新天绿能经营分析报告

3/33新天绿能经营分析报告2022年5月

1.背靠河北建投，风光运营燃气协同发展公司为河北省领先的新能源电力运营商和燃气销售商，并同步布局其他新能源运营业务。新天绿能系华北地区领先的清洁能源开发与利用公司，聚焦于天然气销售业务及风力发电业务，此外公司围绕其在天然气领域及风力发电领域的资源和技术优势开展了配套或延伸的其他新能源发电业务，光伏发电、风电制氢及储能业务目前也是公司的重要战略投资和业务布局方向。背靠河北建投资源优势，公司逐步成长为河北省领先的新能源运营商和燃气销售商，2021年底风光累计装机容量达5.79GW，2021全年发电量达136.45亿，天然气输气量41.57亿立方米，售气量38.08亿立方米。图：公司主营业务示意图资料来源：公司公告，市场研究部河北省国资风电天然气板块重组设立，港交所上交所两地上市。公司成立于年2月9日，由河北建投与建投水务发起设立，为河北建投的风电板块与天然气销售板块业务重组设立。公司先后于2010年10月13日、2020年6月29日分别在香港联交所及上交所两地主板上市，2014年于港交所完成配售增发、2015年投资重要资产河北丰宁、乐亭风能等，目前已形成新能源电力运营与天然气板块业务协同发展的业务格局。图：公司发展历程资料来源：公司公告，市场研究部4/33河北建投控股，受益股东平台资源。自2010年设立以来，河北建设投资集团有限责任公司持续为公司的第一大股东及实际控制人，河北建投为河北省国资委旗下2022年1月620.5949.17%；香港中央结算（代理人）责任有限公司持有公司18.36亿股，占总股本比例43.84%，合计占比93.01%。截至2021年底，公司控股参股子公司、孙公司及联营企业累计达103家，公司部分核心资产如燕山沽源、乐亭风能（今河北建投海上风电）股权均由公司从河北建投合并取得；新项目如抽水蓄能、分布式光伏开展也得益于河北建投强大资源实力。公司背靠河北建投，力图打造河北省领先的新能源电力运营商。图：公司股权结构图（截至2022年1月6）资料来源：，市场研究部表：部分重要子公司基本信息（截至2021年底）（单位：百万元、）直接持股比例序号被参控公司成立时间主营业务万元）5097.30148.10847.83123河北建投新能源有限公司若羌新天绿色能源有限公司河北丰宁建投新能源有限公司黑龙江新天哈电新能源投资有限公司2006/07/172013/5/302013/7/4100.00100.00100.00风力发电风电场投资及服务咨询风力发电风力发电、光伏42012/4/1999.08216.60风电、太阳能及天然气项目567建投燕山沽源风能有限公司新天绿色能源丰宁有限公司新天河北太阳能开发有限公司2009/3/32010/12/92014/4/2494.4392.0069.00839.78188.70100.00风力发电风力发电投资及销售太阳能设备及服务顾问销售天然气及天然气具以及接驳及建设天然气管道8河北省天然气有限责任公司2001/4/2755.001680.009河北建投海上风电有限公司建水新天风能有限公司2011/2/192012/7/1851.1049.001111.11333.00风力发电10风力发电资料来源：WIND公司公告，市场研究部风电2018-2020年分别实现营业收入99.92亿元、亿元、亿元，同比增长分别为41.31%、19.79%、4.52%；分别实现归母净利润12.69亿元、亿元、35.00%6.77%；5/33公司业绩实现持续增长原因主要系天然气业务和风电业务板块同步增长。2021年，公司实现营业收入159.8527.77%21.6043.00%。2021年业绩成长主要系风电+较上年增加，同时公司商业运营项目数量增加使得上网电量提升；公司天然气板块售气量较上年增加，同时平均售气价格较上年上涨，实现量价齐升。图：2016-2021营业收入及同比增长率（单位：百万元、）图2016-2021）归母净利润（百万元）同比增长率（%）250%营业收入（百万元）同比增长率（%）2000015000100005000080%60%40%20%0%2500200015001000500200%150%100%50%00%201620172018201920202021201620172018201920202021资料来源：，市场研究部资料来源：，市场研究部天然气业务和风光发电业务是公司主要营收来源，新能源电力营收占比持续提升。/光伏发电业务及其他业务；2018-2020年公司天然气业务占比分别为63.43%64.95%62.56%34.25%33.03%、35.53%202159.55%、38.46%，其中天然气业务同比增长21.62%，风电光伏业务同比增长38.29%，电/光伏业务增速高于天然气业务增速导致风光发电业务占比提升，主要系公司加大风电业务开拓力度，2020年风电装机量增速较高，2021年装机项目贡献营收所致。图：2016-2021年公司分业务营收及同比增长（单位：百万图：2021年公司营收结构（单位：）元、）天然气（百万元）其他（百万元）风光发电（%）风光发电（百万元）天然气yoy（%）其他,1.99%20000150001000050000100%80%60%40%20%0%风光发电,38.46%天然气,59.55%-20%201620172018201920202021资料来源：，市场研究部资料来源：，市场研究部2021年毛利率、净利率均有所提升。