2025年新天绿色能源研究报告：河北海风龙头，看好公司增长弹性——海风巡礼系列4之河北篇

一、轻装上阵，看好 25 年经营弹性

新天绿能是立足华北，辐射全国的清洁能源公司，主营业务聚焦于天然气销售与风力发 电，为华北地区清洁能源行业领先企业。公司进入河北省清洁能源领域较早，凭借先发 优势，在风电板块和天然气板块上已建立起专业化队伍，具备明显的竞争优势。

（一）24 年业绩复盘：拖累业绩的核心原因是什么？

24 年公司业绩承压。燃气板块盈利有所下滑，约贡献公司整体净利润的 1/4；风电板块盈 利规模更大，占比达到 3/4，为公司主要的利润支撑。2024 年，公司整体净利润下滑至 19.17 亿元，其中风电板块实现净利润 14.39 亿元，同比下降 20.76%；燃气板块实现净利 润 4.78 亿元，同比下降 49.47%。

2024 年业绩不及预期主要与暖冬导致气量增长不及预期、来风偏弱与新能源项目的减值 有关，下面分板块进行详细讨论。

1、自然资源扰动：暖冬扰动气量、来风不及预期

1）气量方面： 2024 年，公司整体售气量实现 51.59 亿立方米，同比增长 15%。分类型来看： 燃气批发量为 20.12 亿立方米，同比增长 3%； 燃气零售量为 19.38 亿立方米，同比下降 3%； CNG 售气量为 0.86 亿立方米，同比增长 1%； LNG 售气量为 11.23 亿立方米，同比增长 146%。 LNG 业务驱动公司整体售气量增长。若剔除 LNG 业务影响，2024 年公司售气量约为 40.36 亿立方米，同比小幅下降 0.3%。2019~2023 年期间，公司剔除 LNG 业务的售气量 均保持稳步上升，2024 年，剔除 LNG 业务的售气量首次出现同比回落，反映出传统燃气 业务面临需求放缓、行业竞争加剧等多重压力，气量增长动能阶段性趋弱。

从月度走势来看，暖冬天气导致 24Q4 售气量下滑。2024 年 1~8 月公司月度售气量均保 持同比增长。然而进入四季度，受暖冬天气影响，居民取暖需求下降，终端用气量出现 回落，导致四季度售气量不佳。2024Q4 公司售气量约为 12.1 亿立方米，同比下降 27.9%， 部分拖累四季度业绩表现。

唐山 LNG 项目折旧费用增加，叠加 LNG 现货价格 24Q4 疲软，使得公司天然气业务盈 利能力下降。2024 年公司天然气业务毛利同比下降 57.74%，毛利率下滑 5.5pts 至 3.5%， 盈利能力下降显著，主要系唐山 LNG 项目资产对应的折旧费用同比增长显著，叠加 2024Q4 河北暖冬背景下，LNG 现货价格疲软所致，2024Q4 中国 LNG 出厂价格为 4682 元/吨，同比下降 13%。2024Q4 公司归母净利润实现 1.77 亿元，同比下降 74.8%。

2）24 年来风不及预期，风电下滑约 200 利用小时

受来风资源偏弱影响，24 年公司风电利用小时数下滑。2024 年，公司风电全年平均利用 小时数为 2226 小时，同比下降约 8%，部分拖累风电业务板块的业绩表现。 测算 2024 年来风情况对于利润的影响大小： 截至 2024 年底，公司风电控股装机容量约为 6.59GW；2024 年，公司风电利用小时数较 2023 年下滑约 193 小时，因此全年发电量较 2023 年常规发电量下滑约 12.7 亿千瓦时。 进一步假设风电不含税电价约为 0.42 元/千瓦时，同时假设所得税率约为 19%，测算得到 2024 年风资源偏弱对于净利润的影响约为 4.3 亿元。 展望未来，若来风资源回归至正常年份水平，预计全年平均利用小时数有望回升约 200 小时，对应风电业务发电量将同步恢复，净利润亦有望实现约 4.3 亿元的修复，为公司风 电业务板块盈利修复提供支撑。

