2025年新天绿能研究报告：“风”“气”双擎，立足河北，聚势扩张

1.风电+天然气双轮驱动，立足河北、走向全国

1.1 风电天然气双主业协同，省国资委实控根基稳固

华北清洁能源领先企业，风光气协同辐射全国。公司于 2010 年 2 月由河北建投与建投 水务发起设立，并先后于 2010 年 10 月、2020 年 6 月分别在香港联交所及上交所两地 主板上市。公司在河北省内深耕新能源、清洁能源领域，已在政策支持、技术、客户、 品牌知名度等方面具备较强竞争优势。作为华北地区领先的清洁能源公司，公司以河北 为依托，辐射全国开展新能源项目投资开发，业务覆盖华北、华东、西北、西南、华中、 华南、东北等地区，重点布局风电光伏及天然气领域。风电光伏和天然气业务可形成良 性互补，能够有效降低公司盈利波动性。截至 2023 年底，公司风电控股装机 6293.75 兆 瓦，管理装机 6554.35 兆瓦，权益装机 5878.71 兆瓦；光伏控股装机 126.12 兆瓦，管 理装机 296.12 兆瓦，权益装机 201.30 兆瓦。

背靠河北建投，实控人为河北省国资委。省国资委实控，根基稳固。截至 2025 年 2 月 3 日，公司实控人为河北省国资委，其通过河北建设投资集团有限责任公司间接持有公 司股权 48.95%。强劲国资背景提供资本、资源及政策支持方面的稳固支撑，为公司长期 稳健发展奠定坚实基础。

1.2 风为主、气为辅，贡献盈利主要来源

营收稳步增长，主业聚焦天然气与风力发电。随风电装机规模扩大和天然气售气量递增， 公司 2020-2023 年营收从 125.11 亿元稳步增长至 202.82 亿元，期间 CAGR 为 17.47%。 2024H1 营收达 121.37 亿元，同比增长 20.8%。从营收结构来看，天然气与风力/光伏 发电业务为公司主营业务，2024H1 共实现营收 119.84 亿元，占比达 98.74%。其中风 电/光伏板块营收 32.25 亿元，占比 26.57%；天然气板块营收 87.59 亿元，占比 72.17%。

风电装机规模持续扩大，华北区域重点布局。截至 2023 年底，公司风电权益装机规模 达 587.87 万千瓦，光伏权益装机 20.13 万千瓦。其中风电机组集中分布于华北地区，北 京、天津、河北、山西、内蒙古等地控股装机容量共计 498.54 万千瓦，占比达 79.21%。

盈利稳健，LNG 投产与风电装机打开后续增长空间。2020-2022 年风电装机规模增长及 天然气销量提升带动盈利持续扩张，CAGR 达 23.24%。2022 年起受风电板块可利用小 时数下降及市场竞争加剧等因素影响，公司盈利增速稍有放缓，2022 年归母净利润同比 增速降至 6.20%，2023 年则同比下降 3.78%。2024H1 归母净利润 14.30 亿元，同比微 降 0.65%，主因公司坐拥华北优质风资源，同时 LNG 投产带动售气量增长。 分业务板块来看，2024H1 天然气板块实现净利润 4.49 亿元，同比增长 44.98%，主要 受售气量增长驱动，同时 LNG 处于产能爬坡阶段，盈利贡献逐步显现；风电板块实现净 利润 11.64 亿元，同比下降 12.71%，主要是可利用小时数小幅回落所致，但得益于新 增装机投产，板块盈利韧性较强。毛利率方面，2020-2023 年公司主业天然气板块盈利 能力小幅提升，风电板块略有回落，整体毛利率水平保持平稳，为公司稳健盈利提供支 撑。总体来看，公司存量业务盈利稳健，预计随着 LNG 项目进一步放量及风电新项目 投产带来增量贡献，公司盈利能力有望企稳回升。

