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　　当前，世界百年未有之大变局加速演进，能源格局深刻重塑，风险挑战与机遇并存。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新能源发展的重中之重。2026年7月，国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》（国发〔2026〕22号），明确提出建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海... 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
　　当前，世界百年未有之大变局加速演进，能源格局深刻重塑，风险挑战与机遇并存。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新能源发展的重中之重。2026年7月，国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》（国发〔2026〕22号），明确提出建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，布局建设风光氢氨醇一体化基地。同时新能源基地开发将全面迈入“集成融合”的新阶段，不再单纯追求装机规模的扩张，而是更加注重多能源品种的互补与产业链的协同。该政策将重点推动基地内风、光、水、火、储等多要素的协同优化调度，提升源网荷储多要素协同水平和自平衡能力。同时，基地开发将与下游产业深度绑定，例如推动高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，以及布局建设风光氢氨醇一体化基地，实现“以绿造绿”和新能源的就地高水平消纳。
　　（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。2026年7月，国务院发布的《“十五五”碳达峰行动方案》进一步将海上风电列为重点建设的清洁能源基地之一。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。在空间布局上，政策将严格限制在开发强度高、船舶交通流密集的海域规划，严禁在生态保护红线内布局，引导项目向深水远岸转移。在开发模式上，将大力推广“一海多用”的立体复合利用模式，鼓励在已确权的海洋油气开发区、深远海养殖区建设海上风电，并统一设计建设网箱养殖、海上光伏、波浪能发电、制氢等设施，最大化提升海域资源利用效率和经济效益。
　　（3）风电上大压小迎来快速发展期
　　2024年8月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合下发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》,该方案提出：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》（国能发新能〔2025〕93号），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）积极推进分散式风电、绿电直连开发模式
　　2026年7月，国务院《“十五五”碳达峰行动方案》再次强调要积极发展分散式风电。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。未来分布式风电的开发将与终端用能场景深度融合，成为推动乡村全面振兴和工业绿色转型的重要抓手。同时将重点围绕“就近消纳”展开，鼓励在高速公路服务区、港口、机场、工业园区等交通与产业场所建设新能源与周边用能一体化设施。
　　《“十五五”碳达峰行动方案》明确提出，支持开展绿电直供，推动新建算力设施主要使用非化石能源电力。未来绿电直连将成为破解新能源消纳难题、满足高载能企业和新兴产业绿色用能需求的关键路径，将聚焦于打通新能源发电侧与高耗能负荷侧（如零碳园区、数据中心、高端装备制造等）的物理与交易壁垒，政策将进一步完善绿电直连的管理制度和技术标准，明晰其与公共电网的安全、经济和社会责任界面。通过鼓励企业自主投资建设分布式风光电站、微型电网和新型储能系统，打造一批高比例清洁能源供给的工业绿色微电网和零碳工厂。
　　（5）调节性电源将成为新型电力系统建设重要支撑
　　调节性电源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。国务院《“十五五”碳达峰行动方案》设定了明确的储能建设目标：到2030年，抽水蓄能装机容量达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦。
　　未来储能技术将呈现多元化、长时化和市场化协同发展的态势。在抽水蓄能方面，将加快优质站点建设，并稳妥推进容量电价机制改革以稳定投资预期。在新型储能方面，政策将更加侧重长时储能技术的商业化应用，以应对新能源大规模接入带来的系统调节压力。在天然气发电方面，更加注重电网调峰节点与工业热负荷的结合，提升机组效率与经济性。同时，将进一步完善调节性电源参与电力市场的机制，挖掘其调峰、调频、备用等多重价值，使其从单纯的“新能源配建”向独立的“系统调节资源”转变。
　　（6）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，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。2026年6月，国家能源局《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》强调要攻关规模安全储氢关键技术，推动氢能替代化石能源。2026年7月，国务院《“十五五”碳达峰行动方案》明确提出布局建设风光氢氨醇一体化基地，培育氢能、绿色燃料等产业。
　　未来绿氢产业将加速从“示范探索”迈向“规模化商业应用”阶段。未来的发展将高度依赖新能源基地的廉价绿电优势，推动“风光发电—绿电制氢—绿色化工/冶金”的产业链闭环。政策将着力突破绿氢制备、长距离储运及下游应用（如绿色氢氨醇合成、氢冶金、氢化工）的关键核心技术瓶颈。同时，随着绿色氢氨醇认证机制和碳足迹标准的逐步完善，绿氢及其衍生燃料将在重卡运输、远洋船舶以及传统高耗能工业的脱碳进程中发挥越来越核心的替代作用。
　　2.燃气板块
　　（1）能源结构转型持续深化，天然气调峰需求稳步扩容
　　“双碳”转型持续纵深推进，新能源大规模并网带来电网调峰保供刚需持续放大，天然气发电凭借高效、启停灵活、运行调节能力强的独特优势，成为新型电力系统核心调节支撑，行业发展空间持续打开。2026年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），允许通过容量电价覆盖机组固定投资成本，同步支持气电参与电力现货、辅助服务市场；叠加《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》《天然气利用管理办法》政策导向，明确将天然气调峰电站、天然气热电联产列为天然气优先利用领域，鼓励气源稳定、调峰缺口较大区域布局气电项目。在国家政策系统性调整下，河北省燃气发电建设提速。河北省发改委印发的《关于完善天然气发电上网电价政策的通知》（冀发改能价规〔2024〕10号）已全面常态化落地，省内调峰、热电联产机组统一执行“两部制”电价，电量电价与上游天然气价格联动，与国家发改价格〔2026〕114号文件形成政策联动，稳步提升燃气电厂盈利稳定性与项目投资价值，省内气电项目核准、开工节奏持续加快，带动区域天然气配套供气需求增长。
