一、报告期内公司从事的主要业务　　公司主营业务为能源投资、开发与管理，从事或投资的主要业务包括水电、火电、新能源发电、天然气输销和煤炭物流。已初步建成鄂西水电和鄂东火电两大电力能源基地，新能源项目覆盖全省，并积极构建煤炭和天然气供应保障网络。报告期内，公司积极融入新型电力系统建设，坚持风光水火储及煤炭、天然气一体化协同发展，持续优化业务布局，加快推动能源结构绿色低碳转型。　　（一）报告期内公司所处的行业情况　　1.电力供需总体平衡　　2025年上半年，我国能源消费总体保持增长，能源安全保障能力稳步提升。根据国家能源局统计数据，2025年1-6月，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主营业务为能源投资、开发与管理，从事或投资的主要业务包括水电、火电、新能源发电、天然气输销和煤炭物流。已初步建成鄂西水电和鄂东火电两大电力能源基地，新能源项目覆盖全省，并积极构建煤炭和天然气供应保障网络。报告期内，公司积极融入新型电力系统建设，坚持风光水火储及煤炭、天然气一体化协同发展，持续优化业务布局，加快推动能源结构绿色低碳转型。
　　（一）报告期内公司所处的行业情况
　　1.电力供需总体平衡
　　2025年上半年，我国能源消费总体保持增长，能源安全保障能力稳步提升。根据国家能源局统计数据，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%，其中规模以上工业发电量为45,371亿千瓦时，同比增长0.8%。2025年1-6月，全国发电设备累计平均利用1,504小时，同比减少162小时。
　　报告期内，湖北省电力供应安全稳定，电力供需总体平衡。2025年1-6月，湖北省全社会用电量1,408.81亿千瓦时，同比增长4.45%；全省发电量1,222.61亿千瓦时（不含三峡电站发电量），同比下降0.46%。
　　2.绿色低碳转型步伐加快
　　2025年上半年，我国节能降碳稳步推进，绿色低碳转型步伐加快。截至2025年6月底，全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，太阳能发电装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。
　　报告期内，湖北省深入践行“双碳”目标，能源结构优化与新型电力系统建设加速推进，清洁能源装机规模持续增长。截至2025年6月底，全省发电总装机容量达13,253.76万千瓦（含三峡电站2,240万千瓦），其中新能源装机容量突破5,322万千瓦，较2024年末增加859万千瓦，增幅达19%。新能源发电装机占比提升至48%（不含三峡电站2,240万千瓦），稳居省内第一大电源类型。
　　3.电力交易市场化改革持续深化
　　2025年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》。《通知》旨在按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。推动新能源上网电价全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制，提出结算机制电量规模、机制电价和执行期限有关要求，以2025年6月1日为节点，对存量项目与增量项目实施分类管理。
　　2025年3月6日，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、商务部、国家数据局五部门联合印发《国家发展改革委等部门关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》。《意见》提出完善全国统一的绿证交易体系，推进多年、年度、月度以及月内绿色电力交易机制建设，推动分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易。
　　2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》。《规则》与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》共同构筑全国统一电力市场三个主要交易品种，标志着三大交易品种的规则顶层设计基本建立。
　　4.煤炭生产稳中有增价格震荡下行
　　根据国家统计局数据，2025年上半年我国规模以上工业原煤产量24亿吨，同比增长5.4%，原煤生产平稳增长，能源供应基础进一步夯实。2025年在暖冬电力煤耗较低背景下，国内产量增加导致煤炭价格下跌，截至2025年6月底，秦皇岛5500大卡下水动力煤长协价格为669元/吨，较年初693元/吨下降24元/吨，降幅3.46%；现货市场价格为619元/吨，较年初769元/吨下跌150元/吨，跌幅19.51%。
　　（二）报告期内公司生产经营工作的主要特点
　　1.电力生产形势稳中向好
　　报告期内，公司充分发挥水火互济、风光互补的电源结构优势，推动生产形势稳中向好。水电方面，公司克服来水总体偏枯、极度不均的不利影响，加强梯级水库联合优化调度，科学调控水库水位，提高水资源利用率；火电方面，抓住全省水电减发缺口抢发、多发，2025年上半年火电发电量为115.80亿千瓦时，同比增长3.00%，创历史新高。新能源方面，公司科学制定市场交易策略，积极开展绿电绿证交易，实现发电量43.09亿千瓦时，同比增长53.84%。上半年，公司实现归属于上市公司股东的净利润9.56亿元。
　　2.绿色低碳发展加快推进
　　报告期内公司持续优化能源产业布局，加快推进项目建设。一是加速推动清洁煤电建设，江陵电厂二期1号锅炉受热面焊口全部完成，具备锅炉水压试验条件；宜城火电入围2025年中国电力优质工程奖候选名单。二是稳步推进抽蓄项目建设，罗田平坦原项目完成地下厂房施工向机电安装转序，上库主坝填筑21万立方米；长阳清江项目主厂房中导洞贯通，进场交通洞开挖39%；南漳张家坪项目主厂房第一层开挖52%。三是全力攻坚新能源项目，京山汇能光伏全容量并网；襄阳黄集、河东风电项目完成31台风机吊装、11台风机并网；齐岳山一期“以大代小”改造项目完成全部风机拆除。
　　3.改革创新动力持续增强
　　报告期内，公司统筹推进国企改革深化提升行动、“双百行动”、对标一流及“价值创造行动”等任务，获评国务院国资委2024年度中央企业“双百行动”专项考核“标杆”等级。报告期内，公司申报专利165件，获得授权95件，创新成果加速涌现；成立水电智慧检修、新能源技术等2个子企业创新平台，完成数字基础设施建设与数据治理项目设备安装部署，实现襄阳茗峰光伏功率预测等7套生产系统自主可控替代，数字化转型稳步推进。
　　4.安全生产态势平稳有序
　　报告期内，公司深入开展安全生产治本攻坚三年行动，压紧压实全员安全生产责任，着力打造本质安全型企业。一是能源保供全面发力，圆满完成迎峰度冬、夏初高温等重点时段保供任务；发挥煤电灵活调节和兜底保供作用，深调工况运行时长占比达37%、同比增长15个百分点。二是安全形势保持平稳，扎实开展冬春季集中攻坚、天然气安全治理等专项行动，妥善应对入梅以来的连续强降雨，江坪河水库累计拦洪2.1亿立方米、最大削峰率达65%，有效缓解下游防洪压力。三是生产管理基础持续夯实，6座新能源场站获评中电联“优胜”等级，其中1座获5A级最高评级。公司上半年未发生一般及以上生产安全事故及非计划停运事件。
