主营业务:
公司及其子公司主要从事风力发电的投资、开发、管理及运营业务，以及天然气和天然气用具的销售业务以及天然气管道的接驳及建设业务。
报告期业绩:
2026年上半年，集团的营业收入为人民币92.17亿元，同比下降15.47%，主要为售气量下降及售电收入减少所致；集团的营业成本为人民币69.47亿元，同比下降16.78%，主要是购气量较上年同期下降所致。
报告期业务回顾：
1.风电业务回顾
（1）风电场发电量与去年同期基本持平
报告期内，集团控股风电场实现发电量79.71亿千瓦时，同比减少1.17%；控股风电场平均利用小时数为1,100.66小时，较上年同期降低134.05小时，高于中国电力企业联合会公布的全国平均利用小时数183.66小时，平均利用小时数降低的主要原因为平均风速降低；平均风电机组可利用率97.29%，较上年同期降低0.28个百分点。弃风率为17.24%，同比增加0.39个百分点。
（2）项目建设扎实推进
报告期内，集团新增风电控股装机容量619.69兆瓦，新增管理装机容量961.69兆瓦，累计控股装机容量为8,397.66兆瓦，累计管理装机容量9,207.66兆瓦。上半年新增转商业运营项目容量320兆瓦，累计转商业运营项目容量7,103.15兆瓦。上半年，河北建投大名县50MW风电项目（保障类）、怀安龙洞150MW风储项目、河北建投沽源五花坪一期“上大压小”10.6MW改造项目、河北建投沽源五花坪一期“上大压小”20MW改造项目已全容量并网发电；新天绿能深州100MW风储项目、河北建投崇礼轿车山“上大压小”项目、清三营一期上大压小项目等项目按计划施工。截至报告期末，集团风电在建项目容量总计1,111.93兆瓦。
报告期内，集团持续优化工程建设流程，紧抓工程综合管控，提高工程管理效能，不断提升工程建设质量，确保质量、进度、投资和安全可控，保障项目按照计划推进各项建设工作。
（3）积极扩充风资源储备
报告期内，集团新增核准风电项目150兆瓦，累计有效核准未开工项目容量2,330.00兆瓦；新增25兆瓦风电建设指标，累计有效风电建设指标总容量13,875.88兆瓦。报告期内，集团与吉林、四川等地签署风电开发协议，新增风电协议容量2,300兆瓦，风资源有效协议总容量达到12,881.25兆瓦，分布于全国十余个省份。
2.天然气业务回顾
（1）天然气输/售气量同比略有下降
报告期内，集团天然气业务总输/售气量为22.52亿立方米，较上年同期减少19.96%，主要原因为采暖季气温偏高，下游工业需求疲软。其中售气量20.24亿立方米，较上年同期减少21.45%，包括（i）批发气量8.90亿立方米，较上年同期减少22.26%；（ii）零售气量8.19亿立方米，较上年同期减少9.72%；（iii）CNG售气量0.26亿立方米，较上年同期减少4.48%；（iv）LNG售气量2.89亿立方米，较上年同期减少41.94%；代输气量2.28亿立方米，较上年同期减少3.67%。
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（2）天然气重点项目建设持续推进
截至2026年6月30日，集团累计运营管线10,084公里，累计运营LNG接收站1座、CNG母站5座、CNG子站2座、LNG加注站3座、L-CNG合建站1座。
报告期内，秦皇岛-丰南沿海输气管道工程、冀中管网四期工程项目按计划推进，完成部分线路的焊接、回填。以上项目建成投产后，将进一步扩大集团管网覆盖范围，优化供气格局，实现气源及管网互联互通，提升输气能力、支撑保障能力和战略承载能力。
（3）唐山LNG项目进展顺利
报告期内，唐山LNG项目二阶段（工艺区第一标段）累计完成79.4%；唐山LNG项目三阶段（11#、17#储罐）工程累计完成68%。
唐山LNG项目通过线上/线下平台，采用协商、竞价的方式，公平、公开、公正的向第三方提供接收站剩余使用能力对外开放业务（窗口期产品）。曹妃甸公司利用槽车反装设备，积极主动对接客户，推销槽车反装业务。同时，为进一步挖掘罐容价值、扩大客户覆盖面，探索公开透明的线上定价机制，曹妃甸公司通过内部天然气智慧营销管理平台上线了竞拍模块，成功组织了数场竞拍。槽车反装竞拍不仅是对“液进液出、罐容周转”灵活服务模式的深度挖掘，更是从传统线下销售向“线上竞价+协议执行”转型的关键实践，有助于集团积累不同罐容规模、不同交收周期、多种客户结构下的线上交易数据与运营经验。
（4）努力开拓天然气终端用户市场
集团坚持上下游协同、内外部联动，资源组织能力、市场整合能力和综合能源拓展能力同步提升。报告期内，终端市场整合持续推进，河北省清河、元氏、饶阳明确集团为属地市场整合实施主体，石家庄高新区、邯郸经开区、沙河区域整合工作同步展开。集团依托新投运管线，大力发展天然气终端客户，新增各类用户28,061户。截至2026年6月30日止，集团累计拥有用户806,599户。
