一、经营情况讨论与分析
　　（一）经营环境
　　2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是经济恢复发展的一年。以习近平同志为核心的党中央团结带领全党全国各族人民，顶住外部压力、克服内部困难，全面深化改革开放，加大宏观调控力度，着力扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险，我国经济回升向好，高质量发展扎实推进。现代化产业体系建设取得重要进展，科技创新实现新的突破，改革开放向纵深推进，安全发展基础巩固夯实，民生保障有力有效，全面建设社会主义现代化国家迈出坚实步伐。
　　国际能源署发布的《2023年可再生能源》年度市场报告显示，2023年全球可再生能源新增装机容量比2022年增长50%，... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　（一）经营环境
　　2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是经济恢复发展的一年。以习近平同志为核心的党中央团结带领全党全国各族人民，顶住外部压力、克服内部困难，全面深化改革开放，加大宏观调控力度，着力扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险，我国经济回升向好，高质量发展扎实推进。现代化产业体系建设取得重要进展，科技创新实现新的突破，改革开放向纵深推进，安全发展基础巩固夯实，民生保障有力有效，全面建设社会主义现代化国家迈出坚实步伐。
　　国际能源署发布的《2023年可再生能源》年度市场报告显示，2023年全球可再生能源新增装机容量比2022年增长50%，装机容量增长速度比过去30年的任何时候都要快。报告预测，未来5年全球可再生能源装机容量将迎来快速增长期，但仍需解决新兴和发展中经济体的融资等关键问题。报告指出，中国是全球可再生能源领域的领跑者。2023年中国风能新增装机容量比上年增长66%，2023年中国太阳能光伏新增装机容量相当于2022年全球太阳能光伏新增装机容量。预计到2028年，中国将占全球新增可再生能源发电量的60%。
　　国家能源局发布的《中国天然气发展报告（2023）》指出，天然气作为最清洁低碳的化石能源，是我国新型能源体系建设中不可或缺的重要组成部分，当前及未来较长时间内仍将保持稳步增长；天然气灵活高效的特性还可支撑与多种能源协同发展，在碳达峰乃至碳中和阶段持续发挥积极作用。
　　经初步测算，2023年能源消费总量比上年增长5.7%。非化石能源占能源消费总量的比重稳步提升，比上年提高0.2个百分点；煤炭比重下降0.7个百分点，石油上升0.4个百分点，天然气上升0.1个百分点。
　　1.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，2023年，规模以上工业天然气产量2,297亿立方米，同比增长5.8%。进口天然气11,997万吨，同比增长9.9%。2023年，全国天然气表观消费量3,945.3亿立方米，同比增长7.6%。
　　国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确指出：有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气，大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站，合理引导工业用气和化工原料用气，支持车船使用液化天然气作为燃料。
　　2023年3月，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》，提出大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。
　　2.风电行业经营环境
　　根据国家能源局发布的数据，2023年全社会用电量92,241亿千瓦时，同比增长6.7%。截至2023年12月底，全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。
　　2023年4月，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》（“《意见》”），《意见》指出，坚持积极稳妥推进绿色低碳转型，深入推进能源领域碳达峰工作，加快构建新型电力系统，大力发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强煤炭清洁高效利用，重点控制化石能源消费，扎实推进能源结构调整优化。
　　2023年8月，国家发改委等部门发布《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》，提出对于退役新能源设备，重点任务是大力推进绿色设计，建立健全退役设备处理责任机制，完善设备回收体系，强化资源再生利用能力，稳妥推进设备再制造，规范固体废弃物无害化处置。
　　（二）业务回顾
　　1.天然气业务回顾
　　（1）天然气售气量同比提升
　　报告期内，本集团天然气业务总输气量为51.14亿立方米，较上年同期增加13.63%，其中售气量达45.03亿立方米，较上年同期增加15.93%，包括（i）批发气量19.62亿立方米，较上年同期增加0.26%；（ii）零售气量20.00亿立方米，较上年同期增加8.78%；（iii）CNG售气量0.85亿立方米，较上年同期增加1.24%；（iv）LNG售气量4.56亿立方米，较上年同期增加9,585.78%，主要原因为唐山LNG项目投产，进口LNG销售量增加；代输气量6.11亿立方米，较上年同期减少0.87%。
　　（2）积极推进基建工程建设
　　报告期内，京邯线LNG储气调峰站一期工程投产；沧州东南天然气（鄂安沧气源）利用工程具备投产条件；冀中管网四期工程、秦皇岛-丰南沿海输气管道工程、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进展顺利。
　　唐山LNG项目一阶段接收站工程及配套码头工程及外输管线曹妃甸-宝坻段、宝坻-永清段主体线路已投产；唐山LNG项目二阶段1#、2#、5#、6#储罐工程，两台储罐水压试验完成，两台储罐内罐焊接完成；9#、10#、15#、16#储罐工程，两台储罐完成气升顶，两台储罐完成墙体施工，温海水利用工程输水管线累计完成20%。
　　（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88,036户。截至2023年12月31日止，本集团累计拥有用户647,084户。
　　报告期内，完成收购高邑县凤城天然气有限责任公司60%股权，控股经营包括高邑县辖区范围的燃气市场。
　　（4）进一步完善输气管网
　　本集团2023年度新增天然气管道1,394.34公里。截至2023年12月31日止，本集团累计运营管道9,741.57公里，其中长输管道1,546.54公里，城市燃气管道8,195.03公里；累计运营34座分输站、20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外输管线与中俄东线互联互通工程项目、唐山LNG外输复线项目已取得核准批复；唐山港曹妃甸港区第2号LNG泊位项目已取得河北省发改委开展前期工作的函；京邯线天然气管道（栾城段）迁改项目完成招标，进行开工前准备工作；石家庄高新区八方门站及其配套设施项目、保定清苑-沧州肃宁管道工程项目、秦丰管线秦西工业园支线与卢龙高压项目已取得核准。
　　（5）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2023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。
　　2.风电业务回顾
　　（1）装机容量稳步增长
　　2023年度，本集团新增风电管理装机容量481.9兆瓦。其中：新增控股装机容量481.9兆瓦，台安桑林、双城二期、若羌罗布庄、张北战海等项目全部风机并网发电，累计控股装机容量6,293.75兆瓦，累计管理装机容量6,554.35兆瓦；新增风电权益装机容量419.36兆瓦，累计权益装机容量5,878.71兆瓦。年内新增转商业运营项目容量130.1兆瓦，累计转商业运营项目容量5,791.55兆瓦。
　　截至2023年12月31日止，本集团风电在建工程建设容量总计574.5兆瓦。崇礼麻泥坝风电场项目获得2023年度河北省建设工程安济杯奖（省优质工程）。
　　（2）风电场利用小时数持续保持较高水平
　　2023年度，本集团控股风电场平均利用小时数为2,419小时，较上年同期减少66小时，比中国电力企业联合会公布的全国风电利用小时数高194小时，平均利用小时数下降的主要原因为平均风速下降。本集团控股风电场实现发电量140.81亿千瓦时，较上年度同期增长0.35%，主要原因是新投运项目贡献，平均风电机组可利用率97.72%。
　　（3）加快推进风资源储备
　　2023年度，本集团新增风电核准容量1,441.75兆瓦，包括受托管理控股股东张家口区域500兆瓦风电项目，累计核准未开工项目容量2,957.8兆瓦。新增2,591.75兆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10,740.85兆瓦，分布于河北、内蒙古、黑龙江、新疆、云南、山西、江苏等全国16个省份。
　　报告期内，本集团新增风电协议容量9,231.25兆瓦，累计风电有效协议容量32,481.25兆瓦，分布于河北、黑龙江、新疆、内蒙古等19个省份。
　　3.其他业务情况
　　报告期内，本集团新增光伏备案容量42兆瓦，累计备案未开工项目容量649.2兆瓦。新增光伏协议容量1,000兆瓦，累计光伏有效协议容量10,958兆瓦。截至2023年底，本集团累计运营126.12兆瓦光伏发电项目，累计管理装机容量296.12兆瓦。光伏项目利用小时数为1,376小时，较上年减少28小时，比中国电力企业联合会公布的全国太阳能发电利用小时数高90小时。
　　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2023年12月31日止，河北丰宁抽水蓄能电站项目累计投产10台机组。2023年5月，国家发改委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，其中，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，本集团新增独立储能协议容量500兆瓦，为吉林省安图县500兆瓦共享储能电站项目。本集团开发的青县2*480MW燃气电厂项目取得河北省发改委核准批复，若羌新天16万千瓦/64万千瓦时独立新型储能项目已取得新疆自治区巴音郭楞蒙古自治州发展和改革委员会备案批复。同时，本集团也将继续尝试在省内、外地区开展新型储能项目投资工作。
　　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。
　　一是完善数据管理制度体系。发布《数据资产目录管理办法》，明确公司数据资产目录的管理职责和架构标准，保障公司数据资产统筹管理、统一标准、一体化联动；初步构建公司各业务领域数据资产基础框架，为数据资产的统筹管理、一体化联动打下基础。
　　二是持续扩展优化数智化场景建设。报告期内，进一步夯实以数据资产目录、数据湖为基础的数智化底座，在此基础上，以提升生产经营精细化管理为目标，以解决实际需求为导向，持续扩展优化生产指挥、可靠性管理、设备健康管理等多项生产经营数智化场景。
　　三是扎实推进研发投入“三年上，五年强”专项行动。加快实施创新驱动发展战略，整合创新要素，成功获批建设省内首个“天然气智慧输配河北省工程研究中心”,通过深入开展管网资源调配及输气控制的智能化研究，不断推动天然气行业的数智化转型，同时积极开展天然气掺氢输送研究，利用管网优势为国内氢气输送贡献力量。风机主轴保护工装、高速刹车防护系统和低温环境适应性系统已在多个风场批量实施；加强知识产权开发，累计获得授权发明专利59件、实用新型专利403件；“边缘电网的风电‘机-场-网’协同主动支撑技术及其应用”项目取得河北省科学技术进步奖一等奖。
　　（三）经营业绩讨论与分析
　　1.概览
　　根据2023年度经审计的合并财务报表，本集团实现利润总额人民币33.68亿元，同比增加2.22%；净利润人民币27.34亿元，同比减少2.96%，其中，归属于上市公司股东的净利润为人民币22.07亿元，同比减少3.71%，主要原因为所得税费用较上年增加导致净利润减少。
　　2.收入
　　2023年度，本集团的营业收入为人民币202.82亿元，同比增加9.27%，其中：
　　（1）风力/光伏板块业务的营业收入为人民币62.44亿元，同比减少1.61%，风力/光伏板块业务的营业收入占本集团营业收入的30.78%。收入下降的主要原因为本集团风电场可利用小时数较上年同期下降。
　　（2）天然气板块业务营业收入人民币140.27亿元，同比增加14.96%，天然气板块业务的营业收入占本集团业务收入的69.16%。收入增加的主要原因为报告期内本集团LNG项目投产，天然气售气量较上年增加所致。
　　3.净利润
　　本报告期内，本集团实现净利润人民币27.34亿元，同比减少2.96%。本报告期内风电/光伏板块售电收入减少，实现净利润人民币18.16亿元，同比下降14.94％，主要是可利用小时数较上年同期减少所致；天然气业务板块实现净利润人民币9.46亿元，同比增加30.12%，主要是由于天然气售气量较上年增加所致。