　　（三）报告期内公司主营业务情况
　　2025年上半年，公司新增可控装机3.02万千瓦，均为新能源装机；截至报告期末，公司可控装机容量为1,832.99万千瓦，其中，水电装机465.73万千瓦，火电装机663.00万千瓦，风电装机124.51万千瓦，光伏发电装机571.15万千瓦，储能装机8.60万千瓦。
　　公司在湖北省内可控发电装机1,486.22万千瓦（剔除储能），占全省发电总装机容量11,013.76万千瓦(不含三峡电站2,240万千瓦）的13.49%。其中，在湖北省内水电装机420.13万千瓦，占湖北省水电总装机容量1,573.43万千瓦（不含三峡电站2,240万千瓦）的26.70%；在湖北省内火电装机633.00万千瓦，占湖北省火电总装机容量4,118.80万千瓦的15.37%；在湖北省内风电装机124.51万千瓦，占湖北省风电总装机容量1,038.71万千瓦的11.99%；在湖北省内光伏发电装机308.58万千瓦，占湖北省光伏发电总装机容量4,282.82万千瓦的7.21%。
　　截至报告期末，公司天然气业务已在湖北省内建成38座场站，省内天然气长输管线675公里（含东湖燃机管道），城市燃气中压管线306.3公里，覆盖湖北全省13个省辖市、州中的12个；煤炭业务方面，荆州煤炭铁水联运储配基地上半年完成煤炭中转量259.58万吨。
　　（四）报告期内公司生产经营情况
　　2025年上半年，湖北省发电量1,222.61亿千瓦时（不含三峡电站发电量），同比下降0.46%。其中，水电182.33亿千瓦时，同比减少30.84%；火电739.42亿千瓦时，同比增长0.05%；风电94.54亿千瓦时，同比增长25.22%；光伏发电205.36亿千瓦时，同比增长36.85%。
　　2025年上半年，公司完成发电量204.56亿千瓦时，同比减少2.47%。其中，公司水电发电量为45.67亿千瓦时（含查格亚电站），同比减少34.10%，水力发电厂平均用电率0.89%，水电机组平均利用小时数981小时；火电发电量为115.80亿千瓦时，同比增长3.00%，火力发电厂平均用电率6.64%，火电机组平均利用小时数1,747小时；风电发电量10.44亿千瓦时，同比增长7.96%，风力发电厂平均用电率2.90%，风电机组平均利用小时数840小时；光伏发电量32.65亿千瓦时，同比增长78.03%，光伏发电厂平均用电率2.02%，光伏发电机组平均利用小时数573小时。报告期内，天然气输销气量为10.16亿标方，同比减少6.96%。
　　2025年上半年，公司售电量195.87亿千瓦时，同比下降2.41%；平均售电价格为0.44元/千瓦时（含税），较上年同期下降0.04元/千瓦时。上半年，公司所属境内电站市场化交易结算总电量129.88亿千瓦时，较去年同期增加24.99亿千瓦时，占公司所属境内电站上网电量的72.14%。
　　（五）报告期内公司总体经营业绩
　　报告期内，公司实现营业收入84.93亿元，同比减少13.28亿元，降幅13.52%。营业收入下降的主要原因：一是年初起调水位低，本期水电来水不及上期，水电发电量减少，致本期水电业务收入同比减少9.08亿元；二是因本期火电售电均价同比下降，致火电业务收入同比减少1.14亿元；三是因天然气销售量减少，致天然气业务收入减少4.30亿元。另一方面，因新能源装机容量增加，发电量增加，致新能源业务收入同比增加1.75亿元。
　　2025年上半年，公司实现归属于上市公司股东的净利润9.56亿元，同比减少4.69亿元，降幅32.91%。归母净利润下降的主要原因：一是年初起调水位低，本期水电来水不及上期，水电发电量减少，水电业务净利润减少4.95亿元；二是新能源业务因电力现货市场竞争激烈，市场电价下降，同时叠加因新能源装机增加导致的固定成本增加，新能源业务净利润同比减少1.46亿元。
　　报告期内，公司新能源项目合计可控发电装机容量695.66万千瓦（不含储能），新能源发电量43.09亿千瓦时，同比增长53.84%，新能源业务实现净利润0.96亿元。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）区位布局优势明显
　　公司作为湖北省能源保障平台，主要发电业务集中于湖北省内。截至2025年6月30日，公司湖北省内可控装机容量为1,494.82万千瓦，火电装机主要临近武汉或处于襄阳，水电分布在鄂西，均位于区域负荷中心，市场消纳能力较强；风电、光伏主要装机位于省内风资源、光伏资源较丰富区域，有利于提高机组利用效率，保障新能源项目收益。
　　（二）电源结构多元互补
　　公司拥有水电、火电、风电、光伏发电等多种类型的发电机组，且水电、火电、新能源装机比例约为25.4%、36.2%、38.4%，电源结构较为均衡，有效平滑单一类型发电业务业绩波动影响，实现了“水火互济、风光互补”的优势互补。同时稳健发展天然气和煤炭物流业务，多元化产业结构有效平滑单个业务波动影响，有利于保障公司业绩稳定，降低经营风险。
　　公司坚持绿色发展理念，坚定不移落实“双碳”目标，顺应构建新型电力系统的政策趋势，绿色低碳转型效果显著。截至2025年6月30日，公司清洁能源可控装机（含储能）达到1,169.99万千瓦，占公司可控装机容量的63.83%，“十四五”以来，公司新能源可控装机增长435.31%，新能源可控装机容量明显提升。此外，公司积极推进罗田平坦原等三个抽水蓄能电站项目，合计装机440万千瓦，绿色低碳转型成效显著。
　　（三）生产技术精益高效
　　公司在电力生产运营领域具备技术与管理优势。水电方面，公司主要水电站所属清江公司在清江干流运营管理水布垭、隔河岩、高坝洲三级电站，通过全面推进清江流域梯级电站优化调度，开展清江三级电站与三峡电站、葛洲坝电站五库联调，水资源利用率大幅提高，水库安全生产和精益管理能力不断提升。火电方面，公司已投产4台100万千瓦超超临界发电机组，占公司火电装机的60.33%，在发电效率和运营成本等方面均有较强的竞争优势，在机组运行安全性、可靠性、稳定性等方面均处于先进水平。
　　（四）改革创新动能强劲
　　公司扎实推进国企改革深化提升行动等工作，通过区域业务整合优化资源配置，提升区域资产集约化管理水平和投资效能，获评国务院国资委2024年度中央企业“双百行动”专项考核“标杆”等级。探索发展“新业务、新模式”（以下简称“两新”业务），布局新能源检测检修、虚拟电厂、零碳园区等前瞻性战略性新兴产业，加快培育新质生产力。建立健全专项激励机制，统筹投资控制节余、科技创新等专项奖励，完善评价和奖励发放机制，切实发挥激励的导向作用。构建新型经营责任制，全面实施高级管理人员任期制和契约化管理，推行管理人员新型经营责任制扩围深化，强化刚性考核与兑现，激发核心骨干人员干事创业积极性，促进企业经营效益提升和战略规划落地实施。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1.电力市场化交易电价波动风险
