事件：公司发布2024年一季报，2024Q1实现营业收入79.07亿元，同比增长20.55%；实现归母净利润8.32亿元，同比降低0.89%。 风电：市场化交易比例显著提高，装机容量有望保持高速增长截至2023年底，公司风电控股装机容量为629.38万千瓦，同比增长8.29%，受市场化等因素影响，公司发电板块短期承压，2024Q1完成发电量41.17亿千瓦时，同比增长0.27%，其中市场化交易比例达到35.67%，同比增长3.59pct；平均上网电价（不含税）为0.43元/千瓦时，同比降低2.48%。 展望未来，一方面，公司市场化交易比例达到较高水平，后续整体电价水平与盈利能力有望趋稳；另一方面，公司力争“十四五”末新能源装机容量达到1000千瓦，从储备项目来看，截至2023年底，公司风电在建容量为57.45万千瓦，2023全年新增核准容量144.18万千瓦，同比增长86.88%；新增列入政府开发方案容量259.18万千瓦，同比增长331.96%，公司项目储备充足，风电装机增长有望提速。 天然气：终端用户规模扩大，零售气量增长带动天然气板块收入提升公司天然气管网重点项目建设持续推进，并大力发展天然气终端用户，2023年下游新增用户88036户，累计拥有用户数量达647084户，同比增长15.75%。2024Q1公司实现输/售气量22.30亿立方米，同比增长33.86%，其中批发气量达9.66亿立方米，同比增长10.58%；零售气量达6.38亿立方米，同比增长20.12%，售气量增长带动天然气板块整体营收提升，对公司整体业绩形成显著支撑。 唐山LNG项目一阶段顺利投产，带动LNG气量显著增长唐山LNG项目总体进展顺利，其一阶段工程已于2023年6月21日投产，二阶段工程稳步推进。一期工程投产带动公司LNG售气量增长显著，2024Q1公司LNG售气量达3.63亿立方米，同比增长46589.68%，伴随未来二期工程的投产及更多海外接气合同的签署，其利润贡献水平有望持续增长。 盈利预测与估值：考虑公司2023年新能源装机规模增速较缓，我们调整盈利预测，预计公司2024-2026年归母净利润为24.38、30.05、38.64亿元（原预测为24-25年归母净利润33.02、37.49亿元），同比分别增长10.46%、23.25%、28.56%，对应PE为15.08、12.23、9.52倍，考虑公司23年分红比率提高，股东回报有望增厚，维持“增持”评级。 风险提示：天然气价格波动，唐山LNG项目建设或运营状况不及预期，项目所在地新能源政策变动，储备项目推进情况不及预期，项目所在地电力消纳能力不足等。

2022 年实现营收185.61 亿元，风电业务稳定增长。 22 年公司实现营业收入185.61 亿元，同比增长15.01%；归母净利润22.94 亿元，同比下降0.04%；主要系风电板块中的风电场运营装机容量增加，带来售电量及售电收入同比增加；天然气板块售气量及售气单价均较上年同期增加。23Q1 公司实现营业收入65.59 亿元，同比增长3.55%；归母净利润8.40 亿元，同比下降10.41%。 新能源发电：风电装机容量稳步增长，利用小时数持续高位。 22 年公司新能源发电实现营业收入62.95 亿元，毛利率为61.55%，主要系新能源装机稳定增长带动发电量提升。22 年公司新增风电管理装机容量203MW，累计管理装机容量6072MW；新增风电权益装机容量171MW，累计权益装机容量5482MW。截止2022 年末，公司风电在建容量总计516MW。22 年公司控股风电场平均利用小时数为2485 小时，高于全国平均264 小时。22 年公司新增核准容量772MW，累计核准未开工项目容量2020MW；新增风电协议容量14200MW，累计风电协议容量达63303MW。 天然气：售气量同比提升，LNG 接收站一期建设基本完成。 22 年公司天然气板块实现营业收入118.51 亿元，毛利率为9.57%；业务总输气量为45.01 亿立方米，同比增长8.27%，其中售气量达38.85 亿立方米，同比增长2.01%。 公司持续推进输气管道建设：22 年新增天然气管道742.49 公里。截至22 年末，公司累计运营管道8347.23 公里，其中长输管道1260.67 公里，城市燃气管道7086.56 公里；累计运营31 座分输站、19 座门站。唐山LNG 项目一阶段工程基本建成，其中一阶段配套码头工程全部完工，接收站一阶段工程储罐已全部完成。唐山LNG 项目接收站外输管线（曹妃甸-宝坻段）、外输管线（宝坻-永清段）工程项目基本建成。 盈利预测及估值下调盈利预测，维持“增持”评级。公司系河北省清洁能源龙头，推进LNG 接收站开发，考虑到LNG 接收站建设进度，我们下调公司23-24 年归母净利润盈利预测至25.23、32.40 亿元(下调前分别为30.17、39.00 亿元)，新增25 年盈利预测为37.92 亿元，对应EPS 分别为0.60、0.77、0.91 元/股，对应PE 分别为15、12、10 倍。维持“增持”评级。 风险提示：新能源装机需求不及预期；项目建设不及预期；天然气价格波动。