2018-2020年公司销售毛利率分别为28.79%、27.83%、27.26%，毛利率逐年略有下滑主要系前期毛利率偏低的天然气业务增速更快；销售净利率15.76%15.45%2021年公司销售毛利率达6/3329.72%2.46pct16.96%1.51pct利率的风电光伏毛利率均有提升。2021天然气板块毛利率达8.90%1.69pct光伏发电板块毛利率达61.28%0.29pct电场可利用小时数所致。图：2016-2021年销售毛利率和销售净利率（单位：）图：2016-2021年分业务毛利率（单位：）销售毛利率（%）销售净利率（%）天然气毛利率（%）风电/光伏毛利率（）40%30%20%10%0%80%60%40%20%0%201620172018201920202021201620172018201920202021资料来源：，市场研究部资料来源：，市场研究部双业务协同发展，现金流优质支持扩张。受益双业务协同发展，公司展现出优质的现金流及流动性能力。2018-2020年公司经营性现金流量净额分别为31.71亿元、37.4838.992021年公司经营性现金流净额达43.33至年底在手资金达76.483.07及运营能力有望支持公司持续进行扩张，继续开发布局风场资源。图：公司2016-2021年现金流量（单位：百万元）经营活动产生的现金流量净额（百万元）投资活动产生的现金流量净额（百万元）筹资活动产生的现金流量净额（百万元）1000050000-5000-10000-15000201620172018201920202021资料来源：，市场研究部高分红高股息，2013-2021E平均股利支付率达2010年至今公司持续分红，截至2021年底，公司累计分红26.53亿元，平均年分红2.41亿元；自2013年开始股利7/33支付率均维持在30%以上。根据利润分配预案，2021年公司拟派0.167元/股，现金红利6.99亿元，股利支付率达32.37%2013-2021E平均股利支付率达35.56%A股价格计算，公司2021年分红股息率预计达1.3%。图：公司2010-2021E现金分红和股利支付率（单位：百万元、）现金分红总额(百万元)股利支付率(%)800700600500400300200100050%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%201020112012201320142015201620172018201920202021E资料来源：，市场研究部2.风场资源运维优势凸显，风电业务稳健增长2.1.风电平价时代来临，运营商迎来业绩拐点我国风电快速发展，2021-2025年新增装机预计达13.88%201920202021年我国风力发电新增装机容量分别达25.72GW、72.10GW、47.57GW，同比增长分别为22.5%180.4%-34.0%1.98GW3.06GW16.90GW，同比增长分别为19.64%54.55%452.29%20222023、2024年国内风电新增装机容量有望达55.00GW、60.00GW、70.00GW，同比增长分别为15.62%、9.09%、16.67%；2021-2025年风电新增装机四年预期达13.88%；其中国内新增海上风电装机量有望达6.00GW10.00GW12.00GW-64.50%、66.67%、20.00%2020-2025年海上风电新增装机五年预期达35.54%。图2010-2025E）图2010-2025E）新增装机量（GW）新增装机量同比增长（）新增装机(GW)新增装机同比增长(%)150%2015105500%400%300%200%100%0%100806040200100%50%0%-50%0-100%资料来源：国家能源局，市场研究部资料来源：国家能源局，市场研究部8/3352GW和社会发展第十四个五年规划和二三五年远景目标纲要》中高频次出现新能源内容。根据目标，预计“十四五”期间河北省新增风电20.26GW32.10GW。纲要指出，要构建绿色清洁能源生产供应体系，加快建设风电基地和光伏发电应用基地，大力发展分布式光伏，加快新能源制氢，支持可再生能源电力制氢产业。随后出台了一系列政策输储用”相衔接的新发展格局，助力实现“碳达峰”目标。表：十四五”河北新能源相关政策序号发布时间政策名称主体相关内容相协调、开发消纳相匹配、发输储用相衔接的新发展格局，助力实现碳达峰目标。《河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》河北省发改委12021/5/29河北省机关事务管理局、河北省发改委30%。《河北省十四五公共机构22021/8/8节约能源资源工作规划》到2025年，风电、光伏发电装机容量分别达到4300万千瓦、《河北省建设京津冀生态环境支撑区十四五规划的通知》河北省人5400万千瓦，能源消费总量控制在3.64亿吨标煤左右，非化342022/1/14民政府石能源消费占能源消费总量比重提高到，全省单位地区生产总值能源消耗较2020年降低15%。