经营分析☆ ◇600956 新天绿能 更新日期：2026-07-18◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
新能源发电业务及天然气销售业务
【2.主营构成分析】
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气销售收入(产品) 133.35亿 67.24 5.73亿 13.90 4.30
风力/光伏发电收入(产品) 61.26亿 30.89 33.41亿 81.10 54.53
其他(产品) 2.18亿 1.10 1.24亿 3.01 56.72
接驳及建设燃气管网收入(产品) 1.17亿 0.59 6696.01万 1.63 57.07
租赁及设备使用服务收入(产品) 3450.55万 0.17 1482.49万 0.36 42.96
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 198.31亿 100.00 41.19亿 100.00 20.77
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气(产品) 74.88亿 68.68 4.43亿 17.35 5.92
风电和光伏发电(产品) 34.11亿 31.28 21.10亿 82.53 61.85
其他(产品) 480.45万 0.04 292.66万 0.11 60.91
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 109.04亿 100.00 25.56亿 100.00 23.44
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气销售业务(产品) 150.04亿 70.21 5.28亿 12.55 3.52
风力/光伏发电业务(产品) 59.52亿 27.85 34.66亿 82.43 58.22
其他(产品) 2.41亿 1.13 1.44亿 3.42 59.68
接驳及建设燃气管网业务(产品) 1.56亿 0.73 5818.01万 1.38 37.41
租赁及设备使用服务收入(产品) 1942.22万 0.09 909.92万 0.22 46.85
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 213.72亿 100.00 42.04亿 100.00 19.67
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气销售收入(产品) 87.59亿 72.17 --- --- ---
风力/光伏发电收入(产品) 32.25亿 26.57 --- --- ---
其他(产品) 1.02亿 0.84 --- --- ---
接驳及建设燃气管网收入(产品) 4219.17万 0.35 --- --- ---
租赁收入(产品) 835.70万 0.07 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 121.37亿 100.00 26.83亿 100.00 22.10
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售87.19亿元，占营业收入的43.97%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│第一名 │ 583982.81│ 29.45│
│第二名 │ 120535.47│ 6.08│
│第三名 │ 75189.55│ 3.79│
│第四名 │ 48101.95│ 2.43│
│第五名（新增） │ 44056.60│ 2.22│
│合计 │ 871866.38│ 43.97│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购115.80亿元，占总采购额的75.50%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│合计 │ 1157988.91│ 75.50│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-12-31
●发展回顾:
一、报告期内公司从事的业务情况
公司系华北地区领先的新能源和清洁能源开发与利用公司。公司借助河北省丰富的新能源资源、十余年
的项目建设管理经验及丰富的项目资源储备，业务立足河北，辐射全国。公司的主营业务聚焦于新能源发电
业务及天然气销售业务，主营业务中的其他各项业务系公司利用其在风力发电领域及天然气领域的资源和技
术优势开展的配套或延伸业务。
1.新能源业务
公司新能源发电业务的运营主要涉及风电场建设及运营管理、向下游电网客户销售电力等环节。
（1）风电场建设及运营管理
风电场的建设需要在前期选择风能资源丰富、稳定、适合发电及便于上网的项目，开展前期调研及可研
等相关工作，并取得发改、环保、自然资源等监管部门的相关核准或批复文件方可实施；此外，还需要获取
拟并入电网公司的接入批复。在项目建设及竣工验收后，依据行业规程，风电场需要通过试运行后方可转入
商业运营。
（2）电力销售
公司风电电力销售目前已全面转向以市场化交易为主导的新模式。随着全国统一电力市场初步建成，大
部分省份电力市场化交易从试点走向常态运行，市场化交易成为电力消纳的主渠道。在此框架下，尽管部分
电量仍享受地区标杆电价，但比例持续收窄，大部分电量通过“中长期合约锁定基础收益+现货交易捕捉边
际价格”的组合方式参与市场，交易电价完全由供需关系决定，市场波动性显著增强，风险与收益并存的特
征更加突出。随着电力体制改革的深化和保障性电量规模的逐年收缩，公司市场化交易电量占比预计将持续
攀升，电力销售正加速迈向全面市场化。
面对快速演进的政策与市场环境，公司积极构建适应性强、反应敏捷的交易体系，密切跟踪国家与地方
电力市场政策动态，深度研究交易规则变化与市场价格机制，主动参与跨省跨区交易、绿电交易等。通过强
化市场分析与预测能力，着力在交易时序、电量结构和合约组合上实施精细化管理，统筹平衡电量与电价的
关系，在保障基础消纳的同时，努力提升交易均价。
2.天然气业务
天然气业务的运营主要涉及向上游企业购气、LNG接收站服务、长输管线的建设及运营管理、向下游客
户销售天然气等环节。公司目前的主要业务处于天然气行业的中下游，涉及LNG接收站综合运营、天然气长
输管线的建设及运营管理、天然气销售等环节。
（1）LNG接收站综合运营
LNG接收站的核心业务为提供LNG接卸、储存、气化加工、液态外输、气态管道输送等服务，并收取相应
的气化服务费、液态装车费及管输费等费用。
LNG接收站是天然气产业链的重要基础设施，也是天然气产供储销体系的重要工程。LNG接收站在拓宽供
气来源、提高地区天然气应急调峰和供应保障能力、改善能源结构、推进大气治理等方面发挥着重要作用。
（2）天然气长输管线的建设及运营管理
天然气长输管线项目的建设必须经过可行性研究、项目申请报告编制、取得外部核准，初步设计、施工
