证券之星消息，近期新天绿能（600956）发布2025年半年度财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：
当前，能源行业深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，能源消费结构持续优化，绿色低碳发展水平进一步提升。新能源和燃气板块行业情况分析如下：
2024年12月，中央经济工作会议指出，加快“沙戈荒”新能源基地建设。2025年1月，国家能源局下发《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。2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，通知文件提出2025年新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升。绿色低碳转型方面，非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。
2025年7月召开的中央财经委员会第六次会议强调，要做强做优做大海洋产业，推动海上风电规范有序建设。海上风电是“双碳”目标下的强大能源供给，推动海上风电规范有序建设，能够为高质量发展释放潜能。2025年初，《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》印发，从规划管控、节约集约、用海审批、生态用海四方面提出12项措施。这些政策规范了海上风电项目用海管理，提高了海域资源利用效率，加强了海洋生态环境保护，为海上风电产业的持续健康发展提供了有力保障，推动了海上风电产业从近海、浅海向远海、深海的布局优化。目前，河北省海上风电发展规划已获批，该规划将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。
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。此次能源重点领域大规模设备更新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。
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10,000个行政村乡村风电建设。
2025年6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》(发改能源〔2025〕650号)，文件提出完善新能源消纳和调控政策措施部署，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平。
抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是目前技术最成熟、经济性最优、具有大规模开发潜力的电力系统绿色灵活调节电源，也是支撑新能源大规模、高比例、高质量跃升发展的重要能源基础设施。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。2024年度，河北省12个抽水蓄能项目获得国家能源局批复，列入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》。2025年1月，国家发改委、国家能源局印发了《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（发改能源规〔2025〕93号）。该办法定位于抽水蓄能电站开发建设管理顶层制度，覆盖抽水蓄能电站开发建设全生命周期各阶段，形成了一整套逻辑完整、边界清晰、权责明确的管理体系。该办法的出台标志着抽水蓄能进入规范化、高质量发展的新阶段。
2025年2月，工业和信息化部、国家发改委等八部门联合印发实施《新型储能制造业高质量发展行动方案》，该方案将推动新型储能制造业高质量发展，构建现代化产业体系，支撑新型能源体系建设。
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。2025年4月，国家能源局发布《中国氢能发展报告（2025）》（以下简称《报告》），《报告》总结了2024年我国氢能产业在生产供应、应用场景、国际合作、标准体系、科技创新方面取得的成果，并对2025年氢能产业的发展进行了展望，为“十五五”时期氢能产业发展方向奠定了基调。
2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《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）（以下简称136号文）。根据136号文，新能源项目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。主要包括四方面内容：一是推动新能源上网电价全面由市场形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；三是区分存量和增量项目分类施策；四是明确各地不得要求新能源项目“强制配储”。这意味着新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段，有助于稳定新能源预期，促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标实现。目前，内蒙、新疆、山西、山东等省（区）已出台承接136号文的细则文件。
“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，以及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等。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，河北省有序发展燃气发电应运而生。2024年11月，河北省发改委正式印发《关于完善天然气发电上网电价政策的通知》，明确对天然气调峰、热电联产的天然气发电机组实施“两部制”电价，电量电价与天然气价格执行联动，燃气电厂经济性和抗风险能力显著增强，具备了一定的投资价值，将有力加快河北省燃气电厂布局建设。
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。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。天然气的合理供应与逐步增长的需求形成双向利好的市场环境，天然气供应相对宽松，整体市场展现出显著的恢复态势。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，并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。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。