1.3 经营性现金流保持稳健，资本开支压力缓解

经营性现金流稳中有增。公司经营活动现金流整体保持稳健，公司的风、光发电项目属 于重资产行业，前期需大量资本投入，设备折旧年限通常在 15-20 年，折旧摊销费用较 高，计入成本但无需实际现金支出，因此高折旧会增加经营现金流同时拉低净利润。此 外，天然气业务因其预收款模式，现金流回收快。公司经营活动产生的现金流量 2023 年 达 48.5 亿元，近 5 年复合增长率为 6.78%。 剥离光伏聚焦高回报领域，优化融资成本，资本开支压力缓解。2024H1 公司资本性支 出 25.30 亿元，同比减少 42.48%，其中天然气板块支出 18.05 亿元，新能源板块 7.08 亿元。支出规模下降主要原因为公司逐步退出光伏领域减少低效投资，聚焦风电与天然 气高回报领域。此外，公司通过应用低成本债务工具，如低息中期票据等募资向子公司 提供借款，缓解资本开支压力。

1.4 分红比例整体呈现上升趋势

经营现金流稳定，分红具备提升空间。A 股上市以来，公司连续每年实施现金分红，累 计现金分红 34.12 亿元，占累计实现净利润的 30.79%，股利支付率始终保持在 30%以 上，平均股息率 1.74%。公司在盈利能力稳定的基础上持续优化股东回报机制，积极提 升股东回报。2020-2023 年现金分红总额逐年递增，股利支付率由 2021 年的 32.37%提 升至 2023 年的 40.77%。公司分红资金来自经营现金流，公司经营现金流稳中有增，资 本开支压力缓解，有望支撑分红提升。

2.风电质优价稳凸显优势，装机具备成长空间

2.1 河北外送电高占比，省内绿电优先消纳

河北电力供需紧平衡，外送电占比高。河北省电力供需存在季节性缺口，主要通过省间 临时外购电力补充。根据《河河北省 2024 年电力负荷管理工作方案》，河北南网夏季最大 负荷缺口达 450 万千瓦，冬季缺口 330 万千瓦；冀北电网冬季缺口达 340 万千瓦。2025 年一月冀北电网虽新能源装机占比超 51%，但冬季供暖期仍面临 340 万千瓦缺口。 省内新能源装机快增，省内绿电优先消纳，电价具备支撑。河北省新能源装机规模持续 领跑全国，截至 2024 年底，全省风电、光伏累计装机容量突破 1 亿千瓦，占全国新能 源装机总量的近 10%，位居全国第二（仅次于内蒙古），其中 2024 年新增风光装机超 24GW，占全国新增装机的 6.86%，增速显著高于全国平均水平。2024 年国家放开新能 源消纳红线（不再强制要求 95%的消纳率），全国新能源利用率普遍下滑，河北风电、 光伏利用率分别为 92.6%和 96.1%，较全国风、光利用率分别低 3.3%和 0.7%，但整体 相对稳定，加之省内绿电优先消纳，新能源电力交易基本面具备支撑。

2.2 优质资产稳健运营，电价优势强化业绩支撑

风电资产优势显著，发电量稳定增长。公司风电可利用小时数持续保持较高水平，2020 年-2023 年连续保持在 2400 小时以上，稳定优于全国平均水平，显示出优质的风力资源 和较高的运营效率。尽管 2024H1 有所回落，但相对优势仍然存在。随装机规模扩大和 设备利用效率提升，公司风电发电量从 2020 年的 98.81 亿千瓦时稳步增至 2023 年的 140.81 亿千瓦时。

电价韧性凸显，区域优势支撑。2020 年、2021 年，公司电价分别上涨 1.71%和 0.94%， 增速位于行业前列。此后受市场化交易比例提升及供需关系变化等因素影响，行业整体 上网电价进入下行通道，而公司 2023 年电价变动幅度已收敛至-1.81%，展现出较强的 议价能力与盈利韧性。河北地区较强的电力需求支撑和良好的市场化交易环境为公司在 当地的风电业务提供了稳健的盈利基础，区域电价优势将进一步强化公司业绩的稳定性， 提升公司在行业中的竞争力。

