新天绿能2023年年度董事会经营评述

（原标题：新天绿能2023年年度董事会经营评述）

新天绿能（600956）2023年年度董事会经营评述内容如下：

一、经营情况讨论与分析

　　（一）经营环境

　　2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是经济恢复发展的一年。以习近平同志为核心的党中央团结带领全党全国各族人民，顶住外部压力、克服内部困难，全面深化改革开放，加大宏观调控力度，着力扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险，我国经济回升向好，高质量发展扎实推进。现代化产业体系建设取得重要进展，科技创新实现新的突破，改革开放向纵深推进，安全发展基础巩固夯实，民生保障有力有效，全面建设社会主义现代化国家迈出坚实步伐。

　　国际能源署发布的《2023年可再生能源》年度市场报告显示，2023年全球可再生能源新增装机容量比2022年增长50%，装机容量增长速度比过去30年的任何时候都要快。报告预测，未来5年全球可再生能源装机容量将迎来快速增长期，但仍需解决新兴和发展中经济体的融资等关键问题。报告指出，中国是全球可再生能源领域的领跑者。2023年中国风能新增装机容量比上年增长66%，2023年中国太阳能光伏新增装机容量相当于2022年全球太阳能光伏新增装机容量。预计到2028年，中国将占全球新增可再生能源发电量的60%。

　　国家能源局发布的《中国天然气发展报告（2023）》指出，天然气作为最清洁低碳的化石能源，是我国新型能源体系建设中不可或缺的重要组成部分，当前及未来较长时间内仍将保持稳步增长；天然气灵活高效的特性还可支撑与多种能源协同发展，在碳达峰乃至碳中和阶段持续发挥积极作用。

　　经初步测算，2023年能源消费总量比上年增长5.7%。非化石能源占能源消费总量的比重稳步提升，比上年提高0.2个百分点；煤炭比重下降0.7个百分点，石油上升0.4个百分点，天然气上升0.1个百分点。

　　1.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，2023年，规模以上工业天然气产量2,297亿立方米，同比增长5.8%。进口天然气11,997万吨，同比增长9.9%。2023年，全国天然气表观消费量3,945.3亿立方米，同比增长7.6%。

　　国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确指出：有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气，大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站，合理引导工业用气和化工原料用气，支持车船使用液化天然气作为燃料。

　　2023年3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）》，提出大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。

　　2.风电行业经营环境

　　根据国家能源局发布的数据，2023年全社会用电量92,241亿千瓦时，同比增长6.7%。截至2023年12月底，全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。

　　2023年4月，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》（“《意见》”），《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。

　　2023年8月，国家发改委等部门发布《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》，提出对于退役新能源设备，重点任务是大力推进绿色设计，建立健全退役设备处理责任机制，完善设备回收体系，强化资源再生利用能力，稳妥推进设备再制造，规范固体废弃物无害化处置。

　　（二）业务回顾

　　1.天然气业务回顾

　　（1）天然气售气量同比提升

　　报告期内，本集团天然气业务总输气量为51.14亿立方米，较上年同期增加13.63%，其中售气量达45.03亿立方米，较上年同期增加15.93%，包括（i）批发气量19.62亿立方米，较上年同期增加0.26%；（ii）零售气量20.00亿立方米，较上年同期增加8.78%；（iii）CNG售气量0.85亿立方米，较上年同期增加1.24%；（iv）LNG售气量4.56亿立方米，较上年同期增加9,585.78%，主要原因为唐山LNG项目投产，进口LNG销售量增加；代输气量6.11亿立方米，较上年同期减少0.87%。

　　（2）积极推进基建工程建设

　　报告期内，京邯线LNG储气调峰站一期工程投产；沧州东南天然气（鄂安沧气源）利用工程具备投产条件；冀中管网四期工程、秦皇岛-丰南沿海输气管道工程、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进展顺利。

