坐拥河北优质风资源新天绿能:燃气+风光双擎共振持续发力
发布时间: 2022-09-24 04:14:38    来源:鼎盛app下载安装 作者:鼎盛游戏app下载


  公司成立于2010年,由河北建投与建投水务发起设立,同年10月于香港联交所成功上市。公司立足于河北并向全国逐步发散,从事新能源和清洁能源的开发与利用。公司主要涉及风电运营、光伏运营和天然气批发与零售三部分。2020年6月新天绿能登陆A股,于上交所成功上市。截至2021年底,公司风电装机达5674MW,拥有7条天然气长输管道和31个城市燃气项目。

  截至2022H1,公司控股股东为河北建设投资集团有限责任公司,河北省国资委通过河北建投间接持有新天绿能49.17%股份,为公司实际控制人。香港中央结算有限公司持有公司43.84%股份,河北国资委与香港中央结算公司共计持有公司93%的股份,持股相对较为集中。

  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。新天绿能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。

  除上述两大业务外,其他各项业务为新天绿能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,同时将光伏发电业务作为公司战略投资和业务布局的重要方向。

  风光方面:公司主要从事风电场及光伏电站的规划、开发、运营及电力销售,风光项目以河北省为主战场,同时在山西、新疆、山东、云南、内蒙古等多个地区积极布局。截至 2021 年底,集团风电控股装机容量 5674 MW,华北地区(北京、天津、河北、山西、内蒙古)风电装机占公司风电总装机的82.9%,光伏控股装机容量 119MW。

  天然气业务方面:公司主要涉及天然气输配设施的建设、运营和天然气销售,项目包含长输管道、城市燃气和CNG母站多种类型,项目在地域上主要集中在河北省内。截至 2021年,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 座门站等。

  22H1营收与归母净利润增长有所波动,主要受来风影响。2022H1公司实现营业收入102.25 亿元,同比增长 19.66%,天然气的售气量及售气单价增加推动营收增长。2022H1公司实现归母净利16.17亿元,同比下滑5.29%,上半年来风减弱导致公司业绩有所下滑。

  2017-2021年毛利率和净利率稳步提升,2022H1盈利能力有所波动。

  2017-2020年公司净资产收益率分别为11.4%/13.7%/12.8%/11.5%,2021年净资产收益率提高5.1%,跃升至16.6%。同样由于来风扰动,2022H1公司净资产收益率有所回落。在风电/光伏业务高毛利的有力支撑下,22H1年公司毛利率与净利率分别为29.7%/19.8%。

  2017-2021年公司经营性现金流量分别为26.54/31.71/37.49/38.99/43.33亿元,基本呈现出稳中向好的趋势。由于21年取得金融机构借款及发行股份、永续债、中期票据等融资金额较上年同期增加,21年筹资活动现金净流量为86.49亿元,同比提升59%。2022H1公司资产负债率为66.5%,基本保持稳定。

  天然气作为能源安全的“压舱石”和电力安全的“稳定器”,有独特优势。在此分别从供给端、消费端和地域布局三个角度对天然气的发展进行分析。

  实现双碳目标过程中天然气作为新旧能源的切换将起到重要作用,天然气需求在实现碳中和的过程中将不断提升。天然气是介于传统能源和可再生能源时代之间的纽带,污染程度相较于传统的化石能源低,而同时又比可再生能源出力更稳定,可作为过渡使用。

  当前及未来较长时期,我国能源发展进入增量替代和存量替代并存的发展阶段,包括天然气在内的化石能源,既是保障能源安全的“压舱石”,又是高比例新能源接入的新型电力系统下电力安全的“稳定器”。

  2021 年,全国天然气表观消费量 3,726 亿立方米,同比增长 12.7%。十四五期间,对天然气的需求将不断提高。《中国天然气发展报告》中指出,通过合理引导和市场建设,我国2025 年天然气消费规模将达4300亿-4500亿立方米,2030年达到5500 -6000亿立方米,后续对于天然气的需求仍将延续。