　　（2）常态化落地气价联动机制，多元对冲气源成本波动
　　国内天然气上游市场化交易体系已趋于成熟，气源采购价格随市场动态波动，天然气市场呈现内外盘行情分化态势，受国际地缘局势影响，海外气价反弹、进口LNG现货价格上行，推高外部采购成本；而国内LNG出站价格及原料气竞拍成本同步回落，行情波动差异显著，加大了企业成本管控与盈利稳定压力。2026年上半年国内天然气供需整体平稳、气源供应充足，为公司对冲价格波动、稳定经营盘面提供了良好市场基础。河北省发改委《关于理顺天然气价格加强政策监管的通知》（冀发改能价〔2022〕1461号）要求，常态化执行居民、非居民全品类管道气价格联动机制。通过“气源购进价格+配气价格”标准化定价模式，根据上游气源价格变动双向调整终端售价，顺畅传导成本波动，打通成本传导闭环，有效规避气价分化带来的利润挤压风险，保障管道气业务平稳运营。
　　（3）气源多元化发展导向明确，产供储销一体化政策凸显LNG接收站保供优势
　　《天然气利用管理办法》明确天然气产业坚持产供储销协同、供需均衡发展，立足区域实际分类施策，优先保障民生、重点产业与调峰用气需求。国内天然气资源地域分布不均，跨区域管网调配是保障稳定供气的关键举措。在国家发改委“放开两头，管住中间”价格改革总体思路下，上游气源市场化、门站价格改革稳步推进，行业进入“X+1+X”市场化运营阶段，加快管网互联互通、搭建多路径气源下载体系、强化全域供气保障成为行业核心发展任务，气源多元化、储气调峰能力已经成为燃气运营商核心竞争力。公司自有LNG接收站为区域多元气源枢纽，可统筹进口LNG、跨省管道气、本地煤层气等多类气源，搭配自有长输管线实现储气、气化、外输一体化运营，契合国家保供调峰政策要求，既能平抑单一气源价格波动，也可承接冬季保供、电网顶峰用气需求，持续巩固气源端成本与服务优势。
　　（4）管网统一运价体系助力全省管网互联互通规模化发展
　　2025年7月，国家发改委、国家能源局发布完善省内天然气管道运输价格机制相关指导意见，2026年上半年河北省配套实施细则落地。省内管网定价权限统一由省级发改部门统筹管理，运价逐步向分区、全省统一标准过渡，与跨省长输管道定价机制协同衔接，行业统一采用“准许成本加合理收益”定价模式，管道资产折旧年限统一设定为40年，同步精简供气中间环节、推进管网公平开放。本次改革构建起全省统一、标准透明的管网定价监管体系，统一了管线成本与收益核算口径，提升管道资产长期收益的可预期性。依托省内管网互联互通工程持续推进，公司长输管线可联动更多上游气源与下游用气市场，管道输气规模有望持续提升，依托规模效应推动管道业务实现长期稳健发展。
　　（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.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、经营情况的讨论与分析
　　（一）经营环境
　　2026年上半年，外部环境错综复杂，地缘冲突外溢风险增多。复杂局面之下，国民经济顶住压力延续总体平稳、向新向优的发展态势，新动能蓬勃发展，国民经济运行在合理区间，彰显强大发展韧性和活力。
　　根据国家统计局发布的数据，初步核算，上半年国内生产总值人民币695,704亿元，按不变价格计算，同比增长4.7%。上半年电力生产稳步增长，规模以上工业发电量4.8万亿千瓦时，同比增长3.5%。清洁能源发电较快增长，水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电量同比增长4.6%，占规模以上工业发电量的比重为36.2%，同比提高0.4个百分点。
　　根据国家能源局发布的数据，2026年1-6月，全社会用电量累计50,999亿千瓦时，同比增长5.3%。截至2026年6月底，风电装机容量6.8亿千瓦，同比增长18.5%。据中国电力企业联合会公布的数据，2026年上半年全国风电平均利用小时数为917小时，同比降低170小时。
　　据国家统计局发布的数据，2026年1-6月，规模以上工业天然气产量1,330亿立方米，同比增长1.6%。根据国家发改委发布的数据，2026年1-6月，全国天然气表观消费量2,068.5亿立方米，同比下降2.4%。
　　（二）业绩回顾
　　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，本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，本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，本集团风电在建项目容量总计1,111.93兆瓦。
　　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。
　　（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，本集团与吉林、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，本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%。
　　（2）天然气重点项目建设持续推进
　　截至2026年6月30日，本集团累计运营管线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，将进一步扩大本集团管网覆盖范围，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，有助于本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
　　本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、饶阳明确本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。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28,061户。截至2026年6月30日止，本集团累计拥有用户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，本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。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，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，本集团燃机项目累计核准容量386万千瓦。本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
