新天能源河北燃气公司「新天绿能唐山lng项目」

时间：2023-03-27 17:09:03来源：搜狐

今天带来新天能源河北燃气公司「新天绿能唐山lng项目」，关于新天能源河北燃气公司「新天绿能唐山lng项目」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

（报告出品方/分析师：浙商证券邓伟陈明雨卢书剑）

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kWh，天然气输气量41.57 亿立方米，售气量38.08亿立方米。

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2010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、2016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。

河北建投控股49.17%，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全资子公司；截至2022年 1 月 6 日，河北建投持有公司 20.59 亿股，占总股本比例 49.17%；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。

风电燃气双轮驱动，公司业绩稳健增长。

公司 2018-2020 年分别实现营业收入 99.92 亿元、119.69 亿元、125.11 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、14.15 亿元、15.11 亿元，同比增长分别为 35.00%、11.53%、6.77%；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 159.85 亿元，同比增长 27.77%；归母净利润 21.60 亿元，同比增长 43.00%。

2021 年业绩成长主要系风电燃气两板块同时迎来业务放量：公司风电板块可利用小时数较上年增加，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。

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。

公司主营业务可分为天然气业务、风电/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%，风光发电营收占比分别为 34.25%、33.03%、35.53%，营收结构总体维持稳定。

2021 年公司天然气、风光发电业务占比分别为 59.55%、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%，2021 年风电/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。

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%、15.27%、15.45%，整体维持在稳定区间。

2021 年公司销售毛利率达29.72%，同比提升 2.46pct；销售净利率达 16.96%，同比提升 1.51pct，主要系公司较高毛利率的风电/光伏业务占比提升；且公司两项主营业务天然气及风电/光伏毛利率均有提升。

分结构来看，公司 2021 天然气板块毛利率达 8.90%，同比提升 1.69pct，主要系天然气售气价格的提升；风力/光伏发电板块毛利率达 61.28%，同比提升 0.29pct，主要系更高的风电场可利用小时数所致。

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、37.48 亿元、38.99 亿元，经营性现金流稳定。

2021 年公司经营性现金流净额达 43.33 亿元；截至年底在手资金达 76.48 亿元，利息保障倍数为 3.07。双业务协同下公司优质的现金获取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。

高分红高股息，2013-2021E平均股利支付率达36%。

自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%；以 A 股价格计算，公司2021年分红股息率预计达1.3%。

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 CAGR 达 13.88%。2019、2020、2021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%；其中新增海上风电装机容量分别达1.98GW、3.06GW、16.90GW，同比增长分别为19.64%、54.55%、452.29%，海上风电高速增长。

我们预期2022、2023、 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 CAGR 达 13.88%；其中国内新增海上风电装机量有望达6.00GW、10.00GW、12.00GW，同比增长分别为-64.50%、66.67%、20.00%；2020-2025年海上风电新增装机五年预期 CAGR 达 35.54%。

河北省“十四五”大力发展清洁能源，规划新增风光容量 52GW。

《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》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 20.26GW、光伏 32.10GW。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支持新能源发展，以期构建可再生能源发电与其他能源发展相协调、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。

河北省风电平均利用小时数较全国高 73h，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 73h。

其主要风能资源分布在张家口、承德坝上地区、秦皇岛、唐山、沧州沿海地区以及太行山、燕山山区等地区，在 70m 高度上，≥200W/m2 标准(风能资源可利用区)的技术开发量为 75.67GW，技术开发面积达 21252km2 ;≥300W/m2 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 11870km2 ;≥400W/m2 以上的技术开发量为 11.98GW，技术开发面积达 3466km2。

2021 年 11 月河北省报送了国家第一批大型风电光伏基地项目，拟安排大型风电光伏基地项目 3 个共 3.00GW，其中光伏风电各为 1.50GW。

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下，风电产业链上游各个环节进入协同降价阶段，风机价格在大型化趋势下也逐步下行，根据 CWEA 相关数据统计，2018 年至 2020 年，中国年新增装机的风电机组平均功率从 2.2MW 提升至 2.7MW，中国年新增装机中 4MW 及以上机型占比从 6%提升至 10%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/kW，2021 年 6 月带塔筒价格跌至 2360 元/kW；截至 2022 年 3 月，最新陆上风机招标均价已达 2137 元/kW，较 2021 年初跌幅近 50%。

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 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，新建风光项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行；也可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。2021 年 9 月首次绿色电力试点交易启动，达成交易电量 79.35 亿 kWh。

由 2022 年江苏省、广东省电力交易中心的绿电成交状况可见，绿电成交电价较燃煤上网电价溢价约 0.03-0.05 元/kWh。随国内绿色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。

