经营分析☆ ◇600956 新天绿能 更新日期：2026-09-12◇ 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:2026-06-30
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(行业) 59.48亿 64.54 4.58亿 20.19 7.71
风电和光伏发电(行业) 32.66亿 35.43 18.11亿 79.78 55.45
其他(行业) 217.67万 0.02 46.37万 0.02 21.30
其他(补充)(行业) 65.57万 0.01 10.31万 0.00 15.72
─────────────────────────────────────────────────
天然气销售收入(产品) 58.32亿 63.28 4.33亿 19.09 7.43
风力/光伏发电收入(产品) 32.39亿 35.14 18.04亿 79.46 55.69
设备使用费及其他业务收入(产品) 1.20亿 1.30 2063.80万 0.91 17.26
接驳及建设燃气管网收入(产品) 2554.34万 0.28 1212.82万 0.53 47.48
其他(补充)(产品) 65.57万 0.01 10.31万 0.00 15.72
─────────────────────────────────────────────────
中国大陆(地区) 92.17亿 100.00 22.70亿 100.00 24.63
─────────────────────────────────────────────────
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
─────────────────────────────────────────────────
【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(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│QatarEnergy LNG N(2)（贸易业务） │ 270659.31│ 17.65│
│PetroChina International (Singapore) Pte. Ltd.│ 28548.46│ 1.86│
│（贸易业务） │ │ │
│山西华新燃气销售有限公司（贸易业务） │ 20023.42│ 1.31│
│陕西延长石油铜川石化贸易有限公司（贸易业务） │ 6071.40│ 0.40│
│天壕能源股份有限公司上海分公司（贸易业务） │ 4086.02│ 0.27│
│合计 │ 1157988.91│ 75.50│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2026-06-30
●发展回顾:
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20
30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LN
G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2
026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）CN
G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。
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