主营业务:
公司主要业务为投资控股，其各附属公司主要业务为于中国建设、经营及管理以天然气为燃料的电厂。
报告期业绩:
公司截至二零二五年十二月三十一日止年度之权益股东应占溢利净额为人民币38,336,000元,较二零二四年的人民币59,902,000元减少人民币21,566,000元或下降36%。截至二零二五年十二月三十一日止年度,公司每股基本及摊薄盈利为人民币0.084元,较二零二四年的每股人民币0.131元减少人民币0.047元或下降36%。
报告期业务回顾：
二零二五年,在中国政府持续提升社会经济发展活力的不断努力下,伴随着全球经济环境的内外部变化,社会及经济活动得以稳步提升,同时受社会生产用电情况综合影响,浙江省社会整体用电需求保持平稳。集团结合自身经营发展及电网发电调度需求,截至二零二五年十二月三十一日止年度的整体发电量较二零二四年的305,663.81兆瓦时减少44.27%至170,358.37兆瓦时。同时,应回顾期内发电量较去年同期减少,发电用天然气量亦较二零二四年的68,406,436立方米减少32.03%至46,498,130立方米。二零二五年,公司下属浙江普星蓝天然气发电有限公司(‘蓝天电厂’)、德能电厂(部分已出售)及浙江普星京兴然气发电有限公司(‘京兴电厂’)容量电价继续沿用二零二二年调整后的价格为人民币394.8元╱千瓦╱年;安吉电厂、衢州电厂(部分已出售)容量电价继续沿用二零二二年调整后的价格为人民币571.2元╱千瓦╱年,与去年同期持平。年内,受外部经济环境变化影响及天然气价格调整,供热量下降等各项因素综合影响,热用户量及需求减少,供热价格下降,公司整体售热量下降。集团截至二零二五年十二月三十一日止年度售热量较二零二四年的107,228吨下降26.86%至78,431.92吨,销售热力收入较二零二四年人民币39,260,000元下降31.64%至人民币26,838,000元。年内,浙江省发展和改革委员会(‘浙发改委’)分别对天然气发电机组电量电价及含税天然气门站价格进行了数次调整。经本年度的数次调整后,集团下属蓝天电厂的含增值税电量电价由年初每千瓦时人民币0.7007元调整至年末每千瓦时人民币0.7288元,涨幅约4.01%;京兴电厂的含增值税电量电价由年初每千瓦时人民币0.7515元调整至年末每千瓦时人民币0.6962元,降幅约7.36%;安吉电厂的含增值税电量电价由年初每千瓦时人民币0.6607元调整至年末每千瓦时人民币0.6738元,涨幅约1.98%。
集团下属蓝天电厂的天然气含税价格由年初每立方米人民币3.0415元调整至年末每立方米人民币3.0114元,降幅约为1%;京兴电厂的天然气含税价格由年初每立方米人民币3.2620元调整至年末每立方米人民币3.022元,降幅约为7.36%;安吉电厂的天然气含税价格由年初每立方米人民币3.1226元调整至年末每立方米人民币3.1848元,涨幅约为1.99%;截至二零二五年十二月三十一日止年度各电厂含增值税容量电价维持不变。权益装机容量于二零二五年十二月三十一日,集团拥有及经营的发电厂之权益装机容量具体如下集团下属电厂发电机组总装机容量为345.92兆瓦,权益总装机容量为345.92兆瓦,权益占比100%。其中蓝天电厂发电机组总装机容量为112.34兆瓦,权益总装机容量为112.34兆瓦,权益占比100%;其中天然气发电机组装机容量为112兆瓦,光伏发电机组装机容量为0.34兆瓦。京兴电厂发电机组总装机容量为75.22兆瓦,权益总装机容量为75.22兆瓦,权益占比100%;其中天然气发电机组装机容量为75兆瓦,光伏发电机组装机容量为0.22兆瓦。安吉电厂发电机组总装机容量为158.36兆瓦,权益总装机容量为158.36兆瓦,权益占比100%;其中天然气发电机组装机容量为158兆瓦,光伏发电机组装机容量为0.36兆瓦。电网侧储能总装机容量为100兆瓦╱200兆瓦时,全部为蓝天电厂储能装机容量100兆瓦╱200兆瓦时。