　　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，本集团新增100MW/400MWh独立储能电站指标,累计有效备案容量1200MW/3800MWh。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）光伏业务
　　报告期内，本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，本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。报告期内，本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，本公司新疆、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，本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，本集团申请专利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。本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。
　　（三）经营业绩讨论与分析
　　1.概览
　　2026年上半年，本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；本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。
　　2.净利润
　　本报告期内，本集团实现净利润人民币14.11亿元，同比下降14.02%。本报告期内，风电及光伏板块实现净利润人民币10.35亿元，同比下降19.20%，主要是售电收入较上年同期减少以及折旧费较上年同期增加所致；天然气业务板块实现净利润人民币3.31亿元，同比增长3.12%，主要是单方毛利较上年同期增加所致。
　　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12.81亿元，与上年同期的人民币14.12亿元相比，减少人民币1.31亿元，同比下降9.28%，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0.28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1.30亿元，与上年同期的人民币2.29亿元相比，减少人民币0.99亿元，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2026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0.07亿元，该等案件尚在审理中。
　　6.现金流情况
　　截至2026年6月30日止，本集团流动负债净额为人民币115.83亿元，现金及现金等价物减少净额人民币0.55亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币1,204.77亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币340.85亿元。
　　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。
　　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、燃气电厂项目、储能项目、LNG接收站项目、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41.97亿元，比上年同期的人民币30.16亿元增加39.18%。
　　8.借款情况
　　截至2026年6月30日，本集团长期及短期借款总额人民币389.00亿元，比2025年底减少人民币84.28亿元。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32.66亿元，长期借款为人民币356.34亿元。
　　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2026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66.37%，比2025年12月31日的66.30%增加了0.07个百分点，基本持平。
　　10.重大资产抵押
　　本集团本年度无重大资产抵押。

　　三、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。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。

　　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，每年的风速均可能存在下降的风险。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新能源项目的建设，电力输出问题制约新能源项目的开发，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，随着新增新能源项目的不断投产，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
　　土地政策趋紧，征占地手续办理流程长、难度大，国土空间规划管理日益严格，对于基本农田、生态保护红线、海洋生态保护红线、城镇开发边界等给出明确要求，对于临时用地办理要求更高，征占地手续办理变得更加复杂和严格。土地使用税费及补偿标准提高，协调难度大、费用高，对项目进度及投资控制有重大不利影响。接入系统评审周期长，接入系统规划与接入系统意见偏差较大，导致项目建设内容与投资发生重大变化，给项目带来较大不确定性，影响项目开工，对进度有较大影响。
　　公司将针对性加强对施工手续办理工作，特别是对林草地、土地和接入系统报告批复意见等关键手续办理进度的督导力度，加强外部施工手续办理与内部管控流程协调联动，力争项目早开工。同时，公司将成立协调专班加大协调力度，全力排除施工外部阻力，确保项目按照计划稳步推进。
　　（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
　　天然气销售业务中，部分用户可能因政策调整、经济下行及用户经营不善等原因导致企业经营困难，无法支付天然气款，进而产生应收账款。为避免用户因经营困难产生应收账款，本集团针对天然气销售采取先款后气，并利用智能计量设备，避免下游用户产生应收账款，主动防范应收账款风险，维护本集团利益。
　　（4）天然气消费增长不及预期的风险
　　2026年上半年，全球经济贸易复苏进程分化，地缘冲突持续发酵、关键能源航道扰动加剧，全球供应链重构延续，外部环境的复杂性与不确定性进一步上升。国际天然气市场受地缘事件冲击，现货价格高位震荡，对全球及国内市场形成外部压力。国内方面，宏观经济恢复节奏存在不确定性，价格敏感型工商业用气需求提振有限；同时一季度整体气温偏高，采暖季用气刚需被削弱，对天然气旺季消费形成明显压制。多重因素叠加下，天然气消费存在增长不及预期的风险。