图设计、施工、竣工验收等阶段，经政府相关部门竣工验收合格后方可投入生产经营。
在项目可行性研究阶段，公司根据天然气的供应情况，确定气源；天然气长输管线建设完成后，通过各
站点与下游用户进行对接。公司根据与下游用户签署的供气合同向下游用户供气。长输管线建成后，省级物
价主管部门综合建设成本等因素，核定管输价格。
（3）天然气销售
天然气销售业务主要是从上游生产商购买气源后再分销到下游终端消费者。天然气销售业务的收益主要
来自于管输收入及城市配气收入，此项业务的单位利润率相对稳定，收入与利润总额的提高主要源自天然气
销售量的增加。
二、报告期内公司所处行业情况
1.新能源板块
（1）大力推进新能源基地化规模化开发
为全面落实党的二十大精神，加快发展方式绿色转型，积极稳妥推进碳达峰、碳中和，深入推进能源高
质量发展，国家明确把可再生能源作为未来能源消费增量主体进行大力发展，多次公开强调风电光伏大基地
建设是“十四五”新能源发展的重中之重。2025年1月，国家能源局印发《2025年能源监管工作要点》，指
出加强对“沙戈荒”新能源基地建设进展情况监管，推动项目按期并网。
（2）统筹加快推动海上风电规模化发展
我国海上风能资源非常丰富，离岸200公里范围内，我国近海和深远海风能资源技术开发潜力约22.5亿
千瓦。2025年1月，自然资源部印发《自然资源部关于进一步加强海上风电项目用海管理的通知》，提出鼓
励“风电+”立体用海，支持在油气区、养殖区复合开发。2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指
导意见》，提出海上风电装机力争突破1000万千瓦，推进近海规模化与深远海示范，布局山东、江苏等5个
深远海示范项目。2025年11月，国家发改委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，
提出统筹近海与深远海开发，集约化布局海缆廊道与登陆点，优化海上输电网络，实现基地集中送出与沿海
就近消纳。国家从规划、用海、消纳等方面全链条支撑推动海上风电向深远海、集约化、市场化转型。目前
河北省海上风电发展规划已获批，该规划为河北省海上风电项目开发建设奠定坚实的基础，推动河北省海上
新能源产业高速发展，进一步促进河北省能源结构调整。
（3）风电上大压小迎来快速发展期
国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合下发的《能源重点领域大规模设备更新实施方案》提出：到
2027年，能源重点领域设备投资规模较2023年增长25%以上，重点推动实施煤电机组节能改造、供热改造和
灵活性改造“三改联动”，输配电、风电、光伏、水电等领域实现设备更新和技术改造；鼓励并网运行超过
15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。《2025年能源工作指导意见》提出推进老旧风电
场改造升级，通过“上大压小”提升发电效率；鼓励淘汰小容量、低效率老旧机组，置换为高容量、高可靠
性机型，优先纳入年度开发计划。2025年10月，国家能源局印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见
》，提出支持老旧风电基地“以大代小”改造，推广大容量、长叶片、智能化机组；优先将改造项目纳入新
能源消纳责任权重，保障并网消纳。政策通过鼓励改造、市场激励、消纳保障等方面，推动风电行业淘汰落
后、扩大高效装机，将会有力支撑建设新型能源体系，推动新能源领域应用新科技提升工作效率，是推动绿
色转型的有效手段。
（4）积极推进分布式风电、绿电直连开发模式
分布式风电项目具有不占用年度建设指标、节约输电设备建设成本、利于消纳等优势。国家《“十四五
”可再生能源发展规划》中明确提出推动“千乡万村驭风行动”，以县域为单元大力推动乡村风电建设，推
动10000个行政村乡村风电建设。《2025年能源工作指导意见》提出鼓励分散式风电与分布式光伏协同开发
，推动农村、园区、矿区等场景“就地开发、就近消纳”，简化分散式风电项目审批流程，优先保障并网消
纳。2025年5月，国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，提出分布
式风电可通过直连线路接入用户侧向单一用户供绿电，促进分布式风电消纳。《关于促进新能源集成融合发
展的指导意见》提出推进交通、建筑、农村等多领域分布式风电融合开发。国家从规划、审批、接入、消纳
、开发场景等方面为分布式风电松绑赋能，推动其规模化、市场化、融合化发展。
（5）抽水蓄能及新型储能将成为新型电力系统建设重要支撑
国家高度重视抽水蓄能产业发展，先后出台一系列支持性政策。自《抽水蓄能中长期发展规划（2021—
2035年）》发布实施以来，抽水蓄能规划建设成效显著，进入新发展阶段，将成为新型电力系统建设的重要
支撑。2025年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》，该办法定
位于抽水蓄能电站开发建设管理顶层制度，包括总则、资源调查、规划管理、组织实施、核准管理、建设管
理、运行管理、监督管理等，覆盖抽水蓄能电站开发建设全生命周期各阶段，明确了各级政府主管部门、相
关投资主体、电网企业、勘测设计单位等各方职责，并明确抽水蓄能项目一般分为服务电力系统、服务特定
电源等两类，形成了一整套逻辑完整、边界清晰、权责明确的管理体系，为抽水蓄能发展提供重要指导方向
。
发展新型储能是我国建设新型能源体系的重要组成和关键支撑，对保障新型电力系统安全稳定运行，以
及推动绿色低碳转型具有重要意义。2025年8月，国家发改委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项
行动方案（2025—2027年）》，提出到2027年新型储能装机达6000万千瓦以上，长时储能占比提升；推进电
网侧、电源侧、用户侧三类示范，完善市场机制与价格疏导；支持构网型储能、安全技术创新，强化并网调
度与安全监管。2025年11月，国家发改委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，提
出鼓励新型储能与虚拟电厂、新能源协同，提升调节能力；优化电网规划，保障储能并网与消纳，完善辅助
服务补偿机制。这些政策从顶层设计、产业升级、市场机制方面协同发力，推动储能从规模扩张转向质量与
价值并重，支撑新型电力系统建设。近年，河北省发改委陆续印发《关于制定支持独立储能发展先行先试电
价政策有关事项的通知》《关于促进独立储能加快发展有关事项的通知》《关于完善独立储能先行先试电价
政策有关事项的通知》等政策通知，建立独立储能容量电价激励机制，明确独立储能电站“容量租赁+峰谷
价差”的价格政策，进一步增强了省内独立储能项目的盈利确定性，有助于加快省内储能电站开发建设进程
。
（6）新能源项目全面入市
2025年1月，国家发改委印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（
发改价格〔2025〕136号），提出加快推动新能源项目全量入市，在结算环节建立差价结算的电价机制，并
以2025年6月1日并网为节点划分存量项目和增量项目，该政策提供了市场化背景下的“保障性收购”，降低