　　2025年以来，受电力市场化改革加快推进的影响，湖北省电力中长期市场、现货市场形势政策发生较大变化，发电企业面临较大经营压力。一是上半年全省新能源装机规模大幅增长，全省电力供需相对宽松。二是湖北省现货电价与供需比挂钩，导致现货价格“高峰不高、低谷触底”，全省现货出清均价较2024年全年出清均价降低了4.7分钱/千瓦时，部分新能源企业出现亏损局面。三是受行业政策影响，上半年煤电高价中长期年度合同比例和新能源保障性电量比例下降，叠加超额获利回收和偏差考核等规则更加严苛，导致中长期市场收益降低。
　　公司后续将统筹发挥发电与售电、煤电与新能源企业优势，完善营销体系建设，持续优化电力交易策略，提升公司的交易精度和经营收益。
　　2.清江流域来水不稳定风险
　　公司主要水电机组位于清江流域，清江流域来水具有不稳定性和年度不均衡性，将对公司当年的发电量及经营业绩产生影响。
　　面对2025年初清江梯级水库运行水位偏低（处于历史低位）及一季度流域来水持续偏枯（较多年同期显著减少）的严峻开局，公司一是科学调度保水，年初优先保障生态流量，控制水位消落，以保存有限库容；二是及时动态协同优化，随着4-6月来水增加和新能源发电负荷攀升，主动强化与气象、电网部门的沟通，精细滚动优化日发电计划，主动错峰新能源大发时段，并合理计划机组检修；三是科学研判预测雨情，积极争取发电负荷，适度下调水位控制目标，前瞻性预留充足防洪库容，至6月中旬入梅前，水布垭、隔河岩两库成功腾出可观防洪库容，既为迎汛防洪打下基础，也尽量减少未来弃水风险。
　　3.燃煤成本上升风险
　　国内煤炭产能释放情况受政策调控波动影响，国际地缘政治波动增加煤炭市场不确定性，叠加迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段影响，可能导致局部地区煤炭供应紧缺和库存不足的问题。公司作为湖北省能源安全保障平台，可能面临燃煤成本上升的风险。
　　公司将加大燃煤市场行情研判，优化燃煤采购结构，充分发挥燃料集采优势，加强对煤企协商力度，积极争取采购优惠政策，降低燃料综合成本；同时加大对公司煤电企业燃煤日耗、调运、库存实时情况的监测力度，科学把握煤炭库存和采购时机，做好相关燃料供应应急预案，全力以赴降低燃料成本。
　　4.安全生产风险
　　公司主营业务包括水电、火电、风电等，拥有众多发电机组，运营易燃易爆的天然气业务，同时还有众多在建工程项目。上述业务在日常生产经营中，存在意外事故、设备故障、自然灾害等造成的人员伤亡或设备损坏的风险。上述安全事故的发生，可能造成公司正常生产经营的中断，甚至生命、财产的重大损失。
　　针对安全生产风险，公司将落实企业的安全生产主体责任，加强安全生产管理，建立、健全安全生产责任制和安全生产规章制度，推进安全生产标准化建设，提高安全生产水平，确保安全生产；建设单位发挥业主主导作用，监督参建各方履职情况，加大管控力度；持续开展危险源辨识及风险管控，完善并落实安全风险管控措施。 收起▲

　　一、报告期内公司所处行业情况　　（一）湖北省电力供需总体平衡　　报告期内，湖北省电力供应安全稳定，电力供需总体平衡。2024年，湖北省全社会用电量2,943.76亿千瓦时，同比增长8.77%；全省发电量3,473.63亿千瓦时，同比增长8.69%。剔除三峡电站发电量823.99亿千瓦时后，全省发电量2,649.64亿千瓦时，同比增长10.50%。　　2024年，湖北省发电设备平均利用小时2,971小时，同比减少149小时；全省最大用电负荷5,401.7万千瓦，同比增长6.93%，再创历史新高，用电高峰时段呈现总体紧平衡。　　（二）湖北省绿色低碳转型趋势持续推进　　报告期内，随着“双碳”目标... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　（一）湖北省电力供需总体平衡
　　报告期内，湖北省电力供应安全稳定，电力供需总体平衡。2024年，湖北省全社会用电量2,943.76亿千瓦时，同比增长8.77%；全省发电量3,473.63亿千瓦时，同比增长8.69%。剔除三峡电站发电量823.99亿千瓦时后，全省发电量2,649.64亿千瓦时，同比增长10.50%。
　　2024年，湖北省发电设备平均利用小时2,971小时，同比减少149小时；全省最大用电负荷5,401.7万千瓦，同比增长6.93%，再创历史新高，用电高峰时段呈现总体紧平衡。
　　（二）湖北省绿色低碳转型趋势持续推进
　　报告期内，随着“双碳”目标的深化实施，湖北省能源结构持续转型，加快建设新型电力系统，清洁能源装机快速增长。
　　截至报告期末，湖北省发电总装机容量12,360.85万千瓦（含三峡电站2,240万千瓦），其中，新能源装机容量达到4,462.06万千瓦，较去年末增加1,138.3万千瓦；新能源发电装机占比达36.10%，较上年末增加6.20个百分点，已成为湖北省内最大电源类型，超过水电的30.84%和火电的33.06%，能源结构低碳转型成效进一步显现。
　　（三）电力交易市场化改革步伐加速
　　2024年2月8日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，明确了电力辅助服务市场的重要地位，并对交易及价格机制的统一、新能源消纳机制等方面作出新要求。2024年8月，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，标志着绿电交易纳入电力中长期交易体系，并明确了参与主体和交易原则。2024年8月6日，国家发展改革委、国家能源局等部门联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确了未来三年的工作方向、技术路径及示范项目，旨在推动清洁能源规模化发展和传统能源清洁化发展。2024年11月8日，《中华人民共和国能源法》通过，2025年1月1日起施行，涵盖能源规划、开发利用、市场体系等内容，并强调加快构建新型电力系统。2024年11月29日，国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，明确全国统一电力市场的发展规划分为三个阶段：2025年初步建成，2029年全面建成，2035年完善提升。上述政策的出台和实施，旨在推动电力行业的市场化改革、促进新能源发展、优化电力资源配置，并为实现碳达峰、碳中和目标提供有力支持。
　　（四）国内煤炭价格总体呈波动下行走势
　　据中国煤炭工业协会《2024煤炭行业发展年度报告》统计，2024年，我国煤炭供给整体较为宽松，国内优质煤炭产能释放，全国原煤产量47.8亿吨，同比增长1.2%，保持平稳增长态势；同时，全国累计进口煤炭5.4亿吨，同比增长14.4%，煤炭供应总体稳定。受绿色低碳转型推动、传统非电行业需求放缓等因素影响，煤炭消费增速有所放缓。煤炭市场整体供需形势持续改善，动力煤长协合同价格稳中有降，秦皇岛港5500大卡下水动力煤长期合同价格全年均价701元/吨，同比下跌13元/吨；动力煤现货市场价格波动下行，环渤海港口5500大卡动力煤现货市场全年均价862元/吨，同比下跌118元/吨。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　公司主营业务为能源投资、开发与管理，从事或投资的主要业务包括水电、火电、新能源发电、核电、天然气输销、煤炭物流贸易和金融投资。已初步建成鄂西水电和鄂东火电两大电力能源基地，新能源项目覆盖全省，并积极构建煤炭和天然气供应保障网络。报告期内，公司积极融入新型电力系统建设，坚持风光水火储及煤炭、天然气一体化协同发展，持续优化业务布局，加快推动能源结构绿色低碳转型。