（5）依托双通道开展上载销售业务
依托国家管网永清分输站上载点、保定分输站上载点两个上载通道，集团打破管网及地域限制，开展省内非管线辐射区域及跨省销售业务。
3.其他业务
（1）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。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，抚宁、北戴河、新乐总计288万千瓦已核准燃气电厂项目均按计划有序推进，工程建设进度符合预期。截至报告期末，集团燃机项目累计核准容量386万千瓦。集团将全力推进已核准燃机项目开工建设的前期准备工作，关键环节攻坚克难，确保各项建设节点高效推进。
（2）储能业务
公司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3,600兆瓦，分两期开发，每期开发1,800兆瓦，承担电力系统调峰、填谷等抽水蓄能功能。截至2026年6月30日，河北丰宁抽水蓄能电站项目全部机组正常运行。
报告期内，集团新增100MW/400MWh独立储能电站指标,累计有效备案容量1200MW/3800MWh。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）光伏业务
报告期内，集团新增光伏管理装机容量为10.00兆瓦。其中，新增控股装机容量10.00兆瓦。截至报告期末，集团光伏累计控股装机容量为430.65兆瓦，累计管理装机容量为600.65兆瓦，累计控股运营容量为330.65兆瓦。根据公司业务战略调整，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。报告期内，公司正在逐步出售或转让现有控股光伏业务。报告期内，公司完成沧州运东污水处理厂1.21MW分布式光伏、巨鹿1.734MW分布式光伏项目及唐山二十二冶集团精密锻造公司1.2MW分布式项目转让。截至2026年7月，公司新疆、黑龙江、辽宁省内全部光伏项目，及河北省内部分光伏项目已完成剥离。
（4）风机技改技术及研发业务
报告期内，集团重点梳理了技改项目报告流程，对重点项目、创新类项目与现场急需改造的项目按节点督办推进，实现了技改项目管理的精细化提升。报告期内，集团申请专利30件，授权专利21件，其中授权发明专利8件；实施地方标准1项，发布团体标准1项。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项目荣获2025年度河北省科学技术进步奖一等奖1项。集团新增获批牵头国家科技重大专项项目1项，为海上风电与光伏开发生态安全保障技术及示范；新增获批省级科技项目1项，为风机叶片视觉感知智能防护关键技术研发与应用；申请省级科技项目4项，在研省级科技项目4项；拥有省级研发平台1个，筹建省级研发平台2个。
业务展望：
（一）以项目攻坚扩增量，在抢抓机遇中塑造发展支撑。
1.陆上风电板块要紧盯竞配申报窗口和核准进度，已核准项目争取早日开工建设。海上风电板块紧盯国家深远海海上风电三年行动方案出台进展，加快推进关键手续办理。
2.储能板块要加快推动双滦、沽源以及丰南储能项目建设，加快推进涞源黄花滩抽水蓄能项目核准。
3.燃机板块要持续跟进调峰燃机选址布局，科学论证清河项目可行性。
4.氢能板块要重点跟进首钢绿电制氢项目申报进展，深化会东风光制氢一体化项目技术与经济性论证。
5.城燃整合和新能源新模式方面，要加快推进重点区域市场整合，积极探索绿电直供、增量配电网等开发路径，加快推进宣钢绿电直连示范项目内部核准决策。
（二）以管理提效挖潜力，在优化运营中提升经营质量。
1.资金管理方面，密切跟踪货币政策窗口，优化募集资金使用与现金管理，适时开展套期保值业务，有效管控汇率风险。
2.数智化建设方面，持续完善‘智慧小新’智能体，推动智慧场站、电力交易、功率预测等核心场景建设。
3.科研投入方面，依托国家级项目推进关键技术攻关，不断提升经营管理的精细化、数智化水平。
（三）以创新转化育动能，在培育新质生产力中赢得主动。
1.新能源板块要聚焦氢能‘制输用’全链条关键技术攻关，依托崇礼制氢站推进多场景实证平台建设。
2.天然气板块要统筹推进‘天然气智慧输配河北省工程研究中心’挂牌验收准备和‘河北省绿色低碳LNG气化节能技术创新中心’申报建设。
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