  根据国家能源局、国家发改委披露数据,2021年,我国生产天然气 2052亿立方米,比上年增长 8.7%,比 2019 年增长 18.2%,两年平均增长 8.7%;进口天然气 12,136 万吨,比上年增长 19.9%。

  《中国天然气发发展报告》中指出,要立足国内保障供应安全,科学把握节奏,推进天然气持续稳步增产,预计2025年我国天然气产量可达到2300亿立方米以上,在2040 年及以后较长时期稳定在3000亿立方米以上水平,天然气将成为未来能源结构中的重要组成部分。

  京津冀及沿海地域对天然气消费需求较大。从2021年大陆境内各省的天然气消费需量来看,广东/江苏超300亿立方米,处于领先地位;河北、北京、天津天然气消耗分别为228/217.05/109亿立方米,分列第5/6/13位,京津冀地区对天然气的需求居于全国前列。

  此外,天然气“全国一张网”基本成型,京津冀地区枢纽地位凸显。近年来国家管网集团积极推动区域融合的发展战略,加强区域间天然气之间联通的基础设施建设,基本实现干线管道“应联尽联”,气源孤岛“应通尽通”。目前我国天然气全国一张网的骨架已初步形成,未来将进一步扩大输气管网的覆盖范围,为燃气的畅通输送提供管网支撑。从管网地域分布的密集程度来看,京津冀地域尤为显著,完善的管网分布将为华东区域天然气的快速发展形成重要支撑。

  “过路费”式商业模式夯实燃气业务基础。批发气的商业模式主要是从上游生产商购买气源后,再分销给工商业/居民等下游终端用户,收益为凭借管道运输所收取的“过路费”。2021年公司批发气量销售达20.81亿立方米,基本与往年保持稳定。

  天然气的运输离不开管道,为促进天然气业务的发展,公司积极推进管线和气站等基建工程建设,管线运行长度不断提高,覆盖范围持续扩张。

  17年公司管道覆盖长度开始快速扩张,前期低基数造就高增速,21年增速有所回落,但仍保持了15%以上的管道长度增速。

  公司2021年度新增天然气管道1102.98公里;累计运营管道7604.75公里,其中长输管道1059.42公里,城市燃气管道6545.33公里。

  积极扩张管线布局。项目推进方面,“京石邯”输气管道复线公里)主线路已贯通,站场工艺安装完成约 90%,鄂安沧-京石邯管线公里)已建成投产,涿州-永清输气管道工程(全长约82公里)全线贯通具备投产条件。随着后续秦丰沿海管线等项目的建成,公司管网运营长度有望进一步提高,覆盖范围有望进一步扩大。

  零售气业务则是直接将城市燃气出售给终端用户来赚取上下游购气价差。21年公司零售气量 16.32 亿立方米,较上年同期增长 20.81%,其中工商业用户的占比超过90%。由于居民端的天然气提价较为繁琐,流程较长往往需经多部门审核才能完成提价,较难短时间内对居民端完成顺价,而公司工商业用户占比高,因此顺价压力相对较小。

  随着天然气业务的迅速铺开,公司天然气销量再创新高,2021年公司售气量达到38.08亿立方米,同比上升8.03%,天然气业务向好趋势明显。与此同时,天然气终端用户市场不断扩张,2021年天然气新增各类用户5万户,累计拥有用户48.1万户,同比增加12%。

  京津冀地区天然气消费需求旺盛。京津冀人口分布较为密集、城镇化水平较高、产业集聚特征强,对能源消耗的需求较大。此前京津冀地区依托于污染较高传统能源,引发了一系列的环境问题,雾霾等环境问题层出不穷。

  此前发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中也明确提出要优化能源结构促进节能减排,到2020年京津冀鲁四省市煤炭消费要比2012年净削减1亿吨,也进一步催化了对于较为清洁的天然气需求的提升。