　　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22.07亿元，与上年同期的人民币22.93亿元相比，减少人民币0.86亿元，主要为本集团净利润较上年同期下降所致。
　　本公司股东应占基本每股盈利为人民币0.51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5.27亿元，与上年同期的人民币5.25亿元相比，增加人民币0.02亿元，主要原因为本集团天然气板块净利润较上年同期增加所致。
　　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3.39亿元，与上年同期的人民币2.25亿元相比，增加人民币1.14亿元，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1.17亿元，与上年同期的人民币3.29亿元相比，减少人民币2.12亿元，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2023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0.36亿元，该等案件尚在审理中。
　　8.现金流情况
　　截至2023年12月31日止，本集团流动负债净额为人民币57.38亿元，现金及现金等价物减少净额人民币38.86亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币944.97亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币337.22亿元。
　　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。
　　10.借款情况
　　截至2023年12月31日止，本集团长期及短期借款总额人民币379.13亿元，比2022年底增加人民币7.10亿元。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72.19亿元，长期借款为人民币306.93亿元。
　　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2023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66.16%，比2022年12月31日的67.47%减少了1.31个百分点，主要原因是主要是负债总额与上年末基本持平、净资产较上年末增长所致。
　　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。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）天然气业务
　　1.天然气消费量同比增长，未来仍将保持稳定增长趋势
　　近年来，碳达峰、碳中和“1+N”政策体系逐步完善，进一步推动清洁低碳转型，引导在工业、建筑、取暖、交通运输等领域采取天然气等清洁能源替代其他能源。天然气供应侧发挥国产气和进口长协气保供稳价“压舱石”作用，灵活调节LNG现货采购；需求侧立足能源系统思维，多能互补，优化调整用气结构。根据国家发改委统计数据，2023年全国天然气表观消费量3,945.3亿立方米，同比增长7.6%。
　　天然气作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，在双碳进程中将发挥重要的桥梁作用。此外，国家仍在加快推进油气体制改革，持续推动天然气产供储销体系建设。预计天然气在未来一段时间内仍将保持稳定增长。
　　2.全球LNG价格波动，能源价格风险因素突出
　　2023年，国际环境导致地缘政治局势多变，俄乌冲突延宕不决、巴以冲突再燃战火，LNG价格仍存在受国际能源价格大幅波动影响的风险。
　　3.天然气体制改革不断推进，终端市场竞争加剧
　　近年来国家大力推进天然气体制改革，随着国家管网公司的正式运营，公平开放水平不断提高，三大油等气源企业利用资源优势，正在加速布局终端市场，未来市场竞争将愈加激烈。燃气行业将从“资源为王”、“供给为主”的时期进入到一个“多元竞争”、“市场至上”的全新发展阶段。
　　（二）新能源业务
　　1.新能源行业仍保持高速发展态势
　　双碳目标提出以来，风电等新能源作为实现双碳目标的主力能源，持续保持高速发展态势。根据国家能源局数据，2023年全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。与此同时，围绕实现中国式现代化河北场景，河北省制定加快建设新型能源强省战略，提出到2027年，全省电力供需实现平衡，风光装机达1.14亿千瓦，海上风电装机达500万千瓦，抽水蓄能并网装机达1,500万千瓦；到2035年，陆上风光装机达到1.66亿千瓦，海上风电开发规模力争达到1,500万千瓦，“风、光、水、火、核、储、氢”多能互补供应格局基本形成。未来，新能源行业发展空间非常广阔。
　　2023年12月21日，全国能源工作会议明确提出聚焦落实“双碳”目标任务，持续优化调整能源结构，大力提升新能源安全可靠替代水平，加快推进能源绿色低碳转型。会议提出2024年全国风光新增装机目标2亿千瓦，较2023年新增1.6亿千瓦目标增长25%。2024年1月21日，河北省第十四届人民代表大会第二次会议省政府工作报告提出，河北省2024年风光新增装机目标
　　为1,500万千瓦。
　　2.新能源项目的国家政策不断出现新变化
　　2023年5月12日，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，提出要加强抽水蓄能发展需求论证，分省分区域科学研究分析未来合理需求，避免出现申报过热现象，无需求缺口省份暂不予新增纳规。
　　2023年11月，国家发改委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，指出加快区域电力市场建设，加快放开各类电源参与电力现货市场。中国电力现货市场建设将按下加速键，电力交易模式正在逐步发生深刻变化。
　　3.海上风电进入高速发展阶段
　　海上风电具备发电利用小时数高、距沿海用电高负荷区域近等优势，是国家高度重视和大力发展的产业之一。2014-2023年，我国海上风电装机超3,200万千瓦，到2030年规划装机达到9,000万千瓦，行业进入高速发展期。目前，我国沿海11省市均提出“十四五”期间海上风电发展计划，同时开工或规划的海风总规模已接近110GW，计划并网容量达到51GW左右。河北省“十四五”海上风电规划已获得国家批复。其中，省管海域海上风电180万千瓦，分布于秦皇岛、唐山；国管海域海上风电550万千瓦，并计划于2025年前省管海域并网60万千瓦，国管海域并网100万千瓦。海上风电行业在十四五期间进入发展“快车道”。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司系华北地区领先的清洁能源开发与利用公司。公司借助河北省丰富的风光资源、十余年的风光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天然气销售业务及风力发电业务，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。
　　1.天然气业务
　　天然气业务的运营主要涉及向上游企业购气、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，涉及天然气长输管线的建设及运营管理、天然气销售等环节。
　　（1）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、项目申请报告报批、初步设计、施工图设计、施工、竣工验收等阶段，项目建设应取得发改委等政府主管部门的核准，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。
　　（2）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。
　　2.风电、光伏业务
　　公司风力发电、光伏发电业务的运营主要涉及风电场、光伏电站建设及运营管理、向下游电网客户销售电力等环节。
　　（1）风电场、光伏电站建设及运营管理
　　风电场、光伏电站的建设需要在前期选择风能、太阳能资源丰富、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、光伏电站需要通过试运行后方可转入商业运营。
　　（2）电力销售
　　目前，风电、光伏电量销售主要采用直接销售方式。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设过程中，项目公司与当地电网公司签署《购售电协议》，将风电场、光伏电站所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。其中电量计量由电网公司认定的计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价确定。
　　随着国家电力体制改革的不断深化，市场化交易电量规模预计将进一步扩大。公司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，增加公司上网电量，争取本公司利益的最大化。
　　
　　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。报告期内，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.本公司风电和天然气业务可以形成良性互补，能够有效降低公司盈利的波动性，有利于防范单一业务的不利变动，分散经营风险。
　　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，并于报告期内荣获第一届国新杯：ESG金牛奖碳中和五十强、第二届新华信用金兰杯ESG实践优秀案例。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。
　　
　　五、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(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。
　　我国于2020年提出“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的战略目标，勾画出绿色低碳转型的发展远景。中央政府出台的《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出可再生能源年发电量2025年达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”时期，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%。
　　中央政府出台的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出中国天然气年产量2025年达到2,300亿立方米以上，加快天然气长输管道及区域天然气管网建设，推进管网互联互通，完善LNG储运体系，提升天然气储备和调节能力等发展方向和目标，其中包括2030年天然气在一次能源消费结构中的目标占比由2021年的8.9%提升至15.0%。
　　河北省政府提出把新型能源强省作为中国式现代化河北实践场景之一，明确提出到2027年，实现全省电力供需平衡的目标。河北省发改委出台的《河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》明确提出：构建绿色清洁能源生产供应体系，加快风电基地和光伏发电应用基地建设，加快新能源制氢，支持可再生能源电力制氢产业。到2025年，风电装机容量达到4,300万千瓦。
　　党的二十大报告提出，要积极稳妥推进碳达峰、碳中和。推动能源清洁低碳高效利用，推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型。加快规划建设新型能源体系。加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。与此同时，2023年国家连续制定印发《2023年能源工作指导意见》《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》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。2023年全国能源工作会议要求“要着力调整优化能源结构，加强风电太阳能发电建设”。本集团主营的新能源、天然气两大板块，完全契合国家政策，未来发展空间非常广阔。
　　新能源板块，国家继续大力支持风光发电项目，海上风电也进入高速发展阶段。单一能源已无法满足能源结构转型需求，需要通过多能互补一体化方式、大基地、集中与分布式等方式，因地制宜，提高对资源的综合、深度利用。与此同时，新能源项目已全面进入平价及电力交易时代，加之大型电力集团加快新能源行业布局，同时各省份陆续出台新能源配置储能方案的实施，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不断深入，天然气管网独立运营，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，持续推进河北省内外风电项目布局，积极推动多种能源融合发展。