　　（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。
　　3.利率变动风险
　　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。 收起▲

　　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... 查看全部▼

　　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10,000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1,401,879亿元，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GDP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6,200万千瓦以上，《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103,682亿千瓦时，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2,619亿立方米，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12,787万吨，同比增长-2.8%。2025年，全国天然气表观消费量4,265.5亿立方米，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1,339.02兆瓦，累计管理装机容量8,245.97兆瓦。其中：新增控股装机容量1,270.52兆瓦，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7,777.97兆瓦；新增风电权益装机容量1,265.04兆瓦，累计权益装机容量7,206.70兆瓦。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6,783.15兆瓦。
　　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1,298.07兆瓦。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2,236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1,132兆瓦，累计有效核准未开工项目容量3,544.57兆瓦。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13,503.03兆瓦，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4,350兆瓦，累计风电有效协议容量14,531.25兆瓦，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56,377户。截至2025年12月31日止，本集团累计拥有用户778,538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10,026.33公里，其中长输管道1,549.16公里，城市燃气管道8,477.17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2025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3,860兆瓦。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9.21%，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1,156.29亿元银行信用额度，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。
　　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
　　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。
　　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。
　　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。 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　　当前，能源行业深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，能源消费结构持续优化，绿色低碳发展水平进一步提升。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　　2024年12月，中央经济工作会议指出，加快“沙戈荒”新能源基地建设。2025年1月，国家能源局下发《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。2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，通知文件提出2025年新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到... 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
　　当前，能源行业深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，能源消费结构持续优化，绿色低碳发展水平进一步提升。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
　　2024年12月，中央经济工作会议指出，加快“沙戈荒”新能源基地建设。2025年1月，国家能源局下发《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。2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，通知文件提出2025年新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升。绿色低碳转型方面，非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。
　　（2）统筹加快推动海上风电规模化发展
　　2025年7月召开的中央财经委员会第六次会议强调，要做强做优做大海洋产业，推动海上风电规范有序建设。海上风电是“双碳”目标下的强大能源供给，推动海上风电规范有序建设，能够为高质量发展释放潜能。2025年初，《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》印发，从规划管控、节约集约、用海审批、生态用海四方面提出12项措施。这些政策规范了海上风电项目用海管理，提高了海域资源利用效率，加强了海洋生态环境保护，为海上风电产业的持续健康发展提供了有力保障，推动了海上风电产业从近海、浅海向远海、深海的布局优化。目前，河北省海上风电发展规划已获批，该规划将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”发展前景广阔
