新天绿能2023年半年度董事会经营评述

（原标题：新天绿能2023年半年度董事会经营评述）

新天绿能（600956）2023年半年度董事会经营评述内容如下：

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

　　我国于2020年提出“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的战略目标，勾画出绿色低碳转型的发展远景。

　　“碳达峰、碳中和”是我国“十四五”乃至今后更长时期高质量发展的战略决策与重要目标，“双碳目标”的提出将重塑未来我国生产及生活方式，也将对经济结构转型产生巨大影响，尤其对能源结构、用能方式及用能技术将产生更加深刻的影响。在严控传统能源消费总量和强度以及持续改善生态环境的形势和要求下，风电、光伏和天然气作为绿色清洁能源，在未来相当长的一段时间内将成为国家的重要战略能源之一。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，国家明确可再生能源作为未来能源消费增量主体大力发展，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，近两年已先后下发三批新能源基地项目，加快推进大型风电光伏新能源大基地、大通道项目建设。2023年4月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于印发第三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，涉及内蒙、甘肃、青海、山东、河北等多个省份，总规模达超5,000万千瓦。《河北省人民政府办公厅关于印发美丽河北建设行动方案（2023-2027年）的通知》提出，在保障能源安全的前提下，加快煤炭减量步伐，大力发展可再生能源，到2027年，风电、光伏发电装机达到11,900万千瓦。

　　（2）统筹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。截至2022年，我国海上风电累计并网装机容量已突破3,000万千瓦，持续保持海上风电装机容量全球第一。2023年4月，国家能源局明确表示，要加强统筹海上风电的规划、建设、送出、并网与消纳，围绕山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地集群，规模化开展海上风电开发建设，预计2030年开发规模约9,000万千瓦，海上风电在未来几年将进入加速发展阶段。目前，河北省明确提出推动海上风电发展，围绕建设新型能源强省提出“实施海上风电有序开发专项行动，统筹开发管理模式，加快推进项目核准和建设，到2027年，海上风电累计投产500万千瓦”。

　　（3）抽水蓄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。2022年底，河北省印发《河北省抽水蓄能开发建设推进方案》，明确提出要抓好抽水蓄能电站项目建设，按照“四个一批”总体部署，即：加快建成投产一批、加快核准开工一批、加快调整实施一批、加快谋划增列一批，全力推进全省抽水蓄能开发建设，力争到2025年，抽水蓄能总装机达到487万千瓦，到2027年达到1,500万千瓦。2023年1月，河北省委省政府明确将“实施抽水蓄能开发提速专项行动”作为新型能源强省建设重点实施7大专项行动首要任务，扎实推进中国式现代化河北场景落地实施。

　　（4）积极推进分布式风电和光伏开发

　　分布式风电光伏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”“千家万户沐光行动”，以县域为单元大力推动乡村风电光伏建设，推动10,000个行政村乡村风电和1,000个光伏示范村建设。2023年3月，国家能源局、生态环境部、农业农村部等四部委联合印发《关于组织开展农村能源革命试点县建设的通知》，提出在资源富集地区谋划推动一批农村能源革命试点县，以县域为基本单元统筹城乡风光气储氢等清洁能源发展，探索建设多能互补分布式低碳综合能源网络，推进可再生能源发电就地就近开发利用。2023年5月，国家能源局在《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》中提出，在现有许可豁免政策基础上，将全国范围内接入35kV及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围，不再要求取得电力业务许可证。陆上分布式风电光伏预期有望加速释放。

　　2.燃气板块

　　（1）天然气与新能源融合发展不断加强

　　随着双碳进程的不断推进，国家愈加重视天然气与新能源行业的融合发展。2023年2月，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）》，提出要统筹推进油气供应安全和绿色发展，统筹推进陆上、海上油气勘探开发与陆海风光发电，持续推动能源生产供应结构转型升级。该方案的提出为公司新能源、燃气两大板块协同开发提供了新的政策支持。同时，由于天然气发电具备效率高、启停快、运行灵活等特点，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。

　　（2）上下游天然气价格联动机制加快完善

　　当前，国内天然气上游门站价格市场化程度已超过50%，且波动频繁，但下游价格疏导不够顺畅，在国内天然气供需相对宽松的背景下，由于合同内低价居民气量不足，天然气断供、限气现象仍有发生。目前部分省份以及河北省部分地市已出台相关政策，并启动价格联动机制，上调终端用气价格。此举将极大缓解城燃企业经营压力，促进天然气产业健康持续发展。

