H1业绩不及预期，来风偏弱、气电电量高增、海风折旧增加等是主因；在燃料成本回落、气电电量合同转让、气电电价上调等带动下，预计火电下半年盈利改善可期；省内海风市场竞配表现突出，抽蓄业务也有斩获，为公司中长期发展提供资源保障。小幅下调2023~2025年EPS预测至1.04/1.17/1.28元，维持“买入”评级，目标价11.20元。
　　▍1H23实现归母净利润9.35亿元，略低于预期。2023年上半年公司实现营业收入63.74亿元，同比增加18.38%；实现归母净利润9.35亿元，同比减少19.11%；对应EPS0.48元；分季度来看，Q2实现营业收入33.02亿元，同比增长15.87%；归母净利润4.02亿元，同比减少21.43%。
　　▍气电及风电成本端拖累，H1综合毛利率下降明显。上半年公司上网电量同比增加17.27%，其中火电上网电量同比增长25.1%，主要受益于需求回升以及气电调峰需求增加显著，H1气电上网电量同比增长183%至13.9亿千瓦时；上半年公司风电上网电量同比基本持平，主要受省内整体风况不佳影响，H1福建全省风电利用小时同比下滑约7%。从各子公司上半年盈利情况看，气价高企而电量增长迅速使得晋江气电亏损规模同比增加约0.60亿元，陆风项目因电量不佳以及海风项目因折旧费用上升使得福能新能源及福能海峡的净利润分别同比减少1.66及0.88亿元。尽管煤电成本有所回落，但受气电及风电成本端波动影响，上半年公司综合毛利率下降约10个百分点至19%。随着长乐等海风项目投产，公司正步入债务偿周期，H1负债率同比下降4.54个百分点至47.90%。
　　▍预计煤电及气电盈利下半年将有改善。福建省发改委于8月份将晋江气电上网电价上调至0.63元/千瓦时，并可自年初追溯；根据公司公告，晋江气电将于今年9~12月开展电量合同转让交易，规模为25.2亿千瓦时，转让价格为0.39元/千瓦时，预计下半年气电业务盈利相比上半年或将有一定程度改善。但从气电电量转让价差看，本次气电转让度电价差为0.24元，低于去年的0.29元。煤电方面，随着煤价持续回落且港口现货煤价在5月份下跌显著，煤电业务盈利下半年持续改善可期。
　　▍省内海风竞配表现突出，中远期发展仍有充分项目保障。目前公司在建项目较为有限，上半年公司并无新项目投产，年中火电及新能源装机和去年底相比并无变化，但随着海风项目逐步落地，公司中远期成长仍有较大空间。福建省海风资源丰富且竞配工作已经启动，公司在省内海风竞配方面表现突出，根据福建省发改委7月份的披露结果，公司成为长乐外海K区项目（55万千瓦）和莆田湄洲湾外海项目（40万千瓦）的优先中选投资主体。除海风有所突破外，福建省仙游木兰抽水蓄能电站项目已获得批复，总装机140万千瓦。
　　▍风险因素：燃料成本大幅上涨；市场交易电价大幅下降；机组投产速度不及预期；全社会用电需求大幅下滑。
　　▍盈利预测、估值与评级：考虑上半年业绩不及预期并结合最新经营情况，我们调整风电成本假设以及气电电量转让电价假设，将公司2023~2025年EPS预测小幅下调2%~6%至1.04/1.17/1.28元，公司当前股价对应PE分别为8/7/6倍。选择纯新能源运营商（三峡能源、龙源电力、新天绿能、太阳能、节能风电）作为可比公司，因公司利润以新能源为主但仍有少部分火电，在2024年可比公司12倍市场一致预期PE均值基础上给予20%估值折让作为公司目标PE，对应目标价11.20元，维持“买入”评级。
　　

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