2025年新天绿色能源研究报告：现金充沛股息为盾，优质风电成长做矛

1. 现金充沛股息为盾，优质风电成长做矛

市场认为公司风电资产并无独特竞争优势，新能源加速市场化背景下机组盈 利能力将持续下滑；而我们认为：1）风电资产资源禀赋优异，利用小时数 具备显著优势：公司风电项目开发时间较早，提前卡位河北省北部张家口及 承德区域等风资源较好的全国 II 类优质风电资源区，2019~2023 年公司风电 利用小时数为 2459 小时，较同期河北省/全国风电利用小时数均值+264/+293 小时。2）主要装机区域稳步推进新能源市场化，公司上网电价维持平稳： 公司冀北电网所属区域风电装机占比 69.0%，冀北电网仅规定新能源参与市 场化交易比例上限，未强制要求公司新能源项目参与市场化交易，公司近年 上网电价保持相对稳定。受益于利用小时数较高且上网电价保持稳定，公司 2023 年税前净资产收益率显著高于同业。3）优质风电资产有望加速扩容： 公司新能源开发较为审慎，集中于优质风电项目开发，“十四五”前期新增 新能源装机数量较低。公司当前老旧风场改造项目及河北省海上风电项目资 源储备充裕，有望迎来新一轮优质风电开发建设加速期。4）现金流水平优 异，股息价值凸显。2021~2023 年公司分红金额及分红比例均持续提升。我 们预计 2025E 公司 DPS 为 0.26 元，截至 2025 年 3 月 10 日公司港股收盘价 3.63 港元，对应公司 2025E 股息率为 7.9%。

2. 盈利预测

公司主营业务包括新能源发电及天然气两大板块，我们的关键假设如下：考 虑到项目投产开发进度，我们预计公司新能源装机及销售气量有望持续增长。 我们假设公司 2024~2026 年控股装机分别为 692/792/892 万千瓦，对应增速 为 7.8%/14.5%/12.6%；2024~2026 年上网电量分别为138/165/187亿千瓦时， 对 应 增 速 为 -1.1%/19.9%/13.3% ； 2024~2026 年 天 然 气 销 售 量 分 别 为 51.6/64.5/74.5 亿立方米，对应增速为 14.5%/25.1%/15.9%。 我们预计公司 2024~2026 年的营业收入为 219/268/304 亿元，对应增速为 7.8%/22.6%/13.5%。预计公司 2024~2026 归母净利润为 20.0/27.7/30.2 亿元， 对应增速为-9.3%/38.6%/9.0%。EPS为 0.48/0.66/0.72元，BPS为 5.27/5.67/6.10 元。

3. 河北省属清洁能源企业，现金流水平优异

3.1. 省属清洁能源企业，聚焦风电及天然气业务

河北省属清洁能源企业，沪港两地上市公司。公司于 2010 年由河北建投集 团（资产及现金方式出资持有 80%股权）与建投水务（现金方式出资持有 20%股权）共同发起设立。公司 2010 年 10 月在香港联交所上市，2020 年 6 月在上海证券交易所上市。截至 3Q24 末，公司控股股东为河北建投集团， 直接持有公司 49.0%股份，公司实际控制人为河北省国资委。

集团为河北省内最大的国有投资公司。河北建投集团为河北省内最大的国 有投资公司，负责河北省电力、天然气、交通以及水务等板块的建设与运营。 河北建投集团区域规模优势明显，对保障河北省经济的稳定发展具有重要 作用，地方政府的支持力度较强。据河北建投集团债券募集说明书，集团电 力业务在河北省内装机规模以及上网电量等指标均居首位；且作为省级天 然气分销商，天然气业务规模约占河北省 20%~23%。

公司拟置出光伏资产，定位集团风电及天然气业务运营主体。公司是河北 建投集团的新能源及天然气业务运营主体，且是河北省级天然气分销商，集 团风电及天然气资产均由公司运营。2024 年 10 月公司与集团签署新《避免 同业竞争协议》，未来将持续聚焦于风电及天然气相关产业，集中资源投入 陆上及海上风电场、LNG 码头及接收站、天然气长输管线城市燃气、燃气 电厂等方面的建设和运营，计划逐步出售现有光伏业务。