　　在陆上风电方面，公司将继续坚持“立足河北、走向全国”的战略，以沙、戈、荒漠为重点继续开展大型风电基地开发，同时在资源富集和用电负荷地区谋划推动一批分散式风电项目试点，进一步争取新的资源储备，并密切跟踪河北省内综合能源基地项目，推进现有储备项目落地以及现有老旧风场技术改造升级。在河北省外，公司将围绕已投产项目，依托现有及规划的外送通道进一步拓展项目。同时，公司将加大陆上风电资源储备和开发强度，大力实施平台战略，创新合作模式，推动储备资源转化落地，并利用公司各类资源和项目经验，大力发展跨省合作。此外，公司还将谋划推进源网荷储和多能互补项目开发，充分发挥公司新能源、天然气两大主营业务板块之间的协同效应，达成对电网、气网的“双调峰”作用。积极谋划一批风电制氢、风电制氨、风光氢储一体化等产业链延伸示范项目。
　　在海上风电方面，公司将依托已投产的唐山乐亭菩提岛海上风电项目，紧抓河北省海上风电发展新机遇，开展相关各项工作，融合海洋牧场、海洋油气田以及海上风电制氢等新业态，积极推进省管海域规划项目落地，并提前谋划国管海域示范项目申报工作。
　　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，减少对单一上游气源的依赖度。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，同时寻求省内低价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，尽快形成“省内一张网”格局，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，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，采取多元化的销售策略，提高公司现有市场的渗透率。
　　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，优化布局一批独立储能、抽水蓄能、燃气电厂等示范项目，并探索开展化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能模式，促进新能源高效消纳。
　　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。推进丰宁抽水蓄能电站剩余2台机组按期投产，并择优推进已签署开发协议抽水蓄能电站的前期工作，力争早日核准，努力为建设新型能源强省提供强有力的支持。
　　同时，公司将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。公司将利用风电制氢综合利用项目及风光耦合制氢项目等积累的经验，不断拓展可再生能源制氢项目，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。
　　4.稳步拓展海外业务布局。
　　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。
　　5.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，积极参与扶贫、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
　　1.新能源与清洁能源业务
　　（1）加快推动指标获取和项目核准备案。已取得指标的保障性、市场化项目尽快完成核准（备案），进一步加大陆上风光资源储备和开发强度，大力实施平台战略，创新合作模式。进一步争取政策支持，积极参与我省新能源项目开发及“入冀过冀”能源大基地和电力大通道项目；
　　（2）积极探索产业园区源网荷储一体化项目布局，结合当地风、光、气等资源进行综合能源整合规划，构建智慧零碳园区，推动源网荷储项目取得实质进展；继续推进“燃机+新能源”多能互补一体化项目，依托燃机效率优势重点探索燃气代加工业务模式；布局谋划风电制氢、风电制氨、风光氢储一体化等产业链延伸示范项目；
　　（3）抢抓河北省“十四五”海上风电规划获批契机，乘“风”而行，积极推进省内海上风电项目落地进程，争取尽早开工。以海上风电融合海洋牧场、海洋油气田+风电融合发展等新形式，加快谋划我省国管海域海上风电创新示范项目；
　　（4）持续推动天然气协同发展。上游继续与国际LNG资源商洽谈长期协议及现货采购，并寻求其他省内低价LNG资源，中游加快推进唐山LNG外输管线复线、秦丰管线秦西工业园区支线等天然气管线前期工作，下游加快推进收购优质城燃项目。
　　（5）有计划、按步骤推进工程建设，多措并举保障项目建设质量与进度。力促围场大西沟、武鸣安凤岭二期、西水泉、青崖子、阿城等项目按期并网发电；按计划继续推进唐山LNG项目4#码头工程施工进度，唐山LNG项目二阶段1#2#5#6#储罐争取尽早具备投产条件、9#10#15#16#储罐机械完工、温排水工程力争早日建成投产。
　　2.坚持创新驱动发展，加大创新转化力度
　　充分运用“天然气智慧输配河北省工程研究中心”，逐步推进传统天然气输配与现代信息技术融合，加快天然气板块的数智化转型。推进省市级氢能领域项目成果化，优化创新平台培育机制，促进科技成果转化机制，持续做好科技研发投入及创新平台培育工作。构建以“生产指挥”为核心的数据应用垂直管理体系，推动生产管理精细化。
　　3.树立底线思维，防范和化解风险
　　依托数智手段，实施精准管控，进一步提升安全监管数智化，逐步探索安全监管由“人防”向“人防+技防”从严监管的转变。深化重点业务板块安全风险隐患专项整治，全方位提升全员安全素质。深化合规管理组织体系建设、制度体系建设，全面提升公司风险治理能力。进一步加强外汇风险管理，降低经营成本的不确定性，保护现金流安全。
　　(四)可能面对的风险
　　1.风电/光伏业务
　　（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，2024年风速较2023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、光伏项目的建设，电力输出问题制约风电、光伏项目的开发，尤其是在风、光资源集中的部分区域。今后几年，在国内风、光资源较为集中的地区，随着新增风电、光伏项目的不断投产，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、光伏项目在建设过程中面临土地审批缓慢、林地手续办理复杂困难等不可控因素，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、光伏设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通，有效控制影响风电、光伏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容量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，公司所经营的风电、光伏业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。本公司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。
　　（5）储能配置要求导致项目投资加大
　　“十四五”以来，全国多个省份陆续出台新能源配置储能方案，新增风电、光伏项目配置储能已逐步成为行业常态，势必增加新能源运营商的项目初始投资成本。部分地区相对过高的配置储能比例要求及储能时长要求，可能导致项目难以达到合理的回报率水平。
　　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。
　　公司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，充分发挥公司上中下游协同发展优势、服务优势，不断继续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“市场至上”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，公司天然气销售业务中，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，但剩余欠款回收仍需一定时间。
　　本集团将积极探索回款新举措、新思路，重点关注政府政策和资产债务处置方案，加快天然气原有欠款的回收进度，主动防范各类风险，维护本集团利益。
　　（4）天然气消费下行的风险
　　2023年由于外需下行和全球地缘政治局势不稳，对于国内经济复苏形成了一定抑制，此外，全球经济走弱也对国内出口产业形成压制，天然气市场需求不振。
　　本集团将不断扩大下游市场开发力度，积极引入机动资源和低成本气源，提升企业竞争力，积极制定有针对性的促销政策，努力保证销售气量的增长。
　　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、融资租赁、境外融资、应收账款保理等方式，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。汇率波动将导致企业的采购成本存在不确定性。汇率变动是货币金融市场的常态，由此将导致公司未来的汇兑损益变化存在一定的不确定性。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。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）公司所处行业情况
　　我国于2020年提出“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的战略目标，勾画出绿色低碳转型的发展远景。
　　“碳达峰、碳中和”是我国“十四五”乃至今后更长时期高质量发展的战略决策与重要目标，“双碳目标”的提出将重塑未来我国生产及生活方式，也将对经济结构转型产生巨大影响，尤其对能源结构、用能方式及用能技术将产生更加深刻的影响。在严控传统能源消费总量和强度以及持续改善生态环境的形势和要求下，风电、光伏和天然气作为绿色清洁能源，在未来相当长的一段时间内将成为国家的重要战略能源之一。新能源和... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）公司所处行业情况
　　我国于2020年提出“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的战略目标，勾画出绿色低碳转型的发展远景。
　　“碳达峰、碳中和”是我国“十四五”乃至今后更长时期高质量发展的战略决策与重要目标，“双碳目标”的提出将重塑未来我国生产及生活方式，也将对经济结构转型产生巨大影响，尤其对能源结构、用能方式及用能技术将产生更加深刻的影响。在严控传统能源消费总量和强度以及持续改善生态环境的形势和要求下，风电、光伏和天然气作为绿色清洁能源，在未来相当长的一段时间内将成为国家的重要战略能源之一。新能源和燃气板块行业情况分析如下：
　　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，国家明确可再生能源作为未来能源消费增量主体大力发展，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，近两年已先后下发三批新能源基地项目，加快推进大型风电光伏新能源大基地、大通道项目建设。2023年4月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于印发第三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，涉及内蒙、甘肃、青海、山东、河北等多个省份，总规模达超5,000万千瓦。《河北省人民政府办公厅关于印发美丽河北建设行动方案（2023-2027年）的通知》提出，在保障能源安全的前提下，加快煤炭减量步伐，大力发展可再生能源，到2027年，风电、光伏发电装机达到11,900万千瓦。
　　（2）统筹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。截至2022年，我国海上风电累计并网装机容量已突破3,000万千瓦，持续保持海上风电装机容量全球第一。2023年4月，国家能源局明确表示，要加强统筹海上风电的规划、建设、送出、并网与消纳，围绕山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地集群，规模化开展海上风电开发建设，预计2030年开发规模约9,000万千瓦，海上风电在未来几年将进入加速发展阶段。目前，河北省明确提出推动海上风电发展，围绕建设新型能源强省提出“实施海上风电有序开发专项行动，统筹开发管理模式，加快推进项目核准和建设，到2027年，海上风电累计投产500万千瓦”。
　　（3）抽水蓄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。2022年底，河北省印发《河北省抽水蓄能开发建设推进方案》，明确提出要抓好抽水蓄能电站项目建设，按照“四个一批”总体部署，即：加快建成投产一批、加快核准开工一批、加快调整实施一批、加快谋划增列一批，全力推进全省抽水蓄能开发建设，力争到2025年，抽水蓄能总装机达到487万千瓦，到2027年达到1,500万千瓦。2023年1月，河北省委省政府明确将“实施抽水蓄能开发提速专项行动”作为新型能源强省建设重点实施7大专项行动首要任务，扎实推进中国式现代化河北场景落地实施。