到202513%以上，可再生能源装机占全部电力装机比重达到60%左右；新能源汽车占新车销量比重达20%出租等车辆中新能源汽车比例不低于80%。《河北省生态环境保护十四河北省人五规划》民政府先行区和氢能产业发展新高地。《河北省制造业高质量发展河北省人民政府52022/1/17十四五规划的通知》资料来源：河北省发改委、河北省人民政府官网，市场研究部河北省风电平均利用小时数较全国高，政府积极推动风光基地建设。河北省属于我国风能资源丰富省份之一，2018-2021年风电年平均利用小时数为2193h，较全国平均偏高区以及太行山、燕山山区等地区，在70m高度上，≥2标准(风能资源可利用区)的技术开发量为75.67GW2;≥2标准风能资源丰富区)的技术开发量为41.88GW，技术开发面积达2;≥2以上的技术开发量为3466km2。2021年月河北省报送了国家第一批大型风电光33.00GW1.50GW。9/33图：河北省高度层年平均风速及功率密度分布图图：河北省及全国风电平均利用小时数比较（单位：）河北平均（h）全国平均（h）230022002100200019002018201920202021资料来源：北极星电力网，市场研究部资料来源：，市场研究部平价趋势下产业链协同降价，受益大型化风机价格全面下行。在风电补贴退出情形CWEA相关数据统计，2018年，中国年新增装机的风电机组平均功率从2.2MW提升至2.7MW4MW及以上机型占比从6%提升至以上。根据风电头条，2020年中期时陆上风机最高价格达到4200元/kW2021年6月带塔筒价格跌至元2022年32137元/kW2021年初跌幅近50%。图）图2020-2022年3）陆上风电（MW)海上风电（MW）陆上风机招标均价（元）6000400020000642020102011201220132014201520162017201820192020资料来源：，市场研究部资料来源：风电头条，市场研究部碳中和目标下绿电交易将存溢价，上网电价仍有提升空间。2021年发改委发布《关于2021电基准价执行；也可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。年9月首次绿色电力试点交易启动，达成交易电量79.35亿2022年江苏省、广东省电力交易中心的0.03-0.05元电力交易占比逐渐提升，未来国内新能源企业售电价仍有提升空间。10/33表：2022年江苏、广东电力交易中心交易状况省份江苏广东燃煤上网电价（元）绿电电价（元）0.3910.4530.4630.514资料来源：江苏省电力交易中心，广东省电力交易中心，市场研究部产业链降本增效、上网电价提升推动长期提高。我们以某装机量为100MW陆II2200h20%0.38元元/kwIRR8.03%；若维持其余参数不变，造价成本为元/kw对应项目IRR12.75%4.72pct成本为5000元/kw对应项目IRR20.86%12.83pct。若造价成本维持降价后的5000元，当上网电价达0.40元/kWh项目IRR达24.15%，上升3.29pct；上网电价达0.42元/kWh时项目IRR达27.71%，上升6.85pct。表：某100MW陆上风电项目IRR敏感性分析（单位：元/kw、元/kWh）平均上网电价（元）IRR0.340.350.360.370.380.390.400.410.4250005500600065007000750080008500900015.12%16.44%17.84%19.31%20.86%22.47%24.15%25.90%27.71%11.67%9.08%7.04%5.38%3.99%2.81%1.78%0.87%12.72%9.93%7.76%6.01%4.55%3.31%2.24%1.29%13.82%10.83%8.52%6.66%5.13%3.83%2.70%1.72%14.97%11.77%9.30%7.33%5.72%4.35%3.18%2.16%16.19%12.75%10.12%8.03%6.33%4.90%3.67%2.61%17.46%13.77%10.96%8.75%6.95%5.45%4.17%3.06%18.79%14.84%11.85%9.50%7.60%6.03%4.69%3.53%20.18%15.96%12.76%10.27%8.27%6.61%5.21%4.01%21.64%17.13%13.72%11.08%8.96%7.22%5.76%4.50%造价成本（元/kw）资料来源：上海勘测与设计研究院有限公司，，市场研究部2.2.项目资源优质，风电业务稳健增长2018-2020年底公司风电累计控股装机容量分别为3.86GW、4.42GW、5.47GW，同比增长分别为15.23%、14.45%、23.92%；新增风电控股装机容量分别为0.51GW、0.56GW、1.06GW，同比增长分别为-7.68%、9.38%、89.42%。截至2021年底，公司风电控股累计装机容量5.67GW，管理装机容量5.87GW，权益装机容量5.32GW2016-2021年风电累计装机量五年达15.20%2021年底，公司累计取得国家核准计划容量已达7.55GW，分布于全国河北、河南、山东、山西、辽宁、云南、安徽等个省份。