　　（3）气源选择多元化格局更加明显

　　随着天然气供需矛盾的日益突出，气源保障成为影响城市燃气运营商盈利能力的关键因素。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。随着天然气管网改革、市场定价、上游勘探开发准入门槛的放宽，我国天然气行业“管住中间，放开两头”改革目标和“X+1+X”的市场结构已初步形成。在“X+1+X”的时代，上游气源将会越来越多，下游用户气源选择的多元化也会是大势所趋，行业竞争将进一步加剧。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。

　　（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风光资源、十余年的风光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风力发电、光伏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.风电、光伏业务

　　公司风力发电业务、光伏发电业务的运营主要涉及风电场、光伏电站建设及运营管理、向下游电网客户销售电力等环节。

　　（1）风电场、光伏电站建设及运营管理

　　风电场、光伏电站的建设需要在前期选择风能、太阳能资源丰富、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、光伏电站需要通过试运行后方可转入商业运营。

　　（2）电力销售

　　目前，风电、光伏电量销售主要采用直接销售方式。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设过程中，项目公司与当地电网公司签署《购售电协议》，将风电场、光伏电站所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。其中电量计量由电网公司认定的计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价确定。

　　随着国家电力体制改革的不断深化，市场化交易电量规模预计将进一步扩大。公司将深入研究电力市场化交易业务规则，认真研读国家及各省份出台的售电政策，理解并掌握相关操作规程，通过积极参与市场化交易，增加公司上网电量，争取本公司利益的最大化。

　　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、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，涉及天然气长输管线的建设及运营管理、天然气销售等环节。

　　（1）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、项目申请报告报批、初步设计、施工图设计、施工、竣工验收等阶段，项目建设应取得发改委等政府主管部门的核准，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。

　　（2）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

　　今年以来，国际环境复杂严峻，俄乌冲突导致能源、粮食等大宗商品价格波动剧烈，产业链、供应链更趋紧张，国内输入性通胀压力增加，经济平稳运行面临更大的挑战。国内市场需求逐步复苏，经济发展呈现回升趋势，但依然面临外部环境明显变化、内生动力不强、经济“通缩”、需求不足等诸多新问题和挑战，制约着各行业发展。尽管面临压力和挑战，但是我国经济长期向好基本面没有改变，韧性强、潜力大、空间广的特点明显，经济社会全面恢复常态化运行以来，宏观政策协同发力，经济运行恢复向好，高质量发展稳步推进。初步核算，上半年国内生产总值人民币593,034亿元，按不变价格计算，同比增长5.5%。

　　随着我国经济运行逐步恢复，能源保供稳价政策措施落地见效，能源生产稳定增长，供应保障能力稳固提升；消费结构不断优化，非化石能源消费比重持续提高。

　　2023年4月6日，国家能源局发布《国家能源局关于印发<2023年能源工作指导意见>的通知》（国能发规划〔2023〕30号）。《2023年能源工作指导意见》指出，坚持积极稳妥推进绿色低碳转型。深入推进能源领域碳达峰工作，加快构建新型电力系统，大力发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强煤炭清洁高效利用，重点控制化石能源消费，扎实推进能源结构调整优化。

　　上半年，规模以上工业发电量4.2万亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比一季度加快1.4个百分点。其中，火电增长7.5%；核电、风电、太阳能发电分别增长6.5%、16.0%和7.4%；水电下降22.9%。风光电持续快速稳定增长，有效保障了电力安全供应。目前，风光电发电占比已超过水电，较上年同期上升1.2个百分点。

　　根据国家能源局发布的数据，2023年1-6月，全社会用电量累计43,076亿千瓦时，同比增长5.0%。2023年1-6月，全国风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7%；太阳能发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8%。全国风电平均利用小时数为1,237小时，比上年同期增加83小时，平均利用率96.7%。全国光伏平均利用率98.2%。

　　据国家统计局发布的数据，2023年1-6月，国内生产天然气1,155亿立方米，同比增长5.4%；进口天然气5,663万吨，同比增长5.8%。天然气生产平稳增长，进口增速较快。根据国家能源局发布的数据，上半年，全国天然气表观消费量1,949亿立方米，同比增长6.7%。

