一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）报告期内公司所属行业发展情况　　1、2025年上半年全国电力供需情况　　（1）电力消费需求情况　　国家能源局发布的统计数据显示，2025年上半年，全国全社会用电量48,418亿千瓦时，同比增长3.7%。从分产业用电看，第一产业用电量676亿千瓦时，同比增长8.7%；第二产业用电量31,485亿千瓦时，同比增长2.4%；第三产业用电量9,164亿千瓦时，同比增长7.1%；城乡居民生活用电量7,093亿千瓦时，同比增长4.9%。　　（2）电力生产供应情况　　根据国家能源局发布的数据，截至2025年6月底，全国累计发电装机容量约36.48亿千瓦，同比增长1... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）报告期内公司所属行业发展情况
　　1、2025年上半年全国电力供需情况
　　（1）电力消费需求情况
　　国家能源局发布的统计数据显示，2025年上半年，全国全社会用电量48,418亿千瓦时，同比增长3.7%。从分产业用电看，第一产业用电量676亿千瓦时，同比增长8.7%；第二产业用电量31,485亿千瓦时，同比增长2.4%；第三产业用电量9,164亿千瓦时，同比增长7.1%；城乡居民生活用电量7,093亿千瓦时，同比增长4.9%。
　　（2）电力生产供应情况
　　根据国家能源局发布的数据，截至2025年6月底，全国累计发电装机容量约36.48亿千瓦，同比增长18.7%；其中，火电装机容量14.75亿千瓦，同比增长4.7%，风电装机容量5.73亿千瓦，同比增长22.7%，太阳能发电装机容量11.00亿千瓦，同比增长54.2%。2025年1-6月份，全国新增发电装机容量2.93亿千瓦，同比增加1.41亿千瓦，其中，新增火电装机容量2,578万千瓦，同比增加753万千瓦；新增太阳能发电装机容量21,221万千瓦，同比增加10,973万千瓦；新增风电装机容量5,139万千瓦，同比增加2,555万千瓦。
　　根据国家统计局、国家能源局公布的数据，2025年上半年，全国规模以上工业发电量45,371亿千瓦时，同比增长0.8%；其中，规模以上工业火电、水电发电量分别下降2.4%、2.9%，规模以上工业核电、风电和太阳能发电量分别增长11.3%、10.6%、20.0%。2025年1-6月份，全国发电设备累计平均利用1,504小时，同比降低162小时。
　　（3）电力市场化交易情况
　　根据国家能源局发布的数据，2025年上半年，全国累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量比重60.9%，同比提高0.52个百分点。其中，省内交易电量2.28万亿千瓦时，同比持平；跨省跨区交易电量6,707亿千瓦时，同比增长18.2%。绿电交易电量1,540亿千瓦时，同比增长49.3%。
　　2、2025年上半年江西省电力供需情况
　　（1）电力消费需求情况
　　根据江西省发展和改革委员会公布的数据，2025年上半年，江西省全社会用电量1,052.8亿千瓦时，同比增长5.3%。（2）电力生产供应情况
　　根据江西省统计局能源处公布的数据，2025年上半年，全省规模以上工业发电量同比增长4.1%，其中，风力、太阳能发电量分别增长11.3%和31.2%，高于规上工业发电量增速7.2和27.1个百分点。“水风光”合计发电量占规上工业发电量比重为19.1%。
　　（二）报告期内公司主要业务及经营情况
　　公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。
　　1、电力装机情况
　　截至本报告期末，公司所属已投产运营的总装机规模414.41万千瓦，较上年同期增长6.78%，各机组运行安全、可靠、高效；在建工程方面，各项目正按照计划有序推进建设中。
　　2、电力生产情况
　　报告期内，公司累计完成发电量73.31亿千瓦时，较上年同期增长0.52%。其中：火力发电量为68.91亿千瓦时，同比减少0.45%；水力发电量为1.06亿千瓦时，同比减少50.66%；公司新能源发电量为3.34亿千瓦时，同比增加113.47%。
　　3、电力销售情况
　　报告期内，公司累计完成上网电量70.02亿千瓦时，较上年同期增长0.81%，其中市场化交易电量67.05亿千瓦时，占上网电量的95.75%。
　　截至本报告期末，公司已投运的光伏发电装机容量为64.41万千瓦，各光伏项目运行正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的15.54%。未来，公司将按照战略发展规划，坚持走绿色低碳发展路线，积极推进绿色低碳电力项目的投资建设，不断优化电源结构。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）发电机组高效节能