图：2016-2021年公司风电装机容量及增速（单位：、）新增控股装机容量（GW）新增装机同比增长（）累计控股装机容量（GW）累计装机同比增长（）6543210100%80%60%40%20%0%-20%-40%-60%-80%-100%201620172018201920202021资料来源：，市场研究部图：公司风场资源分布资料来源：公司公告，市场研究部发电量稳定增长，利用小时数显著提升。2018、2019、2020公司发电量分别为7676.13GWh8833.73GWh、9880.97GWh，同比增长分别为13.93%、15.08%；2021年公司发电量达13570.65GWh，同比增长37.34%，主要系年底风电累计装机容量增长较快且平均可利用小时数持续提升结果。年公司控股风电场可利用小时数为25012021年公司可利用小时数高于全国平均255小时，高于河北平均293小时；公司风场平均可12/33利用小时数较全国平均高出近10%。较河北平均高出12%。从平均上网电价来看，2017-2021年公司风电平均上网电价维持稳定在0.47。图图：2017-2021年公司发电量及增速（单位：、）风电发电量（GWh）风电同比增长（%）光伏发电量（GWh）光伏同比增长（%）新天绿能（）全国平均（）河北平均（）hhh3000150001000050000100%50%0%200010000-50%201720182019202020212018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部资料来源：公司公告，市场研究部风电项目资源储备丰富，累计协议容量49.10GW。2021年公司新增风电核准容量0.57GW，累计核准未开工项目容量1.60GW，占现装机量28%。公司新增0.24GW7.55GW165.10GW49.10GW9个地区。随公司风场资源持续开发，公司经营效益有望继续显现，彰显持续增长能力。图：2017-2021年公司核准容量（单位：、）图23:2017-2021年公司国家核准计划容量（单位：、）新增核准容量（GW）累计核准未开工容量（）新增同比增长（%）新增国家核准计划（GW）新增同比增长（%累计国家核准计划（GW）累计同比增长（）%）3.02.01.00.01500%1000%500%0%864201000%500%0%-500%-500%2017201820192020202120172018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部资料来源：公司公告，市场研究部前瞻布局海上风电，积极开拓省外项目。公司自2016年起开始规划布局海上风电，2020年6月公司乐亭菩提岛300MW海上风电项目正式投产；公司同时积极布局省外海300MW望依托乐亭优秀经验继续开拓河北省内海上风电项目并在省外布局海上风电，受益海上风电高景气。13/33表：公司海上风电项目一览序号名称规模风机型号4MW项目进度12唐山乐亭菩提岛300MW海上风电项目江苏射阳海上南区H4#300MW海上风电300MW300MW2020年6月已并网2020年9月风电机组招标4.5MW资料来源：公司公告，市场研究部3.河北省天然气管输城燃龙头，布局调峰储运3.1.天然气季节性趋势显著，调峰储运需求仍存2018-2020年我国天然气市场表观消费量分别达3059.683219.70分别为17.68%8.61%、；2021年我国天然气市场表观消费量达3726亿立方米，同比增长2021年产量仅207655.7%；我国天然气市场仍较多依赖进口；国内天然气市场仍有继续增长空间。图：2010-2021年我国天然气消费（单位：亿立方米、）图：2010-2021年我国天然气产量（单位：亿立方米、）消费量（亿立方米）同比增长（%）产量（亿立方米）同比增长（%）4000300020001000025%20%15%10%5%250020001500100050015%10%5%0%00%资料来源：，市场研究部资料来源：，市场研究部大气污染倒逼煤改清洁能源，河北“煤改气”一马当先。河北是最早也是最大规模实施“煤改气”工程的地区，河北“煤改气”工程始于年，农村地区从年开2019618万户，占清洁取暖改造比重达到81%以上，至年6月累计完成农村地区清洁取暖改造万户。14/33表：河北“煤改气”部分相关政策序发布时间政策名称主体相关内容号2017年热和原料用煤外燃煤清零气代煤给予70%安装补贴，每户最高补贴金额不超过2700元，采暖用气1元立方米的气价补贴，每户每年最高补贴气量1200立方米，以及建设村内入户管线户均4000元投资补助。《关于加快实施保定廊坊禁煤区电代煤和气代煤的指导意见》河北省人民政府12016/9/23《石家庄市2017年散煤压减石家庄市人民政府对实施煤改气的分散燃煤采暖居民用户，按每户3900元给予财政资金补贴和采暖季每户给予最高900元运行补贴。232017/2/162020/12/2替代工作实施方案》《关于提前下达2021年中央大气污染防治资金（用于北方地区冬季清洁取暖试点）预算的通知》拨款13.6亿元北方地区冬季清洁取暖试点资金给邯郸、邢河北省财政厅河北省发改委台、沧州、张家口、定州、辛集六市。