　　（4）积极推进分布式风电和光伏开发
　　分布式风电光伏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”“千家万户沐光行动”，以县域为单元大力推动乡村风电光伏建设，推动10,000个行政村乡村风电和1,000个光伏示范村建设。2023年3月，国家能源局、生态环境部、农业农村部等四部委联合印发《关于组织开展农村能源革命试点县建设的通知》，提出在资源富集地区谋划推动一批农村能源革命试点县，以县域为基本单元统筹城乡风光气储氢等清洁能源发展，探索建设多能互补分布式低碳综合能源网络，推进可再生能源发电就地就近开发利用。2023年5月，国家能源局在《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》中提出，在现有许可豁免政策基础上，将全国范围内接入35kV及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围，不再要求取得电力业务许可证。陆上分布式风电光伏预期有望加速释放。
　　2.燃气板块
　　（1）天然气与新能源融合发展不断加强
　　随着双碳进程的不断推进，国家愈加重视天然气与新能源行业的融合发展。2023年2月，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）》，提出要统筹推进油气供应安全和绿色发展，统筹推进陆上、海上油气勘探开发与陆海风光发电，持续推动能源生产供应结构转型升级。该方案的提出为公司新能源、燃气两大板块协同开发提供了新的政策支持。同时，由于天然气发电具备效率高、启停快、运行灵活等特点，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。
　　（2）上下游天然气价格联动机制加快完善
　　当前，国内天然气上游门站价格市场化程度已超过50%，且波动频繁，但下游价格疏导不够顺畅，在国内天然气供需相对宽松的背景下，由于合同内低价居民气量不足，天然气断供、限气现象仍有发生。目前部分省份以及河北省部分地市已出台相关政策，并启动价格联动机制，上调终端用气价格。此举将极大缓解城燃企业经营压力，促进天然气产业健康持续发展。
　　（3）气源选择多元化格局更加明显
　　随着天然气供需矛盾的日益突出，气源保障成为影响城市燃气运营商盈利能力的关键因素。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。随着天然气管网改革、市场定价、上游勘探开发准入门槛的放宽，我国天然气行业“管住中间，放开两头”改革目标和“X+1+X”的市场结构已初步形成。在“X+1+X”的时代，上游气源将会越来越多，下游用户气源选择的多元化也会是大势所趋，行业竞争将进一步加剧。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。
　　（二）公司主要业务和经营模式
　　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风光资源、十余年的风光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风力发电、光伏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。
　　1.风电、光伏业务
　　公司风力发电业务、光伏发电业务的运营主要涉及风电场、光伏电站建设及运营管理、向下游电网客户销售电力等环节。
　　（1）风电场、光伏电站建设及运营管理
　　风电场、光伏电站的建设需要在前期选择风能、太阳能资源丰富、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、光伏电站需要通过试运行后方可转入商业运营。
　　（2）电力销售
　　目前，风电、光伏电量销售主要采用直接销售方式。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设过程中，项目公司与当地电网公司签署《购售电协议》，将风电场、光伏电站所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。其中电量计量由电网公司认定的计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价确定。
　　随着国家电力体制改革的不断深化，市场化交易电量规模预计将进一步扩大。公司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，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
　　天然气业务的运营主要涉及向上游企业购气、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，涉及天然气长输管线的建设及运营管理、天然气销售等环节。
　　（1）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、项目申请报告报批、初步设计、施工图设计、施工、竣工验收等阶段，项目建设应取得发改委等政府主管部门的核准，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。
　　（2）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、经营情况的讨论与分析
　　（一）经营环境
　　今年以来，国际环境复杂严峻，俄乌冲突导致能源、粮食等大宗商品价格波动剧烈，产业链、供应链更趋紧张，国内输入性通胀压力增加，经济平稳运行面临更大的挑战。国内市场需求逐步复苏，经济发展呈现回升趋势，但依然面临外部环境明显变化、内生动力不强、经济“通缩”、需求不足等诸多新问题和挑战，制约着各行业发展。尽管面临压力和挑战，但是我国经济长期向好基本面没有改变，韧性强、潜力大、空间广的特点明显，经济社会全面恢复常态化运行以来，宏观政策协同发力，经济运行恢复向好，高质量发展稳步推进。初步核算，上半年国内生产总值人民币593,034亿元，按不变价格计算，同比增长5.5%。
　　随着我国经济运行逐步恢复，能源保供稳价政策措施落地见效，能源生产稳定增长，供应保障能力稳固提升；消费结构不断优化，非化石能源消费比重持续提高。
　　2023年4月6日，国家能源局发布《国家能源局关于印发<2023年能源工作指导意见>的通知》（国能发规划〔2023〕30号）。《2023年能源工作指导意见》指出，坚持积极稳妥推进绿色低碳转型。深入推进能源领域碳达峰工作，加快构建新型电力系统，大力发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强煤炭清洁高效利用，重点控制化石能源消费，扎实推进能源结构调整优化。
　　上半年，规模以上工业发电量4.2万亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比一季度加快1.4个百分点。其中，火电增长7.5%；核电、风电、太阳能发电分别增长6.5%、16.0%和7.4%；水电下降22.9%。风光电持续快速稳定增长，有效保障了电力安全供应。目前，风光电发电占比已超过水电，较上年同期上升1.2个百分点。
　　根据国家能源局发布的数据，2023年1-6月，全社会用电量累计43,076亿千瓦时，同比增长5.0%。2023年1-6月，全国风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7%；太阳能发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8%。全国风电平均利用小时数为1,237小时，比上年同期增加83小时，平均利用率96.7%。全国光伏平均利用率98.2%。
　　据国家统计局发布的数据，2023年1-6月，国内生产天然气1,155亿立方米，同比增长5.4%；进口天然气5,663万吨，同比增长5.8%。天然气生产平稳增长，进口增速较快。根据国家能源局发布的数据，上半年，全国天然气表观消费量1,949亿立方米，同比增长6.7%。
　　（二）业绩回顾
　　1.风电业务回顾
　　（1）风电场发电量保持平稳
　　报告期内，本集团控股风电场实现发电量77.19亿千瓦时，同比增长1.91%；控股风电场可利用小时数为1,339.50小时，较上年度同期下降9.5小时，高于全国平均可利用小时数102.5小时；平均风电机组可利用率97.78%，较上年同期下降0.53个百分点。弃风率为9.39%，同比增加0.74个百分点。
　　（2）项目建设扎实推进
　　报告期内，本集团新增风电控股装机容量278兆瓦，新增管理装机容量278兆瓦，累计控股装机容量为6,089.85兆瓦，累计管理装机容量6,350.45兆瓦。上半年新增转商业运营项目容量92.8兆瓦，累计转商业运营项目容量5,760.05兆瓦。截至报告期末，本集团在建项目容量总计578.4兆瓦。上半年，若羌罗布庄风电项目、崇礼风电制氢二期项目全部并网发电；台安桑林风电场、张北战海风电场、唐山大清河风电场等项目按计划进度施工。
　　报告期内，本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。康保永丰项目获得“电力行业优质工程奖”、“中国安装工程优质奖”；乐亭菩提岛海上风电300兆瓦示范项目获得“河北省级优质工程”、“中国安装工程优质奖”。
　　（3）积极扩充风资源储备
　　报告期内，本集团新增核准风电项目100兆瓦，累计核准未开工项目容量1,861兆瓦；新增1,943.25兆瓦风电建设指标，累计取得风电指标容量已达10,092.35兆瓦。报告期内，本集团与河北邢台巨鹿、甘肃武威古浪、辽宁锦州北镇、吉林延边安图、湖北襄阳南漳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25,550兆瓦，分布于全国二十多个省份。
　　2.天然气业务回顾
　　（1）天然气输气量略有下降
　　报告期内，本集团天然气业务总输气量为23.85亿立方米，较上年同期下降2.9%，其中售气量20.59亿立方米，较上年同期下降5.8%，包括（i）批发气量11.08亿立方米，较上年同期下降4.9%，主要原因为受整体市场经济环境影响，大部分批发用户气量均有所下降；（ii）零售气量9.12亿立方米，较上年同期下降6.3%，主要原因为受整体市场经济环境影响，各终端用户气量均有所下降；（iii）CNG售气量0.37亿立方米，较上年同期下降18.2%，主要原因为今年LNG价格较低，导致CNG售气量减少；（iv）LNG售气量0.02亿立方米，较上年同期下降17.37%，主要原因为沙河LNG加气站关停；代输气量3.26亿立方米，较上年同期增长21.3%，主要原因为2022年度收购完成石家庄新奥城市燃气发展有限公司，导致代输气量增加。
　　（2）天然气重点项目建设持续推进，省内“一张网”布局逐步成型
　　截至2023年6月30日，本集团累计运营管线9,327.49公里，累计运营CNG母站6座、CNG子站3座、LNG加注站3座、L-CNG合建站2座。
　　涿州-永清输气管道工程、鄂安沧-京石邯管线邯郸联络线项目、“京石邯”输气管道复线工程管线投产试运行；京邯线LNG储气调峰站一期工程进入投产前准备阶段；冀中管网四期工程、秦皇岛-丰南沿海输气管道工程、鹿泉-井陉输气管线项目、保定南部联络线项目分别完成部分线路焊接；沿海输气管线（沧州段）工程正在开展深度市场调研；保定清苑-沧州肃宁管线项目完成项目核准。以上项目建成后，将进一步扩大公司管网覆盖范围，优化供气格局，实现气源及管网互联互通，提升输气能力及应急保障能力。
　　（3）唐山LNG项目建设进展顺利
　　2023年6月18日，唐山LNG项目一阶段接收站工程完成首船LNG接卸，进入投产试运行阶段；配套3#码头工程项目、外输管线项目曹妃甸—宝坻段、宝坻—永清段投产试运行。唐山LNG项目二阶段（1#、2#、5#、6#储罐）工程综合进度完成62.77%，二阶段（9#、10#、15#、16#储罐）工程综合进度完成50.87%。
　　（4）努力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客户，新增各类用户60,368户。截至2023年6月30日止，本集团累计拥有用户619,416户。本集团稳步推进区域市场开发，收购高邑县凤城天然气有限责任公司60%股权，经营区域主要包括高邑县行政区域。
　　3.其他业务
　　（1）光伏业务
　　报告期内，本集团累计备案未开工项目容量607.2兆瓦，新增30兆瓦光伏建设指标。报告期内，本集团与辽宁营口西市区、湖北襄阳南漳签订光伏项目开发协议，新增光伏协议容量800兆瓦，累计光伏有效协议容量为10,758兆瓦。截至2023年6月30日，本集团累计运营126.12兆瓦光伏发电项目，累计管理装机容量296.12兆瓦。光伏项目可利用小时数为747小时，较上年同期增加17小时。
　　（2）储能业务
　　本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2023年6月30日，河北丰宁抽水蓄能电站项目1-10号机组投产运行；11、12号机组机电正常进行安装。该项目一期容量电价为547.07元/千瓦，二期容量电价为510.94元/千瓦。报告期内，本集团保定涞源黄花滩1,400MW抽水蓄能项目纳入河北省第二批申报“十四五”重点实施名录中，并上报国家能源局审核。