　　唐山LNG项目一阶段接收站工程及配套码头工程及外输管线曹妃甸-宝坻段、宝坻-永清段主体线路已投产；唐山LNG项目二阶段1#、2#、5#、6#储罐工程，两台储罐水压试验完成，两台储罐内罐焊接完成；9#、10#、15#、16#储罐工程，两台储罐完成气升顶，两台储罐完成墙体施工，温海水利用工程输水管线累计完成20%。

　　（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88,036户。截至2023年12月31日止，本集团累计拥有用户647,084户。

　　报告期内，完成收购高邑县凤城天然气有限责任公司60%股权，控股经营包括高邑县辖区范围的燃气市场。

　　（4）进一步完善输气管网

　　本集团2023年度新增天然气管道1,394.34公里。截至2023年12月31日止，本集团累计运营管道9,741.57公里，其中长输管道1,546.54公里，城市燃气管道8,195.03公里；累计运营34座分输站、20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外输管线与中俄东线互联互通工程项目、唐山LNG外输复线项目已取得核准批复；唐山港（601000）曹妃甸港区第2号LNG泊位项目已取得河北省发改委开展前期工作的函；京邯线天然气管道（栾城段）迁改项目完成招标，进行开工前准备工作；石家庄高新区八方门站及其配套设施项目、保定清苑-沧州肃宁管道工程项目、秦丰管线秦西工业园支线与卢龙高压项目已取得核准。

　　（5）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2023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。

　　2.风电业务回顾

　　（1）装机容量稳步增长

　　2023年度，本集团新增风电管理装机容量481.9兆瓦。其中：新增控股装机容量481.9兆瓦，台安桑林、双城二期、若羌罗布庄、张北战海等项目全部风机并网发电，累计控股装机容量6,293.75兆瓦，累计管理装机容量6,554.35兆瓦；新增风电权益装机容量419.36兆瓦，累计权益装机容量5,878.71兆瓦。年内新增转商业运营项目容量130.1兆瓦，累计转商业运营项目容量5,791.55兆瓦。

　　截至2023年12月31日止，本集团风电在建工程建设容量总计574.5兆瓦。崇礼麻泥坝风电场项目获得2023年度河北省建设工程安济杯奖（省优质工程）。

　　（2）风电场利用小时数持续保持较高水平

　　2023年度，本集团控股风电场平均利用小时数为2,419小时，较上年同期减少66小时，比中国电力企业联合会公布的全国风电利用小时数高194小时，平均利用小时数下降的主要原因为平均风速下降。本集团控股风电场实现发电量140.81亿千瓦时，较上年度同期增长0.35%，主要原因是新投运项目贡献，平均风电机组可利用率97.72%。

　　（3）加快推进风资源储备

　　2023年度，本集团新增风电核准容量1,441.75兆瓦，包括受托管理控股股东张家口区域500兆瓦风电项目，累计核准未开工项目容量2,957.8兆瓦。新增2,591.75兆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10,740.85兆瓦，分布于河北、内蒙古、黑龙江、新疆、云南、山西、江苏等全国16个省份。

　　报告期内，本集团新增风电协议容量9,231.25兆瓦，累计风电有效协议容量32,481.25兆瓦，分布于河北、黑龙江、新疆、内蒙古等19个省份。

　　3.其他业务情况

　　报告期内，本集团新增光伏备案容量42兆瓦，累计备案未开工项目容量649.2兆瓦。新增光伏协议容量1,000兆瓦，累计光伏有效协议容量10,958兆瓦。截至2023年底，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。光伏项目利用小时数为1,376小时，较上年减少28小时，比中国电力企业联合会公布的全国太阳能发电利用小时数高90小时。

　　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2023年12月31日止，河北丰宁抽水蓄能电站项目累计投产10台机组。2023年5月，国家发改委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，其中，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，本集团新增独立储能协议容量500兆瓦，为吉林省安图县500兆瓦共享储能电站项目。本集团开发的青县2*480MW燃气电厂项目取得河北省发改委核准批复，若羌新天16万千瓦/64万千瓦时独立新型储能项目已取得新疆自治区巴音郭楞蒙古自治州发展和改革委员会备案批复。同时，本集团也将继续尝试在省内、外地区开展新型储能项目投资工作。