居民煤改气煤改气采暖用气价格执行阶梯气价一档标准。确保居民用气充足供应价格稳定。《关于进一步规范天然气价格政策的通知》42021/9/9资料来源：河北省发改委、河北省人民政府、石家庄市人民政府官网，市场研究部12月左右天然气需求显著提升：20202021年四季度天然气表观消费量分别达930.5亿立方米、1041.8亿立方米，环比上升分别为23.52%21.76%常规的调峰储运方法包括地下储气库调峰，接收站调峰和气田调峰等。作为重要的调峰气来源，进口消费量及占比持续提升，从365亿立方米上升至2020年944亿立方米，消费占比由上升至28%。图：2019-2021我国天然气月表观消费量（单位：亿立方米）天然气表观消费量（亿立方米）500450400350300250200150100500资料来源：发改委，市场研究部15/33图：2020年我国天然气消费结构（单位：）图：2016年我国天然气消费结构（单位：）进口管道进口管道气,14%气,19%进口LNG,17%进口LNG,28%国产气,58%国产气,64%资料来源：，市场研究部资料来源：，市场研究部进口依赖基建配套，外输管线和接收站建设有望加速。进口在从海外天然气田开始，涵盖管网运输、液化站、海运、液化接收站，最后通过再气化管道或者槽车运输。为满足持续增长的进口需求，我国持续推进外输管线和接收站建设，截至2020年底，我国已建成座接收站，合计接收能力达8942万吨/我们认为随进口供应量继续提升，外输管线和接收站建设有望加速。表：我国LNG接收站分布（单位：万吨/年）所属企业序号项目名称大鹏接收能力（万吨年）1268063060070035060030020040060福建3上海4宁波5珠海中海油6天津7海南8浦东9深圳10防城港小计4520650600600271234如东大连中石油中石化曹妃甸中油深南储备库小计1877600600600180015010011530080123天津青岛北海小计12345上海五号沟储运站九丰启东其他企业新奥舟山深圳燃气华安小计745产业分析及展望》武洪昆，深圳燃气公告，市场研究部16/33海内外天然气价格持续走高，2021年内增长。受益于下游较强的碳中和目标指引和经济复苏需求，2021价格高点达7508.4元/较低点上涨130%2021年底天然气价格有所回落后，2022年再次迎来迅速增长，国内价格突破新高达8437.2元工复产影响。俄乌局势紧张有望进一步推升未来天然气价格。图：2019-2022年3月国内LNG价格走势（单位：元吨）LNG价格（元/吨）9000800070006000500040003000200010000资料来源：，市场研究部3.2.河北天然气龙头，拟建千吨级调峰储运LNG接收站城镇燃2018-2020司天然气售气量分别为35.25为40.01%、23.02%、8.90%，售气量持续增长，其中批发售气量分别为亿立方米、20.03亿立方米、9.20亿立方米、亿立方米、13.51亿立方米，售气量分别为0.92亿立方米、0.90亿立方、0.83亿立方米；2021年公司天然气售气量8.03%掘存量市场，零售气量占比提升所致：2021年公司批发售气量亿立方米，零售售气量16.32亿立方米，售气量0.83亿立方米，售气量0.12亿立方米。17/33图：2017-2021年公司售气量（单位：亿立方米、）图：2017-2021年公司售气量结构（单位：亿立方米、）CNG/LNG（亿立方米）批发（亿立方米）零售（%）零售（亿立方米）批发（%）CNG/LNGyoy（%）天然气售气量（亿立方米）同比增长（%）80%403020100403530252015105200%60%40%20%0%150%100%50%0%0-50%2017201820192020202120172018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部资料来源：公司公告，市场研究部省内天然气龙头，管网通道遍布河北省内。公司天然气业务集中在河北省内，2017-2019年天然气业务在河北省内占比100%99.99%99.99%2021拥有7条天然气长输管道、20条高压分支管道、个城市燃气项目、25座分输站、19座门站、6座母站、3座加气子站、3座加气（加注）站、2座以2020年售气量计，公司在河北省内市占率超过。图：公司河北省内天然气市占率（单位：亿立方米、）河北省天然气消费量（亿立方米）公司市占率（%）2502001501005025%20%15%10%5%00%2017201820192020资料来源：，公司公告，市场研究部18/33图：公司河北省内管网通道一览资料来源：公司公告，市场研究部2018-2020年公司建成投产的长输管道分别为882.60km957.72km958.26km2021输管道共1059.42km2020101.16km道复线工程线路全线贯通，预计2021年底公司长输设计产能达126.10亿立方米年，同比增长65.17%。