  从增长中枢来看,京津冀天然气消耗5年CAGR为16.7%,较9年CAGR15.5%增速有所上移,反映出京津冀地区天然气消费需求随时间推进呈现出不断增长的趋势。

  公司唐山LNG项目位于京津冀要塞,且项目建设规模十分可观。京津冀天然气消费需求大且管网分布密集,该项目将基于京津冀要塞的地域优势不断释放发展潜力。

  项目规模方面,该项目第一阶段计划拟建成投产4座 20 万方 LNG 储罐、1座8-26.6 万方 LNG 船舶接卸泊位,及相关配套接卸、气化、外输等配套工艺设施,设计接卸能力 500 万吨/年;第二阶段计划拟建成8座20万方LNG储罐、1座1-26.6万方LNG 船舶接卸泊位及相关配套接卸、气化、外输等配套工艺设施,设计接卸能力500 万吨/年。

  该项目沿经河北、天津,项目供应能力可辐射整个京津冀地区,扩张版图清晰明确,具有突出的战略意义。

  由项目可行性报告分析可知,唐山LNG项目年平均净利润可达9.0亿元,投资回收期为14年。外输管线项目方面,曹妃甸—宝坻段外输管线亿元、宝坻—永清段外输管线年。预计上述项目投产后可显著带动公司天然气业务的业绩增长。

  公司对唐山LNG项目收益进行测算是基于接驳燃气业务进行的推算,但如若公司将现有的储气罐进行季度之间的调节,在夏天气价较低时进行储气、冬季气价较高时进行出售,则由于气价季节性的价格差异,收益将有更高的潜在增长空间。

  从近五年全国天然气消费量看,冬季月度天然气消费量一般在300亿立方米以上,而夏季月度天然气消费量约为250亿立方米,冬季天然气消费量明显高于夏季。随着近年来冬夏天然气消费量差距的增大,天然气调峰意义日益凸显。

  从全国LNG价格看,2019年以来基本均呈现出LNG价格每逢冬季便会迎来明显的跃升的特征,冬季价格高于夏季价格。拉长时间范围来看,2014年-2021年3、6、9、12月份的LNG平均价格分别为4213/3579/3742/4501元/吨,12月份价格较6月份价格高出26%。

  目前公司的LNG项目在京津冀地区规模较大,接收/储气容量可达1000万吨级别。如果能够通过夏天在低价时存气,冬季高价时卖出,该项目的收益能力将进一步增强。

  能源转型道阻且长,但发展清洁能源是实现双碳目标的必经之路。为了能在2030年实现“碳达峰”、2060年达成“碳中和”目标,清洁能源的装机容量及发电量将在未来稳步上升。

  根据国家发改委能源研究所的预测,2050年我国非化石能源比重将提升至78%,煤炭消费相比2019年下降90%,二氧化碳排放相比2019年下降76%。

  中国风电将占到能源消费的38.5%,光伏占21.5%,排在之后的就是天然气占9.8%,水电占到9%。随着清洁能源装机量的不断增长和容量系数的不断提高,清洁能源将成为未来发电的主力军。

  随着《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》这一碳中和顶层政策的落地,碳中和政策落地叠加补贴时代落幕,未来行业会以更加稳健的方式增长,成长性将进一步凸显。据全球能源互联网发展合作组织测算,2025年国内风电装机预计将达5.4亿千瓦,十四五期间风电装机CAGR可达13.8%。

  1)风能资源方面,河北省属于我国风能资源丰富省份之一,特别是张家口坝上地区和唐山、沧州沿海地区为百万千瓦级风电基地。在70m高度上,风能资源可利用区的技术开发量为7567万千瓦,技术开发面积达21252km2;风能资源丰富区的技术开发量为4188万千瓦,技术开发面积达11870km2。