了新能源项目收益波动性。
（7）绿氢产业化有望提速
氢能已被定义为未来国家能源体系的重要组成部分，也是战略新兴产业重点发展方向，终端用能将逐渐
由电力为主，向电氢氨多元替代转变。国家发改委等三部门印发的《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案
》提出，到2027年，工业领域清洁低碳氢应用装备支撑和技术推广取得积极进展，清洁低碳氢在冶金、合成
氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，在工业绿色微电网、船舶、航空、轨道交通等领域实现示范应
用，形成一批氢能交通、发电、储能商业化应用模式。2025年1月《中华人民共和国能源法》正式施行，首
次将氢能纳入国家能源管理体系，突破危险化学品审批壁垒，并为制氢、储运、加氢站建设等全链条提供合
规依据。《2025年能源工作指导意见》提出稳步发展可再生能源制氢及可持续燃料产业，推动燃料电池汽车
试点，建设氢能信息平台，探索管道输氢试点。《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》提出明确绿氢“
灵活负荷、储能载体、跨产业融合媒介”三重定位，鼓励绿氢与新能源基地协同，推动西部绿氢大基地，探
索参与电力市场。从法律地位、试点推广、消纳机制方面，推动氢能从示范走向规模化，支撑能源转型与双
碳目标。
2.燃气板块
（1）能源结构转型促进天然气发电产业发展
“双碳”目标的提出深刻影响我国能源结构调整，对提升调峰能力产生巨大需求。2025年，在能源结构
转型的持续驱动下，国内天然气发电产业不断向前发展。由于天然气发电具备效率高、启停快、运行灵活等
优势特征，气电调峰作为构建以新能源为主体的新型电力系统的重要组成部分，预期将是未来能源发展的重
要方向之一。国家能源局印发的《能源工作指导意见》和国家发改委印发的《天然气利用管理办法》作为当
前天然气发电发展的重要支撑性政策，明确在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区合理规划建设调
峰气电，持续推动重点领域清洁能源替代，将天然气调峰电站项目、天然气热电联产等项目作为天然气利用
的优先领域。气电调峰在构建以新能源为主体的新型电力系统重要性日益提升。在此背景下，公司通过发挥
新能源、天然气两大主营业务板块协同效应，建立“气电联营”收益模型，实现新能源与天然气板块的深度
耦合。风电等绿色电力为大用户、产业基地直供清洁能源，天然气为新能源发电发挥削峰填谷的稳定器和调
节器作用，有效平抑新能源发电波动。
（2）上下游天然气价格联动机制持续完善
当前，国内天然气上游价格市场化开放程度较高，价格波动相对频繁。河北省内LNG资源主要由天津和
唐山的LNG接收站为主，2025年上半年，受中东局势和中美关税纷争影响，接收站现货到岸价呈增长态势。
但2025年下半年，北美等地区LNG新增产能加速释放推动全球供应增长，整体较上半年逐步回落，年末维持
在相对低位窄幅震荡。作为天然气市场改革的重要一环，上下游天然气价格联动机制加快完善。考虑天然气
下游用气企业价格承受能力，目前河北省已出台相关政策，建立管道天然气销售价格联动机制，实现上游气
价调整时天然气价格的上下联调，精准解决天然气顺价问题，促进天然气产业健康持续发展。
（3）一张网助推新业态，气源选择多元化格局更加明显
《天然气利用管理办法》指出，天然气利用坚持产供储销体系协同，供需均衡、有序发展；坚持因地制
宜、分类施策，保民生、保重点、保发展。鉴于天然气资源具有分布不均的特点，跨区域调配是充分利用天
然气资源的必要条件。在国家发改委的统一部署下，按照国家天然气价格改革“放开两头，管住中间”总体
思路，门站价格改革政策和上游价格政策正稳步向市场化方向推进。在“X+1+X”的时代，持续推进互联互
通项目建设，实现气源多路径下载，提升资源供应保障能力，将成为重中之重。
三、经营情况讨论与分析
（一）经营环境
2025年，国民经济运行顶压前行、向新向优，高质量发展取得新成效，经济社会发展主要目标任务圆满
实现，“十四五”胜利收官。但也要看到，外部环境变化影响加深，国内供强需弱矛盾突出，经济发展中老
问题、新挑战仍然不少。初步核算，全年国内生产总值1401879亿元，按不变价格计算，比上年增长5.0%。
初步测算，2025年全社会能源消费总量比上年增长3.5%，扣除原料用能和非化石能源消费量后，单位GD
P能耗比上年降低5%以上。
2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》（简称“《指导意见》”），为高质量完成
“十四五”规划目标任务和实现“十五五”良好开局打下坚实基础。《指导意见》强调积极稳妥推进能源绿
色低碳转型，积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，积
极推动海上风电项目开发建设，推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上，《指导意见》同时强调，持续
深化油气管网机制改革，优化管网建设和运营机制。
1.风电行业经营环境
根据国家能源局发布的数据，2025年全社会用电量累计103682亿千瓦时，同比增长5.0%。截至2025年12
月底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9
%。
2025年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发
展的通知》（简称“《通知》”），《通知》指出，推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目（风
电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，完善现货市场交
易和价格机制，健全中长期市场交易和价格机制。《通知》适应了新能源大规模发展需求，以价格市场化形
成为基础进行改革，推动新能源全面参与市场交易，完善交易和价格机制，助力新能源在电力市场公平竞争
。
2025年9月，河北省发改委下发《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化
新能源上网电价市场化改革实施方案》（合称“《方案》”），《方案》规定2025年6月1日前全容量并网的
存量新能源项目参与市场交易后，机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时河北南网人民币
0.3644元（含税，下同）、冀北电网人民币0.3720元；2025年6月1日起全容量并网的增量新能源项目，由河
北省发改委明确机制电量规模，通过价格竞争方式确定机制电价水平，执行期限暂定为风电10年、光伏12年
、海上风电及海上光伏14年。其中2025-2026年度增量新能源项目机制电价竞价结果为：河北南网风电项目
机制电量为142.01亿千瓦时，机制电价为人民币0.3530元/千瓦时（含税，下同）；光伏项目机制电量为14.