　　2024年8月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合下发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》。该方案提出：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。此次能源重点领域大规模设备更新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开发、绿电直连等多模式开发方式
　　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10,000个行政村乡村风电建设。
　　2025年6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》(发改能源〔2025〕650号)，文件提出完善新能源消纳和调控政策措施部署，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平。
　　（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
　　抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是目前技术最成熟、经济性最优、具有大规模开发潜力的电力系统绿色灵活调节电源，也是支撑新能源大规模、高比例、高质量跃升发展的重要能源基础设施。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。2024年度，河北省12个抽水蓄能项目获得国家能源局批复，列入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》。2025年1月，国家发改委、国家能源局印发了《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（发改能源规〔2025〕93号）。该办法定位于抽水蓄能电站开发建设管理顶层制度，覆盖抽水蓄能电站开发建设全生命周期各阶段，形成了一整套逻辑完整、边界清晰、权责明确的管理体系。该办法的出台标志着抽水蓄能进入规范化、高质量发展的新阶段。
　　2025年2月，工业和信息化部、国家发改委等八部门联合印发实施《新型储能制造业高质量发展行动方案》，该方案将推动新型储能制造业高质量发展，构建现代化产业体系，支撑新型能源体系建设。
　　（6）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，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。2025年4月，国家能源局发布《中国氢能发展报告（2025）》（以下简称《报告》），《报告》总结了2024年我国氢能产业在生产供应、应用场景、国际合作、标准体系、科技创新方面取得的成果，并对2025年氢能产业的发展进行了展望，为“十五五”时期氢能产业发展方向奠定了基调。
　　（7）新能源上网电价市场化改革
　　2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《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）（以下简称136号文）。根据136号文，新能源项目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。主要包括四方面内容：一是推动新能源上网电价全面由市场形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；三是区分存量和增量项目分类施策；四是明确各地不得要求新能源项目“强制配储”。这意味着新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段，有助于稳定新能源预期，促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标实现。目前，内蒙、新疆、山西、山东等省（区）已出台承接136号文的细则文件。
　　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，以及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等。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，河北省有序发展燃气发电应运而生。2024年11月，河北省发改委正式印发《关于完善天然气发电上网电价政策的通知》，明确对天然气调峰、热电联产的天然气发电机组实施“两部制”电价，电量电价与天然气价格执行联动，燃气电厂经济性和抗风险能力显著增强，具备了一定的投资价值，将有力加快河北省燃气电厂布局建设。
　　（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。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。天然气的合理供应与逐步增长的需求形成双向利好的市场环境，天然气供应相对宽松，整体市场展现出显著的恢复态势。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，并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。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
　　《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。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。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。
　　（4）省内天然气管道运输价格机制进一步完善
　　2025年7月，国家发改委、国家能源局联合下发《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》。该意见主要内容包括明确定价权限和范围、合理确定定价模式、科学核定价格水平、优化管道规划和投资管理、压减供气环节等内容。一是省内各级天然气管道（不含企业内部自用管道）运输价格由省级发展改革部门制定，原则上不再下放定价权限。二是省内天然气管道运输价格应当实行统一定价模式，由“一线一价”、“一企一价”向分区定价或全省统一价格过渡，实现与跨省天然气管道运输价格机制有效衔接，助力形成“全国一张网”。三是省级发展改革部门应在严格开展成本监审的基础上，按照“准许成本加合理收益”的方法核定省内天然气管道运输价格，即通过核定准许成本、监管准许收益确定准许收入，考虑输气量（周转量）确定管道运输价格。天然气管道资产折旧年限原则上按40年确定。