2.2 项目储备叠加政策助推，风电装机增长可期

“立足河北，走向全国”，海陆并重。陆风方面，公司以沙、戈、荒漠为重点继续开展大 型风电基地开发，同时在资源富集和用电负荷地区谋划推动一批分散式风电项目试点， 进一步争取新的资源储备，并密切跟踪河北省内综合能源基地项目，推进现有储备项目 落地以及现有老旧风场技术改造升级。在河北省外，公司将围绕已投产项目，依托现有 及规划的外送通道进一步拓展项目。海风方面，公司深扎河北，依托已投产的唐山乐亭 菩提岛海上风电项目，推进省管海域规划项目落地，并提前谋划国管海域示范项目申报 工作。 风电项目储备充足，未来装机增量空间广阔。2020 年以来，公司风电在建项目容量连续 保持在 50 万千瓦/年以上，其占控股装机的比例稳定在 8.8%以上；同时核准待建项目 容量逐年递增，2024H1 已达 450.78 万千瓦，较 2023 年提升显著，进一步夯实未来装 机扩张基础。光伏业务方面，公司备案待建项目容量持续增长，2023 年底达 64.92 万千 瓦；同时协议装机容量亦稳步提升，2023 年底达 2045.90 万千瓦。整体来看，公司在建 及核准待建项目资源储备深厚，未来装机增长潜力充足。

省内政策助力风电开发，公司积极布局海风。2020 年以来，河北省先后出台多项政策引 导风电产业发展，明确规划到 2025 年风电装机容量达到 4300 万千瓦，并在 2023-2027 年间保持 1000 万千瓦/年增速。同时，政策支持向分布式风电拓展，鼓励开发区利用屋 顶及产业园区资源，到 2025 年实现 200 万千瓦以上的分布式风电装机规模，并通过创 新示范工程促进新型风电应用模式落地。海上风电被纳为重点发展方向，计划到 2027 年 实现累计投产 500 万千瓦，并在秦皇岛、唐山等地率先布局。作为河北建投旗下风电开 发平台，公司是省内风电投资建设的核心主体。公司积极布局海上风电，唐山乐亭菩提 岛 300MW 海上风电场已顺利投产，预计 2025 年底山海关海上风电一期 500 兆瓦平价 示范项目将实现并网发电，此外 2024 年底秦皇岛国管海域 50 万千瓦海上风电项目也 已获批准。政策支持下，公司海上风电业务有望进一步拓展，风电装机规模延续增长态 势。

3.天然气业务加速扩张，顺价机制优化助力行业发展

3.1 下游终端拓展与 LNG 投产共振，带动售气量稳步增长

天然气板块具备完善的产、供、储、销业务体系。天然气业务的运营主要涉及向上游企 业购气、长输管线的建设及运营管理、向下游客户销售天然气等环节。公司目前的主要 业务处于天然气行业的中下游，涉及天然气长输管线的建设及运营管理、天然气销售等 环节。公司不断加强资源多元化供应，加快建设天然气输气管网，稳步提升储气调峰能 力，充分发挥资源、管网、价格等优势，积极开拓下游市场，研究布局燃气电厂项目， 同时以合作、并购的方式拓展优质天然气城燃项目，提高终端市场占有率。

上游方面，依托唐山 LNG 码头延伸产业链。随着唐山 LNG 码头及配套输气管线项目投 产，打造以气化管输、液态分销服务为主，罐容租赁、政府储备、窗口期拍卖等多方面 业务为补充的综合运营模式，延伸天然气产业链条。完善天然气产业链布局并加强天然 气储气调峰能力，积极推动与国际 LNG 资源商洽谈，获取优质长协及现货资源，同时寻 求省内低价 LNG 资源。 中游方面，天然气输送稳步扩张，累计运营管线 9804 公里。截至 2024 年 6 月 30 日， 公司累计运营管线 9803.86 公里，从 2020 年到 2023 年底复合增速 14.4%。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。