  2)太阳能资源方面,河北省全境处于光能丰富带,并且光能资源分布呈由南向北递增趋势,张家口、承德一带资源条件最好。全省可开发量约9000万千瓦,北部张家口、承德地区年日照小时数平均为3000~3200小时,中东部地区为2200~3000小时,分别为太阳能资源二类和三类地区,具备地面电站、农光互补、光电建筑一体化等多种形式的开发条件,开发利用潜力较大。

  进一步,从利用小时看,河北整体利用小时水平优于全国。2018年-2020年,河北省风电利用小时数为2276/2144/2145小时,分别优于全国181/61/72个小时。2021年河北风电利用小时数有所回落,但仍和全国水平基本持平。

  政策落地保障风光市场空间。根据河北省发布的《河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》,到2025年,风电、光伏发电装机容量分别达到4300万千瓦、5400万千瓦。

  因此,十四五期间河北省预计新增风电2026万千瓦、光伏3210万千瓦,合计5236万千瓦。

  12月31日,河北省发改委下发的《关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知》中指出,河北省十四五期间风电、光伏发电市场化并网规划项目共计29个,项目规模达541.8万千瓦,风电光伏成长空间将进一步打开。

  补贴拖欠影响盈利与成长性,平价后风光将进入自身健康发展。一方面,应收账款增多导致难以扩张,影响行业成长性;另一方面,因应收账款坏账准备而计提的减值损失影响净利润,影响估值水平。21年风光进入平价元年,平价后行业盈利与成长性均将迎来改善,行业将迎来内生增长。

  截止2021年底,公司风电装机5674MW、光伏装机119MW,装机容量较2018年增长46.3%。装机容量提升带动发电量增长,2021年公司发电量达137亿千瓦时,较上年增长36.66%,较2018年发电量增长75.8%。

  1)从累计装机规模看,截止2021年底,省内累计控股装机容量4255.15MW,占集团控股装机总量的75%;省外累计控股装机容量1418.7MW,占集团控股装机容量的25%。

  2)从新增装机规模看,2021年风电板块新增控股装机350MW,其中省内新增控股装机容量215.5MW,省外新增控股装机容量134.5MW。2022年上半年公司新增核准控股风电项目271.5兆瓦,累计核准未开工项目容量1620兆瓦,已累计取得风电指标容量已达7,309.1兆瓦,分布于全国16个省份。

  短期补贴收回可撬动装机大幅增长。截止2022H1,公司可再生能源补贴款导致的应收账款余额达77.8亿元。

  参照我们的核心假设:1)单位GW风电投资按60亿元,2)补贴收回程度假设在60%-100%;3)风电项目的资本金比例为30%(考虑到运营商有可能将资金本比例提高,对50%资本金也进行测算)。

  在资本金比例为30%时,补贴能够收回60%-100%分别可撬动的装机容量为2.59-4.32GW,较当前5.7GW的风电规模增长46%-76%;在资本金比例为50%时,补贴能够收回60%-100%分别可撬动的装机容量为1.56-2.59GW,较当前风电存量规模增长27%-46%。

  1)风电方面:2022年上半年公司新增核准控股风电项目271.5兆瓦,累计核准未开工项目容量1620兆瓦,已累计取得风电指标容量已达7,309.1兆瓦,分布于全国16个省份。

  22年上半年公司与河北沧州青县、沧州渤海新区签署多能互补一体化项目开发协议,在河北邢台、湖南永州等地签署风电开发协议,新增风电协议容量3,300兆瓦。

  此外,公司在“上大压小”改造取得突破,目前在康保风电平价示范项目取得河北省发改委的批复通知,项目将由原有的30MW提升为200MW。

  2)光伏方面:公司22年上半年与沧州青县、渤海新区签订多能互补一体化项目协议,与湖南永州、广东珠江、内蒙赤峰签订光伏项目开发协议,新增光伏协议容量3,600兆瓦,累计光伏协议容量为15,799兆瓦。