　　（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.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
　　目前，风电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、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、经营情况的讨论与分析
　　（一）经营环境
　　2025年上半年，面对外部冲击影响加大、内部困难挑战叠加的复杂局面，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，贯彻新发展理念，构建新发展格局，扎实推动高质量发展，国民经济顶住压力稳中向好，展现较强韧性。
　　根据国家统计局发布的数据，初步核算，上半年国内生产总值人民币660,536亿元，按不变价格计算，同比增长5.3%，经济运行总体平稳。上半年，规模以上工业发电量4.5万亿千瓦时，同比增长0.8%。其中，规模以上工业火电、水电分别下降2.4%、2.9%，规模以上工业核电、风电和太阳能发电分别增长11.3%、10.6%、20.0%。目前，我国已经建成全球规模最大的清洁能源发电体系，规模以上工业水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电占比达35.2%，较上年同期提高2.1个百分点。
　　根据国家能源局发布的数据，2025年1-6月，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增长3.7%。截至2025年6月底，风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。据中国电力企业联合会公布的数据，全国风电平均利用小时数为1,087小时，同比降低47小时。
　　据国家统计局发布的数据，2025年1-6月，规模以上工业天然气产量1,308亿立方米，创历史同期新高，同比增长5.8%。根据国家发改委发布的数据，2025年1-6月，全国天然气表观消费量2,119.7亿立方米，同比下降0.9%。
　　（二）业绩回顾
　　1.风电业务回顾
　　（1）风电场发电量稳步上升
　　报告期内，本集团控股风电场实现发电量80.65亿千瓦时，同比增加8.34%；控股风电场平均利用小时数为1,235小时，较上年同期增加23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148小时，平均利用小时数增加的主要原因为平均风速增加；平均风电机组可利用率97.62%，较上年同期下降0.44个百分点。弃风率为16.85%，同比增加9.04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287.45兆瓦，新增管理装机容量349.95兆瓦，累计控股装机容量为6,874.80兆瓦，累计管理装机容量7,435.40兆瓦。上半年新增转商业运营项目容量270兆瓦，累计转商业运营项目容量6,473.55兆瓦。上半年，阿城项目、哈德门项目、蔚县西水泉、青崖子项目、巨鹿老漳河二期项目并网发电；山海关海上风电项目、祥云岛海上风电项目、张北新泽战海项目、大名风电项目、永年风电项目、晋州风储一体化项目、昌黎七里项目、宁晋洨河项目等项目按计划施工。截至报告期末，本集团风电在建项目容量总计1,401.95兆瓦。
　　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。
　　（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982兆瓦，累计有效核准未开工项目容量4,591.93兆瓦；新增180兆瓦风电建设指标，累计取得风电指标容量已达13,403.03兆瓦。报告期内，本集团与陕西咸阳市、山西省朔州市等地签署风电开发协议，新增风电协议容量1,600兆瓦，风资源有效协议总容量达到21,281.25兆瓦，分布于全国二十多个省份。
　　2.天然气业务回顾
　　（1）天然气输/售气量同比下降
　　报告期内，本集团天然气业务总输/售气量为28.14亿立方米，较上年同期减少17.07%，其中售气量25.78亿立方米，较上年同期减少14.56%，包括（i）批发气量11.45亿立方米，较上年同期减少6.55%，主要原因为第一季度气温偏高，采暖用量大幅减少，工业需求疲软；（ii）零售气量9.07亿立方米，较上年同期减少14.36%，主要原因为第一季度气温偏高，采暖用气量大幅减少，工业需求疲软；（iii）CNG售气量0.27亿立方米，较上年同期减少33.74%，主要原因为CNG市场萎缩；（iv）LNG售气量4.98亿立方米，较上年同期减少27.94%，主要原因为LNG市场供应宽松，价格低迷；代输气量2.36亿立方米，较上年同期减少37.17%，主要原因为采暖用气量减少。
　　（2）天然气重点项目建设持续推进
　　截至2025年6月30日，本集团累计运营管线9,944.68公里，累计运营LNG接收站1座、CNG母站5座、CNG子站3座、LNG加注站3座、L-CNG合建站1座。
　　报告期内，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按计划推进，完成部分线路焊接、回填。以上项目建成投产后，将进一步扩大本集团管网覆盖范围，优化供气格局，实现气源及管网互联互通，提升输气能力及应急保障能力。
　　（3）唐山LNG项目进展顺利
　　报告期内，唐山LNG项目二阶段9#、10#、15#、16#储罐工程已完成机械完工验收；温海水利用工程完成竣工验收；唐山LNG项目接收站二阶段（工艺区第一标段）累计完成46.7%；唐山LNG项目三阶段（11#、17#储罐）工程累计完成35.05%。
　　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）。2025年7月，曹妃甸公司再次联合上海交易中心发布了《关于新天唐山LNG接收站窗口期产品交易的公告》，计划在2025年下半年推出4个窗口期产品，进一步增加项目利用率。后续，通过借鉴国家管网及第二梯队行业先进经验，唐山LNG项目也将加大京津冀及周边省份新进客户开发力度，推出更加贴合市场实际使用需求的窗口期及罐容租赁等产品，探索多种业务模式，届时将有力提高区域天然气安全稳定供应能力。
　　（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23,667户。截至2025年6月30日止，本集团累计拥有用户745,828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，本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）光伏业务