产业链降本增效、上网电价提升推动 IRR 长期提高。

我们以某装机量为 100MW 陆上风电项目为例估算，假设该风场为 II 类资源，年平均利用小时数 2200h，资本金比例为 20%，平价上网电价为 0.38 元/kWh：造价成本为 7000 元/kw 时，项目 IRR 即达到 8.03%；若维持其余参数不变，造价成本为 6000 元/kw 对应项目 IRR12.75%，上升 4.72pct；造价成本为 5000 元/kw 对应项目 IRR20.86%，上升 12.83pct。

若造价成本维持降价后的 5000 元/kw，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。

2.2. 项目资源优质，风电业务稳健增长

紧握河北基本盘，全国布局风场资源。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%。(报告来源：远瞻智库)

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 5.32GW；2016-2021 年风电累计装机量五年 CAGR 达 15.20%。

公司依托河北基本盘，于全国多地布局投资开发风电项目，截至 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 16 个省份。

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 7676.13GWh、8833.73GWh、9880.97GWh，同比增长分别为 13.93%、15.08%、11.86%；2021 年公司发电量达 13570.65GWh，同比增长 37.34%，主要系 2020 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。

2021 年公司控股风电场可利用小时数为 2501 小时，较上年度同期增加 81 小时，系新投入运营风电场可利用小时数较高；2021 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 元/kWh。

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 0.24GW 风电项目列入政府开发建设方案，累计纳入各地开发建设方案容量已达 7.55GW，分布于全国 16 个省份；新增风电协议容量 5.10GW，累计风电协议容量 49.10GW，为当前装机量近 9 倍，分布于河北、河南、山东、山西、等 23 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。

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上风电项目；目前已核准项目包括江苏射阳海上南区 300MW 海上风电项目。

未来公司有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。

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

受益疫情复苏及“煤改气”需求，天然气市场方兴未艾。2018-2020 年我国天然气市场表观消费量分别达 2817.00 亿立方米、3059.68 亿立方米、3219.70 亿立方米，同比增长分别为 17.68%、8.61%、5.23%；2021 年我国天然气市场表观消费量达 3726 亿立方米，同比增长 15.7%，主要受益碳中和需求下“煤改气”市场的发展以及疫情后工业及制造业的复苏效应。

相比之下，我国天然气 2021年产量仅 2076亿立方米，仅占表观消费量 55.7%；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。

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 2015 年，农村地区从 2017 年开始大规模推进。

至 2019 年底，全省累计实现煤改气 618 万户，占清洁取暖改造比重达到 81%以上，至 2021 年 6 月累计完成农村地区清洁取暖改造 1125 万户。

行业季节性较强，调峰储运需求催发进口 LNG 消费。

由于供暖需求主要集中在春季和冬季，天然气行业消费量具备季节性趋势，12 月左右天然气需求显著提升：2020、2021 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%。

供需错配催生调峰储运需求，即在淡季储存天然气，旺季释放天然气；常规的调峰储运方法包括地下储气库调峰，LNG 接收站调峰和气田调峰等。

作为重要的调峰气来源，进口 LNG 消费量及占比持续提升，从 2016 年的 365 亿立方米上升至 2020 年 944 亿立方米，消费占比由 17%上升至 28%。

进口 LNG 依赖基建配套，外输管线和接收站建设有望加速。

进口 LNG 在从海外天然气田开始，涵盖管网运输、液化站、LNG 海运、液化接收站，最后通过再气化管道或者 LNG 槽车运输。

为满足持续增长的进口 LNG 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 22 座 LNG 接收站，合计接收能力达 8942 万吨/年。我们认为随进口 LNG 供应量继续提升，外输管线和接收站建设有望加速。

海内外天然气价格持续走高，2021 年内增长 130%。

受益于下游较强的碳中和目标指引和经济复苏需求，2021 年天然气价格持续上涨，国内 LNG 价格高点达 7508.4 元/吨，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 LNG 价格突破新高达 8437.2 元/吨，较年初增长 76.6%，主要系大范围降温和春节前后复工复产影响。俄乌局势紧张有望进一步推升未来天然气价格。

3.2. 河北天然气龙头，拟建千吨级调峰储运LNG接收站

公司为河北省内领先的天然气销售企业。公司主营业务覆盖天然气管道输运城镇燃气销售一体化产业链，同时从事燃气管道接驳等上游基础设施建设行业。

2018-2020年公司天然气售气量分别为26.31 亿立方米、32.37亿立方米、35.25亿立方米，同比增长分别为40.01%、23.02%、8.90%，售气量持续增长，其中批发售气量分别为16.20 亿立方米、20.03亿立方米、20.91亿立方米，零售售气量分别为9.20亿立方米、11.35亿立方米、13.51亿立方米，CNG/LNG 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38.08亿立方米，同比增长8.03%，主要系公司积极开拓新市场，挖掘存量市场，零售气量占比提升所致：2021 年公司批发售气量20.81亿立方米，零售售气量16.32亿立方米，CNG售气量0.83亿立方米，LNG售气量0.12亿立方米。

