国内清洁能源龙头新天绿能

时间：2023-07-29 15:21:01 | 来源：网站运营

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国内清洁能源龙头新天绿能：“天然气+风电”双轮驱动的清洁能源公司，浙江省清洁能源产业上市平台

浙江省清洁能源产业上市平台，华北地区领先的清洁能源开发与利用公司。公司成立于 2010 年 2 月，由浙江建投与建投水务发起设立。

通过对浙江天然气及建投新能源的经营资 产进行整合，搭建起统一的浙江省新能源产业管控体系。

公司聚焦于天然气销售及风力发 电业务，经过长久发展，先后于 2010 年 10 月、2020 年 6 月在香港联交所及上交所两地 主板上市。

成为浙江省清洁能源产业上市平台及华北地区领先的清洁能源开发与利用公司。公司控股股东为浙江建投，实控人浙江省国资委。

持股比例 49.17%。股权结构方面，截至 2022 年 1 月 6 日，公司控股股东为浙江建设投资集团有限责任公司。

浙江省国资委通过河 北建投间接持有公司 49.17%股份，为公司实际控制人。H 股投资者合计持有公司 43.84%股 份。

登记于香港中央结算（代理人）有限公司名下。公司为地方国有企业，主要通过参控 股公司来开展天然气、风电、光伏等清洁能源业务。

业务：“天然气+风电”双轮驱动

公司主营天然气销售业务及风力发电业务，为浙江省清洁能源产业龙头。公司主要从事清 洁能源的开发与利用，聚焦于天然气销售及新能源（风电、光伏）发电业务。

依托“天然 气+风电”双轮驱动的业务结构，公司业务规模快速扩张，已经成为浙江省最大的天然气 分销商及风电运营商。

主营业务中的其他各项业务系公司利用其在天然气领域及风力发电 领域的资源和技术优势开展的配套或延伸业务。

天然气业务：业务类型完善，集中于浙江省内。公司处于天然气行业的中下游，主要业务 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。

截至 2020 年 12 月 31 日， 公司共拥有 6 条天然气长输管道、18 条高压分支管道、30 个城市燃气项目、22 座分输站、 18 座门站、7 座 CNG 母站。

7 座 CNG 加气子站、3 座 LNG 加气站，累计运营天然气管 线 6501.77 公里，拥有用户 430854 户，项目范围集中于浙江省内。

风电业务：装机规模可观，项目地覆盖多个省份。公司以浙江为依托，在全国范围内投资 开发风电项目。

截至 2020 年 12 月 31 日，公司风电控股装机容量 5471.95MW，权益装机容量 4965.9MW，装机规模可观，项目地覆盖浙江、浙江、浙江、浙江、浙江、浙江 等地区。

财务：风电业务支撑毛利水平，投资支出持续增长

营收规模与净利润持续增加，业绩长期向好。伴随公司业务规模持续扩张，其营收规模持 续增加，2016-2020 年 CAGR 达 29.9%，2021 年前三季度营收规模为 107.01 亿元，同 比增加 28.64%；

营业收入快速扩张带动公司净利润上涨，公司 2017-2020 年归母净利润 CAGR 达 16.0%，2021 年前三季度归母净利润达 15.32 亿元，同比增加 62.67%。公司总 体业绩长期向好。

天然气业务为主要收入来源，风电业务支撑毛利水平。从营收规模来看，天然气业务为公 司主要收入来源。2020 年天然气/风电（光伏）业务收入占比分别为 62.56%/35.53%。

但从 毛利贡献来看，由于风电业务毛利率水平远高于天然气业务，因此风电业务已成为公司的 主要利润来源，2020 年风电（光伏）/天然气业务毛利占比分别为 79.5%/16.5%。

风电业务规模持续扩张支撑公司毛利水平。投资支出持续增加，资产负债率维持高位。一方面，伴随公司天然气及风电业务规模的高 速扩张，其投资支出持续增加。

2020 年投资活动现金流出达 100.6 亿元，同比增长 59.6%； 另一方面，资金需求规模较大导致公司负债水平较高，2020 年资产负债率为 70.8%，维 持高位且伴有小幅增长。