3.2. 新能源及天然气齐发力，营收利润稳健扩张

新能源及天然气业务共同拉动营收长期增长。2018~2023 年公司营业收入 C AGR +15.2%，其中天然气销售/新能源业务营业收入 CAGR +16.8%/+12. 6%，主要受益于新能源装机及天然气产业链相关资产不断增加。2023 年公 司营业收入 203 亿元，同比+9.3%，主要受益于公司建设的唐山 LNG 项目 第一阶段顺利投产。分业务来看，2023 年公司新能源/天然气销售/接驳及建 设燃气管网业务收入为 61.8/138/1.2 亿元，同比-1.8%/+16.3%/-37.2%；同期 新能源/天然气销售/接驳及建设燃气管网业务收入占同期总营业收入比例 为 30.5%/68.0%/0.6%，同比-3.4/+4.1/-0.4 ppts。

公司利润随营收整体呈上升趋势，2023 年受新能源拖累略有下滑。受益于 营业收入持续增长，2018~2023 年公司归母净利润 CAGR +11.7%。2023 年 公司归母净利润 22.1 亿元，同比-3.8%，主要受新能源业务（风电利用小时 数同比下降）利润下滑影响。2023 年公司新能源/天然气板块净利润为 18.2/9.5 亿元，同比-14.9%/+30.1%；2018~2023 年公司新能源/天然气板块净 利润年化复合增速 CAGR 为+8.8%/+15.0%。

天然气销售业务毛利稳健增长，新能源业务毛利率维持高位。2023 年公司 毛利 50.8 亿元，同比-3.2%；其中新能源/天然气销售/接驳及建设燃气管网 业务毛利为 36.8/12.5/0.43 亿元，同比-5.1%/+10.1%/-48.2%，天然气销售业 务毛利保持增长。2023 年公司新能源/天然气销售/接驳及建设燃气管网业务 毛利率为 59.4%/9.1%/35.9%，同比-2.1/-0.5/-7.7 ppts，新能源业务毛利率水 平显著高于天然气相关业务。

3.3. 现金流水平优异，分红比例持续提升

公司深耕新能源及天然气领域，资产规模稳健提升。公司持续深耕风电及 天然气领域，2019~2023 年公司累计资本性支出 394 亿元，其中新能源/天 然气方向资本开支 187/206 亿元。公司资产规模随新项目增加持续扩张：1） 截至 1H24 末公司累计控股新能源装机 648 万千瓦，较 2018 年末增加 253 万千瓦；2）截至 1H24 末公司天然气终端用户数量为 66.6 万户，较 2018 年 末+137%；公司天然气运营管道为 9804 公里，较 2018 年末+137%。

公司主营业务折旧成本较高，实际经营性现金流较为充沛。受新能源补贴 发放速度较慢影响，公司应收账款整体呈扩张趋势。截至 2023 年末公司应 收账款 62.2 亿元，同比+8.7 亿元。但由于公司新能源发电及天然气等主营 业务均为重资产经营模式，无实际当期现金流就出的折旧成本较高，公司经 营性现金流仍较为充沛。

重视股东回报，每股分红金额逐年提升。公司重视股东回报，自 2010 年港 股上市以来坚持每年分红。2021~2023 年公司资本开支强度有所放缓，此期 间公司每股股利及分红比例（占同期归母净利润比例）均持续提升。2023 年 公司现金分红金额 9.0 亿元，分红比例为 40.8%。

制定股东分红回报规划，港股股息价值凸显。2024 年公司制定《新天绿色 能源股份有限公司未来三年（2024~2026 年）股东分红回报规划》，综合考 虑所处行业特点及发展阶等因素，提出差异化的现金分红政策。我们预计 2025 年公司 EPS 为 0.66 元，分红比例 40%对应 DPS 为 0.26 元。截至 2025 年 3 月 10 日公司港股收盘价 3.63 港元，对应公司 2025E 股息率为 7.9%。

4. 风电资产质量上佳，优质项目仍有增量

4.1. 存量风电资源禀赋优异，资产盈利能力优于同业

公司存量新能源资产以风电为主，拟出售全部控股光伏装机。公司存量新 能源装机主要以风电为主，截至 1H24 末公司控股风电累计运营装机为 636 万千瓦，占同期公司控股累计运营总装机比例为 98.1%。2024 年公司风电 发电量为 130 亿千瓦时，占公司同期总发电量比例为 99.8%。2024 年 10 月 公司与集团签署新《避免同业竞争协议》，拟计划逐步出售现有全部光伏控 股装机。