　　截至本报告期末，公司在运的火电装机规模340万千瓦，所属机组均为高参数、低能耗的大型发电机组，质量优良，技术先进，机组发电效率等指标处于江西省同类型火电机组前列，在节能及环保能力方面具有显著的优势；在建的赣能上高清洁煤电机组选用100万千瓦等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，设计理念严格按照燃机排放标准的要求，在汽轮机、锅炉、辅机、运行控制等机组工艺上都进行了优化，致力于提升机组发电效率、燃煤效率，达到节能降耗的最佳水平。
　　（二）区域市场及布局优势
　　随着经济结构的持续优化与能源转型的深入推进，2025年上半年江西省用电保持较快增长，全省全社会用电量1,052.8亿千瓦时，同比增长5.3%，能源结构清洁化转型持续加快，为江西省的可持续发展奠定了坚实基础。截至本报告期末，公司在运火电装机约占全省火电总装机容量的12.63%，以清洁煤电为核心资产，持续优化产业布局，加快推进转型升级，积极构建“清洁煤电+新能源+储能”协同发展体系，形成了火电清洁高效生产再提升、风光水储协同推进、源网荷储售一体化建设及绿色低碳科技创新全面铺开的产业局面，实现了从传统电力生产型企业向综合能源服务商的跨越式发展，成为了保障江西省能源安全及推动“双碳”目标落地的重要平台。
　　（三）专业化团队及管理优势
　　公司作为江西省省属电力上市公司，深耕电力主业多年，持续打造引才育才良好平台，优化人才引进机制，深化人才培养工作，培育了一支经验丰富、素质优良、稳定团结的人才队伍，在项目投资、建设、运营领域具备丰富的业务经验；同时，公司不断健全现代化企业管理制度，通过优化流程、强化协同，不断提升运营效率与精细化管理水平，为公司稳健发展提供了坚实的人才保障与管理支撑。
　　（四）科技创新赋能高质量发展
　　公司充分发挥科技创新的支撑引领作用，持续完善科技创新体系，深化产学研协同融合，攻坚核心技术研发，稳步推进数字化平台建设，加速拓展数字化场景及人工智能应用，以科技创新赋能公司高质量发展。报告期内，公司所属火电厂赣能丰电顺利完成机组生物质掺烧试验，在低碳转型领域迈出坚实一步，全资子公司能源研究公司获评2025年江西省第一批创新型中小企业，为公司绿色低碳、高效协同、灵活智能发展提供有力支撑。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　（一）煤炭市场风险
　　燃料成本占据公司营业成本的大部分，煤炭价格波动会影响公司经营稳定性和盈利能力。
　　应对措施：公司持续加强对煤价走势的科学研判，积极扩宽采购渠道，持续优化电煤运输策略方式，降低燃料综合成本；同时，深入开展节能降耗技术攻关，研究煤电机组生物质掺烧等关键技术，深挖机组节能降耗潜力，推动燃煤机组向低碳化加速转型。
　　（二）政策风险
　　2025年2月，国家发改委、能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号），对新能源上网电价全面市场化定价、完善市场机制、建立新能源可持续发展价格结算机制等作出了规定，新能源发电项目全面参与市场化交易，公司所属新能源场站的市场化交易电量电价存在不确定风险。与此同时，新型电力系统建设正加速推进，2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕363号），在新型电源架构下，以风光为主体的新能源装机规模呈现大幅增长趋势，负荷需求与新能源发电的双随机波动耦合特性，对系统调节容量、响应速度与调节精度提出了更严格的要求，也对煤电响应系统需求的能效提出了更高要求。
　　应对措施：公司密切跟踪国家及省内相关政策，持续深化电力市场政策分析研究，主动应对电力市场改革，不断完善市场化交易决策机制，统筹协调系统资源，积极把握行业变革机遇；积极开展煤电机组灵活性改造等相关工作，推动煤电机组“灵活+清洁”转型，提升机组高效调节能力，以提高对新型电力市场的适应能力。
　　（三）电力市场风险
　　随着电力体制改革纵深推进，电力现货市场建设广度和深度逐步扩大，市场主体呈现多元化趋势，交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，交易模式、交易规则的复杂性不断增加，对公司所属场站发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。伴随新能源发电在电力市场中的份额不断扩大，传统火电的发电空间与调峰经济性日益受到挤压，火电行业利用小时数面临下滑的风险。
　　应对措施：公司密切跟踪电力市场形势变化，深化政策与市场规则的研究分析，强化电力营销与生产运维高效联动，做好负荷预测、电价预测和新能源出力预测，不断优化电力市场交易策略和报价方案，确保市场化交易下的各类风险可知、可测、可控；同时加强火电机组的灵活性、经济性改造，积极适应电网运行需求，灵活调整发电策略，深度参与现货市场、容量市场与辅助服务市场。
　　（四）碳市场风险