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%。截至 2021 年底，公司拥有 7 条天然气长输管道、20 条高压分支管道、31 个城市燃气项目、25 座分输站、19 座门站、6 座 CNG 母站、3 座 CNG 加气子站、3 座 LNG 加气（加注）站、2 座 LCNG 合建站；输气管网分布在石家庄市经济开发区、高邑、深州、晋州、宁晋、安国等区域。以 2020 年售气量计，公司在河北省内市占率超过 18%。

管输：持续建设长输管道，鄂安沧与京邯输气管道建成投产。

2018-2020 年公司建成投产的长输管道分别为 882.60km、957.72km、958.26km，截至 2021 年底，公司共拥有长输管道共 1059.42km，较 2020 年增加 101.16km；新增投产项目包括中石化鄂安沧输气管道与京邯输气管道连接线项目；涿州-永清输气管道工程具备投产条件；“京石邯”输气管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%。

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 280913、344927、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 2021 年底，公司累计拥有用户 480936 户，同比增长 11.62%，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。

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。公司依托一体化平台持续扩张管道接驳建设业务，城燃管道长度继续扩张，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 1021.39km。

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、5.64 亿元，同比增长分别为 74.75%、10.60%、-24.19%；单方毛利分别为 0.26 元/立方米、0.23 元/立方米、0.16 元/立方米，2020 年毛利下滑主要系疫情影响。

2021 年公司天然气业务实现毛利 8.48 亿元，同比增长 50.23%；单方毛利为 0.22 元/立方米，主要系 2021 年疫情带来的工商制造业恢复以及受益碳中和“煤改气”进程的加速。

拟投资总计 280 亿元，建设唐山 LNG 接收站。

2022 年 1 月，公司完成 A 股非公开发行 3.37 亿股，募集资金 45.96 亿元，募集资金净额 45.45 亿元。

本次公开发行将有 33.38 亿元用于唐山 LNG 接收站建设，其中一期项目划拟建成投产 4 座 20 万方 LNG 储罐、1 座 8-26.6 万方 LNG 船舶接卸泊位及相关配套工艺设施，设计接卸能力 500 万吨/年，计划于 2022 年建成；

第二阶段计划拟建成 8 座 20 万方 LNG 储罐（其中 2 座储罐已建立完出资合同）、1 座 1-26.6 万方 LNG 船舶接卸泊位及相关配套工艺设施，设计接卸能力 500 万吨/年，计划于 2025 年建成。公司在过去几年持续增资曹妃甸：待两期全部建成后，公司将拥有共 1000 万吨/年的 LNG 处理能力，该项目贡献年平均利润 14 亿元。

保障冬季供气能力，毛差有望继续提升。

截至 2022 年 1 月底，公司已投入自筹募集资金 2.86 亿元，唐山 LNG 接收站项目仍在建设中，预计 2022 年底建成一期项目，2023 年部分投入运营。

公司在建成一期项目后将拥有 500 万吨/年的 LNG 接收能力，届时可保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。

4. 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。

加快储能设施建设，2025 年储能规划投产 92GW 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 29 日，发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，强调新型储能设施建设重要性，2025 年新型储能装机 30GW 以上；根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 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；至 2025 年，储能占风光装机规划占比有望达 7.67%。

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，目前应用仍相对偏低；且传统氢能制备多用水煤气制造，对环境伤害较大，不符合碳中和目标。

2022 年 3 月 23 日，发改委印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，强调构建清洁化、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。（报告来源：远瞻智库）

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 139.18GWh、162.56GWh、169.79GWh，同比增长分别为 45.28%、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-2.57%，主要系 2021 年光伏装机量增长较慢；

截至 2021年底，公司累计运营 0.12GW 光伏发电项目，累计管理装机容量 0.29GW；2021 新增光伏备案容量 0.23GW，累计备案未开工项目容量 0.94GW，新增 0.90GW 光伏发电项目列入政府开发建设方案。

2021 年公司新增光伏协议容量 4.85GW，累计光伏协议容量为 12.12GW，为当前装机量近 10 倍，光伏项目储备资源丰富。

光照资源优质，2021 年可利用小时数较全国高 20%。

2018-2020 年我们测算全年公司光伏平均可利用小时数分别为 1529h、1598h、1537h，高于全国平均可利用小时数较多，主要系光伏资源优质；

2021 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 1163h 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。

收购建投国融资产，切入分布式光伏运维。

2019 年 11 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 90%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。

4.3. 产业链上下游协同，大力发展风光储氢

参股丰宁抽水蓄能开发，项目计划总装机 3.60GW。公司参股投资建设河北丰宁抽水蓄能电站项目，持有河北丰宁抽水蓄能有限公司 20%股份。

电站设计总装机容量 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 2021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 号两台机组投产发电。