　　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。

　　一是完善数据管理制度体系。发布《数据资产目录管理办法》，明确公司数据资产目录的管理职责和架构标准，保障公司数据资产统筹管理、统一标准、一体化联动；初步构建公司各业务领域数据资产基础框架，为数据资产的统筹管理、一体化联动打下基础。

　　二是持续扩展优化数智化场景建设。报告期内，进一步夯实以数据资产目录、数据湖为基础的数智化底座，在此基础上，以提升生产经营精细化管理为目标，以解决实际需求为导向，持续扩展优化生产指挥、可靠性管理、设备健康管理等多项生产经营数智化场景。

　　三是扎实推进研发投入“三年上，五年强”专项行动。加快实施创新驱动发展战略，整合创新要素，成功获批建设省内首个“天然气智慧输配河北省工程研究中心”,通过深入开展管网资源调配及输气控制的智能化研究，不断推动天然气行业的数智化转型，同时积极开展天然气掺氢输送研究，利用管网优势为国内氢气输送贡献力量。风机主轴保护工装、高速刹车防护系统和低温环境适应性系统已在多个风场批量实施；加强知识产权开发，累计获得授权发明专利59件、实用新型专利403件；“边缘电网的风电‘机-场-网’协同主动支撑技术及其应用”项目取得河北省科学技术进步奖一等奖。

　　（三）经营业绩讨论与分析

　　1.概览

　　根据2023年度经审计的合并财务报表，本集团实现利润总额人民币33.68亿元，同比增加2.22%；净利润人民币27.34亿元，同比减少2.96%，其中，归属于上市公司股东的净利润为人民币22.07亿元，同比减少3.71%，主要原因为所得税费用较上年增加导致净利润减少。

　　2.收入

　　2023年度，本集团的营业收入为人民币202.82亿元，同比增加9.27%，其中：

　　（1）风力/光伏板块业务的营业收入为人民币62.44亿元，同比减少1.61%，风力/光伏板块业务的营业收入占本集团营业收入的30.78%。收入下降的主要原因为本集团风电场可利用小时数较上年同期下降。

　　（2）天然气板块业务营业收入人民币140.27亿元，同比增加14.96%，天然气板块业务的营业收入占本集团业务收入的69.16%。收入增加的主要原因为报告期内本集团LNG项目投产，天然气售气量较上年增加所致。

　　3.净利润

　　本报告期内，本集团实现净利润人民币27.34亿元，同比减少2.96%。本报告期内风电/光伏板块售电收入减少，实现净利润人民币18.16亿元，同比下降14.94％，主要是可利用小时数较上年同期减少所致；天然气业务板块实现净利润人民币9.46亿元，同比增加30.12%，主要是由于天然气售气量较上年增加所致。

　　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22.07亿元，与上年同期的人民币22.93亿元相比，减少人民币0.86亿元，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0.51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5.27亿元，与上年同期的人民币5.25亿元相比，增加人民币0.02亿元，主要原因为本集团天然气板块净利润较上年同期增加所致。

　　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3.39亿元，与上年同期的人民币2.25亿元相比，增加人民币1.14亿元，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1.17亿元，与上年同期的人民币3.29亿元相比，减少人民币2.12亿元，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2023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0.36亿元，该等案件尚在审理中。

　　8.现金流情况

　　截至2023年12月31日止，本集团流动负债净额为人民币57.38亿元，现金及现金等价物减少净额人民币38.86亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币944.97亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币337.22亿元。

　　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。

　　10.借款情况

　　截至2023年12月31日止，本集团长期及短期借款总额人民币379.13亿元，比2022年底增加人民币7.10亿元。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72.19亿元，长期借款为人民币306.93亿元。

　　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2023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66.16%，比2022年12月31日的67.47%减少了1.31个百分点，主要原因是主要是负债总额与上年末基本持平、净资产较上年末增长所致。

　　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。

　　