天然气：管网工程助力市场拓展，唐山 LNG 项目战略性凸显，天然气转型支撑作用凸显，政策加码赋予行业空间能源转型背景下天然气支撑作用凸显，能源占比持续提升。

天然气属于低碳化石能源，一 方面，其相比于煤、石油等碳排放水平更低。在低碳化发展、污染治理等领域发挥着重要 的替代作用；

另一方面，其能源供应相比于新型可再生能源更为稳定，能够在电网调峰等 场景下担任重要角色，从而为各项技术突破赢得时间，为能源体系平稳转换提供支撑。

因 此天然气是未来能源结构不可或缺的一部分。我国 2020 年天然气消费量达 3305.8 亿立方 米，近十年 CAGR 为 11.7%，能源消费占比持续提升，2020 年达 8.4%。

政策加码推动天然气加速发展，产业体系不断优化。国家近年来出台多项天然气相关政策， 从利用类型、替代改造、发展规划、勘探开发、基础建设、运营体系、价格机制等多个层 面推动天然气加速发展。

2022 年 2 月 10 日，国家发改委及能源局印发《关于完善能源绿 色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出建立健全多层次的天然气储气调峰和应急 体系，从而优化其产业结构。

“工业煤改气”快速推进，“十四五”期间京津冀地区天然气消费空间仍存。“十四五”期 间，“煤改气”工程将继续有序开展。

工业燃料作为“煤改气”中占比最大的领域。有望 快速发展，而京津冀地区作为大气污染重点防治区域，其天然气消费量有望进一步增长

根据《中国“十四五”天然气消费趋势分析》，2025 年中国工业燃料天然气消费量预计达 1605 亿立方米，京津冀地区“十四五”期间天然气消费总量预计达 3022 亿立方米，年均 增长率为 6.4%。

省内“一张网”布局逐步成型，管网工程助力市场拓展

天然气“全国一张网”骨架初步形成，京津冀及周边地区天然气供应能力进一步提升。伴 随我国天然气多元供应体系不断完善，管网建设已成为当前的重点工作。

目前杭州等重点 地区瓶颈已被打通，天然气“全国一张网”骨架初步形成，主干管网已覆盖除浙江外全部 省份。

未来将继续积极推进干线管道建设和管网互联互通，京津冀及周边地区燃气供应能 力有望持续提升。公司响应政策规划，持续推进管网建设，“省内一张网”布局逐步成型。

公司积极响应国 家天然气政策规划，持续推进基建工程建设，从而增强天然气供应保障能力，实现省内外 互联互通。

截至 2021 年 6 月 30 日，公司累计运营管线 7087.99 公里，同比增长 34%，同 时多个管道工程项目处于建设过程中，未来公司管网覆盖范围有望进一步扩大，“省内一 张网”布局逐步成型。

依托管线运营优势，公司市场快速拓展，业务布局进一步完善。依托于管线运营长度及覆 盖范围优势，公司一方面大力发展天然气终端客户，其用户市场快速拓展；

另一方面积极 响应交通领域气化战略，审慎发展 CNG、LNG 项目，完善天然气业务布局。截至 2021 年 6 月 30 日，公司累计拥有用户 441284 户，同比增加 23%。

累计运营 CNG 母站 7 座、CNG 子站 6 座、LNG 加注站 3 座、L-CNG 合建站 2 座。公司售气量持续增长，天然气业务长期向好。

受益于天然气业务规模的快速拓展，公司售 气量也随之增加，其 2021 年批发气量与零售气量合计达 37.1 亿立方米，同比增长 8%。

增 速可观。叠加“十四五”期间天然气需求增量及公司区域龙头优势，其售气量有望持续增 长，天然气业务长期向好。

储气设施建设步伐加快，唐山 LNG 项目“应运而生”

储气设施建设步伐加快，以 LNG 接收站储罐为主的综合调峰体系基本形成。优化天然气 产业结构的目标对储气、调峰及应急等能力提出了更高的要求。

各方储气责任进一步压实， 储气设施建设步伐加快。截至 2020 年，全国已建成地下储气库（群）总工作气量比 2015 年增加 89 亿立方米，增幅达 160%。

沿海 LNG 接收站储罐罐容实现翻番，相比 2015 年增 加 566 万立方米，增幅达 113%。以地下储气库和沿海 LNG 接收站储罐为主，其他调峰方 式为补充的综合调峰体系已基本形成。

京津冀地区天然气消费不均衡性突出，调峰需求较大。受气候影响，京津冀地区天然气消 费季节性峰谷差与调峰量大，采暖季天然气供应明显趋紧，不均衡性突出。

而当前国内 LNG 接收站储罐主要集中于东南部沿海地区，京津冀地区接收及储气能力偏弱，难以满足其天 然气调峰需求，需要增加新的保供通路和资源。

公司唐山 LNG 项目规模可观，供应及调峰能力可辐射整个京津冀地区，战略意义显著。 为响应国家天然气产业规划及储气调峰需求，公司新建唐山 LNG 项目。

一方面，该项目两 阶段拟建成 12 座 20 万方 LNG 储罐、1 座 8-26.6 万方 LNG 船舶接卸泊位、1 座 1-26.6 万 方 LNG 船舶接卸泊位及相关配套设施，设计接卸能力达 1000 万吨/年，其规模可观；