　　（一）报告期公司生产经营工作的主要特点
　　报告期内，面对清江流域来水丰枯急转、电力市场竞争加剧、能源供需相对偏松等多重挑战，公司全力以赴抓好生产经营，全面高质量实现生产经营目标。
　　1.以精益管理推动提质增效，生产经营向好态势不断巩固
　　报告期内，公司生产经营持续向好。水电板块持续优化水库调度，清江梯级电站全年无弃水，隔河岩电站4台机组获评中电联“水能利用提高率指标最优机组”。煤电机组高质量开展技术升级改造，全面完成煤电“三改联动”，有效提升设备可靠性，平均供电煤耗同比下降，持续优化生产管理水平。新能源板块统筹抓好生产组织、设备管理、技术提升，着力提高生产效率。此外，公司深入推进降本增效，推动公司高质量发展。通过加强煤电联营、优化煤炭内部集采机制，有效降低煤炭平均到厂单价；科学制定市场交易策略，积极参加辅助服务市场，优化电力生产策略，营销创效贡献更加突出；积极丰富融资渠道，精益开展资金管理，综合债务融资成本率持续下降，新增债务融资成本创历史新低。
　　2.立足“两个平台”功能定位，优化拓展能源产业布局
　　报告期内，公司立足“三峡集团综合能源发展平台”和“湖北省能源安全保障平台”（以下简称两个平台）功能定位，坚持风光水火储及煤炭、天然气一体化协同发展，持续优化拓展能源产业布局。一是新能源板块攻坚突破，报告期内新能源新增装机254.19万千瓦（不含储能），新能源装机达到692.64万千瓦（不含储能）；积极储备优质新能源项目，报告期内，新增核准（备案）项目装机42.15万千瓦。二是加速推动清洁煤电建设，开工建设江陵电厂二期项目主体工程，建成投用宜城电厂配套铁路专线，有效保障宜城电厂煤炭供应。三是有序推进抽蓄项目建设，长阳清江、南漳张家坪项目通风兼安全洞顺利贯通，转入主体工程建设，罗田平坦原项目主厂房开挖至第六层。四是探索发展“新业务、新模式”（以下简称“两新”业务），新能源检测检修业务实现外部市场“零的突破”，汉欧国际物流园低碳园区开工建设，虚拟电厂上线运营。
　　3.以改革激发活力，以创新赋能发展
　　报告期内，公司持续推进国企改革，获评国务院国资委“双百企业”考核“标杆”等级；深化市场化机制改革，经理层考核兑现刚性进一步增强、薪酬兑现与绩效严格挂钩，任期制和契约化管理要求进一步向中层管理人员延伸，新型经营责任制进一步提质扩面。报告期内，公司新增科研项目数、专利授权数均创历史新高，荣获省部级和国家行业学会级科技成果奖励6项，创新成果加速涌现；同时稳步推进数字化转型，出台数字化转型行动方案，启动新一代数据中心与生产运营管控一体化平台建设，拓展综合数据智能管理平台覆盖范围，实现70个场站实时监视预警。
　　4.统筹推进风险管控，进一步夯实安全基础
　　报告期内，公司扎实开展治本攻坚行动，完善双重预防机制，狠抓混塔风电施工等风险管控，组织反“三违”等7个专项行动，建成工程建设视频监控系统，2024年安全生产实现“零事故、零死亡”目标；优化合法合规审查流程，构建“法规依据、项目主体、实施方案、决策程序、风险提示”五维审查模型，全面把控合规风险；科学、精准做好年度重大经营风险预测评估，持续筑牢强内控防风险体系；全力推动审计监督、专项治理、合规管理、风险管理等大监督体系建立，形成监督合力；以风险为导向，强化审计成果运用，做好“防未病”预警提示。
　　（二）报告期公司主营业务情况
　　2024年，公司新增可控装机262.79万千瓦，主要为新能源装机；截至报告期末，公司可控装机容量为1,829.97万千瓦，其中，水电装机465.73万千瓦，火电装机663万千瓦，风电装机123.16万千瓦，光伏发电装机569.48万千瓦，储能装机8.60万千瓦。
　　公司在湖北省内可控装机1,483.20万千瓦（剔除储能），占全省发电总装机容量10,120.85万千瓦(不含三峡电站2,240万千瓦）的14.65%。其中，在湖北省内水电装机420.13万千瓦，占湖北省水电总装机容量1,572.05万千瓦（不含三峡电站）的26.72%；公司在湖北省内火电装机633.00万千瓦，占湖北省火电总装机容量4,086.74万千瓦的15.49%；在湖北省内风电装机123.16万千瓦，占湖北省风电总装机容量952.10万千瓦的12.94%；在湖北省内光伏发电装机306.91万千瓦，占湖北省光伏发电总装机容量3,509.96万千瓦的8.74%。
　　截至报告期末，公司天然气业务已在湖北省内建成38座场站，省内天然气长输管线675公里（含东湖燃机管道），城市燃气中压管线285.92公里，覆盖湖北全省13个省辖市、州中的12个；煤炭业务方面，荆州煤炭铁水联运储配基地全年转运煤炭772.80万吨。
　　（三）报告期公司生产经营情况
　　2024年，湖北省发电量2,649.64亿千瓦时（不含三峡电站发电量），同比增长10.50%。其中，水电481.92亿千瓦时，同比减少6.37%；火电1,648.94亿千瓦时，同比增长10.81%；风电171.98亿千瓦时，同比增长1.90%；太阳能发电346.80亿千瓦时，同比增长53.21%。
　　报告期内，公司完成发电量440.40亿千瓦时，同比增长23.21%。其中，公司水电发电量为109.66亿千瓦时（含查格亚电站），同比减少0.36%,水力发电厂平均用电率0.95%，水电机组平均利用小时数2,355小时；火电发电量为265.18亿千瓦时，同比增长33.03%，火力发电厂平均用电率6.48%，火电机组平均利用小时数4,000小时；风电发电量21.71亿千瓦时，同比增长10.99%，风力发电厂平均用电率2.1%，风电机组平均利用小时数1,787小时；光伏发电量43.85亿千瓦时，同比增长53.97%，光伏发电厂平均用电率2.27%，光伏发电机组平均利用小时数1,109小时；报告期内，天然气输销气量为19.12亿标方，同比减少7.18%。
　　2024年，公司所属中国境内电站市场化交易结算总电量252.43亿千瓦时，较去年同期增加70.52亿千瓦时，占公司所属境内电站上网电量的63.01%。
　　（四）报告期内公司总体经营业绩
　　报告期内，公司实现营业收入200.31亿元，同比增加13.62亿元，增幅7.30%。公司营业收入同比变化的主要影响因素为：一是宜城火电项目投产，火电发电量增加，火电业务收入同比增加25.26亿元；二是新能源装机容量增加，发电量增加，新能源业务收入同比增加3.61亿元；三是秘鲁查格亚电站本期发电量增加，水电业务收入同比增加2.45亿元；四是为防控煤炭贸易业务风险，同时为保障火电企业煤炭供应，有效降低发电燃煤综合采购成本，公司煤炭采购聚焦内部集采业务，煤炭贸易收入同比减少13.43亿元。