　　二、报告期内公司所处行业情况

　　（一）天然气业务

　　1.天然气消费量同比增长，未来仍将保持稳定增长趋势

　　近年来，碳达峰、碳中和“1+N”政策体系逐步完善，进一步推动清洁低碳转型，引导在工业、建筑、取暖、交通运输等领域采取天然气等清洁能源替代其他能源。天然气供应侧发挥国产气和进口长协气保供稳价“压舱石”作用，灵活调节LNG现货采购；需求侧立足能源系统思维，多能互补，优化调整用气结构。根据国家发改委统计数据，2023年全国天然气表观消费量3,945.3亿立方米，同比增长7.6%。

　　天然气作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，在双碳进程中将发挥重要的桥梁作用。此外，国家仍在加快推进油气体制改革，持续推动天然气产供储销体系建设。预计天然气在未来一段时间内仍将保持稳定增长。

　　2.全球LNG价格波动，能源价格风险因素突出

　　2023年，国际环境导致地缘政治局势多变，俄乌冲突延宕不决、巴以冲突再燃战火，LNG价格仍存在受国际能源价格大幅波动影响的风险。

　　3.天然气体制改革不断推进，终端市场竞争加剧

　　近年来国家大力推进天然气体制改革，随着国家管网公司的正式运营，公平开放水平不断提高，三大油等气源企业利用资源优势，正在加速布局终端市场，未来市场竞争将愈加激烈。燃气行业将从“资源为王”、“供给为主”的时期进入到一个“多元竞争”、“市场至上”的全新发展阶段。

　　（二）新能源业务

　　1.新能源行业仍保持高速发展态势

　　双碳目标提出以来，风电等新能源作为实现双碳目标的主力能源，持续保持高速发展态势。根据国家能源局数据，2023年全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。与此同时，围绕实现中国式现代化河北场景，河北省制定加快建设新型能源强省战略，提出到2027年，全省电力供需实现平衡，风光装机达1.14亿千瓦，海上风电装机达500万千瓦，抽水蓄能并网装机达1,500万千瓦；到2035年，陆上风光装机达到1.66亿千瓦，海上风电开发规模力争达到1,500万千瓦，“风、光、水、火、核、储、氢”多能互补供应格局基本形成。未来，新能源行业发展空间非常广阔。

　　2023年12月21日，全国能源工作会议明确提出聚焦落实“双碳”目标任务，持续优化调整能源结构，大力提升新能源安全可靠替代水平，加快推进能源绿色低碳转型。会议提出2024年全国风光新增装机目标2亿千瓦，较2023年新增1.6亿千瓦目标增长25%。2024年1月21日，河北省第十四届人民代表大会第二次会议省政府工作报告提出，河北省2024年风光新增装机目标

　　为1,500万千瓦。

　　2.新能源项目的国家政策不断出现新变化

　　2023年5月12日，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，提出要加强抽水蓄能发展需求论证，分省分区域科学研究分析未来合理需求，避免出现申报过热现象，无需求缺口省份暂不予新增纳规。

　　2023年11月，国家发改委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，指出加快区域电力市场建设，加快放开各类电源参与电力现货市场。中国电力现货市场建设将按下加速键，电力交易模式正在逐步发生深刻变化。

　　3.海上风电进入高速发展阶段

　　海上风电具备发电利用小时数高、距沿海用电高负荷区域近等优势，是国家高度重视和大力发展的产业之一。2014-2023年，我国海上风电装机超3,200万千瓦，到2030年规划装机达到9,000万千瓦，行业进入高速发展期。目前，我国沿海11省市均提出“十四五”期间海上风电发展计划，同时开工或规划的海风总规模已接近110GW，计划并网容量达到51GW左右。河北省“十四五”海上风电规划已获得国家批复。其中，省管海域海上风电180万千瓦，分布于秦皇岛、唐山；国管海域海上风电550万千瓦，并计划于2025年前省管海域并网60万千瓦，国管海域并网100万千瓦。海上风电行业在十四五期间进入发展“快车道”。

　　

　　三、报告期内公司从事的业务情况

　　公司系华北地区领先的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天然气销售业务及风力发电业务，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.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。