　　本集团积极尝试探索开展新型储能项目投资工作，重点研究开发飞轮储能等技术及项目，继续尝试在省内外地区开展新型储能项目投资工作。
　　（3）风机技改技术研发业务
　　报告期内，本集团专业技术团队充分发挥自身优势，针对部分进口风机、老旧风机存在的普遍性问题，利用先进的数据分析方法找准问题根源所在，形成一批成熟可靠的技改方案。由本公司总裁作为团队负责人的“绿色能源产业创新团队”成功获得2022年河北省科技创新团队表彰。
　　（三）经营业绩讨论与分析
　　1.概览
　　2023年上半年，本集团的营业收入为人民币100.47亿元，同比减少1.74%，主要为天然气板块售气量较上年同期减少所致；本集团的营业成本为人民币72.69亿元，同比增加1.17%，主要是天然气单方购气成本较上年同期增加所致。
　　2.净利润
　　本报告期内，本集团实现净利润人民币17.14亿元，同比下降15.32%。本报告期内，风电及光伏板块实现净利润人民币13.33亿元，同比下降7.94％，主要是平均上网电价较上年同期下降影响以及所得税税负增加所致；天然气业务板块实现净利润人民币3.10亿元，同比下降47.72%，主要是售气量与单方毛利较上年同期下降影响。
　　3.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14.39亿元，与上年同期的人民币16.16亿元相比，减少人民币1.77亿元，同比下降10.97%，主要为本集团净利润较上年同期下降所致。
　　本公司股东应占基本每股盈利为人民币0.34元。
　　4.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2.75亿元，与上年同期的人民币4.08亿元相比，减少人民币1.33亿元，主要原因为本集团净利润较上年同期下降。
　　5.或有负债
　　截至2023年6月30日止，本集团为一家合营企业河北新天国化燃气有限责任公司向金融机构申请贷款信用额度提供的担保已使用人民币1.32亿元。
　　截至2023年6月30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0.80亿元，该等案件尚在审理中。
　　6.现金流情况
　　截至2023年6月30日止，本集团流动负债净额为人民币47.88亿元，现金及现金等价物减少净额人民币40.34亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币735.00亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币241.83亿元。
　　本集团大部分的收益及开支乃以人民币计值。由于预期并无重大外汇风险，本集团并无就对冲目的订立任何金融工具。
　　7.资本性支出
　　本报告期内，资本开支主要包括新建风电项目、天然气管道及增置物业、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43.99亿元，比上年同期的人民币25.08亿元增加75.38%。
　　8.借款情况
　　截至2023年6月30日，本集团长期及短期借款总额人民币369.34亿元，比2022年底减少人民币2.68亿元。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53.14亿元，长期借款为人民币316.20亿元。
　　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。
　　9.资产负债率
　　截至2023年6月30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66.71%，比2022年12月31日的67.47%减少了0.76个百分点，主要原因是公司股东权益较年初增加。
　　10.重大资产抵押
　　本集团本年度无重大资产抵押。

　　三、风险因素
　　1.风电/光伏业务
　　（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，2023年风速较2022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、光伏项目的建设，电力输出问题制约风电、光伏项目的开发，尤其是在风、光资源集中的部分区域。今后几年，在国内风、光资源较为集中的地区，随着新增风电、光伏项目的不断投产，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
　　部分项目施工现场阻工及抢栽抢种日趋严重；严禁“割青毁粮”通知的下发导致在青苗收获前，长输管线项目进度基本停滞；部分地区征占地协调难度大，补偿要求高，项目推进困难。本集团将加强施工现场协调力度，全力排除外部阻力，确保项目建设按照计划顺利推进；梳理管道沿线用地情况，优先协调果园、苗圃、林地性质部分用地，对于补偿完成的用地，协调村镇避免再次抢种秋季作物，保证项目顺利实施；同时加大力度解决项目征占地问题，确保建设项目如期投产。
　　（4）电力市场化交易的风险
　　随着国家电力体制改革的不断深化，市场化交易电量规模预计将进一步扩大，公司所经营的风电、光伏业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。本公司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。
　　（5）储能配置要求导致项目投资加大
　　“十四五”以来，全国多个省份陆续出台新能源配置储能方案，新增风电、光伏项目配置储能已逐步成为行业常态，势必增加新能源运营商的项目初始投资成本。部分地区相对过高的配置储能比例要求及储能时长要求，可能导致项目难以达到合理的回报率水平。
　　2.天然气业务
　　（1）管输费、城市燃气收费下降的风险
　　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。
　　公司将抓住我国大力推进清洁化能源工作的有利时机，充分利用政府推广清洁能源、加强污染治理的政策导向，充分发挥资源、服务优势，不断继续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，公司天然气销售业务中，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，但剩余欠款回收仍需一定时间。
　　本集团将积极探索回款新举措、新思路，重点关注政府政策和资产债务处置方案，加快天然气原有欠款的回收进度，主动防范各类风险，维护本集团利益。
　　（4）天然气消费下行的风险
　　2023年上半年由于外需下行和全球地缘政治局势不稳，对于国内经济复苏形成了一定抑制，此外，持续加息背景下全球经济走弱也对国内出口产业形成压制，天然气市场需求不振，消费量呈一定下滑。
　　本集团将不断扩大下游市场开发力度，积极引入机动资源和低成本气源，提升企业竞争力，积极制定有针对性的促销政策努力保证销售气量的增长。
　　3.利率风险
　　本集团主要从事境内风电、光伏、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、融资租赁、境外融资、应收账款保理等方式，保证资金链畅通和低成本资金用于项目建设。
　　4.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。

　　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、光伏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、光伏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。报告期内，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、光伏和天然气业务可以形成良性互补，能够有效降低公司盈利的波动性，有利于防范单一业务的不利变动，分散经营风险。
　　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。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　（一）经营环境
　　2022年，面对风高浪急的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，以习近平同志为核心的党中央团结带领全党全国各族人民迎难而上、沉着应对，统筹国内国际两个大局，统筹发展和安全，加大宏观调控力度，有效应对超预期因素冲击，宏观经济大盘总体稳定，高质量发展取得新的成效，民生保障持续加强，经济社会大局保持稳定。初步核算，全年国内生产总值人民币1,210,207亿元，按不变价格计算，比上年增长3.0%。同时也要看到，2022年国际形势依然复杂严峻，国内需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力仍然较大，经济恢复基础仍不牢固。
　　2022年，党的二十大就深入... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　（一）经营环境
　　2022年，面对风高浪急的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，以习近平同志为核心的党中央团结带领全党全国各族人民迎难而上、沉着应对，统筹国内国际两个大局，统筹发展和安全，加大宏观调控力度，有效应对超预期因素冲击，宏观经济大盘总体稳定，高质量发展取得新的成效，民生保障持续加强，经济社会大局保持稳定。初步核算，全年国内生产总值人民币1,210,207亿元，按不变价格计算，比上年增长3.0%。同时也要看到，2022年国际形势依然复杂严峻，国内需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力仍然较大，经济恢复基础仍不牢固。
　　2022年，党的二十大就深入推进能源革命、确保能源安全、推进碳达峰碳中和、规划建设新型能源体系、科技自立自强、积极参与应对气候变化全球治理等作出重要安排部署，提出新的明确要求。积极推动能源供给革命，全面推进供给侧结构性改革，大力增强国内资源生产保障能力，持续增加高质量有效供给。非化石能源发展领跑全球，多轮驱动的能源供应体系进一步巩固完善，为经济社会健康持续发展提供了坚强的能源保障。初步测算，2022年能源消费总量比上年增长2.9%。非化石能源消费占能源消费总量比重较上年提高0.8个百分点，煤炭比重提高0.2个百分点，石油比重下降0.6个百分点，天然气比重下降0.4个百分点。
　　1.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，2022年，生产天然气2,178亿立方米，比上年增长6.4%；进口天然气10,925万吨，比上年下降9.9%。2022年，全国天然气表观消费量3,663亿立方米，同比下降1.7%。
　　2022年5月20日，国家发改委印发《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》（以下简称“《指导意见》”），指导各地进一步完善气化服务定价机制，规范定价行为，合理制定价格水平。《指导意见》是国家首次专门就接收站气化服务价格制定的政策文件，为各地制定和调整气化服务价格提供了政策指导，有利于促进接收站公平开放。同时，通过实行相对灵活的政府指导价管理方式，有利于激发接收站活力和积极性，更好发挥价格杠杆调节供需的作用。
　　国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确指出：有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气，大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站，合理引导工业用气和化工原料用气。支持车船使用液化天然气作为燃料。
　　2.风电及光伏行业经营环境
　　根据国家能源局发布的数据，2022年全社会用电量86,372亿千瓦时，同比增长3.6%。2022年，我国风电新增并网装机容量3,763万千瓦，累计装机3.65亿千瓦，同比增长11.2%；光伏发电新增装机容量8,741万千瓦，光伏发电累计装机容量3.93亿千瓦，同比增长28.1%。
　　2022年，全国可再生能源继续保持高利用水平，其中，风电利用率96.8%，同比降低0.1个百分点；光伏利用率98.3%，同比提升0.3个百分点。
　　2022年3月24日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司及财政部办公厅联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步摸清可再生能源发电补贴底数，自查范围为截止到2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目，并于2022年10月28日公示第一批经核查确认的项目7,334个，目前核查仍在持续进行中。