01亿千瓦时，机制电价为人民币0.3344元/千瓦时；冀北电网：风电项目机制电量为103.7亿千瓦时，机制电
价为人民币0.3470元/千瓦时；光伏项目机制电量为36.13亿千瓦时，机制电价为人民币0.3520元/千瓦时。
《方案》深入推进新能源强省战略，落实国家改革要求，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价全面
由市场形成。
2.天然气行业经营环境
根据国家发改委、国家能源局披露数据，2025年，规模以上工业天然气2619亿立方米，同比增长6.2%。
根据中国海关总署发布的数据，2025年全年进口天然气12787万吨，同比增长-2.8%。2025年，全国天然气表
观消费量4265.5亿立方米，同比增长0.1%。
2025年7月，为贯彻落实关于深化石油天然气市场体系改革、完善价格治理机制的决策部署，加强自然
垄断环节价格监管，提升天然气管道运输效率，国家发改委、国家能源局发布《关于完善省内天然气管道运
输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》，首次以指导意见方式统一、规范不同省份的省内天然气管道
管输定价机制，同时指明了省内管网管输价格核定的改革方向和要求，并明确要求各省尽快制定完善省内天
然气管道运输价格管理办法，明确价格机制改革过渡期和过渡方式，稳妥有序组织实施。
2025年10月，国家发改委印发《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》，首次从国家层面为“
全国一张网”的构想赋予刚性制度约束，管网基础设施的规模效应与网络效应更为显现，为天然气在全国范
围内更高效、灵活的流动奠定基础。
（二）业务回顾
1.风电业务回顾
（1）装机容量稳步增长
2025年度，本集团新增风电管理装机容量1339.02兆瓦，累计管理装机容量8245.97兆瓦。其中：新增控
股装机容量1270.52兆瓦，哈德门一期、老漳河二期、阿城、西水泉、青崖子、大名、永年、晋州、宁晋、
昌黎等项目全部风机并网发电，完成收购江西宜春市高安100MW风电项目。截至2025年底，风电累计控股装
机容量7777.97兆瓦；新增风电权益装机容量1265.04兆瓦，累计权益装机容量7206.70兆瓦。年内新增转商
业运营项目容量610兆瓦，累计转商业运营项目容量6783.15兆瓦。
截至2025年12月31日止，本集团风电控股在建工程建设容量总计1298.07兆瓦。双城二期、张北战海两
个项目获得2025年河北省建设工程安济杯奖，晋州、永年风电项目分别获得2025年度河北省项目管理数字化
竞赛三等奖和优秀奖。
（2）风电场利用小时数持续保持较高水平
2025年度，本集团控股风电场平均利用小时数为2236小时，较上年同期增加10小时，比中国电力企业联
合会公布的全国平均风电利用小时数高257小时，平均利用小时数增加的主要原因为平均风速增加。本集团
控股风电场实现发电量148.5亿千瓦时，较上年度同期增加6.78%，主要原因是平均风速增加。平均风电机组
可利用率97.58%。
（3）加快推进风资源储备
2025年度，本集团新增风电核准容量1132兆瓦，累计有效核准未开工项目容量3544.57兆瓦。新增280兆
瓦风电项目列入政府开发建设方案，本集团累计纳入各地开发建设方案容量已达13503.03兆瓦，分布于河北
、内蒙古、黑龙江、新疆、云南、山西、江苏等省份。
报告期内，本集团新增风电协议容量4350兆瓦，累计风电有效协议容量14531.25兆瓦，分布于河北、黑
龙江、新疆、内蒙古、山西、湖南、江苏等省份。
2.天然气业务回顾
（1）天然气售气量同比略有下降
报告期内，本集团天然气业务总输/售气量为52.55亿立方米，较上年同期减少10.71%，主要原因为市场
需求减弱。其中售气量47.71亿立方米，较上年同期减少7.47%，包括（i）批发气量18.66亿立方米，较上年
同期减少7.26%；（ii）零售气量17.84亿立方米，较上年同期减少7.93%；（iii）CNG售气量0.61亿立方米
，较上年同期减少28.64%；（iv）LNG售气量10.59亿立方米，较上年同期减少5.43%；代输气量4.84亿立方
米，较上年同期减少33.63%。
（2）积极推进基建工程建设
报告期内，冀中管网四期工程、鄂安沧与京邯线保定南部联络线工程、鹿泉-井陉输气管道工程项目线
路基本贯通，秦皇岛-丰南沿海输气管道工程线路焊接完成94.5%。
唐山LNG项目接收站温海水利用项目已完成竣工验收，唐山LNG项目接收站二阶段（工艺区第一标段）配
合9#10#15#16#储罐投产部分、IFV设备已完成机械完工验收；唐山LNG项目三阶段（11#、17#储罐）工程完
成气顶升，完成总体进度的51.31%。报告期内，河北唐山LNG接收站外输管线项目获得全国优秀工程勘察设
计奖石油工业设计二等奖。
（3）持续开拓天然气终端用户市场
报告期内，本集团依托新投运管线，大力发展天然气终端用户，新增各类用户56377户。截至2025年12
月31日止，本集团累计拥有用户778538户。
（4）进一步完善输气管网
本集团2025年度新增天然气管道176.03公里。截至2025年12月31日止，本集团累计运营管道10026.33公
里，其中长输管道1549.16公里，城市燃气管道8477.17公里；累计运营34座分输站、19座门站。
报告期内，本集团积极参与输气管线建设，努力进一步完善中游输气网络。唐山LNG外输管线沿线重点
客户的管道开口及下气能力已初具规模，为拓展区域下游市场创造有利条件；省内主干管网建设正有序推进
，新增蒙西管道、鄂安沧管道下载点，形成了多点下载、统筹调节的资源供应格局。
（5）持续拓展上载销售业务
报告期内，本集团利用陕京二线永清站、鄂安沧管线保定站两个上载点，打破管网及地域限制，依托自
身气源优势持续加大跨省上载销售业务拓展力度，提升售气规模。
（6）稳健经营城市CNG、LNG业务
报告期内，本集团稳健经营城市CNG、LNG业务。截至2025年12月31日止，本集团累计运营CNG母站5座、
CNG子站3座、LNG加注站3座，L-CNG合建站1座。
3.其他业务情况
（1）光伏业务
报告期内，本集团新增光伏管理装机容量为158.93兆瓦，其中，新增控股装机容量158.93兆瓦。截至20
25年底，扣除已转让的光伏项目外，本集团光伏累计控股装机容量为424.79兆瓦，累计管理装机容量为594.
79兆瓦，累计控股运营容量为134.79兆瓦，光伏控股在建工程建设容量10兆瓦。根据本公司业务战略调整，
为进一步聚焦核心主业，集中资源投入风力发电及天然气相关产业，除必须保留的参股企业外，公司将不再
单独投资发展光伏发电业务。因此，待项目建成后，本公司计划逐步出售或转让现有控股光伏业务。截至本
报告期末，本公司新疆、黑龙江、辽宁省内全部光伏项目，河北省内部分光伏项目已完成剥离。
（2）储能业务
本集团参股投资建设河北丰宁抽水蓄能电站项目，电站设计总装机容量3600兆瓦，分两期开发，每期开
发1800兆瓦，承担电力系统调峰、填谷等抽水蓄能功能。截至2025年12月31日止，河北丰宁抽水蓄能电站项
目12台机组已全部投产。丰宁一期容量电价为人民币547.07元/千瓦，二期容量电价为人民币510.94元/千瓦
。