《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。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。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。
2025年7月，国家发改委、国家能源局联合下发《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》。该意见主要内容包括明确定价权限和范围、合理确定定价模式、科学核定价格水平、优化管道规划和投资管理、压减供气环节等内容。一是省内各级天然气管道（不含企业内部自用管道）运输价格由省级发展改革部门制定，原则上不再下放定价权限。二是省内天然气管道运输价格应当实行统一定价模式，由“一线一价”、“一企一价”向分区定价或全省统一价格过渡，实现与跨省天然气管道运输价格机制有效衔接，助力形成“全国一张网”。三是省级发展改革部门应在严格开展成本监审的基础上，按照“准许成本加合理收益”的方法核定省内天然气管道运输价格，即通过核定准许成本、监管准许收益确定准许收入，考虑输气量（周转量）确定管道运输价格。天然气管道资产折旧年限原则上按40年确定。
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。
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。
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。
目前，风电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。
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。
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。
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。
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。
2025年上半年，面对外部冲击影响加大、内部困难挑战叠加的复杂局面，在以习为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，贯彻新发展理念，构建新发展格局，扎实推动高质量发展，国民经济顶住压力稳中向好，展现较强韧性。
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660,536亿元，按不变价格计算，同比增长5.3%，经济运行总体平稳。上半年，规模以上工业发电量4.5万亿千瓦时，同比增长0.8%。其中，规模以上工业火电、水电分别下降2.4%、2.9%，规模以上工业核电、风电和太阳能发电分别增长11.3%、10.6%、20.0%。目前，我国已经建成全球规模最大的清洁能源发电体系，规模以上工业水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电占比达35.2%，较上年同期提高2.1个百分点。
根据国家能源局发布的数据，2025年1-6月，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增长3.7%。截至2025年6月底，风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。据中国电力企业联合会公布的数据，全国风电平均利用小时数为1,087小时，同比降低47小时。
据国家统计局发布的数据，2025年1-6月，规模以上工业天然气产量1,308亿立方米，创历史同期新高，同比增长5.8%。根据国家发改委发布的数据，2025年1-6月，全国天然气表观消费量2,119.7亿立方米，同比下降0.9%。
报告期内，本集团控股风电场实现发电量80.65亿千瓦时，同比增加8.34%；控股风电场平均利用小时数为1,235小时，较上年同期增加23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148小时，平均利用小时数增加的主要原因为平均风速增加；平均风电机组可利用率97.62%，较上年同期下降0.44个百分点。弃风率为16.85%，同比增加9.04个百分点。
报告期内，本集团新增风电控股装机容量287.45兆瓦，新增管理装机容量349.95兆瓦，累计控股装机容量为6,874.80兆瓦，累计管理装机容量7,435.40兆瓦。上半年新增转商业运营项目容量270兆瓦，累计转商业运营项目容量6,473.55兆瓦。上半年，阿城项目、哈德门项目、蔚县西水泉、青崖子项目、巨鹿老漳河二期项目并网发电；山海关海上风电项目、祥云岛海上风电项目、张北新泽战海项目、大名风电项目、永年风电项目、晋州风储一体化项目、昌黎七里项目、宁晋洨河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1,401.95兆瓦。
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。
报告期内，本集团新增核准风电项目982兆瓦，累计有效核准未开工项目容量4,591.93兆瓦；新增180兆瓦风电建设指标，累计取得风电指标容量已达13,403.03兆瓦。报告期内，本集团与陕西咸阳市、山西省朔州市等地签署风电开发协议，新增风电协议容量1,600兆瓦，风资源有效协议总容量达到21,281.25兆瓦，分布于全国二十多个省份。
报告期内，本集团天然气业务总输/售气量为28.14亿立方米，较上年同期减少17.07%，其中售气量25.78亿立方米，较上年同期减少14.56%，包括（i）批发气量11.45亿立方米，较上年同期减少6.55%，主要原因为第一季度气温偏高，采暖用量大幅减少，工业需求疲软；（ii）零售气量9.07亿立方米，较上年同期减少14.36%，主要原因为第一季度气温偏高，采暖用气量大幅减少，工业需求疲软；（iii）CNG售气量0.27亿立方米，较上年同期减少33.74%，主要原因为CNG市场萎缩；（iv）LNG售气量4.98亿立方米，较上年同期减少27.94%，主要原因为LNG市场供应宽松，价格低迷；代输气量2.36亿立方米，较上年同期减少37.17%，主要原因为采暖用气量减少。