公司风电资产投产时间较早，区域集中于河北省内。公司存量风电项目主要 集中于 2020 年前投产，2021~1H24 合计新增风电控股装机 88.6 万千瓦，仅 占公司风电控股总装机比例为 13.9%。

公司风电资产资源禀赋优异，利用小时数显著高于全国均值。公司风电资产 所属区域风资源禀赋优异，2019~2023 年公司风电利用小时数为 2459 小时， 较同期河北省/全国风电利用小时数均值+264/+293。我们认为公司风电利用 小时数较高主要受益于：1）公司风电场主要集中于河北省北部张家口及承 德区域（全国 II 类风电资源区，截至 2023 年末公司两市风电累计装机占比 约为 62.4%）等风资源较好省市；2）我们推测公司平价风电项目开发较为 审慎，对平价新能源项目收益率要求较高。

公司 2023 年税前净资产收益率高于行业可比公司。受益于风电自然资源禀 赋优异及上网电价相对稳定，公司风电资产盈利能力显著强于行业可比公 司：1）2023 年公司新能源分部利润总额 21.1 亿元，我们测算公司同期新能 源分部平均税前净资产收益率为 13.1%；2）如不考虑资产及信用减值影响， 我们测算公司新能源分部平均税前净资产收益率（还原减值）为 13.9%。

公司风电资产稳态盈利能力或高于 2023 年表观值。据《中国风能太阳能资 源年景公报 2023》：1）2023 年全国 10 米高度年平均风速较近 10 年 （2012~2022 年）均值偏小 0.03%，属正常年景；2）2023 年河北省来风情 况较差（2023年河北省 10米高度年平均风速较近 10年偏小幅度高于 5%）。 我们认为公司风电资产在来风多年均值水平下的稳态盈利能力或高于 2023 年表观盈利水平。

4.2. 冀北电网新能源市场化进程平稳，公司上网电价维持稳定

公司近七成风电装机集中于冀北电网所属区域。截至 2023 年末，公司冀北 电网所属区域（唐山、张家口、秦皇岛、承德、廊坊五市）风电装机 434 万 千瓦，占公司同期风电总装机比例为 69.0%，为公司风电主要装机区域。由 于独特的地理区位和历史沿革，国网冀北电力有限公司肩负“一保两服务” 的特殊职责：保障首都供电安全、服务冀北地区经济社会发展和服务国家清 洁能源发展。 冀北电网稳步推行电力市场化交易，仅明确新能源市场化交易电量规模上 限。《冀北电网 2024 年电力中长期交易工作方案》提出新能源企业市场化交 易上限暂按 2020~2022 年分地市当月平均利用小时的 50%确定（平价新能 源项目按 60%确定），配建调相机的项目交易上限按 1.3 倍执行，绿电交易 电量、新能源外送交易均在交易上限以内开展。

公司新能源市场化比例较低，上网电价总体稳定。我们认为由于冀北电网仅 规定新能源参与市场化交易比例上限，给予所属区域新能源机组较高决策自 主权（可根据自身经济性决策是否参与市场化交易），新能源入市带来的上 网电价下行压力相对较小。2024 年公司市场化交易电量 58.9 亿千瓦时，占 公司同期总上网电量比例为 42.7%，同比+0.6 ppts。2024 公司平均不含税上 网电价为 0.43 元/千瓦时，同比-2.5%。

我们预计公司冀北电网所属区域风电上网电价有望维持相对稳定。《冀北电 网 2025 年电力中长期交易工作方案》对于新能源企业参与市场化交易电量 比例上限要求相较 2024 年变化幅度较小，仅将平价新能源项目参与市场化 交易上限从 60%提升至 70%。我们认为考虑到冀北电网肩负“一保两服务” 职责以及公司冀北区域 2020 年前投产（补贴项目）风电装机比例较高，公 司未来冀北区域风电上网电价有望保持相对平稳。

4.3. 海风新进展叠加老旧风场改造，优质风电有望加速扩容

资源储备充裕，发力优质风电项目。公司风电项目资源储备充裕：1）截至 1H24 末公司风电在建项目容量总计 61 万千瓦；2）1H24 公司新增核准风 电项目 165 万千瓦，截至 1H24 末累计核准未开工项目容量 451 万千瓦。我 们认为公司未来风电开发的主要方向为老旧风场改造及海上风电项目，两 者均为收益情况较佳的优质风电项目。