报告期内，本集团新增800MW/2000MWh独立储能电站指标,新增独立储能备案容量600MW/1400MWh，累计
有效备案容量1000MW/3000MWh。报告期内，苏尼特左旗压缩空气储能示范项目全面施工。本集团将继续尝试
在省内外地区开展新型储能项目投资工作，加紧研究储能技术方案及经济收益，争取并网及调度支持。
（3）燃气电厂业务
燃气电厂以其清洁高效的发电方式，以及优秀的调峰能力，对于未来加快建设以新能源为主体的新型能
源体系有重要支撑作用，有助于有效降低碳排放、促进能源转型。本集团积极探索天然气发电产业发展模式
，推动清洁能源发展，打造新质生产力，助力碳达峰碳中和战略目标实现。
报告期内，本集团新增燃机核准容量980兆瓦，为石家庄新乐燃气电厂项目，累计核准容量3860兆瓦。
报告期内，本公司首个燃气电厂抚宁项目按计划开工建设。
4.数智化建设及科技创新情况
报告期内，本集团扎实推进数智化建设和科技创新工作，通过加强顶层设计并积极推动新技术、新工艺
应用和转化，生产智能化水平得到稳步提高。
一是持续加强生产管理数智化建设。以“立足自主创新、赋能安全生产、提升运营效能”为核心目标，
聚焦CMS、智慧场站、安全生产管理、电力交易等系统建设，以“生产数据分析应用”及“智能化检修”为
抓手稳步推进运维数智化，助力公司构建智慧运维管理体系。
二是制定了AI统一规划，确认了AI统一技术架构，选取风电运维垂直领域和经营管理领域试点开展技术
底座搭建、AI智能体开发、数据资产建设及信息系统建设，完成智能问答、智能检修、智能问数等3个智能
体上线工作，开展数据资产目录梳理及数智化场景落地，并完成数据管理平台、统一知识库部署，及新天统
一移动APP等系统建设迭代，深化AI与业务融合、数据资产及信息化建设，持续提升管理协同效率。
三是自主研发UTC智能机器人。本集团下属上海戈洛立公司自主研发UTC（塔上吊机装备）智能机器人，
用于多种品牌风机齿轮箱、发电机等大部件更换，产品取得中国电力企业联合会颁发的新产品技术鉴定，通
过北京鉴衡认证中心的技术评估认证，产品综合技术性能达到国际领先水平。
四是围绕研发平台和科研项目持续开展科技创新建设。“国家能源氢能与可再生能源协同技术研发中心
”于2025年3月完成中期评估。“分布式储能直流耦合构网型风电机组装备”于2025年1月获得国家能源局第
四批能源领域首台（套）重大技术装备称号。“基于直流组网的规模化可再生能源耦合制氢关键技术及应用
”已通过河北省科技进步奖总评审，建议授予河北省科学技术进步奖一等奖。河北省中央引导地方科技发展
资金项目“构网型风电机组装备关键技术研发与应用”获批省政府科技项目专项资金支持。
截至2025年12月31日，公司累计获得授权发明专利95项、实用新型专利423项，取得软件著作权200项，
在国家级期刊及各类会议上发表论文182篇。
（三）经营业绩讨论与分析
1.概览
根据2025年度经审计的合并财务报表，本集团实现利润总额人民币25.43亿元，同比增加8.37%；净利润
人民币20.14亿元，同比增加5.98%，其中，归属于上市公司股东的净利润为人民币18.26亿元，同比增加9.2
1%，主要原因为本集团风电场可利用小时数较上年同期增加。
2.收入
2025年度，本集团的营业收入为人民币198.31亿元，同比减少7.21%，其中：
（1）风力/光伏板块业务的营业收入为人民币62.28亿元，同比增加3.04%，风力/光伏板块业务的营业
收入占本集团营业收入的31.40%。收入增加的主要原因为本集团风电场可利用小时数较上年同期上升。
（2）天然气板块业务营业收入人民币135.94亿元，同比减少11.25%，天然气板块业务的营业收入占本
集团业务收入的68.55%。收入减少的主要原因为天然气输售气量较上年同期减少。
3.净利润
本报告期内，本集团实现净利润人民币20.14亿元，同比增加5.98%。本报告期内风电/光伏板块售电收
入增加，实现净利润人民币16.12亿元，同比增加11.95％，主要是可利用小时数较上年同期增加所致；天然
气业务板块实现净利润人民币3.58亿元，同比减少25.01%，主要是天然气输售气量较上年同期减少所致。
4.归属于上市公司股东的净利润
本报告期内，归属于上市公司股东的净利润人民币18.26亿元，与上年同期的人民币16.72亿元相比，增
加人民币1.54亿元，主要为本集团净利润较上年同期增加所致。
本公司股东应占基本每股盈利为人民币0.43元。
5.少数股东损益
本报告期内，本公司归属于少数股东的净利润为人民币1.88亿元，与上年同期的人民币2.28亿元相比，
减少人民币0.40亿元，主要原因为本集团天然气板块净利润较上年同期减少所致。
6.对外股权投资
本报告期内，本集团对合营、联营公司的投资收益为人民币2.39亿元，与上年同期的人民币1.36亿元相
比，增加人民币1.03亿元，主要原因为本年度合营、联营公司的利润增加。
本报告期内，本集团对外投资额为人民币0.96亿元，与上年同期的人民币1.14亿元相比，减少人民币0.
18亿元，主要是对合营、联营企业的投资额较上年减少。
7.或有负债
截至2025年12月31日止，本集团涉及与供应商等之间的若干未决诉讼/仲裁人民币238.35万元，该等案
件尚在审理中。
8.现金流情况
截至2025年12月31日止，本集团流动负债净额为人民币100.66亿元，现金及现金等价物增加净额人民币
17.89亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币1156.29亿元银行信用额度，其中已使用的授信额
度为人民币418.27亿元。
本集团大部分的收益及开支乃以人民币计值，目前本集团进口LNG主要以美元进行结算，导致公司面临
汇率波动风险。鉴于人民币兑美元的汇率波动风险仍在，本集团将持续密切关注外汇市场走势，适时采用相
关金融工具降低其对公司经营的影响。
9.资本性支出
本报告期内，资本开支主要包括新建风电项目、天然气管道及增置厂房及设备、预付土地租赁款项等工
程建设成本，资金来源主要包括自有资金、银行借款及本集团经营活动产生的现金流。报告期内，本集团资
本性支出为人民币106.63亿元，比上年同期的人民币63.82亿元增加67.08%。
10.借款情况
截至2025年12月31日止，本集团长期及短期借款总额人民币473.28亿元，比2024年底增加人民币32.27
亿元。在全部借款中，短期借款（含一年内到期的长期借款）为人民币117.79亿元，长期借款为人民币355.
49亿元。
本报告期内，本集团积极拓宽融资渠道，强化资金管理，保证资金链畅通，降低资金成本。一是置换高
息存量贷款，争取新增贷款最优利率；二是强化资金管理，提高资金使用效率，减少资金沉淀。
11.资产负债率
截至2025年12月31日止，本集团资产负债率（即负债总额除以资产总额的比值）为66.30%，比2024年12
月31日的67.73%减少了1.43个百分点，主要是本期其他权益工具增加所致。
12.重大资产抵押
本集团本年度无重大资产抵押。
13.重大收购及出售本集团
本年度无重大收购及出售。
四、报告期内核心竞争力分析
本公司经过数年发展积淀，在风电板块和天然气板块上已建立起专业化队伍，并在管理、经营、技术、
