新天绿色能源各项业务布局进展如何？

凭借长输管线及城燃管网，公司天然气业务兼顾中游管输和下游分销业务。

1.风电：资产质量优于同行 海风打开成长空 间

 风资源质量上乘 装机驱动盈利规模稳增

风资源质量上乘，平均利用小时数优于全国平均水平，装机盈利能力处于同行较 高水平。截至 2023 年底，公司风电控股装机为 6293.75MW，光伏控股装机为 126.12MW。从装机分布来看，公司风电场主要分布在风资源较好的河北张家口、承 德等地区，华北地区装机容量占比达到 79%；公司风电项目平均利用小时数长期以来 均优于全国平均水平，公司风电场 2023 年利用小时数 2419 小时，优于全国风电平 均 2225 小时水平。从盈利能力来看，若以（净利润+减值）/装机量测算单 GW 装机 盈利能力，公司电力装机盈利能力领先于龙源电力等同行。 风电装机量的快速增长，以及 2015 后可再生能源消纳形势持续好转，带动公司 发电净利润规模不断提升。2010-2023 年，在装机增长驱动下，风电和光伏分部净利 润年复合增速达到 17.8%。2023 年，受市场化交易比例上升、平均利用小时数较上 年减少，以及子公司富平冀新绿色能源资产减值等影响，公司风电和光伏分部净利润 下滑 14.94%。

需求基本盘稳固 资产收益率优于同行

河北省具有“外电占比高”特点，对于省内发电企业而言，需求基本盘较为稳固。 自 2003 年起，河北省发电量便一直低于用电量，2023 年用电缺口（用电量-发电量） 约 1100 亿千瓦时左右。若考虑 5%的线损率，以“用电量-发电量/（1-5%）”作为净 输入电量的指标，则 2023 年时河北省净输入电量占全省用电量的比例仍在 27%左右。 对于已经建成投产的发电机组资产而言，决定其收益率的核心因素在于发电量及 电价。电量方面，优质的风资源及较高的利用小时数意味着相同的风电机组在本区域 具有更高的发电能力和机组利用率。电价方面，在市场化交易下，新能源电价的博弈 根本上在于对出力空间的竞争，在河北省电力供应仍对外存在较强依赖的情况下，以 及在本省绿电优先消纳的约束之下，需求基本盘有望为出力空间及新能源电价提供一 定支撑。

电价：河北南网和冀北电网绿电交易规模逐渐扩大，除稳固的需求基本盘以外， 省内稳健的电力市场推进步伐亦可保障市场平稳过渡，市场化交易电价维持较高水平。 一方面，从对电价影响较大的电力市场来看，冀北电网及河北南网在电力市场建 设方面风格稳健，新能源入市比例存在上限，保障市场平稳过渡。其中，1）冀北电 网方面：电力市场以中长期交易市场为主，尚未开展现货市场，带补贴项目及平价项 目可选择参与绿电交易，但交易电量入市比例存在上限（50%/60%）；同时， 尽管带补贴项目参与交易的电量需放弃补贴，但我们分析未选择等额抵扣的好处在于， 避免了大量带补贴项目以标杆电价报价拉低绿电交易均价，有助于维持新项目投资吸 引力；而对于带补贴项目来说，由于参与交易的好处在于获得更高级别的出清优先权 利，因此是否参与交易主要需关注项目所在区域的限电率，在河北省新能源消纳情况 维持稳定的情况下，带补贴项目参与绿电的比例预计可维持在可控水平，从而保障带 补贴项目收益率。2）河北南网方面：电力市场包括中长期交易和现货市场（试运行）， 其中作为压舱石的中长期交易市场同样对入市比例予以限制（20%-60%）。

另一方面，火电电价仍是新能源定价的锚。尽管河北省新能源装机占比已超过 50%，但省内发电量的 65%仍源于火电，对于用户而言，火电电价仍然是用电成本的 主要影响因素，因此绿电以相对小幅低于火电电价的价格便可以促成与用户的交易。 从成交结果来看，冀北电网新能源交易电价小幅低于火电电价且近三年有所上升。我 们分析认为，在河北省消纳情况维持相对较好的情况下，多数带补贴项目缺乏动力参 加交易，而批复电价为标杆电价的平价项目虽具有更强意愿参与交易来获取高收益， 但从较高的交易电价来看，参与交易的平价项目对出力空间的挤压效应比较有限，或 主要受益于河北省限电率未出现大幅下滑且新能源参与交易电量比例存在上限。

