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| 新天绿能(600956)经营总结 | | 截止日期 | 2025-12-31 | | 信息来源 | 2025年年度报告 | | 经营情况 | 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。
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
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