4.3.1. 老旧风场改造正当时，优质项目装机扩容空间打开

公司开展风电业务时间较早，“上大压小”增量装机空间广阔。2023 年 6 月 国家能源局发布《关于印发风电场改造升级和退役管理办法的通知》，鼓励 并网运行超过 15 年或单台风电机组容量小于 1.5 MW 的风电场开展改造升 级。公司康保卧龙山一期 3 万千瓦风电项目扩容改造后新项目（康保“上大 压小”风电平价示范项目）装机容量 20 万千瓦，装机容量增加 5.7 倍。公司 2010 年末投产风电装机为 85.5 万千瓦，我们判断老旧风场 “上大压小”项目 改造有望打开公司风电装机增容空间。 “上大压小”风电项目资本金 IRR 测算条件假设：1）河北建投康保“上大压 小”风电平价示范项目预算 12.0 亿元，2023 年康保卧龙山一期风电场计提减 值 0.3 亿元，我们假设总建设成本为 12.3 亿元，单位建造成本为 6150 元/千 瓦。2）参考河北省 2019~2023 年风电利用小时数均值 2195 小时，我们保守 假设老项目利用小时为 2100 小时，公司披露在建康保项目可利用小时数预 计提升 700 小时，我们预计“上大压小”风电项目利用小时数 2800 小时。3） 假设新项目上网电价执行冀北电网燃煤基准价 0.364 元/千瓦时，弃电率为 10%，资本金比例为 20%，融资成本为 3.0%。 我们建立的“上大压小”风电项目模型敏感性测算结果如下：单位建造成本 每下降 200 元/千瓦，“以大代小”风电项目资本金 IRR +1.5 ppts；含税上网电 价每增加 0.005 元/千瓦时，风电项目资本金 IRR +0.6 ppts。

4.3.2. 河北海风开发初显峥嵘，公司区域竞争优势显著

河北省唐山及秦皇岛所属海域海风资源较优。我国近海和深远海（离岸 200 公里范围内）风能资源技术开发潜力约 22.5 亿千瓦，海上风能资源丰富。 河北省海岸线长约 487 公里，管辖海域 7200 多平方公里。河北省秦皇岛及 唐山等地所属海域海风建设条件较优：1）据陈丽文《秦皇岛沿海风能资源 评估》，秦皇岛地区 40 米高度年平均风速大于 6.1 米/秒，具有较大的沿海 风能贮量；2）据《唐山市海上风电发展规划（2022~2035 年）》，唐山市临 近海上 100 米高度层年平均风速基本在 7.0 米/秒以上，海上风电年等效利 用小时数在 3200 小时左右。

政策明确河北海风发展目标，远期装机空间广阔。2023 年河北省围绕建设 新型能源强省战略，提出到 2027 年海上风电累计投产 500 万千瓦。据风芒 能源公众号，河北省“十四五”海上风电发展规划提出： 1）省管海上风电 拟建 180 万千瓦（秦皇岛 50 万千瓦，唐山 130 万千瓦），国管海上风电拟 建 550 万千瓦；2）2025 年前省管海上风电并网 60 万千瓦，国管海上风电 并网 100 万千瓦。

公司为河北省投产海风唯一运营主体，河北海风项目竞争具备优势。公司 既为河北省属风电开发运营主体，也是河北省唯一已并网海上风电项目（河 北唐山乐亭菩提岛海上风电 30 万千瓦项目）投资建设方，我们认为公司在 河北省海风项目获取方面具有较强的竞争优势。2025 年 1 月河北省发改委 发布《关于印发河北省 2025 年省重点建设项目名单的通知》，河北省 2025 年重点建设项目名单中包含 4 个海上风电项目合计 130 万千瓦，公司控股 子公司获取 100 万千瓦，占比 76.9%。

5. 天然气一体化布局发展，LNG 接收站产能陆续释放

公司天然气业务覆盖中下游多个环节，建立完善天然气产、供、储、销体 系。公司天然气业务涵盖产业链中下游多环节：1）LNG 接收站综合运营： 提供 LNG 接卸、储存、气化加工、液态外输、气态管道输送等服务，LNG 接收站既能对上述服务收取费用，也能够拓宽公司供气来源、提高地区天然 气应急调峰和供应保障能力；2）天然气长输管线运营：公司根据与下游用 户签署的供气合同向下游用户供气，管输价格由省级物价主管部门综合建 设成本等因素核定相对稳定；3）天然气销售：从上游生产商购买气源后再 分销到下游终端消费者，收益提高主要依靠天然气销售量增加。