  根据公司发布的发展战略,新天绿能在新能源板块,将继续按照区域规模化发展的思路,抓紧项目布局,到“十四五”末,新能源装机容量力争达到1,000万千瓦。

  风电场利用小时数持续保持高水准,科技创新成果不断涌现。2021年公司控股风电场平均利用小时数为2501小时,较上年度同期增加81小时,高出全国平均利用小时269个小时,平均风电机组可利用率 97.94%。

  与此同时,公司科技创新成果突出,数字化建设不断取得新成就,2021年度在中国电力联合会组织的全国风(光)电场生产运行统计指标对标中,公司获奖场站数量达到17个,创历史新高。

  由于天然气产生的热能更为高效和优质,能效转化优势更高。以9HA660MW超超临界机组与660MW超超临界煤电机组进行比较。气电燃机联合循环热电联产的效能高于传统的火电机组,在燃烧同等热值的情况下,气电机组损失11%的热量,远低于常规煤电机组24%的热量损失。

  从启停速度来看,燃气机组调峰直接依靠调节燃料进行负荷的升降,响应速度较快。目前典型的9HA.01燃气机组可以在小于23秒的时间内,负荷向上调节62MW;对于正常的升降负荷,9HA机组可进行高于65MW/分钟的调节。

  以常规火电和气电进行对比,由于热力传导等因素,在燃煤机组需要进行负荷的变化时,上游燃煤所需的风量也要进行变化,机组需经历一定时间的延迟后才能开始负荷的调节,同时需要经过更长的时间通过惯性延迟才能达到最终的稳态。

  从实际调峰进度来看,受锅炉和汽轮机等其他设备环节的影响,实际调整速率为10MW/分钟,远小于燃气机组65MW/分钟的调节速度。

  因此,在气电“能效优质”+“调节能力强”的加持下,公司有望依托于自身的天然气背景,通过开展“气”+“风光”的高效协同,打造全新的发展模式。

  燃气方面,公司常规输气、售气业务较为稳健,唐山LNG项目落地将推动燃气业务快速增长,我们预计公司燃气板块22-24年收入分别将达106/154/206亿元,对应增速12%/45%/34%。

  新能源方面,公司依托于河北优质风资源稳定推进装机增加,预计22-24年风电装机增加0.4/0.8/1GW、光伏装机增加0.15/0.2/0.2GW,装机增长将带动新能源运营板块业绩提升,预计公司新能源板块22-24年收入分别将达65/75/85亿元,同比增长6%/15%/14%。

  燃气业务方面:我们参考2家行业可比公司,对应23年估值10.8x PE,考虑到公司后续唐山LNG项目一、二期项目预计22-25年将相继落地投产,未来公司成长性凸显;同时该项目仍有机会依托于天然气价格的季节性差异进一步增厚收益。

  因此在可比公司的基础上给予一定的溢价,给予公司23年燃气板块20x PE(溢价率85%)。

  新能源方面:我们参考3家行业可比公司,对应23估值15.5x PE。由于公司地处河北,风资源状况较好;同时公司与央企相比并不存在硬性的装机指标,对项目收益的要求标准更高,公司的项目质地更优良。因此,给予公司新能源板块一定的溢价,给予公司新能源板块23年20x PE(溢价率30%)。

  综上,预计公司23年实现归母净利润29.7亿元,给予公司23年20x PE,对应 23年公司市值为594亿元,较当前市值440亿市值有35%上浮空间,目标价14.2元。

  1、LNG项目建设进展不及预期:公司唐山LNG一期项目目前进展顺利,但不排除由于疫情等外在风险导致的项目进展不及预期的可能。

  2、新能源运营市场竞争加剧的风险:风光目前竞配趋势愈发明显,公司后续将存在一定的外部竞争加强导致风光装机不及预期的风险。

  3、来风导致的业绩波动风险:22年上半年来风有所减弱导致公司业绩有所承压,不排除后续仍有来风波动的风险。

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