　　随着全国碳市场建设稳步推进，制度体系逐步健全，行业覆盖范围持续扩大，市场规模稳步提升，但在发展过程中仍面临市场交易不活跃、碳价波动幅度大等问题；同时随着国内能源低碳转型进程加快，预计未来碳配额发放将进一步趋紧，碳排放履约成本存在增加的风险。
　　应对措施：公司认真总结全国碳市场前三个履约周期工作，提炼交易策略优化、风险防控等实践经验，降低公司碳履约清缴成本；同时密切关注全国碳市场政策动态，持续提升碳资产管理水平，科学制定碳交易方案，有效控制履约成本。 收起▲

　　一、报告期内公司所处行业情况　　（一）2024年电力消费及生产情况　　1、电力消费需求情况　　国家能源局发布的2024年统计数据显示，全社会用电量保持增长态势。2024年，全社会用电量 98,521亿千瓦时，同比增长6.8%。　　2、电力生产供应情况　　根据国家能源局发布的2024年全国电力工业统计数据，截至2024年12月末，全口径发电装机容量33.45亿千瓦，同比增长14.6%。　　根据中国电力企业联合会发布的数据，2024年，非化石能源发电量增量占总发电量增量的比重超过八成，煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。2024年，全国规模以上电厂火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　（一）2024年电力消费及生产情况
　　1、电力消费需求情况
　　国家能源局发布的2024年统计数据显示，全社会用电量保持增长态势。2024年，全社会用电量 98,521亿千瓦时，同比增长6.8%。
　　2、电力生产供应情况
　　根据国家能源局发布的2024年全国电力工业统计数据，截至2024年12月末，全口径发电装机容量33.45亿千瓦，同比增长14.6%。
　　根据中国电力企业联合会发布的数据，2024年，非化石能源发电量增量占总发电量增量的比重超过八成，煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。2024年，全国规模以上电厂火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长1.5%、10.7%、2.7%、11.1%和28.2%。2024年，全口径煤电发电量占总发电量比重为54.8%，比上年降低3.0个百分点。
　　3、发电设备利用小时
　　国家能源局和中电联发布的数据显示，2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3,442小时，比上年同期减少157小时。
　　4、电源工程投资建设情况
　　全国主要发电企业电源工程完成投资 11,687亿元，同比增长 12.1%；电网工程完成投资 6,083亿元，同比增长15.3%。
　　（二）2024年电力行业发展情况
　　1、电力供需总体平衡
　　需求方面，“十四五”以来，国民经济运行总体保持稳定态势，电气化水平持续提升，全行业用电量保持平稳较快增长，2024年全国全社会用电量 9.85万亿千瓦时，同比增长 6.8%。供给方面，电力基础设施建设取得显著成效，截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.45亿千瓦，同比增长14.6%，2024年全国规模以上电厂发电量9.41万亿千瓦时，同比增长5.6%。全国部分地区的部分时段电力供应偏紧，通过省间现货、应急调度、需求响应等多项措施协同发力，保障电力系统安全稳定运行。
　　2、电力市场化改革纵深推进
　　2024年，随着全国电力市场化改革不断深入推进，市场制度、交易机制日益完善。全国市场化交易电量持续增长，2024年全国市场交易电量达到61,795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量的62.7%；市场主体范围不断扩大，集中式、分布式新能源、独立储能、虚拟电厂等新型市场主体加快入市；交易模式不断优化，现货市场试运行或正式运行地区持续增加、省间电量交易占比提升、绿电交易加速发展，全国电力大市场正在逐步成型。
　　3、绿色低碳转型加速
　　国家高度重视新能源产业发展，大力推动风能、太阳能等可再生能源的开发利用，鼓励技术创新和产业升级，积极推进生物质能、地热能等新能源的研发和应用，提高能源转换效率和降低成本，不断构建以新能源为主体的新型电力系统。2024年底，全国新能源发电装机达到 14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模，全国全口径非化石能源2024年发电量同比增长15.4%，同比增量占总发电量增量的比重达到84.2%，电力行业绿色低碳转型成效显著。
　　4、煤电灵活性、低碳化改造
　　2024年6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，明确分阶段推进煤电低碳化改造建设的主要目标，并对煤电低碳化改造建设的项目布局、技术路线、机组条件、降碳效果等作出具体要求。“双碳”目标下煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，国家积极推进煤电机组灵活性改造，持续提升煤炭清洁高效利用水平，坚定发挥煤电在促进新能源消纳和保障电网系统安全稳定运行的“压舱石”和“顶梁柱”作用。