2、资产减值

2024 年，公司围绕资产进行了清查分析，计提资产减值准备金额约 3.53 亿元。其中，由 于长期股权投资减值准备在合并过程中予以抵消，最终减少利润总额约为 3.28 亿元，减 少归母净利润约 3.16 亿元。 具体来看，本次减值主要包括：1）运营期限到期，拟处理为报废资产；2）由于运营时间 较长，设备性能老化，开展“上大压小”改造需要前期计提减值的项目。 其中，账面价值最大的富平 100MW 风电场项目主要系富平新天一期、二期风电场项目 实际收入未达到预期，存在减值迹象，故计提资产减值准备 0.64 亿元（2023 年公司已对 该项目计提减值 0.77 亿元）；海兴 49.5MW 风电场项目系运营时间较长，需开展改造工 作，故计提资产减值准备 0.77 亿元（2023 年公司已对该项目计提减值 0.07 亿元）；减值 金额最大的清三营一期风电场项目主要系运营时间较长，设备性能老化，需开展改造工 作，故计提资产减值准备 0.81 亿元。 本次资产减值出清低效资产后，将为未来业绩构筑安全垫，同时伴随“上大压小”项目增 容的完成，有利于提升单位装机发电量水平。若资产减值能在 24 年 3.53 亿元的基础上 有所改善，或将有效助力盈利能力修复。

（二）股权激励：彰显公司未来成长信心

2023 年 12 月，公司公告《2023 年 A 股限制性股票激励计划（草案）》，拟向 232 名激励 对象授予不超过 1928 万股限制性股票，占公告时公司总股本的 0.46%，限制性股票授予 价格为 4.10 元/股。 本次股权激励方案的业绩考核条件为： 2024 年：营业收入较 2022 年增长率不低于 25.44%；且 2024 年 EPS 不低于 0.60 元/股； 2025 年：营业收入较 2022 年增长率不低于 41.12%，且 2025 年 EPS 不低于 0.66 元/股； 2026 年：营业收入较 2022 年增长率不低于 60.17%，且 2026 年 EPS 不低于 0.72 元/股； 同时，2024~2026 年营业收入增长率及每股收益均不低于同行业平均水平；且主营业务收 入占营业收入比重不低于 90%。

当前股权激励计划设定了 2024~2026 年为整体考核周期，核心考核指标包括：1）每股收 益（EPS）；2）营业收入增长率；3）主营业务收入占比。2024 年，受来风资源偏弱及天 然气售气量下滑等影响，公司未能实现当年度业绩考核目标。 参考当前股权激励计划，按照 2025 年的考核条件测算，公司需实现营业收入不低于 261.9 亿元，同比增长不低于 22.6%，EPS 不低于 0.66 元/股，按照当前公司总股本约 42.06 亿 股测算，对应 2025 年净利润目标约为 28 亿元，同比增长约 65.0%。

总体来看，2024 年公司受自然资源扰动等不可控因素影响，导致业绩阶段性承压，公司 核心竞争力并未发生根本性变化。展望 2025 年，我们分析公司业绩弹性潜力： 其一，风电板块如利用小时数回归正常水平，则测算对应约 4 亿的增量利润； 其二，资产减值或将在 24 年 3.5 亿元的基础上有所改善。 两者叠加，我们预计公司有望实现较高业绩增长弹性。若股权激励目标逐步兑现，或支 撑公司基本面持续修复逻辑，有望驱动公司中期估值抬升。

二、河北海风质地优异，有望开启新一轮成长周期

（一）海风成长周期有望开启

1、从低基数到高弹性

产业阶段来看，海风“十四五”仍在萌芽阶段。过去 5 年，新能源迎来快速增长，风电 及光伏装机从 2019 年的 414GW 跃升至 2024 年的 1409GW，占全国能源装机的占比从 21%快速升至 42%。而海风“十四五”仍处在萌芽阶段，2019 年-2024 年累计装机分别为 7/11/26/31/38/42GW。截至 2024 年，海风装机占风电总装机的比例为 7.9%，占全国风电 及光伏装机的比例为 2.9%，占全国总装机的比例仅为 1.2%。当前海风全面落后于传统陆 风机光伏的开发节奏，属于初期的阶段，我们认为或正站在新一轮成长周期的起点。