人才等领域积累了丰富的经验，为未来提供了发展动力。同时，本公司已搭建起一套适合未来发展的高效管
理机制，并不断努力完善，争取在未来激烈的市场竞争中占据优势地位。报告期内，公司的核心竞争力未发
生重大变化。
1.本公司是华北地区领先的清洁能源公司，目前主要业务位于河北省内，同时稳步推动全国化布局进程
。由于在河北省内深耕新能源、清洁能源领域时间较久，公司已经在政策支持、技术、客户、品牌知名度等
方面具有较强竞争优势，在华北地区保持优势的同时正继续积极开发空白省份市场，完善业务布局。
2.本公司的管理团队从事清洁能源行业多年，在风电和天然气领域均拥有丰富的管理经验，并且公司已
建立起了由数百名生产及技术服务人员组成的团队，具有高水平的专业知识和相应技术资格，拥有较强的专
业运营维护能力。公司依托物联网、大数据、云计算技术打造集团级智能生产数字化平台，全面推行“远程
集中监控、现场无人值守（少人值守）”的管理模式，持续提升运营维护降本增效和精细化管理能力。
3.本公司风电与天然气业务相辅相成，构成良性互补格局。同时，发挥燃机与天然气协同优势，竞逐氢
能、储能等新兴产业赛道，积极推动多种能源融合发展。不仅丰富了公司的业务结构，更有效抵御了单一业
务可能带来的不利波动，实现经营风险的合理分散。
4.本公司建立了完善的天然气产、供、储、销体系。资源多元化供应不断加强，天然气输气管网建设加
快，储气调峰能力稳步提升，充分发挥资源、管网、价格等优势，积极开拓下游市场，研究布局燃气电厂项
目，同时以合作、并购的方式拓展优质天然气城燃项目，提高终端市场占有率。
5.本公司已建立完善有效的可持续发展管理体系，重视环境、社会及管治管理。公司从2014年开始关注
ESG议题，并逐年披露ESG报告。公司建立了内部控制治理架构以及完善全面的风险管理体系。公司持续推进
环境保护和乡村振兴，以实际行动兑现可持续发展的承诺。
6.本公司积极进行科技创新，布局数智化领域，全力打造“数字新天”。为进一步降本增效，公司不断
加大“数智化”研发与科技创新力度，以数据和技术为手段，基于企业架构持续优化业务流程，从而不断提
高公司经营管理和生产运营水平，实现公司组织效能的最大化。
●未来展望:
(一)行业格局和趋势
在全球双碳目标、能源短缺背景下，能源结构加速向清洁能源转型，目前全球已有130多个国家和地区
提出了“零碳”或“碳中和”的气候目标，实现绿色可持续发展已经成为全世界的广泛共识。
2025年国家连续制定印发《中华人民共和国能源法》《2025年能源工作指导意见》《关于深化新能源上
网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《新型储
能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》《关于
促进新能源消纳和调控的指导意见》等重要政策，在政策方面进一步推动能源绿色低碳转型，引导在工业、
建筑、取暖、交通运输等领域采取新能源、天然气等清洁能源替代，加快推动构建以清洁低碳能源为主体的
能源供应体系。
2025年1月1日《中华人民共和国能源法》正式实施，确立了国家能源发展的指导原则和战略目标，强调
能源安全，规定了开发、节约、供应、使用和市场监管的基本制度，明确了国家支持优先开发利用可再生能
源，合理开发和清洁高效利用化石能源，将具有低碳属性的可再生能源列入优先发展序列，抽水蓄能电站、
新型储能、氢能开发利用被列为积极有序推动的重点领域。明确鼓励、引导各类经营主体依法投资能源开发
利用，鼓励规模化开发煤层气等非常规油气资源，并将能源储备上升为法律制度，纳入监管，将约束企业落
实储备责任，有助于加快城燃储气能力市场的快速拓展。
2025年9月24日，中国在联合国气候变化峰会宣布新一轮国家自主贡献目标：到2035年，中国全经济范
围温室气体净排放量比峰值下降7%-10%，非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳
能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，森林蓄积量达到240亿立方米以上，新能源汽
车成为新销售车辆的主流，全国碳排放权交易市场覆盖主要高排放行业，气候适应型社会基本建成。
2025年10月28日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》（以下简称“《
建议》”）全文发布。党的二十届四中全会上，习近平总书记就《建议》起草的有关情况向全会作说明时指
出，“十五五”时期是夯实基础、全面发力的关键时期，制定和实施好“十五五”规划，就能为2035年基本
实现社会主义现代化奠定更加坚实的基础。《建议》提出：加快经济社会发展全面绿色转型，建设美丽中国
。加快建设新型能源体系。持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力
系统，建设能源强国。坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送，促进清洁能源高质量发展。加强化
石能源清洁高效利用，推进煤电改造升级和散煤替代。全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，科学布
局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设。提高终端用能电气化水平，推动能源消费绿
色化低碳化。加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。
新能源板块，国家继续大力支持风光发电项目，海上风电、储能也进入高速发展阶段，新型能源体系将
加速推进。与此同时，新能源项目已全面进入市场化电力交易时代，加之大型电力集团加快新能源行业布局
，资源开发竞争更加激烈。
天然气板块，国家持续推进天然气产供储销体系建设，不断加快天然气长输管道及区域性天然气管网布
局的优化与建设，统筹推进LNG接收站、地下储气库建设，完善天然气储运体系建设。天然气行业在未来一
段时间内仍将保持稳定发展。同时，随着天然气体制机制改革逐步深化，天然气基础设施正朝着独立运营的
方向稳步迈进，管网公平开放水平不断提高，未来天然气下游市场竞争将愈加激烈。
(二)公司发展战略
1.坚持“立足河北，走向全国”战略，继续加大新能源开发力度
公司将继续按照区域规模化发展的思路，加强风电规模化集约化开发，竞逐氢能、储能新兴产业赛道，
积极推动多种能源融合发展。
陆上风电方面，公司将继续坚持“立足河北、走向全国”的战略，以项目质量和效益为核心，继续在风
资源、电网消纳条件较好，用电负荷较高的地区，加大资源开发力度，进一步争取新的资源储备；聚焦提质
增效，紧紧抓住能源领域大规模设备更新机遇，稳妥推动老旧风场“上大压小”改造，实现土地资源和风力
资源利用效率最大化，提高风场运行经济性；围绕钢铁、化工等重点用能产业和区域，谋划实施“绿电直连
”，降低市场和电价波动风险；积极谋划风电制氢等产业链延伸示范项目。
海上风电方面，公司将依托已投产的唐山乐亭菩提岛海上风电项目建设经验，紧抓河北省海上风电发展
新机遇，加快省管海域项目建设进度，攻坚国管海域指标竞配，争取海上风电开发主导权和主动权。同时发
