新天绿能 600956

（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。

报告期内,本集团资本性支出为人民币106.63亿元,比上年同期的人民币63.82亿元增加67.08%,10.借款情况截至2025年12月31日止,本集团长期及短期借款总额人民币473.28亿元,比2024年底增加人民币32.27亿元。

在全部借款中,短期借款（含一年内到期的长期借款）为人民币117.79亿元,长期借款为人民币355.49亿元。

本报告期内,本集团积极拓宽融资渠道,强化资金管理,保证资金链畅通,降低资金成本。

一是置换高息存量贷款,争取新增贷款最优利率；二是强化资金管理,提高资金使用效率,减少资金沉淀。

11.资产负债率截至2025年12月31日止,本集团资产负债率（即负债总额除以资产总额的比值）为66.30%,比2024年12月31日的67.73%减少了1.43个百分点,主要是本期其他权益工具增加所致。

12.重大资产抵押本集团本年度无重大资产抵押。

13.重大收购及出售本集团本年度无重大收购及出售。

(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。