2、政策有回响，各地有回应

近期我们观察政策对绿电的重新定调。 其一是解决存量的包袱问题。

2024 年 10 月 18 日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于解决拖欠企业账款问题 的意见》，对推进解决拖欠企业应收账款问题做出系统部署。 具体文件的出台，可以更有利落实解决绿电企业应收账款问题。 其二是定调了增量项目的开发态度。2024 年 10 月 30 日六部委联合发布《关于大力实施 可再生能源替代行动的指导意见》，重新强调了对于以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大 型风电光伏基地建设和海上风电集群化开发的重要意义。 从各地回应来看，已经有福建 240 万千瓦和江苏 765 万千瓦的海风竞配陆续开展。 福建：此次竞配项目主要有国家能源集团、国电投、华润等央企中标，距福建自身的十 四五能源发展目标更近一步。 江苏：中国海上风电行业正在快速发展，多个大型企业如国家能源集团、江苏国信、华 电等积极参与，项目主要分布在江苏沿海地区。

3、海风是中国最优质的自然资源之一

海风和水资源类似，同样是最为优质的资源之一。通过比较不同新能源资产的盈利能力 （按照净利水平对比），以福建海风为代表的三川风电、海峡发电三年净利率水平可达到 50%以上，福能海峡、中闽海电三年净利率水平也可达 45%以上；江苏海风三峡大丰的 净利率虽然相比于福建海风较低，三年平均净利率水平也接近 35%，盈利能力好于以陆 风和光伏为代表的绿电龙头三峡能源及龙源电力。

（二）为什么看好河北地区？

1、供给端：消纳压力可控，从河北的装机结构开始谈起

河北省的能源转型步伐相较全国平均水平更为迅速。作为三北地区的重要组成，河北省 依托丰富的风能、太阳能资源，加速推进新能源装机扩张，2024 年河北省新能源装机占 比达到 64%，显著高于全国平均水平 42%。在全国新能源装机加速扩张背景下，河北凭 借优越的资源禀赋和积极的政策支持，新能源渗透率提升步伐处于领先位置。

河北新能源发电量占比同样显著领先全国。2024 年，河北省风光发电量占比达到 24%， 高出全国平均水平 10 个百分点。河北得益于陆上风资源充沛、光照条件优良，风电、光 伏发电项目整体利用效率较高。从能源结构的视角来看，当前河北的发电结构仍较为依赖火电。2024 年火电发电量占比为 74.45%，但新能源替代趋势已较为明显，近年来河 北风光发电量占比持续攀升，未来仍具备一定增长潜力。河北省凭借优质的自然资源禀 赋、积极的新能源替代布局，为新能源进一步增长奠定了良好基础。

2、需求端：经济增长韧性较强，用电需求稳中向好

近年来河北 GDP 增速表现优于全国水平，用电需求稳健增长。2022~2024 年期间，河北 GDP 增速分别达到 3.8%、5.5%和 5.4%，略高于同期全国 GDP 增速 3.1%、5.4%和 5.0%， 体现出较好的经济增长韧性。河北传统制造业发达并且新兴产业的加速发展为能源需求 增长提供了良好的基础支撑，2023 年，河北用电量增长 9.5%，跑赢全国 6.8%的平均水 平。尽管 2024 年受基数及经济周期因素影响，河北用电量增速有所放缓，但整体来看， 河北省用电需求表现仍具备增长韧性。

2024 年，河北省电力供需矛盾加剧。全年电力缺口达 1105 亿千瓦时，其中，南网在夏季 高峰预计最大负荷将达 5000 万千瓦，存在约 450 万千瓦缺口；冬季负荷达 4750 万千瓦， 缺口约 330 万千瓦，冀北电网亦存在 340 万千瓦缺口，区域电力紧张形势突出。为应对用电缺口，河北省发改委印发《2024 年电力负荷管理工作方案》，明确实施“错峰避峰+序 用电”机制，推行用电负荷等级分类管控，并提出负荷转移、虚拟电厂、储能等多元调节 手段，强化企业分时用电激励约束。政策层面明确“居民+重点保供行业”优先，工业和高 耗能行业需配合转负荷响应。 下图通过一个指标来刻画各省的用电供需松紧程度。通过各省的发电量减用电量代表盈 余/缺口，数值为正代表电力有盈余可以输送给其他省份，即为不缺电；数值为负代表无 法通过自有装机满足该省的用电需求，即为缺电。从结果来看，河北作为经济和能源消 费大省，用电需求较为旺盛，无法通过自身机组满足省内用电需求，需要通过多条特高 压输电工程从其余省份进行电力“输血”。