　　（三）电力相关市场建设情况
　　1、全国碳市场
　　2024年，中国全国碳市场建设取得显著进展，《碳排放权交易管理暂行条例》等重要法规政策文件的出台使市场制度基础进一步扎实和完善，第三个履约周期配额分配和清缴制度进一步优化。截至2024年底，全国碳排放权交易市场配额累计成交量6.3亿吨，累计成交额430.33亿元，其中2024年全年配额成交量1.89亿吨，成交额181.14亿元，交易规模持续扩大。交易价格稳中有升，年底收盘价为97.49元/吨，较2023年底上涨22.75%。
　　2、全国绿色电力证书交易市场
　　绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。2024年全国核发绿证47.34亿张；其中，风电 19.41亿张，占 41.00%；太阳能发电 8.27亿张，占 17.47%；常规水电 15.78亿张，占33.33%；生物质发电3.81亿张，占8.05%；其他可再生能源发电809万张，占0.17%。截至2024年12月底，全国累计核发绿证49.55亿张，其中可交易绿证33.79亿张。
　　3、全国温室气体自愿减排（CCER）交易市场
　　随着2023年10月《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》发布后，CCER项目审核重启并发布首批方法学，标志着暂停七年的CCER备案正式重启。2024年 1月22日，全国统一的CCER交易市场也在北京绿色交易所正式开启运行。2024年，在并网光热发电、并网海上风电、红树林营造、造林碳汇等四个方法学下已有44个CCER项目挂网公示。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）公司电力生产、销售状况及发展趋势
　　1、江西省电力运行情况
　　（1）电力消费需求情况
　　2024年，全省全社会用电量 2180.5亿千瓦时，同比增长7.6%。分产业来看，第一产业用电量20.5亿千瓦时，同比增长12.4%；第二产业用电量1321.2亿千瓦时，同比增长5%；第三产业用电量430.9亿千瓦时，同比增长11.5%；城乡居民生活用电量407.9亿千瓦时，同比增长12.4%。
　　（2）电力生产供应情况
　　2024年，全省规模以上工业发电量同比增长 1.1%。其中，绿电生产增长较快，风力、水力、太阳能发电量分别增长4.1%、19.3%、6.5%，合计发电量占比较上年提高2.6个百分点。火力发电量下降0.5%，占比降至81.7%。
　　2、公司电力生产、销售状况
　　公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。
　　截至本报告期末，公司所属已投产运营的电力装机规模 412.14万千瓦，较上年同期增长6.78%，各机组运行安全、可靠、高效；在建工程方面，各项目正按照计划有序推进建设中。
　　（1）电力生产情况
　　报告期内，公司累计完成发电量166.54亿千瓦时，同比下降0.58%，其中，火电发电量158.57亿千瓦时，同比下降2.85%；水电发电量3.37亿千瓦时，同比增长29.12%；新能源发电量4.6亿千瓦时，同比增长177.11%。
　　（2）电力销售情况
　　报告期内，公司累计完成上网电量 158.63亿千瓦时，同比减少0.54%，所售电力区域均为江西省内。其中，火电上网电量150.74亿千瓦时，同比减少2.92%；水电上网电量3.32亿千瓦时，同比增长29.18%；新能源上网电量4.57亿千瓦时，同比增长176.97%。
　　（3）发展趋势
　　公司将深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，坚决落实党中央、国务院对推进能源低碳转型、推动统一电力市场体系建设的各项决策部署，锚定高质量发展首要任务，坚持稳中求进工作总基调，筑牢安全发展理念，持续发挥煤电兜底保障作用，保障能源安全稳定供应，多措并举推进低碳清洁能源项目投资建设，持续提高公司可再生电源装机比重，全力推动公司由电力生产型企业向综合能源服务型企业转型。
　　（二）公司电力市场化交易情况
　　报告期内，公司所属电厂全年完成市场化交易电量152.81亿千瓦时，占公司总上网电量96.33%，较去年减少1.99%。
　　公司售电业务情况
　　公司售电业务主要由控股子公司赣能能源开展，其营业范围涵盖售电代理服务、增量配网、分布式光伏、储能等综合能源项目投资建设运营和服务等。赣能能源已在江西电力交易中心完成售电公司注册、备案，取得售电资质，自赣能能源成立以来，积极开拓售电市场，采取向大型用户提供定制化的电力技术增值服务等措施，有效推动了售电代理业务规模的持续大幅增长，售电代理业务规模逐年递增。