　　2022年6月1日，国家发改委、国家能源局、财政部等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，规划锚定碳达峰、碳中和与2035年远景目标，按照2025年非化石能源消费占比20%左右任务要求，大力推动可再生能源发电开发利用，积极扩大可再生能源非电利用规模。
　　2022年10月16日，中国共产党第二十次全国代表大会在京召开。二十大报告提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理。
　　2022年11月28日，国家能源局发布《国家能源局综合司关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》（以下简称“《通知》”）。《通知》提出，各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下，按照“应并尽并、能并早并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。《通知》强调，各单位应加大统筹协调力度，加大配套接网工程建设，与风电、光伏发电项目建设做好充分衔接，力争同步建成投运。
　　（二）业务回顾
　　1.天然气业务回顾
　　（1）天然气售气量同比提升
　　报告期内，本集团天然气业务总输气量为45.01亿立方米，较上年同期增长8.27%，其中售气量达38.85亿立方米，较上年同期增长2.01%，包括（i）批发气量19.57亿立方米，较上年同期下降5.9%；（ii）零售气量18.38亿立方米，较上年同期增长12.6%；（iii）CNG售气量0.84亿立方米，较上年同期增长1.6%；（iv）LNG售气量0.05亿立方米，较上年同期下降62.3%；代输气量6.16亿立方米，较上年同期增长76.6%。
　　（2）积极推进基建工程建设
　　本集团2022年度新增天然气管道742.49公里。截至2022年12月31日止，本集团累计运营管道8,347.23公里，其中长输管道1,260.67公里，城市燃气管道7,086.56公里；累计运营31座分输站、19座门站。
　　报告期内，“京石邯”复线项目投产试运行；冀中管网四期工程、秦皇岛-丰南沿海输气管道工程、鄂安沧与京邯线保定南部联络线工程项目进展顺利，工程建设进度有序推进。京邯线LNG储气调峰站一期工程LNG储罐外罐浇筑完成，内罐施工完成96%，工艺区完成总体进度的96%。唐山LNG项目一阶段工程基本建成，其中，唐山LNG项目一阶段配套码头工程（#3码头）全部完工，接收站一阶段工程3#、4#、7#、8#储罐已全部完成；二阶段1#、2#、5#、6#储罐工程完成四个储罐气升顶，9#、10#、15#、16#储罐工程完成四个储罐承台施工。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。
　　（3）持续开拓中下游天然气市场
　　本报告期内，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78,112户。截至2022年12月31日止，本集团累计拥有用户559,048户。
　　本报告期内，完成收购石家庄市捷诚天然气贸易有限公司80%股权，控股经营包括石家庄经济开发区东扩区域、藁城区部分燃气市场；完成收购石家庄新奥城市燃气发展有限公司51%股权，控股经营石家庄三环管线，供气范围覆盖石家庄市鹿泉区和栾城区。
　　（4）进一步完善输气管网
　　本报告期内，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。京邯线天然气管道（栾城段）迁改项目、沧州东南天然气（鄂安沧气源）利用工程、鹿泉-井陉输气管道工程完成招标，进行开工前准备工作；保定清苑-沧州肃宁管道工程项目、秦丰管线秦西工业园支线项目正在办理核准手续。
　　（5）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，无新增运营CNG子站。截至2022年12月31日止，本集团累计运营CNG母站6座、CNG子站3座、LNG加注站3座，L-CNG合建站2座。
　　2.风电业务回顾
　　（1）装机容量稳步增长
　　2022年度，本集团新增风电管理装机容量203兆瓦，其中：控股装机容量138兆瓦，丰宁外沟门风光互补一期项目、湖南通道二期项目、库尔勒白鹭洲分散式风电项目等已全部并网发电，累计控股装机容量5,811.85兆瓦，累计管理装机容量6,072.45兆瓦；新增风电权益装机容量170.89兆瓦，累计权益装机容量为5,482.49兆瓦。年内新增转商业运营项目容量304.1兆瓦，累计转商业运营项目容量5,667.25兆瓦。
　　截至2022年12月31日止，本集团风电在建工程建设容量总计516.4兆瓦。本集团投资建设的唐山乐亭菩提岛海上风电300兆瓦示范项目、康保永丰200兆瓦风电项目荣获2021-2022年度中国安装工程优质奖（中国安装之星），该奖项是我国安装行业工程质量最高荣誉。
　　（2）风电场利用小时数持续保持较高水平
　　2022年度，本集团控股风电场平均利用小时数为2,485小时，较上年同期基本持平，高于全国264小时。本集团控股风电场实现发电量140.31亿千瓦时，较上年度同期增长4.17%，平均风电机组可利用率98.16%，主要原因是新投运项目贡献。
　　（3）加快推进风资源储备
　　2022年度，本集团新增核准容量771.5兆瓦，累计核准未开工项目容量2,020兆瓦。新增600兆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8,149.1兆瓦，分布于河北、内蒙古、黑龙江、新疆、云南、山西、江苏等全国16个省份。
　　报告期内，本集团新增风电协议容量14,200兆瓦，累计风电协议容量63,302.5兆瓦，分布于河北、黑龙江、新疆、内蒙古等19个省份。
　　3.其他业务情况
　　报告期内，本集团新增光伏备案容量320.08兆瓦，累计备案未开工项目容量607.2兆瓦。新增光伏协议容量7,260兆瓦，累计光伏协议容量为19,459兆瓦。截至2022年底，本集团累计运营120.32兆瓦光伏发电项目，累计管理装机容量296.12兆瓦。光伏项目可利用小时数为1,404小时，较上年增加9小时，高于全国光伏平均利用小时数67小时。
　　本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2022年12月31日，河北丰宁抽水蓄能电站项目累计投产7台机组。同时，报告期内，本集团新增抽水蓄能协议容量6,400兆瓦。河北保定涞源黄花滩抽水蓄能电站、河北保定易县桥家河抽水蓄能电站、河北承德滦平三道沟抽水蓄能电站、河北石家庄平山县杨家桥抽水蓄能电站等4个项目共计5,800兆瓦成功纳入河北省抽水蓄能“十四五”规划重点前期项目。
　　本集团积极尝试探索开展新型储能项目投资工作，报告期内，本集团开发的围场飞轮储能示范项目、井陉飞轮储能示范项目已列入河北省发改委下发的《2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单（第一批）》，两个项目分别位于冀北电网和河北南网区域。同时本集团也将继续尝试在省外地区开展新型储能项目投资工作。
　　4.数智化建设及科技创新情况
　　报告期内，本集团加大数智化和研发投入，积极推动新技术应用，生产智能化水平稳步提高。
　　一是构建数据体系管理制度框架。公司以《数据管理办法》为核心，发布10项数智化管理制度，构建起了公司数据管理体系框架，覆盖了公司数据管理的基本面；搭建公司统一门户，实现经营、工程、协同办公、人资、绩效、网络课堂、企业邮箱、智慧仓风电大数据平台、数据管理与分析平台等系统的集中展示。
　　二是深化多场景数智化场景建设。报告期内，公司不断深化生产指挥、可靠性管理、管理驾驶舱、知识仓等多个生产经营管理的数智化场景建设，进一步夯实以数据资产目录、数据湖为基础的数智化底座，为业务数据化、数据业务化做好保障。
　　三是运用先进技术结合公司生产经营。报告期内，公司将北斗、第四代激光分析技术、公钥加密、数字签名等先进技术与生产实际相结合，开发基于北斗精准服务的燃气泄漏检测装置以及计量凭证电子签章系统、非居民用户安检管理系统等先进生产管理系统，助力公司生产智能化水平进一步提升；全面推进基于多技术融合的长输站场无人值守模式以及自动分输控制系统的开发与应用，长输站场实现无人值守和自动分输管理模式。
　　四是研发成果应用取得突破性进展。公司基于国产控制器的风机控制系统已应用在国外某品牌2MW风机主轴监测系统、低温启动系统和国内某品牌风机自研主控系统等多项产品中；加强知识产权保护工作，累计获得授权发明专利39件、实用新型专利269件；“风电机组/场群调频控制关键技术及规模化应用”项目喜获2022年度河北省科技进步二等奖，“风电一次调频控制理论与关键技术”课题同时获得中国电工技术学会科技进步一等奖和中电联电力科技创新二等奖。
　　（三）经营业绩讨论与分析
　　1.概览
　　根据2022年度经审计的合并财务报表，本集团实现净利润人民币28.19亿元，同比减少1.25%，其中，归属于上市公司股东的净利润为人民币22.94亿元，同比减少0.04%，主要原因为所得税费用较上年增加导致净利润减少。
　　2.收入
　　2022年度，本集团的营业收入为人民币185.61亿元，同比增加15.01%，其中：
　　（1）风力/光伏板块业务的营业收入为人民币63.46亿元，同比增加0.34%，风力/光伏板块业务的营业收入占本集团营业收入的34.19%。收入上升的主要原因为本集团风电场运营装机容量增加，导致售电量同比增加、售电收入增加。
　　（2）天然气板块业务营业收入人民币122.02亿元，同比增加24.43%，天然气板块业务的营业收入占本集团业务收入的65.74%。收入增加的主要原因为报告期内本集团天然气售气量及售气单价均较上年增加所致。
　　3.净利润
　　本报告期内，本集团实现净利润人民币28.19亿元，同比下降1.25%。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21.35亿元，同比下降6.74％，主要是风电板块可利用小时数较上年同期下降影响；天然气业务板块实现净利润人民币7.27亿元，同比增加4.23%，主要是由于天然气售气量较上年同期增加，同时天然气单方毛利有所上升影响。
　　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22.94亿元，与上年同期的人民币22.95亿元相比，减少人民币0.01亿元，主要为本集团净利润较上年同期下降所致。
　　本公司股东应占基本每股盈利为人民币0.53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5.25亿元，与上年同期的人民币5.60亿元相比，减少人民币0.35亿元，主要原因为本集团净利润较上年同期下降所致。
　　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2.25亿元，与上年同期的人民币2.82亿元相比，减少人民币0.57亿元，主要原因为本年度合营、联营公司的利润减少。
　　本报告期内，本集团对外投资额为人民币3.29亿元，与上年同期的人民币3.07亿元相比，增加人民币0.22亿元，主要是对新增联营企业的投资额较上年增加。
　　7.或有负债
　　截至2022年12月31日止，本集团为一家合营企业河北新天国化燃气有限责任公司向金融机构申请贷款信用额度提供的担保剩余担保金额为人民币1.37亿元。
　　截至2022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0.64亿元，该等案件尚在审理中。
　　8.现金流情况
　　截至2022年12月31日止，本集团流动负债净额为人民币41.24亿元，现金及现金等价物减少净额人民币3.67亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币818.39亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币232.71亿元。
　　本集团大部分的收益及开支乃以人民币计值。由于预期并无重大外汇风险，本集团并无就对冲目的订立任何金融工具。
　　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。
　　10.借款情况
　　截至2022年12月31日，本集团长期及短期借款总额人民币372.03亿元，比2021年底增加人民币36.15亿元。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67.74亿元，长期借款为人民币304.29亿元。
　　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2022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67.46%，比2021年12月31日的66.81%增加了0.65个百分点，主要原因是本期外部融资增加所致。
　　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。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）天然气业务
　　1.天然气消费量首次出现下降，未来仍将保持稳定增长趋势
　　根据国家发改委统计数据，2022年全国天然气表观消费量3,663亿立方米，同比下降1.7%。由于经济增长放缓以及国际天然气价格高企等原因，近十年来年度天然气消费量首次出现下降。随着经济复苏，中国天然气消费在2023年预计将恢复正增长。