图：公司长输管道长度及设计产能（单位：、亿立方米年）长输管道长度（km）设计产能（亿立方米/12001000800600400200014012010080604020020172018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部19/33城燃：深挖终端市场，持续开拓城燃用户。公司大力发展城燃终端用户，2018-2020年城市燃气用户分别达280913344927、430854户，同比增长分别为19.94%、22.79%、24.91%，城燃用户稳健增长；截至年底，公司累计拥有用户480936户，同比增长，新增各类用户50082户；公司依托强劲的天然气管网布局能力，持续深挖天然气终端用户。公司有望凭借河北省地域优势继续拓宽终端渠道，维持体量增长。图：2017-2021年天然气用户数及增长（单位：户、）天然气用户数（户）同比增长（%）600000500000400000300000200000100000040%35%30%25%20%15%10%5%0%20172018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部管道接驳及建设：依托一体化天然气平台，城燃管网持续扩张。公司管道接驳及建设业务为在提供管道天然气销售之前为客户铺设燃气输送管道的业务。公司依托一体化2017-2020年公司新增城燃管道长度分别为1018.19km、951.37km、1323.57km；2021年公司新增城燃管道长度为1010.82km，整体维持稳定，2017-2020年平均新增城燃管道长度为。图：2017-2021年管道接驳建设部分营收及新增城燃管道长度（单位：百万元、）管道接驳及建设营业收入（百万元）新增城燃管道长度（km）250200150100501400120010008006004002000020172018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部20/33受益天然气资源景气，2021年单方毛利回升。2018-2020年公司天然气业务板块实现毛利分别为6.73亿元、7.44亿元、5.6474.75%10.60%-24.19%；单方毛利分别为0.26元/立方米、0.23元/立方米、元/立方米，2020年毛利下滑主要2021年公司天然气业务实现毛利8.4850.23%0.22元/程的加速。图：2017-2021年公司天然气毛利和单方毛利水平（单位：百万元、元立方米）天然气毛利（百万元）单方毛利（元/立方米）90080070060050040030020010000.3050.100.050.0020172018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部拟投资总计280亿元，建设唐山接收站。2022年1月，公司完成A股非公开发行3.3745.9633.38亿元用于唐山接收站建设，其中一期项目划拟建成投产4座20储罐、1座8-26.6500万吨/于20228座2座储罐已建立完出1座1-26.6船舶接卸泊位及相关配套工艺设施，设计接卸能力500万吨司将拥有共1000万吨处理能力，该项目贡献年平均利润亿元。21/33表：公司在建LNG项目（单位：百万元、年）建成时间项目投资总建成后年利润序号项目建设内容额（百万元）（百万元）4座万方储罐1座8-26.6万方船舶接卸泊位第一阶段第二阶段2022年2025年唐山接收站项目接卸能力500万吨年8座万方储罐1座1-26.6万方船舶接卸泊位118596.70900.6414.04接卸能力500万吨年全长176.18公里年输气量112亿立方米全长112公里唐山接收站外输管线项目（曹妃甸宝坻段）232022年2022年6416.752954.44341.68160.9313.0613.05唐山接收站外输管线项目（宝坻永清段）年输气量112亿立方米资料来源：公司公告，市场研究部保障冬季供气能力，毛差有望继续提升。截至2022年1资金2.86亿元，唐山接收站项目仍在建设中，预计2022年底建成一期项目，2023500万吨/障冬季天然气的供应，且用调储的廉价气源充分替换冬季高价气源，购气成本有望显著降低推升公司盈利能力，毛差有望继续提升。图：冬季LNG市场价格更高（单位：元吨）LNG价格（元/吨）9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000资料来源：，市场研究部22/334.打造清洁能源平台，大力发展风光储氢4.1.新能源消纳亟待解决，加快推动风光储氢一体化新能源消纳成为重要议题，河北省弃风率仍有提升空间。在我国某些地区仍存“弃风限电”问题，即风机可以正常运作，但因为电网消纳能力不足、风力发电不稳定、建设工期不匹配等而使得风电机组停止运作的现象。河北由于新能源装机增长较快弃风率总体偏高，年平均弃风率约为4.7%。解决弃风率偏高的核心方法是增加电网消纳能力，其主要方式包括增加储能设施建设、鼓励风光制氢就地消纳等。图：2019-2021河北省季度累计弃风率（单位：）河北弃风率（%）7%6%5%4%3%2%1%0%资料来源：索比光伏网、北极星储能网等，市场研究部加快储能设施建设，2025年储能规划投产以上。储能指将多余电量存储后，在需要时再给予释放的过程。