另一 方面，该项目位于中心地带，并配备外输管线，供应及调峰能力可辐射整个京津冀地区。 该项目有望进一步强化公司京津冀地区主要天然气运营商地位，战略意义显著。

该项目投产后将进一步完善公司天然气业务布局，增强天然气供应能力。唐山 LNG 项目 投产后，公司将具备 LNG 接收、气化加工等能力。

并更为有效地发挥天然气储运及调峰功 能，从而进一步完善其天然气业务布局。另外，LNG 接收站能够有效拓宽公司天然气采购 渠道。

根据公司公告，公司已与 Qatar Liquefied Gas Company Limited (2)签订 15 年液化 天然气购销合同，年度合同量达 100 万吨，其气源更为多元，从而降低天然气紧缺风险， 增强天然气供应能力。

项目经济效益可观，投产后将有效带动公司业绩增长。根据项目可行性分析，预计运营期 内唐山 LNG 项目主体年平均净利润达 9.0 亿元外输管线项目年平均利润达 5.0 亿元。

公 司持股比例为 51%，因此项目投产后预计贡献归母净利润达 7.2 亿元，而公司 2020 年天然 气业务毛利润为 5.6 亿元，业绩增长显著。

可再生能源：风电领跑，多类型新能源项目布局，双碳目标加速能源电力结构转型，风、光成长性增强

碳中和、碳达峰承诺下，电力部门深度脱碳是必经之路。经济增长背景下我国能源需求不 断增加，而我国当前能源结构仍然以化石能源为主。

据 IEA 发布的 2019 年数据，我国能 源消费产生的二氧化碳排放量中，电力与热力部门碳排放占比高达 55%，电力部门深度脱 碳是实现碳中和的重要途径。

目前我国电源结构仍以煤电为主，2020 年煤炭发电占比达 61%。因此提高可再生能源发电占比，是电力部门实现能源减排的必由之路。

国内可再生能源装机量高速增长，占比持续增加。截至 2021 年 10 月，我国可再生能源发 电累计装机容量达到 10.02 亿千瓦，与 2015 年相比实现翻番。

占全国发电总装机容量的比 重达到 43.5%。其中，风电、太阳能发电和生物质发电装机分别达到 2.99 亿千瓦、2.82 亿 千瓦和 3534 万千瓦，均持续保持世界第一。

“十四五”期间风、光装机容量有望持续增长，行业成长性增强。在一次能源消费和碳排 放的双重约束下。

我们预计风电累计装机规模将由 2021 年 3.3 亿千瓦提升至 2025 年 4.6 亿千瓦，2021-2025 年 CAGR 达 8.8%；光伏累计装机规模将由 2021 年 3.1 亿千瓦提升至 2025 年 6.3 亿千瓦，2021-2025 年 CAGR 达 19.7%。

风电业务规模高速扩张，发电水平维持高位

成本端推动风电项目成本降低，经济性增强。一方面，受风机价格下降等因素影响，风电 项目造价成本有所下降。在风电工程初始造价中，风机占造价比例较大。

近年来受益于技 术进步及风电产业链的规模化生产，风机价格下降明显，已由 2003 年 7000 元/kw，下降 46%至 2020 年 3750 元/kw，单瓦造价成本不断下降。

另一方面，在单机容量变大+叶片尺寸加大+塔架变高等因素驱动下，发电效率有所提升。 容量系数为风电场每年的发电量占其最大发电量的百分比。

主要由风电场所在地的风能资 源、所使用的风电机组和配套设施技术等决定。近年来，在单机容量变大、叶片尺寸加大、 塔架变高等因素的驱动下，风电发电效率显著提升。

我国陆上风电容量系数已由 2010 年 25%提升至 2019 年 31%。综合来看，造价成本下降叠加发电效率提升，风电成本持续下降。

我国陆上风电平均 LCOE 已由 2010 年 0.071 美元/千瓦下降 47.9%至 2020 年的 0.037 美元/千瓦（约合人民币 0.26 元）。

未来在国内风电平价背景下，产业有望通过技术革新、关键零部件国产化、机组性 能提升等方式进一步提升发电效率、降低设备成本。

据国家电网预测，到 2025 年，陆上 风电度电成本将下降至 0.241~0.447 元。公司享受降本红利，风电业务规模高速扩张，毛利率呈增长态势。

随风电项目成本下降， 其红利逐渐向运营商转移，为公司发展提供机遇。一方面，风机等价格下降带动公司新建 项目价格降低，从而以更低成本扩展业务规模。

公司风电装机规模高速扩张，2016-2020 年 CAGR 达 21%；另一方面，在上述多种因素驱动下，风电发电效率不断提升，公司度电 成本逐渐降低，带动风电业务毛利率增长。