　　2024年，赣能能源签约代理电量 66.09亿千瓦时，售电量同比增加 9.46%，代理电量占公司总销售电量的比重为41.66%。
　　涉及到新能源发电业务
　　截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为 62.14万千瓦，主要包括公司新能源投资建设平台全资子公司赣能智慧，已建成投运的光伏发电项目59.71万千瓦及公司控股子公司赣能能源已建成投运的光伏发电项目2.1万千瓦。截至报告期末，公司已投运的光伏项目运营正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的15.08%。未来，公司将按照“十四五”规划，坚持走绿色低碳发展路线，大力推进绿色低碳电力项目的投资建设，不断优化电源结构。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　（一）发电机组高效节能
　　公司目前在运的丰城电厂，装机规模340万千瓦，拥有两台70万千瓦超临界燃煤发电机组及两台100万千瓦超超临界燃煤发电机组，机组质量优良、技术先进，机组煤耗水平及发电效率等指标均处于江西省同类型火电机组前列，相关技术指标符合国家最新环保要求，在节能及环保能力方面具有显著的优势。在建的上高电厂项目选用 100万千瓦等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，设计理念严格按照燃机排放标准的要求，在汽轮机、锅炉、辅机、运行控制等机组工艺上都进行了优化，致力于提升机组发电效率、燃煤效率，达到节能降耗的最佳水平。
　　（二）区域市场及布局优势
　　随着经济结构的持续优化与能源转型的深入推进，2024年江西省用电需求继续保持较快增长的良好态势，全社会用电量2180.5亿千瓦时，同比增长7.6%，高于全国水平0.8个百分点，能源结构清洁化转型持续加快，为江西省的可持续发展奠定了坚实基础。公司在运火电装机约占全省火电总装机容量的12.63%，以清洁煤电为核心资产，持续完善业务布局，积极推进煤新联营、煤电联营，发展多能互补，打通发配售产业链条，现已形成风光水火储（抽水蓄能）联合推进、发配售产业协同运营、综合能源服务全面铺开的发展局面，推动新型电力系统建设取得实效。
　　（三）专业化团队及管理优势
　　公司作为江西省省属电力上市公司，深耕电力生产多年，拥有经验丰富、稳定团结的管理团队，在项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、项目核准备案、工程管理、运营维护等关键环节，为公司安全生产运行、高质量发展保驾护航。
　　（四）科技创新保驾护航
　　公司充分发挥科技创新的支撑引领作用，持续完善科技创新体系，聚焦主责主业，围绕清洁煤电、“双碳”目标等重点方向开展项目研究，积极与数字经济、数字产业相结合，促进产业数智化发展。2024年度公司新增授权发明专利 9项、实用新型专利30项，录用EI及核心论文4篇，参编行业及地方标准各1项，获批1家高新技术企业，1家江西省工程研究中心，1家市级重点实验室，有力支撑公司绿色低碳、高效协同、灵活智能发展。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入69.21亿元，比上年同期下降2.37%；归母净利润7.14亿元，比上年同期上升45.84%。截至2024年 12月 31日，公司资产总额为 174.02亿元，较年初上升 25.82%，归母净资产 57.54亿元，负债总额为114.78亿元，资产负债率65.96%。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）国内电力发展展望
　　近年来，在大力践行“双碳”目标和加快构建新型能源体系背景下，我国能源绿色转型加速推进，电力装机规模稳居全球首位，能源结构持续优化，能源保障基础不断夯实，为经济社会发展提供了强有力支撑，尤其是2024年11月《中华人民共和国能源法》的出台，为电力行业的绿色转型、市场化改革和法治化管理提供了明确的法律框架，国家能源局2025年2月发布《2025年能源工作指导意见》，全国发电总装机将达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，非化石能源发电装机占比提高到60%左右，并初步建成全国统一电力市场，我国电力发展正加速由“规模扩张”向“质效跃升”转变。与此同时，我国电力发展面临着季节性需求变化大、供给制约因素多、电网调节压力大、大范围余缺互济能力不足、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战，在未来一段时间内，可再生能源成为保障电力供应的新力量，煤电充分发挥基础保障性和系统调节型作用，“源网荷储碳数智治链”协同发力，加强科技驱动、市场带动、政策联动，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，为推进中国式现代化提供能源电力支撑。