　　近年来，碳达峰、碳中和“1+N”政策体系逐步完善，进一步推动清洁低碳转型，引导在工业、建筑、取暖、交通运输等领域采取天然气等清洁能源替代其他能源。天然气作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，在双碳进程中将发挥重要的桥梁作用。此外，国家仍在加快推进油气体制改革，持续推动天然气产供储销体系建设。预计天然气在未来一段时间内仍将保持稳定增长。
　　2.全球LNG价格震荡上行，能源价格因素风险突出
　　2022年，国际环境导致地缘政治局势多变，俄乌冲突爆发，国际能源价格震荡上行，进口LNG价格高涨。在国外市场价格普遍大幅上涨的形势下，虽然我国能源价格总体保持稳定，但仍存在受国际能源价格大幅波动影响的风险。
　　3.天然气体制改革不断推进，终端市场竞争加剧
　　近年来国家大力推进天然气体制改革，随着国家管网公司的正式运营，公平开放水平不断提高，三大油等气源企业利用资源优势，正在加速布局终端市场，未来市场竞争将愈加激烈，燃气行业将从“资源为王”“供给为主”的时期进入到一个“多元竞争”“市场至上”的全新发展阶段。
　　（二）新能源业务
　　1.新能源行业仍保持高速发展态势
　　双碳目标提出以来，风电、光伏等新能源作为实现双碳目标的主力能源，持续保持高速发展态势。根据国家能源局数据，2022年全国风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。与此同时，围绕实现中国式现代化河北场景，河北省制定加快建设新型能源强省战略，提出到2027年，全省电力供需实现平衡，风光装机达1.14亿千瓦，海上风电装机达500万千瓦，抽水蓄能并网装机达1,500万千瓦；到2035年，陆上风光装机达到1.66亿千瓦，海上风电开发规模力争达到1,500万千瓦，“风、光、水、火、核、储、氢”多能互补供应格局基本形成。未来，新能源行业发展空间非常广阔。
　　2.新能源项目的国家政策不断出现新变化
　　2022年新能源项目已全面进入平价时代，年度保障性并网新能源配置储能项目收益模式正在逐步发生深刻变化，市场化并网规模新能源项目及抽水蓄能电站正式走上行业发展快车道。
　　3.海上风电进入高速发展阶段
　　海上风电作为全球脱碳的核心驱动技术，具备处理稳定、发电小时数高及距沿海用电高负荷区域近等优势，是国家高度重视和大力发展的产业之一。2014-2022年，我国海上风电行业装机规模不断扩大，行业进入高速发展期。目前，我国沿海11省市均提出“十四五”期间海上风电发展计划，同时开工或规划的海风总规模已接近110GW，计划并网容量达到51GW左右。我国海上风电行业在十四五期间进入了发展“快车道”。
　　4.加快推进沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电、光伏发电基地建设
　　2022年12月，国家发改委印发《“十四五”扩大内需战略实施方案》（以下简称《实施方案》）。《实施方案》指出：加强能源基础设施建设，持续提高清洁能源利用水平，建设多能互补的清洁能源基地，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司系华北地区领先的清洁能源开发与利用公司。公司借助河北省丰富的风光资源、十余年的风光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天然气销售业务及风力发电业务，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，光伏发电业务也是公司的重要战略投资和业务布局方向之一。
　　1.天然气业务
　　天然气业务的运营主要涉及向上游企业购气、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，涉及天然气长输管线的建设及运营管理、天然气销售等环节。
　　（1）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、项目申请报告报批、初步设计、施工图设计、施工、竣工验收等阶段，项目建设应取得发改委等政府主管部门的核准，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。
　　（2）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。
　　2.风电、光伏业务
　　公司风力发电、光伏发电业务的运营主要涉及风电场、光伏电站建设及运营管理、向下游电网客户销售电力等环节。
　　（1）风电场、光伏电站建设及运营管理
　　风电场、光伏电站的建设需要在前期选择风能、太阳能资源丰富、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、光伏电站需要通过试运行后方可转入商业运营。
　　（2）电力销售
　　目前，风电、光伏电量销售主要采用直接销售方式。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设过程中，项目公司与当地电网公司签署《购售电协议》，将风电场、光伏电站所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。其中电量计量由电网公司认定的计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价确定。
　　随着国家电力体制改革的不断深化，市场化交易电量规模预计将进一步扩大。公司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，增加公司上网电量，争取本公司利益的最大化。
　　
　　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、光伏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、光伏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。报告期内，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、光伏和天然气业务可以形成良性互补，能够有效降低公司盈利的波动性，有利于防范单一业务的不利变动，分散经营风险。
　　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，并于报告期内荣获中国企业ESG“金责奖”——最佳环境（E）责任奖。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。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　(一)主营业务分析
　　营业收入变动原因说明：本报告期内，收入上升的主要原因为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。
　　营业成本变动原因说明：本报告期内，本集团营业成本较上年同期增长18.46%。主要原因是新风电场投运营业成本增加及购气成本增加所致。
　　销售费用变动原因说明：本报告期内，本集团销售费用人民币328.72万元，同比增长5.75%，主要原因是销售人员薪酬较上年同期增加。
　　管理费用变动原因说明：本报告期内，本集团管理费用人民币6.60亿元，同比减少2.32%，主要原因是2022年人员薪酬减少。
　　财务费用变动原因说明：本报告期内，本集团财务费用为人民币11.85亿元，与上年同期的人民币12.16亿元相比，同比减少2.51%。主要原因是本集团对募集资金进行现金管理取得收益，增加利息收入所致。
　　研发费用变动原因说明：本报告期内，本集团研发费用为人民币42,715.78万元，与上年同期的人民币7,202.22万元相比，同比增加493.09%。主要原因是本期加大科技项目研发投入所致。
　　经营活动产生的现金流量净额变动原因说明：2022年度及2021年度，本公司经营活动产生的现金流量净额分别为人民币74.63亿元和人民币43.33亿元，同比增加72.26%。2022年度及2021年度，本公司经营活动产生的现金流入主要来自销售商品、提供劳务收到的现金，分别占经营活动现金流入的比重为98.10%、98.55%。本公司经营活动产生的现金流出主要为购买商品、接受劳务支付的现金等，2022年度及2021年度占经营活动现金流出的比重分别为84.83%、84.34%。
　　投资活动产生的现金流量净额变动原因说明：2022年度及2021年度，本公司投资活动产生的现金流量净额为人民币-76.49亿元和人民币-73.11亿元，本公司投资活动主要为本期购建固定资产所支付的现金。本公司投资活动的现金流入主要为收回投资收到的现金、收到其他与投资活动有关的现金和取得投资收益收到的现金，2022年度及2021年度分别占到投资活动现金流入的比重为99.67%、99.57%。现金流出主要为购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金与投资支付的现金，2022年度及2021年度分别占投资活动现金流出的比重为98.36%、98.57%。
　　筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明：2022年度及2021年度，本公司筹资活动产生的现金流量净额分别为人民币-1.76亿元和人民币86.49亿元。筹资活动净流入较上年同期大额减少，主要是上年同期发行股份、永续债等融资金额较多，本期无此项融资，同时本期偿还债务及永续债现金流出较上年同期增加。本公司筹资活动的现金流入主要为取得借款所收到的现金，分别占到2022年度及2021年度筹资活动现金流入的比重为95.74%及70.39%；本公司筹资活动的现金流出主要为偿还债务和分配股利，分别占到2022年度及2021年度筹资活动现金流出的70.01%、20.07%及74.73%、18.72%。
　　报告期内，本集团天然气销售业务营业收入人民币118.51亿元，其中管道批发业务销售收入人民币56.20亿元，占本集团天然气销售业务收入的47.42%；城市燃气等零售业务销售收入人民币59.31亿元，占本集团天然气销售业务收入的50.05%；CNG业务销售收入人民币2.86亿元，占本集团天然气销售业务收入的2.41%；其他收入人民币0.14亿元，占本集团天然气销售业务收入的0.12%。
　　本集团逾90%的收入来源于华北地区，由管理层对其进行统一、集中管理。故本集团只有一个地区分部。
　　报告期内，本集团风电及光伏业务的营业成本为人民币24.25亿元，同比增长0.64%。主要原因是随着风电项目的陆续投运，营业成本相应增长。
　　报告期内，本集团天然气业务的营业成本为人民币108.88亿元，比上年的人民币88.31亿元增加了23.28%，主要原因为购气量及购气单价较上年增加，相应营业成本增加。
　　前五名客户销售额人民币802,476.37万元，占年度销售总额43.24%；其中前五名客户销售额中最大客户销售额人民币585,519.93万元，占年度销售总额31.55%，关联方销售额人民币0.00万元，占年度销售总额0.00%。
　　前五名供应商采购额人民币1,351,179.36万元，占年度采购总额69.95%；其中前五名供应商采购额中最大供应商采购额人民币730,996.04万元，占年度采购总额37.84%，关联方采购额人民币0.00万元，占年度采购总额0.00%。
　　（1）本报告期内，本集团销售费用人民币328.72万元，同比增长5.75%，主要原因是销售
　　人员薪酬较上年同期增加。
　　（2）本报告期内，本集团管理费用人民币6.60亿元，同比减少2.32%，主要原因是2022年
　　人员薪酬减少。
　　（3）本报告期内，本集团财务费用为人民币11.85亿元，与上年同期的人民币12.16亿元相
　　比，同比减少2.51%。主要原因是本集团对募集资金进行现金管理取得收益，增加利息收入所致。
　　其中，风电及光伏业务财务费用为人民币10.58亿元，同比减少1.99%，主要原因是本期新增风电及光伏在建项目，借款费用资本化金额增加导致计入当期费用的利息支出减少；天然气业务财务费用为人民币1.14亿元，同比增加26.03%，主要原因是银行借款利息支出较上年增加。
　　（4）本报告期内，本集团研发费用为人民币42,715.78万元，与上年同期的人民币7,202.22
　　万元相比，同比增加493.09%。主要原因是本期加大科技项目研发投入所致。
　　本报告期内，本集团对外投资额为3.29亿元，与上年同期的人民币3.07亿元相比，增加人民币0.22亿元，主要是对新增联营企业的投资额较上年增加。
　　公司2022年1月18日召开第四届董事会第二十九次临时会议，同意本公司的全资子公司建投汇能作为有限合伙人，出资人民币17,900万元参与设立河北新天绿色水发碳中和股权投资基金（有限合伙），基金总规模为36,000万元，其中建投汇能的出资比例为49.722%。2022年9月，新天水发碳中和基金已在中国证券投资基金业协会完成备案手续。截至2022年12月31日，建投汇能实际出资人民币100.00万元。
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(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。
