 年天然气采购价格由1.7 元/方上调至3.2 元/方，但上网电价仅从0.51 元/千瓦
    时上调至0.54 元/千瓦时，导致2014 年晋江气电调价后出现亏损，全年仅盈利1600 万元。
    福建经信委2015 年下发天然气发电厂气量补偿和电量替代的方案，公司可臵换气量给城市燃气，获得补偿差价0.2 元/方，初步测算，若全部臵换，可获得补偿1.4 亿元，公司另可出让约2020 小时的电量指标给燃煤电厂代发，获得收入0.27 元/千瓦时。我们认为，2014 年晋江气电的盈利下降为短期波动，未来可保持合理盈利水平。
    公司现有新能源主要为陆上风电，装机45 万千瓦。福建风资源较好，且不受限电影响，利用小时可高达2800 小时左右，电价按四类地区的0.61 元/千瓦时核定，度电净利润可达约0.2元，盈利水平较好。
    公司在建和筹建风电机组45 万千瓦，其中，增发募投风电机组30.95 万千瓦，建设时间为2014年-2016 年，未来风电装机成长的确定性较高。
    2）涉足光伏，已有光伏项目备案将带动后续项目落地，参股核电，前瞻性布局海上风电，开启新增长点。
    公司在晋江气电厂房建成0.117 万千瓦分布式光伏，成功积累投资经验、培养人才。2015 年云南保山3 万千瓦光伏电站已获备案，预计2016 年投产贡献利润。我们预计以此项目先例，公司近期可在云南或其他区域获得更多光伏项目的落地。
    公司参股霞浦核电20%股权，霞浦核电将于2017 年开工，为公司贡献可观投资收益。
    公司是海上风电的先行者，由公司控股的40 万千瓦海上风电项目有望2017 年建成投产，由于海上风电利用小时可达3500 小时，度电净利润有望达0.2-0.3 元/千瓦时。
    3）储备项目充足，优质火电和风电项目保障后续增长。
    除已开展测风和协议签订的逾100 万千瓦风电在继续推进外，石门澳工业园260 万千瓦机组和宁夏石嘴山开发区项目也与地方政府签订开发协议。石门澳工业园项目投资环境良好，处于福建省内，公司具有推进优势，我们认为后期将较快推进。
    2、深耕工业园区供热，成立售电公司，借电改东风，有望打造园区供电、供热、供气一体化的地方综合能源服务商模式。
    1）输配电价试点扩围，电改核心配套文件将出，预计电改将提速，范围扩大，售电侧市场将率先在工业用户放开。
    国务院价改意见指出，未来输配电价改革试点即将扩大，覆盖各省级电网。输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建运营、有序开放发用电计划、售电侧改革、自备电厂监管等六个方面核心配套文件即将出台，电改综合试点即将落地。我们认为前期试点及输配成本摸底工作为加速输配电价核定，并在核心配套文件出台后建设电力市场奠定基础，预计未来随着试点范围扩大，电改将显著提速。
    根据国外电改经验，售电侧市场放开一般是逐步从高电压等级的大工业用户放开至普通工商业用户，再到居民用户的过程。我国大用户直供与电改同步推进，直供电占比逐渐扩大，与之相对，居民用户尚存较复杂交叉补贴问题，预计电改后售电侧红利将率先出现在工业领域。
    2）预计公司有望获得福建首批售电牌照，发电资源、前期经营的工业园区供热业务和集团天然气资源将成为公司打造综合能源服务商，拓展售电市场的重要优势。
    从福建省发电企业与电力大用户在福建电力交易中心平台的直接交易情况看，2015