　　（二）公司2025年度重点工作
　　2025年是全面贯彻党的二十届三中全会精神、推动进一步全面深化改革的重要一年，也是“十四五”规划全面收官、“十五五”规划谋篇布局的关键之年，公司将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入落实中央经济工作会议精神和习近平总书记考察江西重要讲话精神，聚焦“建设全国一流电力上市企业”总目标，牢牢把握“能源投资运营主平台、能源安全保障主力军、能源绿色转型主方向、能源科技创新主引擎”四个核心主定位，坚持稳中求进工作总基调，推动公司高质量绿色发展和数字化转型迈向新台阶。
　　1、加强党的建设，促进党建经营深度融合
　　全面深入学习贯彻党的二十大及二十届三中全会精神，以“碳路者”党建品牌为载体，将生产经营工作遇到的重点难点，转化为党建工作的创新发力点和关键突破点，推动党建工作与生产经营互融互促，不断提高党建品牌影响力；探索打造党建资源与党建效能融合、落实、穿透式党建管理体系，形成“三级联动”齐抓共管的党建引领发展新格局。
　　2、落实安全生产，坚决保障能源有效供给
　　全面贯彻习近平总书记关于安全生产重要指示批示精神，树牢安全发展理念，提升安全数字化建设水平，不断夯实安全生产基础；严格落实安全生产主体责任，完善双重预防机制建设，建立健全隐患排查全员参与和长效治理机制，推动重大项目安全平稳有序完成建设目标；持续提升机组设备可靠性，为服务经济社会稳定发展提供安全可靠的能源供应。
　　3、推动绿色发展，全面优化能源产业布局
　　以实现碳达峰、碳中和目标为指引，全面落实“四个革命、一个合作”能源安全战略和绿色可持续发展决策部署，秉承“化石能源清洁化、清洁能源规模化、能源布局集约化”的发展策略，科学规划能源产业布局，持续推进清洁煤电、抽水蓄能及新能源项目建设，积极拓展综合能源服务，开展储能先进技术试点示范，全力推动形成“水火风光储”一体化发展格局，支撑经济社会发展。
　　4、深化精益管理，助推生产经营提质增效
　　强化全面预算管理，推动经营预算与投资预算、资金预算有机融合，保障公司发展战略和经营目标顺利实现；加强燃料成本管控，坚持从“提高长协兑现率”和“优化现货采购节点”双向发力，从“拓宽煤炭采购渠道”和“优化运输策略”同步推进，降低燃料采购成本；强化资金动态管理，拓展融资渠道，优化融资方式，降低融资成本；开展机组经济性和电网适应性技术攻关，有序推动机组节能改造能效升级；建立健全电力营销与生产运维联动机制，持续优化电力市场交易策略和报价方案，推动创新增效；构建资本运作和资产运营双循环模式，探索碳电协同发展路径，实现公司内生式增长和外延式发展齐头并进、相互促进的良好局面。
　　5、强化改革创新，服务主责主业稳健发展
　　在巩固公司改革创新三年行动成果的基础上，深入推进国有企业改革深化提升工作，坚持“管理为先”理念，完善规范运行制度体系，纵深推进内控体系建设，统筹加强 ESG管理，进一步完善中国特色国有企业现代公司治理和市场化运营机制；创新人才队伍建设思路，完善选人用人市场机制，强化绩效考核激励，不断提升人力资源管理水平；科学优化资源配置，加强市场化整合力度，助推公司电力主业做强做优做大。
　　6、坚持科技创新，做好数字技术赋能建设
　　坚持以科技创新为引领，统筹推进科技兴安战略落地，不断提高科技创新投入，强化能源关键核心技术攻关，推动科技创新“关键变量”转化为新质生产力“最大增量”；围绕“安全数字化、营销数字化、工程数字化、燃料数字化”四条主线，持续推进能源电力与数字技术的深度整合与优化，搭建先进的数据管控平台，推动管理数字化、数据价值化，塑造公司高质量发展新优势。
　　展望未来，公司将始终坚守国企担当，确保能源安全与电力稳定供应，坚决贯彻落实国家“双碳”战略目标，把提高质量效益、提升核心竞争力、实现国有资产保值增值、勇担社会责任作为出发点和落脚点，努力打造成为省内电力行业的标杆与改革发展的先锋。
　　（三）可能面对的风险
　　1、煤炭市场风险
　　燃料成本占据公司营业成本的大部分，煤炭价格波动会影响公司经营稳定性和盈利能力。
　　应对措施：公司将不断强化燃料采购管理，全力提升主力供应渠道的长协量和兑现率，积极扩宽采购渠道，持续优化电煤运输策略，降低燃料采购成本；深化煤电联营机制建设，对冲经营风险；深入开展节能减排技术攻关，深挖机组节能降耗潜力。
　　2、电力市场风险
　　随着电力体制改革深入推进，电力现货市场建设广度和深度逐步扩大，交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，交易模式、交易规则的复杂性不断增加，对公司所属场站发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。伴随新能源发电在电力市场中的份额不断扩大，传统火电的发电空间日益受到挤压，火电行业利用小时数面临下滑的风险。