　　我国于2020年提出“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的战略目标，勾画出绿色低碳转型的发展远景。中央政府出台的《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出可再生能源年发电量2025年达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”时期，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和光伏发电量实现翻番。
　　中央政府出台的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出中国天然气年产量2025年达到2,300亿立方米以上，加快天然气长输管道及区域天然气管网建设，推进管网互联互通，完善LNG储运体系，提升天然气储备和调节能力等发展方向和目标，其中包括2030年天然气在一次能源消费结构中的目标占比由2021年的8.9%提升至15.0%。
　　河北省政府提出把新型能源强省作为中国式现代化河北实践场景之一，明确提出到2027年，实现全省电力供需平衡的目标。河北省发改委出台的《河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》明确提出：构建绿色清洁能源生产供应体系，加快风电基地和光伏发电应用基地建设，大力发展分布式光伏，加快新能源制氢，支持可再生能源电力制氢产业。到2025年，风电、光伏发电装机容量分别达到4,300万千瓦、5,400万千瓦。
　　党的二十大报告提出，要积极稳妥推进碳达峰、碳中和。推动能源清洁低碳高效利用，推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型。加快规划建设新型能源体系。加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。与此同时，2022年国家连续印发实施《推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》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。同时提出到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标。公司主营的新能源、天然气两大板块，完全契合国家政策，未来发展空间非常广阔。
　　新能源板块，国家继续大力支持风光发电项目，海上风电也进入高速发展阶段。单一能源已无法满足能源结构转型需求，需要通过多能互补一体化方式、大基地、集中与分布式等方式，因地制宜，提高对资源的综合、深度利用。与此同时，新能源项目已全面进入平价时代，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不断深入，天然气管网独立运营，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，持续推进河北省内外风电及光伏项目布局，积极推动多种能源融合发展。
　　在陆上风电方面，公司将继续坚持“立足河北、走向全国”的战略，进一步争取新的资源储备，密切跟踪河北省内综合能源基地项目，推进现有储备项目落地以及现有老旧风场技术改造升级。在河北省外，公司将围绕已投产项目，依托现有及规划的外送通道进一步拓展项目。同时，公司将加大力度，推动储备资源转化落地，并利用公司各类资源和项目经验，大力发展跨省合作。此外，公司还将谋划推进一批“燃机+新能源”的多能互补一体化项目，充分发挥公司新能源、天然气两大主营业务板块之间的协同效应，达成对电网、气网的“双调峰”作用。
　　在海上风电方面，公司将依托已投产的唐山乐亭菩提岛海上风电项目，融合海洋牧场、海上风电制氢等新业态，积极在河北省内开发成熟度较高、建设条件较好的海上风电项目。此外，公司在其他部分省市也开展了海上风电项目的前期工作，力争在河北省外海上风电项目方面尽快取得突破。
　　在光伏发电业务方面，一方面，在充分落实好电网送出的条件下，加大资源储备与开发力度，推进大型农光、渔光、林光互补等集中式光伏电站的建设。另一方面，适度开发分布式或建筑一体化光伏项目。公司还将积极探索如风光耦合制氢、光储氢、风光燃气多能互补一体化等多种光伏开发模式，稳妥发展光伏发电业务。
　　2.完善天然气产业链条布局，提高天然气稳定供应能力。
　　公司将依托自身地域优势，积极谋划参与上游、推进完善中游管网建设、择优稳妥发展下游，逐步打造国内领先的天然气综合运营模式。
　　上游方面，加快唐山LNG码头及配套输气管线项目投产，逐步打造以气化、管输服务为主，液态分销、罐容租赁、LNG采购销售等多方面业务为补充同时开展的综合运营模式，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。
　　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，尽快形成“省内一张网”格局，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，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，加快扩大工商业用户、公福用户及居民用户的规模，采取多元化的销售策略，提高公司现有市场的渗透率。
　　3.布局多元化储能业务市场，多渠道解决新能源消纳问题。
　　公司将谋划风光储多能互补一体化项目建设，积极建设抽水蓄能项目、可再生能源制氢项目，并探索开展其他新型储能模式，促进新能源高效消纳。
　　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。推进丰宁抽水蓄能电站建设及按期投产，并择优推进已签署开发协议抽水蓄能电站的前期工作，力争早日核准，努力为建设新型能源强省提供强有力的支持。
　　同时，公司将把氢能业务作为多元化发展的重要抓手之一，谋求将风电、光伏资源优势进一步拓展延伸至氢能产业链。公司将利用风电制氢综合利用项目及风光耦合制氢项目等积累的经验，不断拓展可再生能源制氢项目，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。
　　另外，公司也在探索开展其他新型储能项目投资工作，例如采用全钒液流电池储能、飞轮储能等技术的项目，逐步完善多元化储能业务布局。
　　4.稳步拓展海外业务布局。
　　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。2021年，公司已与QatarLiquefiedGasCompanyLimited签署一份长期的LNG购买和销售协议。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。
　　5.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风电、光伏等新能源，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，积极参与扶贫、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
　　1.新能源业务
　　（1）针对已取得指标的新能源项目，尽快落实建设条件，抓紧办理各项前置手续，确保早日完成核准/备案；加快推进唐山、秦皇岛等海上风电项目开发进度；持续跟进蒙东、蒙西、新疆等入冀、过冀大通道大基地项目，促进省外新能源项目规模化发展。
　　（2）稳步推动抽水蓄能项目，择优推进已签署开发协议的抽水蓄能项目的核准工作。
　　（3）重点推进“源网荷储一体化”项目，持续开展“燃机+新能源”多能互补一体化项目；积极布局零碳和低碳园区，开展园区冷热气电综合能源业务。
　　（4）紧抓项目工程综合管控，有计划、按步骤推进工程建设，保证建设项目的安全、质量、进度与投资可控，力促黑龙江双城二期风电项目、新疆若羌县罗布庄风电项目、河北围场大西沟风电项目、河北张北战海风电项目等项目按期投产，保质达效。
　　（5）密切关注电力交易、碳交易市场动态以及国家出台的相关政策，并根据政策变化，及时、准确做出交易策略的调整，确保公司利益最大化。
　　2.天然气业务
　　（1）加快推动秦丰管线秦西工业园支线、清苑-肃宁输气管线及永威线等项目前期工作并尽快取得核准，唐山LNG项目外输管线复线项目争取早日具备核准条件，2#码头尽早取得主管部门前期支持文件。
　　（2）准确、及时了解国际LNG市场发展动态，审慎研判下游市场价格承受力和国际采购时机，选择具有价格竞争力、资源稳定且供应条款灵活的供应商进行合作，进一步扩大、优化公司LNG资源池。
　　（3）京邯线LNG储气调峰站一期工程、沧州东南天然气（鄂安沧气源）利用工程尽早投产，冀中管网四期、鄂安沧与京邯线保定南部联络线、鹿泉-井陉输气管线等项目争取实现线路贯通。
　　（4）持续开拓天然气下游市场，加快推进优质城市燃气项目的收购工作，提高终端市场占有率。
　　3.发挥产业协同优势
　　本集团将发挥公司内部新能源、天然气两大产业的协同互补优势，谋划建设风电+光伏+储能（气电）多能互补一体化项目，构建综合智慧能源系统，进一步促进新能源高比例消纳，保障电力系统安全稳定供应。
　　4.持续拓宽融资方式
　　2023年，本集团将继续拓宽筹融资渠道，创新融资方式，吸引低成本资金用于项目建设，保证本集团资金链的稳健、安全。
　　（1）密切跟踪货币市场动态，充分利用“双碳”概念及金融机构对绿色金融产品的配置需求，积极争取低成本信贷资金。
　　（2）切实加强资金管理工作，合理安排及使用目前已到位的可再生能源补贴资金和募集资金。
　　（3）全力做好全球存托凭证（GlobalDepositaryReceipts，以下简称“GDR”）发行各项工作，确保按照总体时间计划顺利推进各阶段工作。
　　5.夯实安全生产工作
　　（1）2023年，让HSE体系的运行工作切实落到实处。着重开展重要管理单元及典型管理单元HSE体系建设专项检查工作；全面开展HSE管理信息化系统研发工作，充分发挥数字化作用，织密安全隐患筛查网。
　　（2）完善全员安全生产责任制，抓细、抓实风险分级管控及隐患排查治理工作，组织唐山LNG项目等重点项目的重大危险源事故应急演练，全面提升公司系统应急处置能力。
　　(四)可能面对的风险
　　1.风电/光伏业务
　　（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，2023年风速较2022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、光伏项目的建设，电力输出问题制约风电、光伏项目的开发，尤其是在风、光资源集中的部分区域。今后几年，在国内风、光资源较为集中的地区，随着新增风电、光伏项目的不断投产，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、光伏项目在建设过程中面临土地审批缓慢、林地手续办理复杂困难等不可控因素，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、光伏设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通，有效控制影响风电、光伏项目建设进度的各种不利因素，确保建设项目如期投产。
　　（4）电力市场化交易的风险
　　随着国家电力体制改革的不断深化，市场化交易电量规模预计将进一步扩大，公司所经营的风电、光伏业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。本公司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。
　　（5）储能配置要求导致项目投资加大
　　“十四五”以来，全国多个省份陆续出台新能源配置储能方案，新增风电、光伏项目配置储能已逐步成为行业常态，势必增加新能源运营商的项目初始投资成本。部分地区相对过高的配置储能比例要求及储能时长要求，可能导致项目难以达到合理的回报率水平。
　　2.天然气业务
　　（1）管输费、城市燃气收费下降的风险
　　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。
　　公司将抓住我国大力推进清洁化能源工作的有利时机，充分利用政府推广清洁能源、加强污染治理的政策导向，充分发挥资源、服务优势，不断继续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，公司天然气销售业务中，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，但剩余欠款回收仍需一定时间。
　　本集团将积极探索回款新举措、新思路，重点关注政府政策和资产债务处置方案，加快天然气原有欠款的回收进度，主动防范各类风险，维护本集团利益。
　　（4）天然气价格上涨的风险
　　2022年受地缘政治影响，国际能源价格高企，国内天然气价格较同期也出现了大幅上涨，一定程度抑制了终端需求。
　　本集团将不断扩大下游市场开发力度，积极引入机动资源和低成本气源，提升企业竞争力，努力保证销售气量的增长。
　　3.利率风险
　　本集团主要从事境内风电、光伏、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、融资租赁、境外融资、应收账款保理等方式，保证资金链畅通和低成本资金用于项目建设。
　　4.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。 收起▲