　　2024年，公司实现净利润22.19亿元，同比增加3.40亿元，增幅18.10%；归母净利润18.14亿元，同比增加0.66亿元，增幅3.75%。公司净利润同比变化的主要影响因素为：一是秘鲁查格亚电站本期发电量增加，同时为履行长期购售电协议所需的购电成本同比减少，查格亚水电站净利润同比增加3.94亿元；二是火电发电量增加，且煤价呈下降趋势，火电业务净利润同比增加7.56亿元；三是新能源业务市场化交易比例增加，平均售电价格降低，新能源业务盈利能力下降，同时本期计提信用减值损失较上期增加，净利润同比减少2.60亿元；四是煤炭中转量和天然气销量减少，致煤炭中转及天然气销售业务净利润减少2.08亿元；五是长期股权投资计提减值准备，致净利润减少4.88亿元。
　　公司售电业务情况
　　公司于2017年投资设立全资子公司湖北能源集团售电有限公司（以下简称售电公司）。2018年4月，售电公司获批成为湖北省首批准许售电公司之一。售电公司定位为公司市场化电力交易管理平台和客户开发服务平台，主要职责是维护和开拓电力市场化交易用户，配合公司所属电厂完成市场交易电量消纳工作，实现保量控价营销目标，提升公司发电业务整体效益。2024年售电公司代理零售用户交易电量130.99亿千瓦时，占公司境内总售电量的32.70%，其中绿电交易1.31亿千瓦时。按交易对象分，与公司所属发电企业合计交易电量42.07亿千瓦时，占公司境内总售电量的10.50%。
　　涉及到新能源发电业务
　　报告期内，公司新增可控新能源装机254.19万千瓦。2024年，公司新能源发电量65.56亿千瓦时，同比增加17.51亿千瓦时，增幅36.44%；实现净利润3.17亿元，同比减少46.36%。2025年，公司一方面将加强研究市场化交易规则，制定科学的市场交易策略，努力提升新能源项目盈利能力；另一方面将加强新能源优质资源获取。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　（一）业务区域布局较好
　　公司作为湖北省能源保障平台，主要发电业务在湖北省内。截至2024年末，公司湖北省内可控装机容量为1,491.81万千瓦，火电装机主要临近武汉或处于襄阳，水电分布在鄂西，均位于区域负荷中心，消纳能力较强；风电、光伏主要装机位于省内风资源、光伏资源较丰富区域，有利于提高机组利用效率，保障新能源项目收益。公司下设省煤投公司，并运营荆州煤港基地，实现华中地区煤炭中转和应急储备功能，对集中燃煤采购管理起到了较大的支持作用，有利于公司火电企业有效控制燃料成本。
　　（二）电力生产技术优势突出
　　公司主要水电站所属清江公司在清江干流运营管理水布垭、隔河岩、高坝洲三级电站，通过全面推进清江流域梯级电站优化调度，开展清江三级电站与三峡电站、葛洲坝电站五库联调，水资源利用率大幅提高，水库安全生产和精益管理能力不断提升。火电方面，公司已投产4台100万千瓦超超临界发电机组，占公司火电装机的60.33%，在发电效率和运营成本等方面均有较强的竞争优势，在机组运行安全性、可靠性、稳定性等方面均处于先进水平。
　　（三）绿色低碳转型效果显著
　　公司坚持绿色发展理念，坚定不移落实“双碳”目标，顺应构建新型电力系统的政策趋势，公司绿色低碳转型效果显著。截至2024年末，公司清洁能源可控装机（含储能）达到1,166.97万千瓦，占公司可控装机容量的63.77%，“十四五”以来，公司清洁能源可控装机增长426.49%，清洁能源可控装机容量明显提升。此外，罗田平坦原等三个抽水蓄能电站项目，以及一批省内新能源项目均在建设过程中，绿色低碳转型效果显著。
　　（四）资产质量优良
　　公司拥有水电、火电、风电、光伏发电等多种类型的发电机组，且水电、火电、新能源装机比例约为25.6%、36.4%、38%，电源结构较为均衡，有效平滑单一类型发电业务业绩波动影响，实现了“水火互济、风光互补”的优势互补。同时持续发展天然气和煤炭贸易物流业务，多元化产业结构有效平滑单个业务波动的影响，有利于保障公司业绩稳定，降低经营风险。
　　此外，公司财务状况优良，现金流保持稳定充足，为公司持续发展提供良好支撑；持续保持AAA信用评级，资本市场信誉良好，拥有广泛的融资渠道，公司整体资金链顺畅，能有效降低公司融资成本，为重点项目建设提供强有力的资金保障。
　　（五）改革不断激发企业活力
　　扎实推进公司国企改革各项工作，通过区域业务整合，推进区域资产集约化管理经营和投资发展。完善公司授放权清单，进一步提高公司决策效率，激发公司活力。统筹投资控制节余、科技创新等专项奖励，完善奖励发放和评价机制，切实发挥激励的导向作用；加强激励和约束，实施高级管理人员任期制和契约化管理，推行管理人员新型经营责任制扩围深化，促进企业经营效益提升和战略规划落地实施。
　　
　　四、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　1.湖北省电量供需基本平衡
　　根据湖北省能源局预测，综合全省经济社会发展主要指标、用电需求及用电结构等因素，预计2025年省内全社会用电量3,090亿千瓦时，同比增长5%左右，全省电量供需基本平衡，正常气象条件下迎峰度夏、迎峰度冬期间电力总体平衡，如遇极端气象条件，可能出现时段性、局部性电力缺口。
　　2.煤炭市场供需将呈现相对平衡并向宽松转变
　　依据《2024年煤炭行业发展年度报告》的相关分析，从主要耗煤行业的煤炭消费趋势来看，电煤消费将维持增长态势；钢铁行业与建材行业的煤炭消费稳中略降；化工行业的煤炭消费则仍将适度增长。综合各方面因素考量，2025年煤炭需求有望保持小幅增长。从国内煤炭生产情况来看，预计2025年国内煤炭产量能够实现稳中有增。从煤炭进口情况来看，预计2025年进口煤炭数量可能会较2024年有所下降。综合上述分析，2025年煤炭产量、消费量有望保持增长态势，煤炭进口仍将处于高位水平。同时，鉴于之前全社会存煤水平较高，全年煤炭市场供需将呈现出相对平衡且向宽松转变的运行态势。
　　3.新型能源体系加快建设
　　2025年1月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《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》，该通知明确新能源项目的上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易来确定上网电价。鉴于新能源的出力特性以及消纳压力等因素，新能源可能面临消纳与电价的双重不确定性，这可能导致公司结算电价下降，进而影响公司的整体收益。
　　公司将加大电力市场政策规则的研究力度，强化电力营销人才队伍的培养，加速推进电力交易数字化支持系统的建设。同时，公司将加强电力供需形势的研判，及时调整定价策略，合理安排合同电量，并精准开展市场化交易，以降低消纳和结算风险。
　　4.能源绿色低碳转型持续推进
　　2024年政府工作报告提出，我国要积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快建设新型能源体系，加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。2024年5月，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，提出加大非化石能源开发力度，推动分布式新能源开发利用，有序建设大型水电基地；提升可再生能源消纳能力，加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。