唐山 LNG 项目陆续投产，LNG 售气量持续高增。唐山 LNG 接收站项目是 我国首个千万吨级 LNG 接收站项目，规划建设 20 座 20 万立方米储罐，设 计接卸能力 1200 万吨/年，设计气化外输量达 1.4 亿立方米/天，是环渤海地 区设计储存能力外输能力最大的 LNG 接收站项目。截至 2024 年末，唐山 LNG 接收站第一阶段、第二阶段（1#、2#、5#、6#储罐）一期项目已顺利 投产，第二阶段二期（9#、10#、15#、16#储罐）工程总体完成 92.1%。2024 年公司 LNG 售气量 11.2 亿立方米，同比+146%。考虑到公司唐山 LNG 接 收站尚未全部建成且已投产项目产能爬坡需求一定时间，我们预计公司LNG 售气量后续有望保持高增长。

管输资产持续增长，中游气量稳健增长。截至 2023 年末，公司累计运营管 道 9742 公里，同比+16.7%，其中长输管道/城市燃气管网 1547/8195 公里， 同比+22.7%/+15.6%，管输资产规模保持稳健增长。受益于管输资产规模增 长， 2024 年公司中游气量（天然气批发售气量+代输气量）27.4 亿立方米， 同比+6.5%；其中批发售气量/代输气量为 20.1/7.5 亿立方米，同比 +2.5%/+19.4%。

下游零售业务售气量随用户数保持增长。公司截至 1H24 末累计拥有各类用 户 66.6 万户，较 2018 年末+137%。受益于用户数量增加，2024 年公司天然 气零售气量 18.2 亿立方米，较 2018 年+97.4%。公司零售气业务盈利模式受 气量和价差波动的双重影响，我们测算 2023 年零售业务单位不含税收入为 3.05 元/立方米，同比-0.18 元/立方米。

公司 2024 年整体售气量保持增长。受益于唐山 LNG 接收站持续投产及输 气管输持续建设，公司天然气整体业务规模及利润保持增长。2023 年公司 天然气业务板块营业收入 140 亿元，同比+15.0%；同期天然气业务板块净 利润 8.5 亿元，同比+30.1%。2024 年公司天然气总销售量为 51.6 亿立方米， 同比+14.5%，在冬季气温偏高因素不利影响下仍保持持续增长。

海外 LNG 价格有望步入中长期下行通道。据 IEA 预测，2025 年起海外天 然气项目激增，预计 2030 年前新增 2500 亿立方米的液化能力（美国和卡 塔尔占比达 60%）。同时，受发展中经济体增速放缓及欧洲发达经济体转向 可再生能源的影响，IEA 连续四年下调全球天然气需求预测。供需形势好转 背景下，我们预计中长期维度海外 LNG 价格有望步入下行区间。 区域内外同步发力，天然气销售增长空间广阔。1）京津冀区域天然气消费 潜力广阔：京津冀地区是中国大气污染防治主要区域，能源消费面临转型发 展，天然气市场需求潜力大。以北京市为例，北京市“十四五”能源发展规划 指出北京市将完善多源多向气源供应体系，推动城市天然气管网日输气能 力达到 3 亿立方米。2）永清上载点投产，跨省售气初显峥嵘：2024 年 2 月 国家管网永清分输站上载点投产，涿州-永清长输管线在永清站实现上载销 售业务，公司具备开展省内非管线辐射区域及跨省销售条件。我们认为公司 有望利用自身气源优势，持续扩大跨省售气业务规模。

LNG 接收站产能陆续释放有望提升公司天然气资产周转率。随着唐山 LNG 码头及配套输气管线项目投产，我们认为公司有望：1）完善天然气产业链 布局并加强天然气储气调峰能力，更好获取海外 LNG 优质长协及现货资源， 构建多元稳定资源池，减少对单一上游气源的依赖度；2）天然气成本下降 有望拉动下游用户天然气消费量提升，公司天然气一体化资产周转率有望 受益于下游用户气量规模增加。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）