风光及天然气双轮驱动， 2022H1业绩实现稳定增长2022H1，公司实现营业收入 102.25亿元，同比增长 19.66%；归母净利润 16.17亿元，同比增长 2.08%；毛利率 29.73%，同比减少 4.90pct。 2022Q2，实现归母净利润 6.79亿元，环比下降 2.29%；毛利率 34.02%，环比提升 6.93pct。公司业绩增长原因主要系： （1）天然气输气量及气价提升； （2）唐山 LNG 项目建设进展顺利； （3）新风电场投运增加。 风光发电平稳增长， 积极扩充资源储备公司系河北省清洁能源运营龙头。 2022H1公司风光发电业务实现营业收入 34.00亿元，同比增长 35.48%，主要系新风电场投运增加；毛利率 65.88%，同比减少4.07pct，主要系上半年风况偏弱。 上半年公司控股风电场实现发电量 75.75亿千瓦时，同比增长 0.37%；控股风电场可利用小时数为 1349小时，同比下降 84小时，较全国平均高出 193小时； 光伏项目可利用小时数为 730小时， 同比下降32小时，较全国平均高出 107小时。 上半年公司新增风电协议容量 3.30GW，风资源协议总容量达到 52.40GW。 天然气量价提升，唐山 LNG 项目建设持续推进2022H1公司天然气业务实现营业收入 68.22亿元，同比增长 35.48%；毛利率11.70%，同比减少 0.70pct。 上半年公司天然气业务总输气量为 24.56亿立方米，同比增长 7.18%；累计售气量 21.87亿立方米， 同比增长 3.00%。 截至 2022H1末， 公司唐山 LNG 项目接收站一阶段工程项目总体进度完成 84%；配套 3#码头工程项目总体进度完成 92%；外输管线项目曹妃甸—宝坻段、宝坻—永清段完成全部管道焊接。 盈利预测及估值公司系华北地区领先的清洁能源开发与利用公司。 我们预计公司 2022-2024年分别实现归母净利润为 23.24亿元、 30.17亿元、 39.00亿元， 对应 EPS 分别为0.56、 0.72、 0.93元/股，对应估值分别为 21倍、 16倍、 13倍， 维持“增持”评级。 风险提示： 风电装机不及预期， 项目建设进度不及预期， 原材料价格上涨。

公司是河北省领先的新能源电力运营商和燃气销售商。 公司聚焦于新能源发电业务和燃气销售业务，双轮驱动公司业绩稳健增长。公司2021年营业收入达159.85亿元，同比增长27.77%，2018-2021三年CAGR达16.96%；归母净利润达21.60亿元，同比增长45.73%，2018-2021三年CAGR达19.42%，连续6年实现营收和利润增长。 新能源电力：风光项目稳健增长，优质资源助力发展。 风光进入平价时代：风光上游产业链协同降价，下游运营商显著受益。公司依托股东河北建投平台资源，2021年底风电累计装机容量5.67GW，同比增长3.69%，2018-2021三年CAGR达13.72%；光伏累计装机容量0.12GW，2018-2021三年CAGR达5.50%。储备资源丰富，风电协议容量49.10GW，光伏协议容量12.12GW，为当前装机量近9倍；资源优势显著，2021年风电平均利用小时数2501h，超全国平均10%；光伏平均利用小时数1395h，超全国平均20%。 天然气：运输运+城燃省内份额领先，拟吨建设千吨LNG接收站。 天然气季节性趋势显著，国内调峰储气需求催生LNG接收站需求。公司为河北省内输运+燃气销售天然气龙头企业，总运营管网长度7604.75km，拥有31个城市燃气项目，省内天然气销售市占率超18%。公司拟投资280亿元建造唐山LNG接收站，总设计接收能力1000吨/年，计划2025年建成。我们预计2023年接收站项目一期投入运营，年周转量达150-200万吨，对应气化量20亿方；根据公司公告，两期全部建成后有望增厚利润14亿元。 盈利预测及估值公司是河北省领先的新能源电力运营商和燃气销售商。我们预计公司2022-2024年归母净利润分别为23.24、30.17、39.01亿元，2022-2024年EPS分别为0.56、0.72、0.93元/股。由于公司新能源运营电站资源优质，随LNG接收站接卸能力释放归母净利润增速有望高于行业平均，我们给予公司2022年一定估值溢价，参照可比公司龙源电力给予公司2022年PE24倍估值，2022年目标市值562亿元，对应目前股价尚有13%涨幅。首次覆盖，给予“增持”评级。 风险提示 （1）天然气及风光建设项目进度不及预期； （2）天然气价格波动； （3）上网电价下滑； （4）项目所在地新能源政策变化； （5）补贴发放不及预期。