未来新能源占比提升后储能需求日益迫切：2022年1月292025年新型储能装机30GW2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到62GW以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到120GW年，储能占风光装机规划占比有望达7.67%。23/33图：、2025E储能装机及占比（单位：、）抽水蓄能（GW）新型储能（GW）储能占风光装机占比（）10090807060504030201009%8%7%6%5%4%3%2%1%0%20212025E资料来源：国家能源局、国家发改委，市场研究部鼓励风光制氢，打造一体化风光储氢平台。氢能作为新一类清洁能源，目前应用仍2022年3月23日，发改委印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢，推动可再生能源制氢发展。风光制氢作为未来重要的氢能源供给侧，同样可以一定程度上替代储能。目前多数企业已开始规划建设开发风光制氢平台。表：部分运营商风光制氢项目布局公司名称制氢布局建设鄂尔多斯风光火储氢一体化综合智慧能源基地万千瓦新能源项目及235万千瓦新能源项目，已进入可研报告编制服务阶段。龙源电力公司参与大规模风光互补制氢关键技术研究及示范厂调试及现场安装，正式进入现场调试阶段。拟投资75亿元，在上思县建立风光储氢”100万千瓦一体化基地。项目主要规划为容量40万千瓦的风电项目、规华润电力划容量50万千瓦的光伏项目、计划配套储能总容量约10万千瓦的储能项目以及分布式光伏、综合能源服务、氢能产业六大模块。计划在兴和县规划开发容量为500万千瓦清洁能源项目，项目总投资约为300亿（人民币）。具体规划建设万大唐集团千瓦清洁能源制氢项目，建设150万千瓦清洁能源供暖项目，建设150万千瓦源网荷储一体化项目和建设万千瓦新能源平价和竞价项目。包括华能大庆风光氢储示范项目和华能兴安盟风光氢储高比例耦合示范和源网荷储一体化项目。“十四五”期间，华能集团蒙东公司将在兴安盟投资300500风光氢储制用风光储综合能源产业集群。瓜州安北第四风电场C区风光储多能互补示范项目开始招标。国电电力冬奥会配套工程大规模风光互补制氢项目制氢站千伏线路电源侧一次受电成功。华电集团吉电股份与美锦能源签约，积极发展风光氢等新能源产业。多方布局氢能源，拟开发大安风光制氢合成氨一体化项目。24/33风电制氢863计划课题研究工作已经完成，课题已经通过国家科技部验收。节能风电金风科技开展海上风电制氢研究。建设吉林白城风电项目储能制氢示范工程，拟建1座50Nm3/h规模的制氢站。与阳光电源在风、光、储、氢签署合作。中广核新天绿能三峡集团推进张家口沽源、崇礼风电制氢项目。乌兰察布源网荷储一体化关键技术研究与示范-制储运加氢能综合示范项目。在云南禄劝彝族苗族自治县区域内投资建设风力光伏发电基地、风力光伏制氢等配套的零碳产业园区。该项目总投资金额为125亿元。广州发展国家电投依托国家电投西藏分公司所属西藏沛德堆龙德庆30MW牧光互补复合并网发电项目，在世界屋脊建设全球首个氢-氧综合利用的风光电氢电热示范项目。于内蒙古锡林郭勒盟阿巴嘎旗建设一个500兆瓦风能光伏发电制氢项目（「阿巴嘎旗项目」）及于内蒙古锡林郭勒盟苏尼特左旗建设一个500兆瓦风能发电项目（「苏尼特左旗项目」）。该等项目已取得相关核准批复文件，预计于2023年年底前完工，总投资额约为人民币70亿元，总装机容量约为1,000兆瓦。计划张承承德丰宁风光氢储100万千瓦项目，该项目配置115MW/230MWH电化学储能及2000标方小时碱性电解水制氢。京能清洁能源国华能源资料来源：北极星电力网，公开资料整理，市场研究部4.2.光伏发电加大开发力度，优质资源助益高IRR加速规划光伏发电，2021年底协议容量达12.12GW。2018-2020年公司全年光伏发电量为139.18GWh162.56GWh169.79GWh45.28%16.80%4.45%；2018-2020年底光伏累计装机量分别为0.10GW、0.10GW、0.12GW，同比增长分别为24.69%、1.39%、15.81%。2021年全年光伏发电量为165.43GWh，同比增长，主要系202120210.12GW光伏发电项目，累计管理装机容量0.29GW2021新增光伏备案容量0.23GW0.94GW0.90GW2021年公司新增光伏协议4.85GW，累计光伏协议容量为12.12GW，为当前装机量近倍，光伏项目储备资源丰富。图：2017-2021年公司光伏发电量及装机量（单位：、）发电量（GWh）装机量（GW)1801601401201008000.080.060.040.020.00604020020172018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部25/33光照资源优质，年可利用小时数较全国高。2018-2020年我们测算全年公司光伏平均可利用小时数分别为1529h1598h1537h主要系光伏资源优质；年全年公司光伏平均可利用小时数达1395h；较全国光伏平均可利用小时数高232h，高出近20%。