3、电价折价压力有限

从河北省电力供需数据来看，2024 年全社会用电量达到 4987 亿千瓦时，省内发电量为 3882 亿千瓦时，年度电力缺口达 1105 亿千瓦时，较 2023 年进一步扩大（2023 年缺口为 1021 亿千瓦时），缺口呈持续扩大趋势。从历年数据来看，河北自 2015 年以来连续 10 年 处于电力净调入状态，供需紧张属长期结构性问题。尤其在高温、极寒等极端天气背景 下，南北电网双侧负荷压力大幅上升，存在季节性缺电风险。整体来看，河北省电力供 需矛盾仍较突出，支撑其电价稳定性与现货机制加速落地，也为储能、调峰等灵活性资 源建设提供明确方向。 从电力市场化推进进程来看，河北已经历模拟、调电、结算试运行，并在积极推进长周 期结算阶段，市场交易活跃度不断提升。随着电力市场机制逐步完善，电价形成机制愈 发市场化，但电力供需格局仍将在较长一段时期内对最终交易电价发挥决定性影响。整 体来看，河北新能源项目在当前及未来电力市场环境下，或具备良好的收益保障条件。

三、弹性测算：燃机+风电，远期成长弹性可期

（一）风电项目储备

河北省属海风龙头，具备海风先发优势。根据目前河北省海风的分配规划，“十四五”河北省属海风规划 180 万千瓦（其中秦皇岛 50 万千瓦，唐山 130 万千瓦），公司成功拿到 其中的 100 万千瓦，剩余 50 万还未分配，未来公司仍有较大资源优势。 聚焦“风电+天然气”双主业，后续将战略退出光伏业务。公司作为河北省省属综合能源 运营平台，2024 年 10 月 30 日，公司能源董事会审议决定战略性退出光伏运营业务，未 来将聚焦风电与天然气核心产业链。公司拟逐步剥离光伏资产，重点推进陆上/海上风电、 LNG 接收站、天然气长输管网、城市燃气终端及燃气电厂等业务，强化京津冀区域清洁 能源布局，优化业务结构，降低多元化风险，巩固“风电+天然气”双主业协同优势。

公司海上风电储备项目丰富，目前正加速推进。当前公司在建海风项目共计 4 个，具体 包括：秦皇岛国管海风、山海关海风一期、唐山顺桓祥云岛、河北建投祥云岛，合计装机 规模达到 1.5GW。其中，山海关海风一期项目（50 万千瓦）于 2024 年完成核准，预计 2025 年底实现并网，作为平价示范项目，单位 GW 投资为 81 亿元。秦皇岛国管海风项 目（50 万千瓦）于 2024 年底获批，项目设计发电量约 19 亿千瓦时，对应利用小时高达 3882 小时。

（二）燃机项目储备

新天绿能当前燃机项目储备清晰、落地预期较强。公司已明确规划 3 个主力燃气项目， 分别为抚宁燃气热电联产项目、青县燃气电厂项目和北戴河新区燃气电厂项目，合计装 机规模达 2.88GW。其中，抚宁项目已于 2024 年 12 月正式开工，规划 2×480MW 级燃气 —蒸汽联合循环热电联产机组，总投资约 24.4 亿元，年发电量约 38 亿千瓦时，供热能力 241.7 万吨，具备热电联供和电网支撑双重价值。青县与北戴河新区项目亦已完成备案与 核准程序，总投资均超过 24 亿元，相关工程进入前期筹备阶段。