下游方面，唐山 LNG 项目投产提振 LNG 售气量，二阶段建设推进助力业务持续增长。 上市以来，公司天然气销售收入与销售量均保持上升趋势，其中 2023 年 LNG 业务贡献 度显著提升，成为当年推动整体售气量增长的重要因素。2024H1 天然气销售量继续上 升，预计全年业务仍将保持较高增速。 2023 年，唐山 LNG 项目一阶段接收站工程及配套码头工程及外输管线曹妃甸-宝坻段、 宝坻-永清段主体线路投产，带动公司 LNG 售气量从前一年的 0.05 亿立方米大幅增至 4.56 亿立方米，占天然气板块总售气量比例达 10.13%；实现销售收入 14.91 亿元，占 天然气板块总销售收入比例达 10.82%。2024H1，公司 LNG 售气量进一步增长至 6.91 亿立方米，延续高速增长态势。 截至 2024H1，唐山 LNG 项目二阶段接收站 1#、2#、5#、6#储罐工程累计完成 96.84%， 其中 2#、6#储罐机械完工；9#、10#、15#、16#储罐工程累计完成 81.67%；温海水 利用工程累计完成 75%。同时公司为加快接收站对外开放进程，试点通过线上/线下平 台以协商、竞价方式向第三方提供窗口期产品服务，已有 2 家企业成功摘单。此次成功 尝试为后续窗口期及 LNG 罐容仓储服务推广奠定了良好基础，未来有望提升河北及周边 区域天然气供应保障能力，为公司 LNG 业务持续增长提供强劲支撑。

持续推进城市燃气项目收购，以外延扩张带动零售气量增长。上市以来，公司相继收购 衡水鸿华燃气、邢台天宏祥燃气、石家庄市捷诚天然气贸易、石家庄新奥城市燃气发展 及高邑县凤城天然气，其中多数收购股权比例超 50%。收购项目在并表后显著贡献了收 入规模的提升，并进一步加强了公司在河北燃气终端市场的控制力。以 2023 年收购的 高邑县凤城天然气为例，该项目当年实现收入 2.37 亿元，净利润 751.54 万元，展现出 较强的盈利能力。结合公司天然气销售业务的盈利模式，其收入增长主要依赖于天然气 销售量的扩大。收购城市燃气项目有助于公司加速提升市场覆盖范围、拓展终端用户规 模，进而带动零售气量增长，进一步夯实公司在城市燃气市场的竞争优势。

3.2 天然气顺价机制逐步捋顺，价格传导效率有望提升

全球天然气市场波动加剧，国内天然气企业承压。2021-2023 年受宏观经济复苏、能源 供需错配及地缘政治冲突影响，供应链紧张与市场预期波动加剧导致全球天然气市场价 格大幅波动，其中 LNG 价格波动尤为剧烈，管道气价格相对平稳。国内天然气上下游虽 存在联动机制，但受政策调控、居民用气刚性强等因素制约，终端售气价格调整幅度显 著小于上游，致使城市燃气企业在上游成本攀升阶段承压较大。为提升价格传导效率、 优化市场机制，河北省发改委于 2023 年 6 月发布河关于建立健全天然气上下游价格联 动机制的指导意见》，要求加快推进价格联动机制落地，深化天然气市场体系改革，推动 终端销售价格与上游采购成本有效联动。

顺价机制逐步完善，价格传导有望提速。天然气价格市场化改革持续推进，各地顺价机 制逐步完善，但整体来看下游价格传导仍存在滞后性和刚性约束。以河北省为例，天然 气企业在居民用气方面受政策监管较强、调价频率较低，导致上游成本波动难以迅速向 下游传导；非居民用气则相对市场化，联动机制更为灵活。在 2023 年国家层面政策指导 下，地方配套措施陆续落地，未来顺价机制的进一步完善有望增强公司成本管控能力， 提高行业整体运行的市场化水平。

（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。）