经营分析☆ ◇600956 新天绿能 更新日期：2026-04-01◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
新能源发电业务及天然气销售业务
【2.主营构成分析】
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气销售收入(产品) 133.35亿 67.24 5.73亿 13.90 4.30
风力/光伏发电收入(产品) 61.26亿 30.89 33.41亿 81.10 54.53
其他(产品) 2.18亿 1.10 1.24亿 3.01 56.72
接驳及建设燃气管网收入(产品) 1.17亿 0.59 6696.01万 1.63 57.07
租赁及设备使用服务收入(产品) 3450.55万 0.17 1482.49万 0.36 42.96
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 198.31亿 100.00 41.19亿 100.00 20.77
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气(产品) 74.88亿 68.68 4.43亿 17.35 5.92
风电和光伏发电(产品) 34.11亿 31.28 21.10亿 82.53 61.85
其他(产品) 480.45万 0.04 292.66万 0.11 60.91
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 109.04亿 100.00 25.56亿 100.00 23.44
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气销售业务(产品) 150.04亿 70.21 5.28亿 12.55 3.52
风力/光伏发电业务(产品) 59.52亿 27.85 34.66亿 82.43 58.22
其他(产品) 2.41亿 1.13 1.44亿 3.42 59.68
接驳及建设燃气管网业务(产品) 1.56亿 0.73 5818.01万 1.38 37.41
租赁及设备使用服务收入(产品) 1942.22万 0.09 909.92万 0.22 46.85
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 213.72亿 100.00 42.04亿 100.00 19.67
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
天然气销售收入(产品) 87.59亿 72.17 --- --- ---
风力/光伏发电收入(产品) 32.25亿 26.57 --- --- ---
其他(产品) 1.02亿 0.84 --- --- ---
接驳及建设燃气管网收入(产品) 4219.17万 0.35 --- --- ---
租赁收入(产品) 835.70万 0.07 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 121.37亿 100.00 26.83亿 100.00 22.10
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售87.19亿元，占营业收入的43.97%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│第一名 │ 583982.81│ 29.45│
│第二名 │ 120535.47│ 6.08│
│第三名 │ 75189.55│ 3.79│
│第四名 │ 48101.95│ 2.43│
│第五名（新增） │ 44056.60│ 2.22│
│合计 │ 871866.38│ 43.97│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购115.80亿元，占总采购额的75.50%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│合计 │ 1157988.91│ 75.50│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-12-31
●发展回顾:
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10000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1401879亿元，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GD
P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6200万千瓦以上，《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103682亿千瓦时，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2619亿立方米，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12787万吨，同比增长-2.8%。2025年，全国天然气表
观消费量4265.5亿立方米，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1339.02兆瓦，累计管理装机容量8245.97兆瓦。其中：新增控
股装机容量1270.52兆瓦，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7777.97兆瓦；新增风电权益装机容量1265.04兆瓦，累计权益装机容量7206.70兆瓦。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6783.15兆瓦。
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1298.07兆瓦。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2236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1132兆瓦，累计有效核准未开工项目容量3544.57兆瓦。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13503.03兆瓦，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4350兆瓦，累计风电有效协议容量14531.25兆瓦，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56377户。截至2025年12
月31日止，本集团累计拥有用户778538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10026.33公
里，其中长输管道1549.16公里，城市燃气管道8477.17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20
25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3600兆瓦，分两期开发，每期开
发1800兆瓦，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
|