　　（二）业绩回顾

　　1.风电业务回顾

　　（1）风电场发电量保持平稳

　　报告期内，本集团控股风电场实现发电量77.19亿千瓦时，同比增长1.91%；控股风电场可利用小时数为1,339.50小时，较上年度同期下降9.5小时，高于全国平均可利用小时数102.5小时；平均风电机组可利用率97.78%，较上年同期下降0.53个百分点。弃风率为9.39%，同比增加0.74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278兆瓦，新增管理装机容量278兆瓦，累计控股装机容量为6,089.85兆瓦，累计管理装机容量6,350.45兆瓦。上半年新增转商业运营项目容量92.8兆瓦，累计转商业运营项目容量5,760.05兆瓦。截至报告期末，本集团在建项目容量总计578.4兆瓦。上半年，若羌罗布庄风电项目、崇礼风电制氢二期项目全部并网发电；台安桑林风电场、张北战海风电场、唐山大清河风电场等项目按计划进度施工。

　　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。康保永丰项目获得“电力行业优质工程奖”、“中国安装工程优质奖”；乐亭菩提岛海上风电300兆瓦示范项目获得“河北省级优质工程”、“中国安装工程优质奖”。

　　（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100兆瓦，累计核准未开工项目容量1,861兆瓦；新增1,943.25兆瓦风电建设指标，累计取得风电指标容量已达10,092.35兆瓦。报告期内，本集团与河北邢台巨鹿、甘肃武威古浪、辽宁锦州北镇、吉林延边安图、湖北襄阳南漳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25,550兆瓦，分布于全国二十多个省份。

　　2.天然气业务回顾

　　（1）天然气输气量略有下降

　　报告期内，本集团天然气业务总输气量为23.85亿立方米，较上年同期下降2.9%，其中售气量20.59亿立方米，较上年同期下降5.8%，包括（i）批发气量11.08亿立方米，较上年同期下降4.9%，主要原因为受整体市场经济环境影响，大部分批发用户气量均有所下降；（ii）零售气量9.12亿立方米，较上年同期下降6.3%，主要原因为受整体市场经济环境影响，各终端用户气量均有所下降；（iii）CNG售气量0.37亿立方米，较上年同期下降18.2%，主要原因为今年LNG价格较低，导致CNG售气量减少；（iv）LNG售气量0.02亿立方米，较上年同期下降17.37%，主要原因为沙河LNG加气站关停；代输气量3.26亿立方米，较上年同期增长21.3%，主要原因为2022年度收购完成石家庄新奥城市燃气发展有限公司，导致代输气量增加。

　　（2）天然气重点项目建设持续推进，省内“一张网”布局逐步成型

　　截至2023年6月30日，本集团累计运营管线9,327.49公里，累计运营CNG母站6座、CNG子站3座、LNG加注站3座、L-CNG合建站2座。

　　涿州-永清输气管道工程、鄂安沧-京石邯管线邯郸联络线项目、“京石邯”输气管道复线工程管线投产试运行；京邯线LNG储气调峰站一期工程进入投产前准备阶段；冀中管网四期工程、秦皇岛-丰南沿海输气管道工程、鹿泉-井陉输气管线项目、保定南部联络线项目分别完成部分线路焊接；沿海输气管线（沧州段）工程正在开展深度市场调研；保定清苑-沧州肃宁管线项目完成项目核准。以上项目建成后，将进一步扩大公司管网覆盖范围，优化供气格局，实现气源及管网互联互通，提升输气能力及应急保障能力。

　　（3）唐山LNG项目建设进展顺利

　　2023年6月18日，唐山LNG项目一阶段接收站工程完成首船LNG接卸，进入投产试运行阶段；配套3#码头工程项目、外输管线项目曹妃甸—宝坻段、宝坻—永清段投产试运行。唐山LNG项目二阶段（1#、2#、5#、6#储罐）工程综合进度完成62.77%，二阶段（9#、10#、15#、16#储罐）工程综合进度完成50.87%。

　　（4）努力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客户，新增各类用户60,368户。截至2023年6月30日止，本集团累计拥有用户619,416户。本集团稳步推进区域市场开发，收购高邑县凤城天然气有限责任公司60%股权，经营区域主要包括高邑县行政区域。

　　3.其他业务

　　（1）光伏业务

　　报告期内，本集团累计备案未开工项目容量607.2兆瓦，新增30兆瓦光伏建设指标。报告期内，本集团与辽宁营口西市区、湖北襄阳南漳签订光伏项目开发协议，新增光伏协议容量800兆瓦，累计光伏有效协议容量为10,758兆瓦。截至2023年6月30日，本集团累计运营126.12兆瓦光伏发电项目，累计管理装机容量296.12兆瓦。光伏项目可利用小时数为747小时，较上年同期增加17小时。