　　（二）公司发展战略
　　以高质量发展为主线，坚定“三峡集团综合能源发展平台”和“湖北省能源安全保障平台”两个平台战略定位，把握清洁低碳、安全稳定、经济适用的能源供应导向，大力发展新能源业务，优化发展煤电和煤炭物流业务，有序发展水电和抽水蓄能业务，协同发展天然气业务。着力增强能源供应链的弹性和韧性，履行国资央企业能源保障责任；着力壮大清洁能源产业，加快推动发展方式绿色转型；着力推进能源产业现代化升级，充分发挥能源稳投资促增长的重要作用；积极拓展清洁能源和产业链延伸发展的新业态、新模式，突出创新赋能，推动传统业务转型升级和战略性新兴业务培育壮大，加快打造一流区域综合能源集团。
　　（三）公司经营计划
　　1.2024年生产经营计划完成情况
　　计划完成发电量434.95亿千瓦时，新增装机262.20万千瓦，杜绝较大及以上质量安全事故，防范一般事故，有效控制重大安全风险。实际均已完成。
　　2.2025年经营计划
　　主要业务经营指标：完成发电量445亿千瓦时；新增装机100万千瓦；杜绝较大及以上质量安全事故，防范一般事故，有效控制重大安全风险。2025年，公司项目建设、技改等主要资金来源为自有资金，或通过向特定对象发行股票、发行债券、金融机构贷款等方式筹集资金。
　　（四）2025年重点工作
　　2025年，公司坚持稳中求进、以进促稳，坚持存量提质、增量做优，坚持价值创造、内涵发展，坚持改革驱动、创新引领，不断增强核心功能、提高核心竞争力，高质量完成“十四五”目标任务。公司将重点做好以下工作：
　　1.聚焦企业价值创造，抓效益、稳增长。精准开展水文气象预报和发电预测，增强梯级水库调度能力；提升煤电机组运行经济性，探索混煤掺烧等举措提升效益；挖掘新能源规模化、专业化、智慧化运维潜力，推动新能源单位装机经营成本下降；加强电力市场营销，深入开展政策研究、产销协同和策略谋划，促进交易电量及交易电价提升；加强绿证绿电、碳交易市场协同，努力创造更多收益；严控“六公”经费等管理性费用支出，综合运用多种融资渠道，控制融资成本。
　　2.抓主业、优布局，持续推进产业绿色转型。推进风光火储、风光水储项目一体化开发和优质资源获取，提升新能源项目工程建设管理和专业化管控能力；高质量推进江陵电厂二期建设；积极推进罗田平坦原、长阳清江、南漳张家坪三大抽水蓄能项目建设，做好抽蓄项目价格机制研究，为电站后续稳定运营奠定良好基础；推进新能源检测检修公司完成资质承接，加快申报涉网试验资质，促进虚拟电厂业务与售电业务融合，推动“两新”业务发展。
　　3.以改革激发活力，以创新驱动发展。推动经理层任期制和契约化管理提质扩面，深入推进市场化用工管理，健全与经济效益强挂钩的工资总额分配机制；强化战略引领，高水平编制公司“十五-五”规划；完善科技创新体制机制，落实人才、资金、激励考核等支持保障措施；整合公司创新资源，推进水电智慧检修研究中心、新能源技术研究中心等创新平台建设；从实践需求出发，以重点项目牵引科研攻关；强化产学研用结合，积极推动科研成果转化试用；加快提升数智化水平，积极打造生产运营管控一体化平台、工程建设管理信息系统。
　　4.筑牢安全生产防线，加强经营风险管控。深化治本攻坚三年行动，压实全员安全生产责任制；强化穿透式监督检查和隐患治理，加强“小散远”水电站安全监管，开展应急能力建设评估，推行“无脚本”应急演练；强化经营风险管控，严守资产负债率管控红线，加强燃料、备品备件等存货的精细管理，强化资金风险动态监测预警；健全法治合规管理体系，强化重点领域法律风险防范，持续管控法律纠纷案件，深化以案促管、以管创效。
　　（五）公司可能面对的风险
　　1.新能源电力市场竞争风险
　　2025年1月，国家发改委、国家能源局出台《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》，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。受新能源出力特性影响，叠加消纳压力等因素，新能源或将面临消纳和电价的双重不确定因素，公司结算电价存在下降风险，可能影响公司总体收益。
　　公司将加大电力市场政策规则研究，加强电力营销人才队伍培养，加快电力交易数字化支持系统建设，加强电力供需形势研判，及时调整定价策略，合理安排合同电量，精准开展市场化交易，降低消纳和结算风险。
　　2.能源结构转型影响火电消纳风险
　　在我国2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标背景下，能源生产和消费低碳转型加速。根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变，风电、光伏等新能源装机及电量增长可能进一步挤压火力发电空间。同时，随着电力交易市场化改革步伐加速，火电上网电价也存在下降风险。
　　为应对上述风险，公司一方面将主动融入市场化电力体制改革，加强研究电力现货市场和煤电容量电价机制的有关政策要求，争取火电企业电价政策，提升公司发电效益；另一方面将强化发电过程管理，优化机组运行方式，提升各机组发电效率；加大市场拓展力度，科学参与市场化交易，力争火电机组各类型电量合同执行到位。
　　3.清江流域来水不稳定风险
　　公司主要水电机组位于清江流域，清江流域来水具有不稳定性和年度不均衡性，这将对公司当年的发电量及经营业绩产生影响。
　　公司一方面加强与气象部门的联络，及时掌握水文情况，加强各水库精确调度、精益运行和精心维护，合理安排蓄水与消落，提高水能利用效率，力争不弃水、少弃水，实现防汛与发电两不误；另一方面，公司坚持发展水电、火电、新能源、天然气、煤炭、售电等多个业务板块，形成发电与售电、火电与煤炭、天然气上下游产业链的协同效应，能够有效抵御由于来水不稳定风险。
　　4.燃料成本上升风险
　　国内煤炭产能释放情况受政策调控波动影响，国际地缘政治波动增加煤炭市场不确定性，叠加迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段影响，可能导致局部地区煤炭供应紧缺和库存不足的问题。湖北能源作为湖北省能源安全保障平台，可能面临燃料成本上升的风险。
　　公司将加大燃煤市场行情研判，优化燃煤采购结构，充分发挥煤电联营优势，降低燃料综合成本；同时加大对公司燃煤、燃气电厂日耗、库存实时情况的监测力度，科学把握煤炭库存和采购时机，做好相关燃料供应应急预案，全力以赴降低燃料成本。
　　5.安全生产风险
　　公司主营业务包括水电、火电、风电等，拥有众多发电机组，运营易燃易爆的天然气业务，同时还有众多在建工程项目。上述业务在日常生产经营中，存在意外事故、设备故障、自然灾害等造成的人员伤亡或设备损坏的风险。上述安全事故的发生，可能造成公司正常生产经营的中断，甚至生命、财产的重大损失。