以浙江省为依托，公司风电业务向全国范围延伸。公司在夯实浙江省内风电业务的基础上， 积极向省外延伸。

截至 2020 年 12 月 31 日，公司全部控股风电项目覆盖省份达 12 个，全 部核准计划项目覆盖省份达 16 个，全部协议容量分布省份达 23 个，公司在全国范围内投 资开发风电项目，扩展风电业务布局。

可利用小时数高于平均水平，发电水平维持高位。依托于全国多省份项目布局及项目所在 地的优质风能资源，公司风电可利用小时数较高。

2021 年上半年公司控股风电场可利用小 时数为 1433 小时，高于浙江省平均利用小时数 196 小时，高于全国平均可利用小时数 221 小时，公司风力发电水平维持高位。

多类型新能源项目布局，公司成长属性强化

公司稳步发展光伏发电业务，积极储备光伏项目资源。公司在大力发展风电业务的同时， 也在稳步推进光伏发电项目的开发，其控股光伏容量持续增加。

截至 2020 年 12 月 31 日， 公司累计运营光伏项目规模达 118.59MW。同时公司仍在积极储备光伏项目资源，2021 年 上半年公司新增光伏协议容量 2600MW。

累计光伏协议容量达 9949MW。公司未来光伏发 电业务规模有望持续增长。布局新能源制氢项目，公司两大主营业务有望连接，增长潜力激发。

一方面，公司依托于 新能源发电业务基础，积极布局新能源制氢项目，其正在实施的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。

并为当地冬奥会氢燃料电池汽车提供 氢能源；崇礼风光耦合制氢项目技术开发也被列入浙江省省级重点研发计划项目，公司新 能源制氢技术快速发展。

另一方面，考虑到氢气管道运输为氢气大规模远距离运输中成本 较低、具备发展潜力的一种方式，公司目前已经着手开展天然气掺氢技术的预先研究工作。

未来天然气+风电（光伏）两大主营业务有望通过氢能产业链连接，从而激发公司增长潜 力。参股投资建设浙江丰宁抽水蓄能电站项目，加码储能赛道。

公司与国家电网等共同投资建 设浙江丰宁抽水蓄能电站项目，该项目紧邻京津冀负荷中心和冀北千万千瓦级新能源基地， 总装机容量达 3600MW，年设计发电量 66.12 亿千瓦时。

年抽水电量 87.16 亿千瓦时，装 机规模及储能能力世界第一，目前已投产发电。考虑到当前电力系统调峰、填谷等需求及 储能领域发展态势，公司成长性有望进一步强化。

盈利预测

我们将公司业务分为四部分进行预测，分别为天然气销售、风电（光伏）及其他（接驳及 建设燃气管网业务等）业务。

天然气销售业务：公司高度重视管网工程建设及下游用户拓展，近年来管道长度及覆盖范 围不断扩张，天然气售气量持续增加。

考虑到“十四五”期间京津冀地区天然气消费需求 有望继续增长的行业趋势及公司在手工程项目情况，我们预计未来公司天然气售气量将持 续增长。

风电（光伏）业务：公司风电（光伏）业务近年来快速扩张，其中风电业务已成为其主要 毛利贡献板块。截至 2021 年 6 月 30 日，公司风资源协议总容量达到 46502.5MW。

分布 于全国 23 个省份，资源储备量丰富。因此我们预计未来公司风电（光伏）业务规模将持 续扩张。

其他业务：主要包括接驳及建设燃气管网业务等，该板块占公司总体业务比例较低，同时 业绩相对稳定，对公司整体业绩影响程度较小。

结合以上核心经营数据假设，我们预计公司 2021-2023 年预计可实现营业收入 153.1、 163.6 和 223.8 亿元，同比分别增加 22.4%、6.9%和 36.8%；可实现归母净利润 21.8、22.6 和 29.4 亿元，同比分别增加 44.4%、3.5%和 30.3%。