挥海上风电产业链条长、带动强、辐射广的优势，创新深远海发展思路，加强与油气、船舶、风机厂商合作
，有序实施海上综合能源岛创新示范，构建“海上风电+绿色能源+海洋经济”一体化融合发展体系。
2.完善天然气产业链条布局，提升天然气产业链协同发展
公司将继续采用“长协+现货”采购模式，构建多元稳定的资源池。同时依托自身地域优势，努力提升
“新港-曹妃甸-供应链”LNG贸易链条与曹妃甸接收站和外输管线，省内现有管道、市场资源以及规划燃气
电厂项目协同发展能力，逐步打造更加符合公司实际情况的天然气综合运营模式。
上游方面，随着唐山LNG码头及配套输气管线项目投产，打造以气化管输、液态分销服务为主，罐容租
赁、政府储备、窗口期拍卖、整船代采、拼单采购等多方面业务为补充的综合运营模式，延伸天然气产业链
条。完善天然气产业链布局并加强天然气储气调峰能力，积极推动与国际LNG资源商洽谈，获取优质长协及
现货资源，同时寻求国内低价LNG资源。
中游方面，持续推动现有管线及唐山LNG外输管线等新建主要干线与国家级气源管线、临近省份管线的
互联互通，加快省内管网建设，织牢织密“省内一张网”，增强天然气资源调配的灵活性，稳步提升公司天
然气保障能力。同时，公司将继续加大数智化投入，进一步提升管网输气效率，降低管网运营成本。
下游方面，稳步推进区域市场开发，拓展管网覆盖范围内城市燃气项目。公司将积极发挥管理水平先进
、运营经验丰富的优势，因地制宜参与“一城一企”市场整合，适时稳健推进相关城市天然气企业的并购整
合，提升下游市场占有率。另外，在现有区域市场，进一步挖掘潜力，采取多元化的销售策略，加快扩大工
商业用户、公福用户及居民用户的规模，提高公司现有市场的渗透率。依托国家管网上载点，通过“自主托
运、直面终端”的模式，形成更多气量增长。结合不同区域产业和用能结构、季节性需求差异、价格承受能
力等因素，通过实施资源置换、窗口期串换等方式，提高贸易规模，将更多具有价格竞争力的资源供应至高
毛利市场。用户上，将燃机项目作为首要目标用户，按照“存量二气源、增量主气源”原则，加大力度开发
，有效拉动天然气消费增长。
3.布局多元化储能调峰业务市场，多渠道解决新能源消纳问题
公司将针对以新能源为主体的新型电力系统建设巨大的储能调峰需求，综合考虑地方政策、电网调峰需
求、缓解新能源限电等情况，考虑在电网枢纽、负荷中心等关键接入站点，科学适度布局，把控投资风险。
同时加大对钒液流电池、压缩空气储能、超级电容等不同储能技术路线研究，实现储能多元场景应用。
同时公司将依托在河北省的资源实力，在保持合理收益率的基础上，稳步推进抽水蓄能项目的核准、建
设及投产。大力推动涞源黄花滩120万千瓦抽水蓄能项目前期工作，按期核准并尽快开工建设，同时做好优
质项目的谋划和储备。
4.发挥燃机与天然气协同优势，推动两板块融合发展
公司全力抢抓河北省燃气电厂“两部制”电价政策机遇，发挥燃机与天然气协同优势，坚定不移推动已
核准的燃机项目尽快开工、投产，同时做好项目谋划储备，补位替代。提前半步，以确保抢占燃机项目供气
权，自有资源池占主导地位为目标，科学谋划供气管网建设。根据省内各燃气电厂推进情况，对于公司管网
已覆盖区域，适时启动热电专线建设；对于公司管网薄弱环节，加快完善管网布局，提前谋划好气源筹措工
作。同时发挥气电联营带来的气源保障和价格成本优势，结合不同区域产业发展和用能需求实际，在省内外
择优布局新的燃机项目。
5.积极拓展氢能产业链，打造氢能产业发展高地
公司把氢能业务作为多元化发展的重要抓手之一，谋求将风电资源优势进一步拓展延伸至氢能产业链。
公司将继续发挥“国家能源氢能与可再生能源协同技术研发中心”作用，加大在可再生能源制氢与氢能利用
等方向的关键技术设备研发、成果转化和应用示范，提供绿氢产业发展方案。因地制宜打造“绿氢+”产业
发展模式，在风光制氢一体化项目、绿氢制氨、绿氢冶金、天然气掺氢燃烧、燃气轮机掺氢燃烧方面打造示
范项目，探索可行的商业模式并进一步实现公司可再生能源与氢能业务的协同发展。
6.稳步拓展海外业务布局，把握市场发展机遇
为了满足我国对天然气的需求及确保稳定的天然气价格及供应，公司将继续把握行业机遇并积极与国际
天然气供应商探讨合作机会，争取境外上游优质气源，进而扩大国际市场天然气长期采购渠道，为公司提供
多元的天然气供应商及价格选择。公司将利用境外相对灵活的融资政策，依托香港子公司国际化平台的优势
，持续积极开展海外LNG贸易。
另外，公司坚持贯彻国家的碳达峰、碳中和战略计划，以国内的新能源开发经验及先进的技术为依托，
积极寻找海外适宜的投资项目与并购标的，加强公司业务的国际化布局，在务实及稳健的原则下推进海外项
目拓展。
7.全面履行环境、社会及治理责任，持续推动全社会高品质发展
公司将致力于继续全面履行环境、社会及治理责任，努力为行业树立典范。一方面，公司未来将继续大
力发展新能源，促进中国加速清洁能源低碳转型。另一方面，公司坚持践行“以人为本，和谐发展”的理念
，致力打造多元平等的工作平台，依法合规为公司员工提供良好的福利。另外，公司注重维持高水平的企业
管治，不断优化完善内部管理机制，提升股东价值及保障股东权益，积极参与乡村振兴、献爱心等社会活动
，持续推动全社会高品质发展。
(三)经营计划
2026年是“十五五”的启航之年，是公司在新发展周期中“布新局、育新机、开新篇”的战略元年。我
们必须洞悉大势，以战略眼光把握市场脉动与政策导向，坚定不移扩大高质量投资，优化业务结构。既要推
动传统业务提质升级，筑牢发展根基；更要勇于培育壮大新兴产业，加速开辟“第二增长曲线”。新的一年
，公司将重点做好以下工作。
1.统筹新能源与天然气业务，拓展产业布局。
新能源业务，统筹陆上大基地与海上风电集约开发，强化抽水蓄能、新型储能支撑，实现多能互补。对
接高端制造、算力设施等绿色需求，提升就地消纳水平。布局风电制氢，延伸绿色氢氨醇产业链，开拓非电
利用新场景。省内加快推进晋州二期、五花坪二期“上大压小”等项目核准，重点推动一批前期储备项目取
得指标，力争在省外取得规模性突破。海上风电方面，加快唐山国管项目核准前的手续跑办工作，加强山东
、辽宁等省外项目开发，形成可持续开发的资源储备。
天然气业务，加快“一体两翼”转型，塑造综合服务新优势。依托国家管网上载通道，继续加大省外市
场开发力度；积极推进南堡分输站与秦丰管线、接收站首站与堡古2储气库的互联互通项目；持续跟进“一
城一企”整合，主动对接地方政府与城燃企业，提前布局和优化城燃公司所在区县整合策略；继续大力推广
槽车反装代储服务，拓展更多用户。
2.统筹多元化项目布局，提升工程实力。
燃气电厂项目突出效率与合规，运用标准化设计与模块化建设压缩周期，强化核心设备供应链管理，抢
占电价窗口。海上风电项目聚焦“技术与协同”，在稳固近海项目基础上，管理重心前置至可研设计，攻关
关键技术，确保海上作业安全，挺进深远海域。抽水蓄能项目着力“统筹与质量”，运用系统工程方法，统
筹巨型复杂工程，打造协同标杆。新型储能项目强调“敏捷与效益”，科学布局多元技术路线，推行标准化
、产品化建设模式，以全生命周期成本最优为导向进行技术选型；同步建设电网交互系统与智能运维平台，
确保项目高效响应市场。
3.系统提效强化运维，智能应用筑牢安全。
依托内外部技术力量，系统推进设备性能提升与技改，最大化项目收益能力；打通设备监测、技术监督