　　针对安全生产风险，公司将落实企业的安全生产主体责任，加强安全生产管理，建立、健全安全生产责任制和安全生产规章制度，推进安全生产标准化建设，提高安全生产水平，确保安全生产；建设单位发挥业主主导作用，监督参建各方履职情况，加大管控力度；持续开展危险源辨识及风险管控，完善并落实安全风险管控措施。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　公司主营业务为能源投资、开发与管理，从事或投资的主要业务包括水电、火电、新能源发电、核电、天然气输销、煤炭物流贸易和金融投资。已初步建成鄂西水电和鄂东火电两大电力能源基地，新能源项目覆盖全省，并积极构建煤炭和天然气供应保障网络。报告期内，公司积极融入新型电力系统建设，坚持风光水火储及煤炭、天然气一体化协同发展，持续优化业务布局，加快推动能源结构绿色低碳转型。　　（一）报告期内公司所处的行业情况　　1.湖北省用电需求稳步提升　　2024年上半年，湖北省经济运行呈现稳健回升、进中提质的良好态势，全省生产总值同比增长5.8%，电力供需总体平衡。报告期内，湖北省用... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主营业务为能源投资、开发与管理，从事或投资的主要业务包括水电、火电、新能源发电、核电、天然气输销、煤炭物流贸易和金融投资。已初步建成鄂西水电和鄂东火电两大电力能源基地，新能源项目覆盖全省，并积极构建煤炭和天然气供应保障网络。报告期内，公司积极融入新型电力系统建设，坚持风光水火储及煤炭、天然气一体化协同发展，持续优化业务布局，加快推动能源结构绿色低碳转型。
　　（一）报告期内公司所处的行业情况
　　1.湖北省用电需求稳步提升
　　2024年上半年，湖北省经济运行呈现稳健回升、进中提质的良好态势，全省生产总值同比增长5.8%，电力供需总体平衡。报告期内，湖北省用电量1,348.79亿千瓦时，同比增长8.58%，高于全国用电量增速；发电量1,588.23亿千瓦时，同比增长10.95%。剔除三峡电站发电量后，全省发电量1,228.23亿千瓦时，同比增长7.33%。
　　2.湖北省绿色低碳转型趋势持续推进
　　2024年上半年，湖北省电力供应延续绿色低碳发展趋势。截至2024年6月底，湖北省发电总装机容量11,665.08万千瓦，剔除三峡电站2,240万千瓦后，全省发电总装机容量为9,425.09万千瓦，较2023年底增加550.44万千瓦，主要为新能源装机。湖北省清洁能源（水电、新能源）装机容量（剔除三峡电站）占比为57.11%，较2023年末增加2.16个百分点。2024年上半年，湖北省清洁能源发电量（剔除三峡电站发电量）占比为39.83%，较上年同期增加6.48个百分点。能源结构调整和减碳效果逐步显现。
　　3.煤炭价格弱势震荡
　　报告期内,我国煤炭供需形势继续改善，供需总体平稳，煤炭价格波动下行，其中长协煤价相对平稳、市场煤价回落。从供给端来看，受益于通关便利化、进口煤货源充足等因素，我国煤炭进口量创历史同期新高。从需求端来看，2024年上半年，电力、煤化工用煤同比增长，钢铁、建材用煤同比下降。二季度以来，受下游市场需求回升、铁路运费下调等因素影响，我国煤矿存煤相对平稳，港口、电厂存煤逐步回升，全社会存煤总体维持高位。
　　（二）报告期公司生产经营工作的主要特点
　　1.经营形势持续向好
　　报告期内，公司呈现水火互济、风光互补、齐头并进的良好势头。水电方面，公司充分利用年初起调水位较高和上半年来水整体偏丰的有利时机，积极优化调度，实现水电发电量69.30亿千瓦时，同比增长67.18%；火电方面，2024年上半年火电发电量为112.43亿千瓦时，同比增长15.80%，公司通过强化煤炭内部集采机制，合理把控采购节奏和长协兑现比例，降低燃料采购单价，不断提高火电盈利能力；新能源方面，公司科学制定市场交易策略，努力开拓绿证交易，实现发电量28.01亿千瓦时，同比增长22.90%。上半年，公司实现归属于上市公司股东的净利润14.26亿元，同比增长58.14%。
　　2.项目建设加快推进
　　报告期内，公司加快推进项目建设。火电板块，宜城电厂铁路专用线投入运行，实现常态化运煤；江陵电厂主体工程正式开工；新能源板块，陕西榆林大基地一期光伏项目新增并网装机容量48万千瓦；抽蓄板块，罗田平坦原项目主厂房第三层完成开挖，长阳清江项目通风兼安全洞全线贯通，南漳张家坪项目通风兼安全洞基本完成开挖。
　　3.安全形势保持平稳
　　公司深入实施安全生产治本攻坚三年行动，层层压紧压实安全责任，组织开展各类安全、防汛检查，及时完成隐患整改。各生产单位立足防大汛、抢大险、救大灾，提前做好准备措施，妥善应对入梅以来的连续强降雨。上半年公司没有发生人身伤亡事故和一般及以上设备安全事故，实现安全生产“双零”目标。
　　（三）报告期公司主营业务情况
　　2024年上半年，公司新增可控发电装机65.55万千瓦，均为新能源装机；截至报告期末，公司可控发电装机容量为1,632.73万千瓦，其中，水电装机465.73万千瓦，火电装机663万千瓦，风电装机121.50万千瓦，光伏发电装机382.50万千瓦。公司在湖北省内可控发电装机容量1,450.90万千瓦，占全省发电总装机容量9,425.08万千瓦（不含三峡电站2,240万千瓦）的15.39%。
　　截至报告期末，公司天然气业务已在湖北省内建成37座场站，省内天然气长输管线675公里（含东湖燃机管道），城市燃气中压管线278.10公里，覆盖湖北全省13个省辖市、州中的12个；煤炭业务方面，荆州煤炭铁水联运储配基地上半年完成煤炭中转量396万吨，同比减少44.43%。
　　（四）报告期公司生产经营情况
　　2024年上半年，湖北省发电量1,228.23亿千瓦时（不含三峡电站发电量），同比增长7.33%。其中，水电263.64亿千瓦时，同比增长33.52%；火电739.03亿千瓦时，同比下降3.10%；风电75.49亿千瓦时，同比下降16.97%；太阳能150.07亿千瓦时，同比增长60.77%。
　　2024年上半年，公司完成发电量209.75亿千瓦时，同比增长30.01%，其中湖北省内发电量183.26亿千瓦时，占湖北省发电量（不含三峡电站发电量）的14.92%。报告期内，公司水电发电量为69.30亿千瓦时（含查格亚电站），同比增长67.19%；火电发电量为112.43亿千瓦时（含新疆楚星电站），同比增长15.80%；风电发电量9.67亿千瓦时，同比减少6.67%；光伏发电量18.34亿千瓦时，同比增长47.43%。报告期内，天然气输销气量为10.92亿标方；煤炭经销量1,826.89万吨。
　　2024年上半年，公司售电量200.71亿千瓦时，同比增长30.57%；平均售电价格为0.48元/千瓦时（含税），较上年同期下降0.01元/千瓦时；公司发电厂平均用电率为3.82%，平均利用小时数约为1,357.55小时，同比增加77.82小时。上半年，公司所属境内电站市场化交易结算总电量104.89亿千瓦时，较去年同期增加17.61亿千瓦时，占公司所属境内电站上网电量的55.87%。
　　（五）报告期内公司总体经营业绩