　　（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2023年6月30日，河北丰宁抽水蓄能电站项目1-10号机组投产运行；11、12号机组机电正常进行安装。该项目一期容量电价为547.07元/千瓦，二期容量电价为510.94元/千瓦。报告期内，本集团保定涞源黄花滩1,400MW抽水蓄能项目纳入河北省第二批申报“十四五”重点实施名录中，并上报国家能源局审核。

　　本集团积极尝试探索开展新型储能项目投资工作，重点研究开发飞轮储能等技术及项目，继续尝试在省内外地区开展新型储能项目投资工作。

　　（3）风机技改技术研发业务

　　报告期内，本集团专业技术团队充分发挥自身优势，针对部分进口风机、老旧风机存在的普遍性问题，利用先进的数据分析方法找准问题根源所在，形成一批成熟可靠的技改方案。由本公司总裁作为团队负责人的“绿色能源产业创新团队”成功获得2022年河北省科技创新团队表彰。

　　（三）经营业绩讨论与分析

　　1.概览

　　2023年上半年，本集团的营业收入为人民币100.47亿元，同比减少1.74%，主要为天然气板块售气量较上年同期减少所致；本集团的营业成本为人民币72.69亿元，同比增加1.17%，主要是天然气单方购气成本较上年同期增加所致。

　　2.净利润

　　本报告期内，本集团实现净利润人民币17.14亿元，同比下降15.32%。本报告期内，风电及光伏板块实现净利润人民币13.33亿元，同比下降7.94％，主要是平均上网电价较上年同期下降影响以及所得税税负增加所致；天然气业务板块实现净利润人民币3.10亿元，同比下降47.72%，主要是售气量与单方毛利较上年同期下降影响。

　　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14.39亿元，与上年同期的人民币16.16亿元相比，减少人民币1.77亿元，同比下降10.97%，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0.34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2.75亿元，与上年同期的人民币4.08亿元相比，减少人民币1.33亿元，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2023年6月30日止，本集团为一家合营企业河北新天国化燃气有限责任公司向金融机构申请贷款信用额度提供的担保已使用人民币1.32亿元。

　　截至2023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0.80亿元，该等案件尚在审理中。

　　6.现金流情况

　　截至2023年6月30日止，本集团流动负债净额为人民币47.88亿元，现金及现金等价物减少净额人民币40.34亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币735.00亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币241.83亿元。

　　本集团大部分的收益及开支乃以人民币计值。由于预期并无重大外汇风险，本集团并无就对冲目的订立任何金融工具。

　　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、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43.99亿元，比上年同期的人民币25.08亿元增加75.38%，

　　8.借款情况

　　截至2023年6月30日，本集团长期及短期借款总额人民币369.34亿元，比2022年底减少人民币2.68亿元。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53.14亿元，长期借款为人民币316.20亿元。

　　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2023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66.71%，比2022年12月31日的67.47%减少了0.76个百分点，主要原因是公司股东权益较年初增加。

　　10.重大资产抵押

　　本集团本年度无重大资产抵押。

三、风险因素

　　1.风电/光伏业务

　　（1）风资源不确定

　　风电行业面临的主要气候风险是风资源的年际大小波动，主要表现在大风年发电量高于正常年水平，小风年低于正常年水平。由于风资源固有的随机性及不可控性，2023年风速较2022年存在下降的风险。本集团在项目规划阶段及风电场建设之前，均会进行较为全面的风资源测试以评估该地点的潜在装机容量，以降低气候风险。

　　（2）限电问题依然存在

　　由于电网建设滞后于风电、光伏项目的建设，电力输出问题制约风电、光伏项目的开发，尤其是在风、光资源集中的部分区域。今后几年，在国内风、光资源较为集中的地区，随着新增风电、光伏项目的不断投产，预计限电情况有可能会进一步加剧。

　　本集团将根据各个项目所在地电网建设情况，优先发展建设电网设施及并网条件完善区域的风电项目，同时，探索发展创新消纳方式。预计随着电网公司推进电网改造工程及投资建设特高压配电网，电网输出问题有望得到逐步改善。