公司风电资产收益率处于同行领先水平，资产质量较高。以风电和光伏分部数据 测算净资产收益率，可以看到在优质风资源+较优的电价支撑下，2023 年公司风电和 光伏分部净资产收益率 12%左右，处于同行领先水平。

在手资源充足 河北海风规划落地打开空间

在手项目资源充足，在建+核准未开工达到当前控股装机容量的 56.1%。截至 2023 年底，公司在建机组容量 574.5MW，累计核准未开工装机容量 2957.8MW， 累计纳入各地（河北、内蒙古、黑龙江、新疆、云南、山西、江苏）开发建设方案容 量 10740.85MW，分别是累计控股装机容量 6293.75MW 的 9.1%/47.0%/170.7%， 在建+核准未开工机组约为当前控股装机容量的 56.1%。短期来看，在建机组及核准 未开工机组意味着较为确定性的业绩增长趋势；而纳入规划的容量资源则为维护公司中长期竞争优势奠定坚实基础。

河北海上风电规划落地：省管+国管拟建 730 万千瓦，2025 年前并网 160 万千 瓦。2024 年 1 月，河北省“十四五”海上风电规划获批，规划建设省管海域风电项 目 180 万千瓦（其中秦皇岛 50 万千瓦、唐山 130 万千瓦），国管海域风电项目 550 万千瓦；要求 2025 年前省管海域风电并网 60 万千瓦，国管海域风电并网 100 万千 瓦。此外，河北省制定加快建设新型能源强省战略，提出到 2027 年全省风光装机达 1.14 亿千瓦，海上风电装机达 500 万千瓦。 公司是河北“十四五“海风并网主力，省管海域 180 万千瓦项目公司已获批建设 其中 50 万千瓦。河北省海风空间打开后，公司有望成为主要受益运营商。河北省 “十四五”海上风电规划获批后，2024 年 3 月，公司作为投资方的秦皇岛市首个海 风平价示范项目——山海关海上风电一期 500 兆瓦平价示范项目获得核准批复，该项 目计划于 2025 年 12 月 31 日前实现全部风机并网发电，是河北省管海域 2025 年前 并网 60 万千瓦的主力项目。 作为河北省首个海风项目（唐山乐亭菩提岛海上风电项目，2020 年 7 月并网发 电，项目总容量 30 万千瓦）以及首个海上平价示范项目的投资方和运营商，随着河 北两大海风城市秦皇岛与唐山推进海风规划落地，公司有望成为主要受益运营商。

2.天然气：LNG 支撑售气规模提升 顺价助推 零售毛差修复

兼顾中游与下游业务 售气结构优化带动盈利 能力提升

凭借长输管线及城燃管网，公司天然气业务兼顾中游管输和下游分销业务。公司 在河北省拥有运营天然气输配设施，包括长输管网、城燃管网、以及 LNG 接收站等， 并借此向下游批发客户、零售客户、CNG 客户等销售天然气。其中零售客户为工业用 户、商业用户、居民用户等终端客户，批发客户则主要为其他城燃公司。截至 2024 年 6 月 30 日，公司累计运营管线 9,803.86 公里，累计运营 LNG 接收站 1 座、CNG 母站 5 座、CNG 子站 3 座、LNG 加注站 3 座、L-CNG 合建站 1 座。从盈利模式来 看，批发气量赚取稳定的管输费用，属于天然气行业中游业务；零售气量、CNG 等 则属于天然气行业下游业务，主要赚取购销价差。

下游业务规模逐渐扩张，零售气与 LNG 售气量增长带动利润规模稳步提升。对 于天然气行业而言，基于管网资产的售气潜力决定着业绩基本盘的规模。近年来，公 司通过收购城燃项目，带动城燃管网规模及零售气量在 2018-2023 年期间均获得翻 倍以上增长；同时，受益于 2023 年唐山 LNG 项目第一阶段及外输管线投产，LNG 售气量由 2022 年 0.05 亿立方米增长至 2023 年的 4.56 亿立方米，实现跨越式增长。 在零售和 LNG 售气增量的推动下，公司天然气分部盈利规模迈上新台阶：2023 年天 然气分部实现营收 140.27 亿元（其中天然气销售 137.86 亿元），同比增长 14.96%； 2023 年净利润同比增长 30.15%，达到 9.48 亿元。 此外，受益于高毛利的零售气量占比提升，售气平均购销价差扩大带动毛利率逐 渐回升。过去，公司售气量中以批发气量为主，赚取的管输费虽然稳定但毛利率相对 较低。近年来，由于高毛利的零售气量占比逐渐提升，公司售气购销价差由约 0.22 元 /立方米提升至约 0.35 元/立方米。2023 年毛差有所下降，主要受河北省于 2022 年 5 月下调管输价格影响；随着售气规模稳步增长，天然气销售毛利规模有望继续保持 稳健扩张。