　　2.风电、光伏业务

　　公司风力发电、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。

　　

　　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。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，并于报告期内荣获第一届国新杯：ESG金牛奖碳中和五十强、第二届新华信用金兰杯ESG实践优秀案例。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。

　　

　　五、报告期内主要经营情况

　　

　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析

　　(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。

　　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。中央政府出台的《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出可再生能源年发电量2025年达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”时期，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%。

　　中央政府出台的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出中国天然气年产量2025年达到2,300亿立方米以上，加快天然气长输管道及区域天然气管网建设，推进管网互联互通，完善LNG储运体系，提升天然气储备和调节能力等发展方向和目标，其中包括2030年天然气在一次能源消费结构中的目标占比由2021年的8.9%提升至15.0%。

　　河北省政府提出把新型能源强省作为中国式现代化河北实践场景之一，明确提出到2027年，实现全省电力供需平衡的目标。河北省发改委出台的《河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》明确提出：构建绿色清洁能源生产供应体系，加快风电基地和光伏发电应用基地建设，加快新能源制氢，支持可再生能源电力制氢产业。到2025年，风电装机容量达到4,300万千瓦。

　　党的二十大报告提出，要积极稳妥推进碳达峰、碳中和。推动能源清洁低碳高效利用，推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型。加快规划建设新型能源体系。加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。与此同时，2023年国家连续制定印发《2023年能源工作指导意见》《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》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。2023年全国能源工作会议要求“要着力调整优化能源结构，加强风电太阳能发电建设”。本集团主营的新能源、天然气两大板块，完全契合国家政策，未来发展空间非常广阔。

　　新能源板块，国家继续大力支持风光发电项目，海上风电也进入高速发展阶段。单一能源已无法满足能源结构转型需求，需要通过多能互补一体化方式、大基地、集中与分布式等方式，因地制宜，提高对资源的综合、深度利用。与此同时，新能源项目已全面进入平价及电力交易时代，加之大型电力集团加快新能源行业布局，同时各省份陆续出台新能源配置储能方案的实施，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不断深入，天然气管网独立运营，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，持续推进河北省内外风电项目布局，积极推动多种能源融合发展。

　　在陆上风电方面，公司将继续坚持“立足河北、走向全国”的战略，以沙、戈、荒漠为重点继续开展大型风电基地开发，同时在资源富集和用电负荷地区谋划推动一批分散式风电项目试点，进一步争取新的资源储备，并密切跟踪河北省内综合能源基地项目，推进现有储备项目落地以及现有老旧风场技术改造升级。在河北省外，公司将围绕已投产项目，依托现有及规划的外送通道进一步拓展项目。同时，公司将加大陆上风电资源储备和开发强度，大力实施平台战略，创新合作模式，推动储备资源转化落地，并利用公司各类资源和项目经验，大力发展跨省合作。此外，公司还将谋划推进源网荷储和多能互补项目开发，充分发挥公司新能源、天然气两大主营业务板块之间的协同效应，达成对电网、气网的“双调峰”作用。积极谋划一批风电制氢、风电制氨、风光氢储一体化等产业链延伸示范项目。

　　在海上风电方面，公司将依托已投产的唐山乐亭菩提岛海上风电项目，紧抓河北省海上风电发展新机遇，开展相关各项工作，融合海洋牧场、海洋油气田以及海上风电制氢等新业态，积极推进省管海域规划项目落地，并提前谋划国管海域示范项目申报工作。

　　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，减少对单一上游气源的依赖度。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，同时寻求省内低价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，尽快形成“省内一张网”格局，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，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，采取多元化的销售策略，提高公司现有市场的渗透率。

　　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，优化布局一批独立储能、抽水蓄能、燃气电厂等示范项目，并探索开展化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能模式，促进新能源高效消纳。

　　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。推进丰宁抽水蓄能电站剩余2台机组按期投产，并择优推进已签署开发协议抽水蓄能电站的前期工作，力争早日核准，努力为建设新型能源强省提供强有力的支持。

　　同时，公司将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。公司将利用风电制氢综合利用项目及风光耦合制氢项目等积累的经验，不断拓展可再生能源制氢项目，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。