2020 年 9 月，公司向丰宁抽水蓄能同比例增资 3.09 亿元，继续支持公司项目建设。该抽水蓄能电站创造了四项世界第一，即：装机容量世界第一，储能能力世界第一，地下厂房规模世界第一，地下洞室群规模世界第一。

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、Encon 等公司进行技术合作，在沽源县建设 200MW 容量风电场、10MW 电解水制氢系统以及氢气综合利用系统三部分，投资额 20.3 亿元，项目一期建成后，可实现年产纯度为 99.999% 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。

5. 盈利预测

5.1. 盈利预测

1）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。

（1）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 kWh、164.05 亿 kWh、193.75 亿 kWh。

由于 2022 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/kWh、0.457 元/kWh、0.450 元/kWh。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 0.180 元/kWh、0.178 元/kWh、0.176 元/kWh。

（2）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 年底，公司光伏控股装机容量达 0.12GW，结合公司在手光伏项目建设进度，我们预测 2022-2024 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 0.17GW、0.37GW、0.82GW，根据往年平均值假设光伏年平均利用小时数均为 1400h，对应发电量分别为 2.36 亿 kWh、5.16 亿 kWh、11.46 亿 kWh。

随新项目进入平价区间，公司上网电价有所下降，2022-2024 年光伏上网电价分别为 0.63 元/kWh、0.52 元/kWh、0.47 元/kWh。

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 0.221 元/kWh、0.184 元/kWh、0.164 元/kWh。

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、89.02 亿元，同比增速分别为 8.66%、11.65%、19.35%，毛利率分别为 61.09%、61.14%、 61.23%。

2）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。

（1）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。2021 年公司批发气量销售 20.81 亿立方米，由于批发业务稳定增长，我们预计 2022-2024 年公司批发气量均为 23.00 亿立方米，根据往年天然气均价假设采购价均为 2.15 元/立方米；由于公司赚取管输费，毛差维持稳定，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。

（2）LNG 接收站销售

公司积极推进唐山 LNG 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 LNG 接收站接卸气量分别为 0 吨、150 万吨、300 万吨，对应 LNG 销量分别为 0 立方米、20.63 亿立方米、41.25 亿立方米；由于 LNG 气源更为廉价，假设 2022-2024 年公司 LNG 采购气价为 1.95 元/立方米，售价与批发价维持一致为 2.40 元/立方米，扣除气化费和管输费后 2022-2024 年 LNG 接收站销售毛差为 0.45 元/立方米。

（3）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，2021 年公司零售气量销售 16.32 亿立方米。公司持续推进城燃管道建设，挖掘下游燃气用户市场，我们预计 2022-2024 年公司零售气量为 17.95 亿立方米、19.75 亿立方米、21.72 亿立方米；

根据往年天然气均价假设采购价均为 2.15 元/立方米，由于燃气行业发展成熟、燃气公司主要赚取上下游购气价差，假设公司毛差维持稳定，2022-2024 年毛差为 0.43 元/方；对应 2022-2024 年公司零售售价均为 2.71 元/立方米。

综上，预计 2022-2024 年公司天然气部分营收分别为 104.28 亿元、158.43 亿元、213.05 亿元，同比增速分别为 9.55%、51.93%、34.47%，毛利率分别为 9.01%、10.57%、11.95%。

3）燃气管道接驳业务

燃气管道接驳业务体量较小，增长率稳定。我们参照历史数据，假设 2022-2024 年燃气管道接驳业务营业收入为 2.22、2.33、2.45 亿元，毛利率维持稳定在 30%。

4）其他业务

其他业务主要系公司在天然气及风电领域的配套或延伸业务。由于该项业务体量偏小，部分仍在技术开发期，我们参照历史数据，假设 2022-2024 年其他业务营业收入维稳在 1.10 亿元左右并以 5%年增长率增长，毛利率取前几年均值，维持在 70.05%。

5.2. 估值

公司为河北省领先的新能源电力运营商和天然气销售商。我们预计公司两大业务板块持续增长，2022-2024 年归母净利润分别为 23.24、30.17、39.01 亿元，对应 EPS 分别为 0.56、0.72、0.93 元/股。

我们选取龙源电力、三峡能源、节能风电为可比公司，2022-2024 年同行业平均 PE 分别为 21、17、14 倍。

由于公司背靠河北建投，在手风场资源优质，具备河北省资源获取区位优势；且公司持续推进唐山 LNG 接收站建设，LNG 项目有望在 2023 年后放量，2022-2024 年归母净利润预期复合增速达 29.56%，较行业可比更高，2022 年有望享受一定估值溢价。我们参照龙源电力给予公司 2022 年估值为 24 倍，对应市值 562 亿元。