截至2025年6月30日，本集团累计运营管线公里，累计运营LNG接收站1座、CNG母站5座、CNG子站3座、LNG加注站3座、L-CNG合建站1座。
报告期内，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按计划推进，完成部分线路焊接、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，提升输气能力及应急保障能力。
报告期内，唐山LNG项目二阶段9#、10#、15#、16#储罐工程已完成机械完工验收；温海水利用工程完成竣工验收；唐山LNG项目接收站二阶段（工艺区第一标段）累计完成46.7%；唐山LNG项目三阶段（11#、17#储罐）工程累计完成35.05%。
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）。2025年7月，曹妃甸公司再次联合上海交易中心发布了《关于新天唐山LNG接收站窗口期产品交易的公告》，计划在2025年下半年推出4个窗口期产品，进一步增加项目利用率。后续，通过借鉴国家管网及第二梯队行业先进经验，唐山LNG项目也将加大京津冀及周边省份新进客户开发力度，推出更加贴合市场实际使用需求的窗口期及罐容租赁等产品，探索多种业务模式，届时将有力提高区域天然气安全稳定供应能力。
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23,667户。截至2025年6月30日止，本集团累计拥有用户745,828户。
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。
报告期内，本集团新增光伏管理装机容量为16.06兆瓦。其中，新增控股装机容量16.06兆瓦。截至报告期末，本集团光伏累计控股装机容量为385.25兆瓦，累计管理装机容量为555.25兆瓦，累计控股运营容量为238.12兆瓦，光伏控股在建工程建设容量152.87兆瓦。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。截至2025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。
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2025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。该项目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600MW/1400MWh独立储能电站指标,累计有效备案容量700MW/2400MWh。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。
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。截至报告期末，本集团燃机项目累计核准容量288万千瓦。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。
报告期内，本集团专业技术团队优化了技术改造项目管理制度，并依托公司数据资产目录建设工作，逐步推进技改项目全流程数智化管理。报告期内，本集团申请专利47件；授权专利15件，其中授权发明专利8件；发布团体标准1项，申报地方标准和行业标准各1项。拥有省级研发平台1个，筹建省级研发平台2个。申请国家能源局氢能试点项目1项，在研省级科技项目3项，申请省级科技项目1项。筹建国家能源氢能与可再生能源协同技术研发中心，并于唐山市曹妃甸区开展氢冶金关键技术研究及示范项目建设。
2025年上半年，本集团的营业收入为人民币109.04亿元，同比下降10.16%，主要为天然气售气量较上年同期减少所致；本集团的营业成本为人民币83.48亿元，同比下降11.70%，主要是天然气购气量较上年同期减少所致。
本报告期内，本集团实现净利润人民币16.41亿元，同比下降2.41%。本报告期内，风电及光伏板块实现净利润人民币12.81亿元，同比增加6.75％，主要是上网电量较上年同期增加所致；天然气业务板块实现净利润人民币3.21亿元，同比下降28.51%，主要是单方毛利及售气量较上年同期减少影响。
本报告期内，归属于上市公司股东的净利润人民币14.12亿元，与上年同期的人民币14.30亿元相比，减少人民币0.18亿元，同比减少1.23%，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。
本报告期内，本公司归属于少数股东的净利润为人民币2.29亿元，与上年同期的人民币2.52亿元相比，减少人民币0.23亿元，主要原因为本集团净利润较上年同期下降。
截至2025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0.02亿元，该等案件尚在审理中。
截至2025年6月30日止，本集团流动负债净额为人民币57.23亿元，现金及现金等价物增加净额人民币16.90亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币1,087.63亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币352.10亿元。
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。
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30.16亿元，比上年同期的人民币25.30亿元增加19.18%。
截至2025年6月30日，本集团长期及短期借款总额人民币454.20亿元，比2024年底增加人民币13.19亿元。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106.59亿元，长期借款为人民币347.61亿元。
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。
截至2025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66.23%，比2024年12月31日的67.73%减少了1.50个百分点，主要原因是公司股东权益较年初增加。
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