　　4.稳步拓展海外业务布局。

　　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。

　　5.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，积极参与扶贫、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

　　1.新能源与清洁能源业务

　　（1）加快推动指标获取和项目核准备案。已取得指标的保障性、市场化项目尽快完成核准（备案），进一步加大陆上风光资源储备和开发强度，大力实施平台战略，创新合作模式。进一步争取政策支持，积极参与我省新能源项目开发及“入冀过冀”能源大基地和电力大通道项目；

　　（2）积极探索产业园区源网荷储一体化项目布局，结合当地风、光、气等资源进行综合能源整合规划，构建智慧零碳园区，推动源网荷储项目取得实质进展；继续推进“燃机+新能源”多能互补一体化项目，依托燃机效率优势重点探索燃气代加工业务模式；布局谋划风电制氢、风电制氨、风光氢储一体化等产业链延伸示范项目；

　　（3）抢抓河北省“十四五”海上风电规划获批契机，乘“风”而行，积极推进省内海上风电项目落地进程，争取尽早开工。以海上风电融合海洋牧场、海洋油气田+风电融合发展等新形式，加快谋划我省国管海域海上风电创新示范项目；

　　（4）持续推动天然气协同发展。上游继续与国际LNG资源商洽谈长期协议及现货采购，并寻求其他省内低价LNG资源，中游加快推进唐山LNG外输管线复线、秦丰管线秦西工业园区支线等天然气管线前期工作，下游加快推进收购优质城燃项目。

　　（5）有计划、按步骤推进工程建设，多措并举保障项目建设质量与进度。力促围场大西沟、武鸣安凤岭二期、西水泉、青崖子、阿城等项目按期并网发电；按计划继续推进唐山LNG项目4#码头工程施工进度，唐山LNG项目二阶段1#2#5#6#储罐争取尽早具备投产条件、9#10#15#16#储罐机械完工、温排水工程力争早日建成投产。

　　2.坚持创新驱动发展，加大创新转化力度

　　充分运用“天然气智慧输配河北省工程研究中心”，逐步推进传统天然气输配与现代信息技术融合，加快天然气板块的数智化转型。推进省市级氢能领域项目成果化，优化创新平台培育机制，促进科技成果转化机制，持续做好科技研发投入及创新平台培育工作。构建以“生产指挥”为核心的数据应用垂直管理体系，推动生产管理精细化。

　　3.树立底线思维，防范和化解风险

　　依托数智手段，实施精准管控，进一步提升安全监管数智化，逐步探索安全监管由“人防”向“人防+技防”从严监管的转变。深化重点业务板块安全风险隐患专项整治，全方位提升全员安全素质。深化合规管理组织体系建设、制度体系建设，全面提升公司风险治理能力。进一步加强外汇风险管理，降低经营成本的不确定性，保护现金流安全。

　　(四)可能面对的风险

　　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，2024年风速较2023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

　　部分风电、光伏项目在建设过程中面临土地审批缓慢、林地手续办理复杂困难等不可控因素，影响项目建设总体进度。本集团将合理安排工期，加强与风电、光伏设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通，有效控制影响风电、光伏项目建设进度的各种不利因素，确保建设项目如期投产。

　　（4）电价波动的风险

　　随着国家电力体制改革的不断深化以及容量电价政策的陆续出台，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、城市燃气收费降低的风险

　　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双碳目标实施、提升清洁能源利用的有利时机，充分发挥公司上中下游协同发展优势、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“市场至上”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，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。

　　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、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.汇率波动风险

　　目前本集团进口LNG主要以美元进行结算，而国内销售一般以人民币进行结算，导致公司面临汇率波动风险。汇率波动将导致企业的采购成本存在不确定性。汇率变动是货币金融市场的常态，由此将导致公司未来的汇兑损益变化存在一定的不确定性。为降低外汇敞口，本集团将及时关注汇率波动的风险，并根据汇率变动走势，择机决定是否采用相应措施降低汇率风险。

　　5.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。