　　（3）工程建设管理难度加大

　　部分项目施工现场阻工及抢栽抢种日趋严重；严禁“割青毁粮”通知的下发导致在青苗收获前，长输管线项目进度基本停滞；部分地区征占地协调难度大，补偿要求高，项目推进困难。本集团将加强施工现场协调力度，全力排除外部阻力，确保项目建设按照计划顺利推进；梳理管道沿线用地情况，优先协调果园、苗圃、林地性质部分用地，对于补偿完成的用地，协调村镇避免再次抢种秋季作物，保证项目顺利实施；同时加大力度解决项目征占地问题，确保建设项目如期投产。

　　（4）电力市场化交易的风险

　　随着国家电力体制改革的不断深化，市场化交易电量规模预计将进一步扩大，公司所经营的风电、光伏业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。本公司将深入研究电力市场化交易业务规则，认真研读国家及各省份出台的售电政策，理解并掌握相关操作规程，通过积极参与市场化交易，努力增加公司上网电量，争取本公司利益的最大化。

　　（5）储能配置要求导致项目投资加大

　　“十四五”以来，全国多个省份陆续出台新能源配置储能方案，新增风电、光伏项目配置储能已逐步成为行业常态，势必增加新能源运营商的项目初始投资成本。部分地区相对过高的配置储能比例要求及储能时长要求，可能导致项目难以达到合理的回报率水平。

　　2.天然气业务

　　（1）管输费、城市燃气收费下降的风险

　　近几年，国家按照“管住中间，放开两头”的总思路，持续推进天然气价格改革。随着改革的持续深入，管输费、城市燃气收费存在下降风险。

　　公司将抓住我国大力推进清洁化能源工作的有利时机，充分利用政府推广清洁能源、加强污染治理的政策导向，充分发挥资源、服务优势，不断继续加大天然气客户开发力度，努力扩大公司经营区域范围，提升市场份额。

　　（2）市场拓展难度进一步加大的风险

　　随着国家管网基础设施的逐步公平开放，上游主要气源供应商向下游业务不断延展，本集团将直面与各大上游企业的竞争，未来市场拓展难度将进一步加大。

　　本集团将坚定“市场为王”的理念，进一步优化资源组合、寻求资源单位合作，完善市场布局、制定销售策略，不断拓宽市场范围，深入挖掘市场潜力，充分利用管网优势、协同优势，在激烈的市场竞争中开辟新渠道，多措并举确保气量持续增长。

　　（3）原有应收账款无法全部收回的风险

　　受以前年度玻璃行业低迷影响，公司天然气销售业务中，历史上产生了部分应收下游玻璃行业客户的天然气用气款。近几年来，通过本集团的不懈努力，相关欠款已大部分收回，但剩余欠款回收仍需一定时间。

　　本集团将积极探索回款新举措、新思路，重点关注政府政策和资产债务处置方案，加快天然气原有欠款的回收进度，主动防范各类风险，维护本集团利益。

　　（4）天然气消费下行的风险

　　2023年上半年由于外需下行和全球地缘政治局势不稳，对于国内经济复苏形成了一定抑制，此外，持续加息背景下全球经济走弱也对国内出口产业形成压制，天然气市场需求不振，消费量呈一定下滑。

　　本集团将不断扩大下游市场开发力度，积极引入机动资源和低成本气源，提升企业竞争力，积极制定有针对性的促销政策努力保证销售气量的增长。

　　3.利率风险

　　本集团主要从事境内风电、光伏、天然气项目投资，需要一定的资本开支，对借贷资金需求度较高，利率的变化将会对本集团资金成本产生一定的影响。本集团密切关注国家货币政策走势，加强与各金融机构的密切联系，争取最优利率贷款，多方拓展融资渠道实现金融创新，探索采取发行债券、融资租赁、境外融资、应收账款保理等方式，保证资金链畅通和低成本资金用于项目建设。

　　4.安全风险

　　（1）新能源板块，投运时间较长的老旧风电场风机等设备健康水平是直接影响公司安全生产持续稳定运行的主要因素，需要提前做好运维工作，降低新能源领域安全风险。

　　（2）燃气板块，存量管网运行年限较长，燃气场站设备设施、燃气管道等出现不同程度老化，加之可能出现的第三方破坏影响，都从客观上增加了燃气领域安全风险，给公司安全管理工作带来较大压力和难度。

四、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、光伏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、光伏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。报告期内，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、光伏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，分散经营风险。

　　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。