“两部制”电价制度或将提升燃机项目收益水平。2024 年 10 月，河北省对天然气调峰 及热电联产机组实施为期五年的“两部制”电价机制，由容量电价与电量电价构成，容量 电价固定部分为 28 元/千瓦月（含税），覆盖设备折旧等固定成本，接带工业负荷机组实 施动态调整。同时，2027 年底前按“先建先得”原则分别向河北南网、冀北电网分配 300 万千瓦、200 万千瓦燃气机组容量指标。政策聚焦稳定投资收益与市场化调节双轨并行， 通过“容量补贴+价格联动”引导气电行业有序发展。由于该政策采用“先建先得”的分 配方式，并要求在 2027 年底前建成方可享受该电价政策，预计若公司抚宁项目及北戴河 项目稳步推进，有望进入该政策实施范围。

（三）储备项目对应的业绩弹性

公司项目储备丰富，燃气、海风以及陆风项目储备为中长期业绩增长提供较强支撑。具 体来看： 1）燃气发电： 公司当前储备 3 个 96 万千瓦燃机项目（合计 2.88GW），预计将于未来陆续投产。在河北 “容量+电量”两部制电价机制下，预计项目具备回报保障。假设项目 ROE 约为 10%，资 本金比例为 30%进行测算，燃机板块有望贡献利润约 2.16 亿元。 2）海上风电： 公司共有 100 万千瓦省管海上风电项目在建，分别为山海关 50 万千瓦以及唐山 2 个 25 万千瓦海风项目，合计装机容量约为 100 万千瓦。盈利性方面，河北海风电价按照标杆 执行，且市场化竞配不考核电价，假设项目 ROE 约为 8%，资本金比例为 30%进行测算， 预计海风项目贡献利润约 2.40 亿元。 3）陆上风电： 公司陆风项目预计维持平滑增长节奏，假设未来投产约 1GW，ROE 约为 8%，资本金比 例为 30%进行测算，预计陆风项目贡献利润约 1.20 亿元。 总体来看，以 2024 年业绩为基准，我们预计公司燃气项目、海风项目以及陆风项目合计 利润弹性约为 5.76 亿元，较 2024 年增长约 34%，公司未来中长期成长空间广阔。

四、分红：港股股息率乐观展望可达 9%

分红比例持续提升，彰显公司稳定分红回报意愿。2024 年，公司拟每股派发现金红利 0.21 元人民币（含税），对应拟现金分红总额 8.83 亿元，分红比例约为 52.81%，2023 年公司累计分红比例约为 40.77%。分红比例进一步提升，彰显管理层回馈股东的积极态度，有 望强化公司估值支撑并提升股东长期持有信心。

分红具备诚意，现金分红比例处于行业靠前水平。 2024 年，公司现金分红比例实现 52.8%，同比提升 12.0pts，彰显公司长期经营信心。我 们选取部分绿电及燃气上市公司进行比较，从图表 29 汇总的核心公司分红情况来看，蓝 天燃气、新奥股份、华润燃气等燃气公司分红水平较高，江苏新能、浙江新能等绿电企 业的分红率相对较低，公司在绿电业绩占比较高的水平下进行高比例分红，凸显了公司 回报投资者的诚意。

港股股息率有吸引力，乐观展望可至 9%。在第一部分的讨论中，我们说明了公司今年股 权激励目标实现的可能性，但后续能否完成仍需要跟踪今年后续自然资源的变化，具有 一定的不可预测性，谨慎起见，我们先对公司盈利进行中性假设，并计算在不同分红率 水平下的股息率水平。主要的假设条件为利润水平与分红率水平，进而对股息率进行测 算： 25 年利润完成股权激励指引 27.76 亿元，分红按 24 年 53%水平，对应 25 年港股股 息率最高可达 9.0%； 25 年利润按照华创预测 24.22 亿元，分红按 24 年 53%水平，对应 25 年港股股息率 可达 7.8%； 25 年利润完成股权激励指引 27.76 亿元，分红按 23 年 41%水平，对应 25 年港股股 息率可达 6.9%； 25 年利润按照华创预测 24.22 亿元，分红按 24 年 41%水平，对应 25 年港股股息率 可达 6.0%。 根据上述不同的情景假设，新天绿色能源港股股息率乐观展望可至近 9%的水平，即便 按照利润、分红水平均较为保守的假设，相对具备安全边际的股息水平仍在 6%。

编辑：火腿肠