　　报告期内，公司实现营业收入98.21亿元，同比增加7.32亿元，增幅8.05%。营业收入增长的主要原因：一是年初起调水位较高，且本期水电来水好于上期，水电发电量增加，致水电收入同比增加10.03亿元；二是因火电装机容量增加，发电量增加，致火电业务收入同比增加6.77亿元；三是因新能源装机容量增加，发电量增加，致新能源业务收入同比增加0.95亿元。报告期内,为防控风险，公司加快业务转型，发挥内部采购平台作用，收缩外部煤炭采购业务，煤炭采购聚焦内部集采业务，致煤炭贸易收入同比减少10.41亿。
　　2024年上半年，公司实现归属于上市公司股东的净利润14.26亿元，同比增加5.24亿元，增幅58.14%。归母净利润大幅增加的主要原因：一方面，水电年初起调水位较高，且本期来水好于上期，水电发电量增加，水电业务净利润增加4.96亿元；另一方面，火电装机容量增加致发电量增加，且煤价呈下降趋势，火电业务净利润同比增加3.33亿元。同时，报告期内，公司新能源业务因湖北省开展第二轮长周期结算试运行，电力现货市场竞争激烈，市场电价下降，新能源业务净利润同比减少1.27亿元。
　　报告期内，公司新能源项目合计可控发电装机容量504万千瓦，新能源发电量28.01亿千瓦时，同比增长22.90%，实现净利润2.42亿元。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）业务区域布局较好
　　公司作为湖北省能源保障平台，主要发电业务在湖北省内。截至2024年6月30日，公司湖北省内可控发电装机容量为1,455.90万千瓦，火电装机主要临近武汉或处于襄阳，水电分布在鄂西，均位于区域负荷中心，消纳能力较强；风电、光伏主要装机位于省内风资源、光伏资源较丰富区域，有利于提高机组利用效率，保障新能源项目收益。公司下设省煤投公司，并运营荆州煤港基地，实现华中地区煤炭中转和应急储备功能，对集中燃煤采购管理起到了较大的支持作用，有利于公司火电企业有效控制燃料成本。
　　（二）电力生产技术优势突出
　　公司主要水电站所属清江公司在清江干流运营管理水布垭、隔河岩、高坝洲三级电站，通过全面推进清江流域梯级电站优化调度，开展清江三级电站与三峡电站、葛洲坝电站五库联调，水资源利用率大幅提高，水库安全生产和精益管理能力不断提升。火电方面，公司已投产4台100万千瓦超超临界发电机组，占公司火电装机的60.33%，在发电效率和运营成本等方面均有较强的竞争优势，在机组运行安全性、可靠性、稳定性等方面均处于先进水平。
　　（三）绿色低碳转型效果显著
　　公司坚持绿色发展理念，坚定不移落实“双碳”目标，顺应构建新型电力系统的政策趋势，公司绿色低碳转型效果显著。“十四五”以来，公司新能源装机增长283.10%，新能源装机容量明显提升。此外，公司210万千瓦陕武直流一期光伏基地项目，罗田平坦原等三个抽水蓄能电站项目，以及一批省内新能源项目均在建设过程中，绿色低碳转型效果显著。
　　（四）资产质量优良
　　公司拥有水电、火电、风电、光伏发电等多种类型的发电机组，且水电、火电、新能源装机比例约为28%、41%、31%，电源结构较为均衡，有效平滑单一类型发电业务业绩波动影响，实现了“水火互济、风光互补”的优势互补。同时持续发展天然气和煤炭贸易物流业务，多元化产业结构有效平滑单个业务波动的影响，有利于保障公司业绩稳定，降低经营风险。
　　此外，公司财务状况优良，现金流保持稳定充足，为公司持续发展提供良好支撑；持续保持AAA信用评级，资本市场信誉良好，拥有广泛的融资渠道，公司整体资金链顺畅，能有效降低公司融资成本，为重点项目建设提供强有力的资金保障。
　　（五）改革不断激发企业活力
　　扎实推进公司国企改革各项工作，通过区域业务整合，推进区域资产集约化管理经营和投资发展。完善公司授放权体制，进一步提高公司决策效率，激发公司活力。统筹投资控制节余、科技创新等专项奖励，完善奖励发放和评价机制，切实发挥激励的导向作用；加强激励和约束，实施高级管理人员任期制和契约化管理，有力推动企业经营效益提升和战略规划落地实施。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1.新能源电力交易电价下降风险
　　随着现货交易的全面试行，电力营销的市场化程度越来越高，可能导致结算电价的下降。当前，湖北省煤电、新能源上网竞价空前激烈，新能源发电面临电价下行的压力。
　　公司将加强电力市场形势、市场交易规则的跟踪分析，深入研判区域电力供需形势，动态优化市场竞争策略，持续完善加强电力营销体系，科学制定交易策略，力争市场化交易电量电价优于市场平均水平，降低电力市场风险对公司的影响。
　　2.火电利用小时数下降风险、新能源弃风弃光风险
　　报告期内，受水电和新能源出力大幅增长影响，湖北省火电利用小时数较上年同期下降；湖北新型电力系统正在加快建设，根据《湖北“三型三强”新型电力系统蓝皮书》，预计2030年湖北新能源装机占比超过50%，新能源因装机容量的增加叠加消纳能力不足，存在弃风弃光的风险。
　　公司一方面将主动融入市场化电力体制改革，加强研究电力现货市场和煤电容量电价机制的有关政策要求，持续优化电力交易策略，争取火电企业电价政策，并合理制定新能源季节性竞价上网交易方案，提升公司发电效益。另一方面强化发电过程管理，优化机组运行方式，提升各机组发电效率；加大市场拓展力度，科学参与市场化交易，争取更多跨省跨区域电量合同，力争火电机组各类型电量合同执行到位，新能源机组多发满发，从而提高公司总体盈利水平。
　　3.清江流域来水不稳定风险
　　公司主要水电机组位于清江流域，清江流域来水具有不稳定性和年度不均衡性，这将对公司当年的发电量及经营业绩产生影响。
　　公司一方面与气象部门积极保持联络，及时掌握水文情况，加强各水库精确调度、精益运行和精心维护，合理安排蓄水与消落，优化日发电计划，提高水能利用效率，尽量减少弃水，实现防汛与发电两不误；另一方面，公司长期以来发展水电、火电、新能源、天然气、煤炭等多个业务板块，形成发电与售电、火电与煤炭、天然气上下游产业链的协同效应，能够较好地抵御因来水不稳定导致业绩波动的风险。
　　4.燃煤市场价格风险
　　随着国内宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，局部地区或将出现时段性电力供应紧张局面，火电将继续发挥能源兜底保障作用，可能导致局部煤炭保供面临较大压力，存在燃煤价格上涨的风险。
　　公司将加强对煤炭市场的分析研判，加大燃煤集中采购力度，优化燃煤采购策略，充分发挥煤电联营优势，提高长协煤合同签订量和兑现率，降低燃料综合成本；并加大对公司燃煤动态监测力度，科学把握采购时机，做好燃料供应应急预案，全力以赴降低燃料成本。
　　5.安全生产风险
　　公司主营业务包括水电、火电、风电、光伏发电等，拥有众多发电机组，运营易燃易爆的天然气业务，同时还有众多在建工程项目。上述业务在日常生产经营中，存在意外事故、设备故障、自然灾害等造成的人员伤亡或设备损坏的风险。上述安全事故的发生，可能造成公司正常生产经营的中断，甚至生命、财产的重大损失。
　　针对安全生产风险，公司将落实企业的安全生产主体责任，加强安全生产管理，建立、健全安全生产责任制和安全生产规章制度，推进安全生产标准化建设，提高安全生产水平，确保安全生产；建设单位发挥业主主导作用，加强对参建各方履职监督，加大管控力度；持续开展危险源辨识及风险管控，完善并落实安全风险管控措施。 收起▲