顺价落地+气源成本回归低位 零售气量毛差 有望回升

2021 年-2023 年，受全球宏观经济及地缘政治事件影响，国际天然气价格大幅 波动；尽管过去城市燃气定价存在上下游联动机制，但多数地区联动周期较长、联动 范围不包括居民用气，且考虑到民生问题，城燃销售价格的调整节奏难以匹配天然气 资源价格的波动，使得上游成本无法传导至下游销售端，城燃企业承担较大经营压力。 此外，由于上游资源企业与城燃企业签署的供气合同仅能覆盖部分民生用气，在 2021 年-2022 年天然气价格大幅上涨时期，部分地区出现限气现象。在天然气价格机制改革不断深化背景下，2023 年 6 月国家发改委发布《国家天然气上下游价格联 动机制指导意见》，推动顺价机制在全国范围内落实。就各省市落地政策来看，联动机 制的变化主要在于联动范围扩大至居民用气、联动频率进一步提升等。 河北省天然气顺价工作已全面落地，零售气量毛差有望修复。就河北而言，由于 2022/2023 采暖季保供压力较为凸显，多个县（市、区）曾出限气问题，因此推动顺 价工作较为积极。根据《河北省 2023 年国民经济和社会发展计划执行情况与 2024 年国民经济和社会发展计划草案的报告》，2023 年河北省 151 个通气县（市、区）全 部完成天然气顺价工作、缓解价格倒挂矛盾 41 亿元。以石家庄和廊坊为例，2023 年 以来，石家庄居民用气上涨 0.37 元/立方米、非居民用气采暖季最高销售价格上调 0.29 元/立方米；廊坊市居民用气销售价格上调 0.38 元/立方米。

此外，气源成本端维持低位亦有助于零售气量毛差提升。继 2023 年国际天然气 价格回落以后，天然气价格维持阶段性低位：2024 年 1 月-8 月期间，管道天然气进 口平均单价除 6 月同比上升 0.15%以外，其余月份同比低于去年同期；液化天然气进 口单价 7 月、8 月同比分别上升 2.99%、4.12%，其余月份同比亦明显低于去年同期。 同时，在唐山 LNG 项目投产进一步提升气源多元化水平和气源成本管控能力的情况 下，零售气量毛差修复有望进一步提升。

唐山 LNG 项目投产 进一步完善产业链布局

唐山 LNG 项目第一阶段投产，进一步完善产业链上游布局。2022 年 1 月，公司 通过定增募资 45.96 亿元，用于建设唐山 LNG 项目（第一和第二阶段）及外输管线 （曹妃甸-宝坻段、宝坻-永清段）项目。经营模式方面，将以气化管输和液态分销为 主，同时开展罐容租赁、政府储备、窗口期拍卖等作为补充的综合运营模式。对于公 司而言，唐山 LNG 项目可进一步完善在上游资源端的布局，在国际天然气价格回归 合理区间情况下，有助于提升公司气源多元化水平和气源成本的管控能力；同时，在 京津冀地区冬季天然气供应偏紧背景下，该项目对于扩大公司售气规模亦有重要意义。

项目第一阶段已投产，LNG 售气增量有望带动 2024 全年售气量增长 25%以上， 且后续仍有较大空间。2023 年，随着唐山 LNG 项目第一阶段工程和曹妃甸-宝坻段、 宝坻-永清段外输管线投产运营，LNG 售气量由 2022 年的 0.05 亿立方米提升至 4.56 亿立方米，占总售气量比例由 2022 年的 0.13%上升至 2023 年的 10.13%。 参考公司经营数据公告，2024 年 1-8 月公司售气量累计达到 36.41 亿立方米， 同比增长 45.05%；其中 LNG 售气量达到 8.56 亿立方米，是主要增量来源。保守假 设 2024 年 9-12 月份各类售气量保持 2023 年水平，则 2024 年售气量可达到约 56 亿立方米，同比增长约 25%。此外，考虑华北地区用气季节性峰谷差和调峰量较大， 随着唐山 LNG 项目第二阶段投产后，LNG 售气量仍有较大增长空间。