　　应对措施：密切关注电力市场形势变化，加强政策与市场规则的研究分析，强化电力营销与生产运维高效联动，做好负荷预测、电价预测和新能源出力预测，持续调整和优化报价方案，确保市场化交易下的各类风险可知、可测、可控；加强火电机组的灵活性、经济性改造，积极适应电网运行需求，灵活调整发电策略，深度参与现货市场、容量市场与辅助服务市场。
　　3、政策风险
　　随着国家“碳达峰、碳中和”目标及相关政策的提出，对能源行业高质量发展提出了更高的新要求。2025年 2月，国家发改委、能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号），对新能源上网电价全面市场化定价、完善市场机制、建立新能源可持续发展价格结算机制等作出了规定，新能源发电项目全面参与市场化交易，公司所属新能源场站的市场化交易及绿电交易电量电价存在不确定性风险。
　　应对措施：公司密切跟踪国家相关政策，持续做好电力市场政策分析研究，主动应对电力市场改革，努力构建并完善应对机制，统筹协调系统资源，把握好行业变革机遇。
　　4、碳市场风险
　　公司通过建立碳资产管理体系、成立碳资产管理机构，所属控排企业已顺利完成全国碳市场三个履约周期碳配额履约清缴工作。随着国内能源低碳转型和全国碳交易市场不断完善，预计未来碳配额发放将进一步趋紧，碳排放履约成本存在增加的风险。
　　应对措施：公司将密切关注全国碳市场政策，持续提升碳资产管理水平，科学制定碳交易方案，降低公司碳履约清缴成本；此外，随着全国温室气体自愿减排交易市场重启，可用于履约的减排量供给增加，将有助于发电企业控制履约成本。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）报告期内公司所属行业发展情况　　1、2024年上半年全国电力供需情况　　（1）电力消费需求情况　　根据国家能源局和国家统计局发布的能源生产情况以及电力工业统计数据显示，2024年上半年，全国全社会用电量46,575亿千瓦时，同比增长8.1%。从分产业用电看，第一产业用电量623亿千瓦时，同比增长8.8%；第二产业用电量30,670亿千瓦时，同比增长6.9%；第三产业用电量8,525亿千瓦时，同比增长11.7%；城乡居民生活用电量6,757亿千瓦时，同比增长9.0%。　　（2）电力生产供应情况　　根据中国电力企业联合会公布的数据显示，截至2024年6月... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）报告期内公司所属行业发展情况
　　1、2024年上半年全国电力供需情况
　　（1）电力消费需求情况
　　根据国家能源局和国家统计局发布的能源生产情况以及电力工业统计数据显示，2024年上半年，全国全社会用电量46,575亿千瓦时，同比增长8.1%。从分产业用电看，第一产业用电量623亿千瓦时，同比增长8.8%；第二产业用电量30,670亿千瓦时，同比增长6.9%；第三产业用电量8,525亿千瓦时，同比增长11.7%；城乡居民生活用电量6,757亿千瓦时，同比增长9.0%。
　　（2）电力生产供应情况
　　根据中国电力企业联合会公布的数据显示，截至2024年6月底，全国累计发电装机容量约30.71亿千瓦，同比增长14.1%；其中，火电装机14.05亿千瓦，同比增长3.6%，风电装机4.67亿千瓦，同比增长19.9%，光伏发电装机7.14亿千瓦，同比增长51.6%。2024年1-6月份，全国新增发电装机容量1.53亿千瓦，同比增长1,878万千瓦；其中，新增火电装机容量1,825万千瓦，同比减少29.86%；新增光伏发电装机容量10,248万千瓦，同比增加30.68%；新增风电装机容量2,584万千瓦，同比增加12.40%。
　　2024年上半年，全国规模以上工业发电量44,354亿千瓦时，同比增长5.2%；其中，火电发电量30,053亿千瓦时，同比增长1.66%，水电发电量5,526亿千瓦时，同比增长21.41%，风电发电量4,755亿千瓦时，同比增长6.86%，光伏发电量1,899亿千瓦时，同比增长27.13%，核电发电量2,122亿千瓦时，同比增长0.12%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时1,666小时，同比降低71小时。
　　2、2024年上半年江西省电力供需情况
　　（1）电力消费需求情况
　　根据江西省统计局能源统计处显示，2024年上半年，江西省全社会用电量同比增长7.4%；其中，第一产业用电量增长8.3%；第二产业用电量增长6.8%；第三产业用电量增长10.7%；城乡居民生活用电量增长5.9%。
　　（2）电力生产供应情况
　　2024年上半年，全省规模以上工业发电量同比下降3.3%，其中，火力发电量下降5.5%；风力发电量下降7.4%；水力发电量增长38.3%；光伏发电量增长1.4%。
　　（二）报告期内公司主要业务及经营情况
　　公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。
　　1、电力生产情况
　　截至本报告期末，公司总装机规模394.71万千瓦，累计完成发电量72.92亿千瓦时，较上年同期减少9.88%。其中：