未来公司可充分利用光照资源优势开发高收益率项目，光伏项目开发有望在未来时间持续维持高收益。图：2018-2021年公司及全国光伏平均可利用小时数比较（单位：）新天绿能（h）全国平均（h）1800160014001200100080060040020002018201920202021资料来源：公司公告，市场研究部收购建投国融资产，切入分布式光伏运维。年月，新天绿能以3358万元收购建投国融2个分布式光伏项目资产及建融光伏股权；公司切入分布式光伏项目运维开发，收购资产共运维四个分布式光伏项目，合计容量达16.19MW。未来公司有望依托现有分布式光伏运维经验继续布局新建分布式光伏项目，受益分布式光伏建设景气。表10：收购资产分布式光伏项目（单位：MW）序号1名称地址容量（）并网发电时间衡水项目河北省衡水市经济开发区独立第三方企业厂区内建筑物屋顶2.133.031.219.822016年8月2017年6月2017年8月2019年2月2宝硕项目河北省保定市满城县满城镇李堡村北独立第三方企业厂区内建筑物屋顶3沧州项目隆德项目河北省沧州市独立第三方企业内4河北省邢台市威县独立第三方企业内建筑物屋顶资料来源：索比光伏网，市场研究部4.3.产业链上下游协同，大力发展风光储氢3.60GW，分两期开发，每期开发1.80GW，承担电力系统调峰、填谷等抽水蓄能功能。截至202126/33年底，河北丰宁抽水蓄能电站项目的上水库和下水库正式蓄水，1号、10号两台机组投2020年93.09亿元，继续支持公司项目建地下厂房规模世界第一，地下洞室群规模世界第一。图：2021年月日，丰宁抽水蓄能投产发电图：3月日上午，7号机组转轮顺利吊装成功资料来源：河北新闻网，市场研究部资料来源：中国基建报，市场研究部风电制氢先行者，前瞻规划风光氢基地。公司作为投资建设主体，规划建设了沽源风电制氢项目，该项目为国内首个风电制氢工业应用项目。公司与德国McPhy、Encon200MW容量风电场、10MW电解水制氢系统以及氢20.399.999%的氢气700.8万立方米，项目规划总年产量为1752万立方米。除沽源外，公司还规划了崇礼风光耦合制氢项目，其中沽源风电制氢示范项目已被列入张家口可再生能源示范区产业创新发展专项，崇礼风光耦合制氢项目技术开发已被列入河北省省级重点研发计划项目。图：2020年底，沽源项目完成设备安装资料来源：沽源县媒体中心，市场研究部27/335.盈利预测5.1.盈利预测、新能源电力运营业务公司新能源电力运营业务主要包括风电电力运营和光伏电力运营。（）风电电力运营公司为河北省领先的风电电力运营商。截至2021年底，公司风电控股装机容量达5.67GW。随风电电力储备容量进入建设期，公司风电累计装机量有望持续增长，结合准备项目建设节奏，我们预测2022-2024年底公司风电累计控股装机容量分别达6.12GW、7.00GW、8.50GW，考虑并网时点，我们预计2022-2024年公司有效装机容量分别为5.90GW、6.56GW、7.75GW，根据往年平均值假设风电年平均利用小时数均为2500h，对应发电量分别为147.47亿、164.05亿、193.75亿。由于年后风电建设新项目进入平价区间，公司上网电价有所下降，2022-2024年风电上网电价分别为0.462元、0.457元、0.450元。成本方面，公司建造成本下降带来折旧下降，2022-2024年度电营业成本为元、元、0.176元。（）光伏电力运营公司电力运营经验丰富，加大光伏业务开发力度。截至2021机容量达0.12GW2022-2024年底公司分别实现光伏累计控股装机容量0.22GW、0.52GW、1.12GW，考虑建设节奏，我们估计2022-2024年公司有效装机容量分别为0.17GW0.37GW、0.82GW，根据往年平均值假设光伏年平均利用小时数均为1400h2.36亿5.16亿亿2022-2024年光伏上网电价分别为0.63元0.52元0.47元降，2022-2024年度电营业成本为元、元、0.164元。综上，预计2022-2024年公司新能源电力运营部分营收分别为66.80亿元、74.58亿元、89.028.66%19.35%61.09%61.14%、61.23%。、天然气业务公司天然气业务主要分为批发销售和零售销售。（）批发销售公司天然气批发销售模式为从上游进口气源，增加管输费和运费后销售给下游客户，中游企业赚取毛差。年公司批发气量销售20.81我们预计2022-2024年公司批发气量均为价均为2.15元2022-2024年毛差均为0.25元/方，对应2022-2024年批发售气价为2.40元立方米。（）接收站销售公司积极推进唐山接收站建设，2025年项目建成后年接卸能力有望达1000万吨/年，2022年底一期500万吨/年建成，2023年有望释放部分接卸能力。我们预计2022-2024年公司接收站接卸气量分别为0吨、万吨、300万吨，对应销28/33量分别为0立方米、20.63亿立方米、41.25亿立方米；由于气源更为廉价，假设2022-2024采购气价为1.95元/立方米，售价与批发价维持一致为元立方米，扣除气化费和管输费后2022-2024年接收站销售毛差为0.45元立方米。（）零售销售公司天然气零售销售即销售城市燃气，销售燃气给下游客户赚取毛差，2