、运行维护等业务壁垒，建立高效的生产运营决策机制，提升管理整体效能；深化AI运维平台、智能预警系
统应用，完善闭环管理；推广区域化运营与无人值守，验证应用智能检修机器人等高端装备，持续夯实安全
生产根基。
4.规范科技项目全过程管理，推动创新转化。
完成国家级研发中心终期验收；规范科技项目全过程与研发费用管理，确保合规高效。全力推动规模化
可再生能源制氢实证平台、绿氢生物发酵合成蛋白、绿氢合成绿氨等三大示范项目建设，加强省级重大科技
项目与科技奖申报培育，深化产学研合作，提升创新体系整体效能。
5.优化资产资本强治理，建强队伍风控增活力。
加速低效资产处置及重点股权整合；构建“基本面改善、资本运作赋能、投资者关系优化”三位一体的
市值管理体系。持续拓宽低成本融资渠道，优化债务结构。加强现金流与资产负债率常态化监控，审慎开展
套期保值业务。深化市场化人才选育机制，推动干部年轻化与科技人才队伍建设。健全“大监督”体系，深
化审计问题“红黄蓝”三级风险管控，提升全员合规与风控能力。
(四)可能面对的风险
1.风电业务
（1）风资源不确定
风电行业面临的主要气候风险是风资源的年际大小波动，主要表现在大风年发电量高于正常年水平，小
风年低于正常年水平。由于风资源固有的随机性及不可控性，2026年风速较2025年存在下降的风险。本集团
在项目规划阶段及风电场建设之前，均会进行较为全面的风资源测试以评估该地点的潜在装机容量，以降低
气候风险。
（2）限电问题依然存在
由于电网建设滞后于风电项目的建设，电力输出问题制约风电项目的开发，尤其是在风资源集中的部分
区域。今后几年，在国内风资源较为集中的地区，随着新增风电项目的不断投产，预计限电情况有可能会进
一步加剧。
本集团将根据各个项目所在地电网建设情况，优先发展建设电网设施及并网条件完善区域的风电项目，
同时，探索发展创新消纳方式。预计随着电网公司推进电网改造工程及投资建设特高压配电网，电网输出问
题有望得到逐步改善。
（3）工程建设管理难度加大
部分风电项目在建设过程中面临土地政策持续收紧，临时用地协调难度大等不可控因素，影响项目建设
总体进度。本集团将合理安排工期，加强与风电设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通，有效控制影响
风电项目建设进度的各种不利因素，确保建设项目如期投产。
（4）电价波动的风险
随着国家电力体制改革的不断深化以及机制电价政策的陆续出台，市场化交易电量规模预计将进一步扩
大，本集团所经营的风电业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。本集团将深入研究电力市场化
交易业务规则，认真研读国家及各省份出台的售电政策，理解并掌握相关操作规程，通过积极参与市场化交
易，努力增加公司上网电量，争取本公司利益的最大化。
2.天然气业务
（1）管输费、城市燃气收费降低的风险
近几年，国家按照“管住中间，放开两头”的总思路，持续推进天然气价格改革。随着改革的持续深入
，管输费、城市燃气收费存在下降风险。
本集团将抓住我国大力推进双碳目标实施、提升清洁能源利用的有利时机，充分发挥上中下游协同融合
发展优势、服务优势，不断加大天然气客户开发力度，努力扩大公司经营区域范围，提升市场份额。
（2）市场拓展难度进一步加大的风险
随着国家管网基础设施的逐步公平开放，上游主要气源供应商向下游业务不断延展，本集团将直面与各
大上游企业的竞争，未来市场拓展难度将进一步加大。
本集团将坚定“市场为王”的理念，进一步优化资源组合、寻求资源单位合作，完善市场布局、制定销
售策略，不断拓宽市场范围，深入挖掘市场潜力，充分利用管网优势、协同优势，在激烈的市场竞争中开辟
新渠道，多措并举确保气量持续增长。
（3）原有应收账款无法全部收回的风险
受以前年度玻璃行业低迷影响，本集团天然气销售业务中，历史上产生了部分应收下游玻璃行业客户的
天然气用气款。近几年来，通过本集团的不懈努力，相关欠款已大部分收回。
（4）天然气消费增长不及预期的风险
2025年全球贸易持续复苏，贸易需求总体上升，但由于地缘政治紧张加剧和供应链重构加深等问题，贸
易总额虽有所增加，但发展失衡和不确定性增加等风险因素也更加突出。全球贸易的这种变化对中国的出口
产业形成了压制，尤其天然气市场需求方面减弱，对天然气消费量带来了一定的压力，暖冬条件也抑制了天
然气旺季消费。
（5）天然气价格波动风险
受供需关系、地缘政治因素、政策法规变动和季节性需求变化等因素影响，国际能源市场的价格波动造
成海外LNG采购成本波动。此外，长协与现货市场存在差异，短期现货采购会面临更大的价格波动风险。公
司将加强市场监测和预测，动态调整采购策略，采用签订长协锁定价格，利用金融工具对冲风险等手段抵御
短期价格波动，通过供应链多元化和能源转型构建长期韧性。
（6）城市扩张导致的管道安全间距不足风险
我国正处于城镇化进程快速推进的时期，原地处偏僻的管道逐渐被大量的新建开发区、工业园等包围，
管道面临与周边构建物安全间距不足、高后果区增加的风险。本集团将做好积极应对，一是做好与政府规划
部门的对接和沟通，尽量避免因城市规划变更导致的管道风险增加；二是落实《中华人民共和国石油天然气
管道保护法》，管道周边因新建各类园区、道路等影响管道安全的，由对方出资对管道进行迁改和保护；三
是加强技术监控措施，采用视频监控、光纤振动、泄漏监测等手段对重点区域进行监测，实现人防技防相结
合。
3.利率风险
本集团主要从事境内风电、天然气项目投资，需要一定的资本开支，对借贷资金需求度较高，利率的变
化将会对本集团资金成本产生一定的影响。本集团密切关注国家货币政策走势，加强与各金融机构的密切联
系，争取最优利率贷款，多方拓展融资渠道实现金融创新，探索采取发行债券、政策性贷款、应收账款证券
化等方式，保证资金链畅通和低成本资金用于项目建设。
4.汇率波动风险
目前本集团进口LNG主要以美元进行结算，而国内销售一般以人民币进行结算，导致公司面临汇率波动
风险。汇率变动是货币金融市场的常态，但由此将导致公司的采购成本存在不确定性，增加公司经营风险。
为降低外汇敞口，本集团将及时关注汇率波动的风险，并根据汇率变动走势，择机决定是否采用相应措施降
低汇率风险。
5.安全风险
（1）新能源板块，投运时间较长的老旧风电场风机等设备健康水平是直接影响公司安全生产持续稳定
运行的主要因素，需要提前做好运维工作，降低新能源领域安全风险。
（2）燃气板块，存量管网运行年限较长，燃气场站设备设施、燃气管道等出现不同程度老化，加之可
能出现的第三方破坏影响，都从客观上增加了燃气领域安全风险，给公司安全管理工作带来较大压力和难度
。
〖免责条款〗
1、本公司力求但不保证提供的任何信息的真实性、准确性、完整性及原创性等，投资者使
用前请自行予以核实，如有错漏请以中国证监会指定上市公司信息披露媒体为准，本公司
不对因上述信息全部或部分内容而引致的盈亏承担任何责任。
2、本公司无法保证该项服务能满足用户的要求，也不担保服务不会受中断，对服务的及时
性、安全性以及出错发生都不作担保。
3、本公司提供的任何信息仅供投资者参考，不作为投资决策的依据，本公司不对投资者依
据上述信息进行投资决策所产生的收益和损失承担任何责任。投资有风险，应谨慎至上。
|