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发电业务天然气发电为配合浙江省试行的两部制电价政策,相关政府部门按照满足电网顶峰需要来安排二零二五年度天然气发电机组发电量计划。受外部整体经济环境影响及应浙江省二零二五年整体购电需求调整,以及德能电厂和衢州电厂部分已出售,在满足电网顶峰需求情况下,集团截至二零二五年十二月三十一日止年度的天然气发电量约为170,358.37兆瓦时,较二零二四年的305,663.81兆瓦时减少135,305.44兆瓦时或下降44.27%。光伏发电截至二零二五年十二月三十一日止年度,集团光伏发电量约为1,020兆瓦时(二零二四年约为1,059兆瓦时),当中约121.50兆瓦时(二零二四年约93兆瓦时)出售予电网。年内,集团透过光伏发电减省用电成本人民币413,700元(二零二四年人民币549,100元),实现售电收益人民币131,000元(二零二三年人民币185,000元)。供热业务集团现由下属安吉电厂向供热管道附近厂家提供蒸汽,每小时最大供热产能约为吨160(二零二四年360吨)。年内,受外部经济环境波动及天然气价格调整,供热量下降等各项因素综合影响,热用户量及需求减少,供热价格下降,以及衢州电厂部分已出售,公司整体售热量下降。集团截至二零二五年十二月三十一日止年度售热量较二零二四年的107,228吨下降26.86%至78,432吨,销售热力收入较二零二四年人民币39,260,000元下降31.64%至人民币26,838,000元。平均售价(含增值税)则较二零二四年的每吨约为人民币399.09元下降6.54%至每吨约为人民币372.98元。
储能业务配合国家的产业政策及可持续发展战略,以及开拓集团天然气业务以外的清洁能源领域,蓝天电厂于二零二二年列入浙江省‘十四五’第一批新型储能示范项目名单,二零二四年完成电网侧电化学储能电站示范项目的建设并投入运行,储能装机容量100兆瓦╱200兆瓦时。集团截至二零二五年十二月三十一日止年度储能业务的充电量126,967.18兆瓦时(二零二四年70,162.68兆瓦时),放电量111,260.40兆瓦时(2024年60,180.42兆瓦时),储能业务收入21,428,000元,较二零二四年的12,687,000元上升68.90%。燃料成本及天然气用量集团下属所有电厂皆使用天然气为发电燃料,而下属安吉电厂则同时使用天然气作为供热燃料。天然气是集团唯一的燃料来源,主要由集团之供应商浙江浙能天然气贸易有限公司、中国石油天然气股份有限公司天然气销售浙江分公司及国家管网集团浙江省天然气管网有限公司负责提供。年内,在浙江省能源局组织下,集团下属电厂均与几家天然气供应商签订了天然气销售专项合同。
浙江省地区的天然气价格乃由浙发改委厘定。根据浙发改委年内对天然气价格进行的调整,集团下属的蓝天电厂天然气含税价格由年初每立方米人民币3.0415元调整至年末每立方米人民币3.0114元,降幅约为1%;京兴电厂的天然气含税价格由年初每立方米人民币3.2620元调整至年末每立方米人民币3.022元,降幅约为7.36%;安吉电厂的天然气含税价格由年初每立方米人民币3.1226元调整至年末每立方米人民币3.1848元,涨幅约为1.99%。截至二零二五年十二月三十一日止年度,燃料成本为人民币148,601,000元,较二零二四年的人民币231,361,000下降35.77%。
业务展望：
二零二六年将是普星能量继续充满挑战的一年。浙江省容量电价退坡，天然气价格波动，储能政策紧缩，分时电价大幅收窄，已经对普星能量的盈利能力带来严峻的考验。公司将持续加强成本管理，持续配合推行精细化管理、严控成本，积极面对挑战，务求把政策变化和外部经济环境变化所造成的影响降至最低。
同时管理团队积极研究探索新形式下的经营模式，努力寻找新市场契合点，致力实现战略转型。在适当情况下并视乎市场机遇及状况，可能收购或投资从事能源科技、数字经济、人工智能及其他相关领域之业务，努力寻找新机遇，努力争取不同类型的项目，多元化业务结构，为提升集团长期增长潜力及股东价值不断努力。
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