　　报告期内，本集团新增光伏管理装机容量为16.06兆瓦。其中，新增控股装机容量16.06兆瓦。截至报告期末，本集团光伏累计控股装机容量为385.25兆瓦，累计管理装机容量为555.25兆瓦，累计控股运营容量为238.12兆瓦，光伏控股在建工程建设容量152.87兆瓦。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。报告期内，本公司正在逐步出售或转让现有控股光伏业务。截至2025年7月，本公司新疆、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。
　　（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2025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。该项目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600MW/1400MWh独立储能电站指标,累计有效备案容量700MW/2400MWh。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。
　　截至报告期末，本集团燃机项目累计核准容量288万千瓦。本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。
　　（4）风机技改技术及研发业务
　　报告期内，本集团专业技术团队优化了技术改造项目管理制度，并依托公司数据资产目录建设工作，逐步推进技改项目全流程数智化管理。报告期内，本集团申请专利47件；授权专利15件，其中授权发明专利8件；发布团体标准1项，申报地方标准和行业标准各1项。拥有省级研发平台1个，筹建省级研发平台2个。申请国家能源局氢能试点项目1项，在研省级科技项目3项，申请省级科技项目1项。筹建国家能源氢能与可再生能源协同技术研发中心，并于唐山市曹妃甸区开展氢冶金关键技术研究及示范项目建设。
　　（三）经营业绩讨论与分析
　　1.概览
　　2025年上半年，本集团的营业收入为人民币109.04亿元，同比下降10.16%，主要为天然气售气量较上年同期减少所致；本集团的营业成本为人民币83.48亿元，同比下降11.70%，主要是天然气购气量较上年同期减少所致。
　　2.净利润
　　本报告期内，本集团实现净利润人民币16.41亿元，同比下降2.41%。本报告期内，风电及光伏板块实现净利润人民币12.81亿元，同比增加6.75％，主要是上网电量较上年同期增加所致；天然气业务板块实现净利润人民币3.21亿元，同比下降28.51%，主要是单方毛利及售气量较上年同期减少影响。
　　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14.12亿元，与上年同期的人民币14.30亿元相比，减少人民币0.18亿元，同比减少1.23%，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2.29亿元，与上年同期的人民币2.52亿元相比，减少人民币0.23亿元，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2025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0.02亿元，该等案件尚在审理中。
　　6.现金流情况
　　截至2025年6月30日止，本集团流动负债净额为人民币57.23亿元，现金及现金等价物增加净额人民币16.90亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币1,087.63亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币352.10亿元。
　　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。
　　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30.16亿元，比上年同期的人民币25.30亿元增加19.18%。
　　8.借款情况
　　截至2025年6月30日，本集团长期及短期借款总额人民币454.20亿元，比2024年底增加人民币13.19亿元。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106.59亿元，长期借款为人民币347.61亿元。
　　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2025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66.23%，比2024年12月31日的67.73%减少了1.50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、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。

　　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，每年的风速均可能存在下降的风险。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新能源项目的建设，电力输出问题制约新能源项目的开发，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，随着新增新能源项目的不断投产，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
　　土地政策趋紧，征占地手续办理流程长、难度大，国土空间规划管理日益严格，对于基本农田、生态保护红线、海洋生态保护红线、城镇开发边界等给出明确要求，对于临时用地办理要求更高，征占地手续办理变得更加复杂和严格。土地使用税费及补偿标准提高，协调难度大、费用高，对项目进度及投资控制有重大不利影响。接入系统评审周期长，接入系统规划与接入系统意见偏差较大，导致项目建设内容与投资发生重大变化，给项目带来较大不确定性，影响项目开工，对进度有较大影响。
　　公司将针对性加强对施工手续办理工作，特别是对林草地、土地和接入系统报告批复意见等关键手续办理进度的督导力度，加强外部施工手续办理与内部管控流程协调联动，力争项目早开工。同时，公司将成立协调专班加大协调力度，全力排除施工外部阻力，确保项目按照计划稳步推进。
　　（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
　　天然气销售业务中，部分用户可能因政策调整、经济下行及用户经营不善等原因导致企业经营困难，无法支付天然气款，进而产生应收账款。为避免用户因经营困难产生应收账款，本集团针对天然气销售采取先款后气，并利用智能计量设备，避免下游用户产生应收账款，主动防范应收账款风险，维护本集团利益。
　　（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，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。
　　3.利率变动风险
　　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。 收起▲