　　（1）火力发电
　　公司所属已投运火电厂赣能丰电装机容量340万千瓦，位于江西省丰城市，包括两台70万千瓦超临界火电机组和两台100万千瓦超超临界火电机组。公司所属江西赣能上高2×100万千瓦清洁煤电项目于2022年11月获得江西省发改委核准，报告期内项目正按照计划有序推进建设中，截至目前已顺利完成锅炉大板梁吊装、冷却塔筒壁环梁混凝土浇筑等节点工作。另外，公司受托管理江投集团下辖信电公司所属信丰2×66万千瓦超超临界清洁燃煤发电机组。
　　报告期内，公司火力发电量为69.22亿千瓦时，同比减少12.12%。
　　（2）水力发电
　　公司所属已投运水电厂两家，总装机容量10万千瓦，其中：赣能居电装机容量为2×3万千瓦，位于江西省赣州市、赣能抱电装机容量为2×2万千瓦，位于江西省九江市修水县。公司所属江西赣县抽水蓄能电站项目装机容量为4×30万千瓦，项目于2024年1月获得江西省发改委核准批复，目前正按照计划稳步推进项目前期工作。另外，公司受托管理江投集团下辖东电公司所属水电厂，其装机容量为2×3万千瓦。
　　报告期内，公司水力发电量为2.14亿千瓦时，同比增加42.2%。
　　（3）光伏发电
　　公司所属已投运光伏发电项目装机容量合计约为44.71万千瓦，主要由公司全资子公司赣能智慧及控股子公司赣能能源投资建设。
　　报告期内，公司光伏发电量为1.56亿千瓦时，同比增加139.27%。
　　2、电力销售情况
　　报告期内，公司累计完成上网电量69.46亿千瓦时，较上年同期减少9.84%，其中市场化交易电量66.13亿千瓦时，占上网电量的95.21%，所售电力区域均为江西省内。
　　截至本报告期末，公司已投运的光伏发电装机容量为44.71万千瓦，各光伏项目运行正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的11.33%。未来，公司将按照“十四五”规划，坚持走绿色低碳发展路线，大力推进绿色低碳电力项目的投资建设，不断优化电源结构。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）发电机组高效节能
　　公司目前在运的火电装机规模340万千瓦，所属机组均为高参数、低能耗的大型发电机组，质量优良，技术先进，机组发电效率等指标处于江西省同类型火电机组前列，在节能及环保能力方面具有显著的优势；在建的赣能上高清洁煤电机组选用100万千瓦等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，设计理念严格按照燃机排放标准的要求，在汽轮机、锅炉、辅机、运行控制等机组工艺上都进行了优化，致力于提升机组发电效率、燃煤效率，达到节能降耗的最佳水平。
　　（二）区域市场优势
　　“十四五”时期，江西省经济崛起势头依然强劲，用电需求旺盛，根据《江西省“十四五”能源发展规划》及《江西省碳达峰实施方案》的有关指示精神，江西省积极构建清洁低碳、安全高效的能源体系，稳妥有序推动碳达峰碳中和。新型电力系统转型需要传统能源支撑，公司火电装机约占全省火电总装机容量的13.64%，所属电厂积极参与省内辅助服务市场、深度调峰等相关领域，对构建安全、高效、清洁、低碳的新型电力系统发挥支撑性作用。同时，公司积极布局能源新业态，大力发展新能源发电项目，密切跟踪新能源、储能等产业前沿技术，通过建购并举、多点布局、协同推进等方式，持续提高公司可再生电源装机比重，为实现“双碳”目标贡献企业力量。
　　（三）专业化团队及管理优势
　　公司作为江西省省属电力上市公司，深耕电力生产多年，在项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、工程管理、运营维护等关键环节，通过持续优化外部人才引进、强化内部人才挖掘，构建完善人才队伍建设体系，人才优势不断积累和提升，培养了一批经验丰富的管理人员及专业技术人员为公司安全生产运行、高质量发展保驾护航。
　　（四）科技创新引领发展
　　公司充分发挥科技创新的支撑引领作用，持续完善科技创新体系，促进产学研深度融合，以科技创新增强企业发展动能。全资子公司能源研究公司已具备“能源技术监督与服务”“零碳负碳技术创新与研究”“场站数智化运营管控”等专项服务能力，承担多项省级重大科技专项、公司生产运营指挥中心、电力交易辅助决策平台、能碳管控平台等综合智慧能源平台建设，有力支撑公司绿色低碳、高效协同、灵活智能发展。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　（一）煤炭市场风险
　　随着国家煤炭保供政策的延续，不断释放煤炭先进产能，煤炭供应量持续维持较高水平，虽然报告期内煤价有所回落，但整体仍保持高位运行态势，燃料成本占据公司营业成本的大部分，公司所属火电厂经营仍然面临较大压力。
　　应对措施：公司将不断强化燃料采购管理，全力提升主力供应渠道的长协量和兑现率，积极扩宽采购渠道，持续优化电煤运输策略，持续深化“煤电联营”合作，降低燃料采购成本；同时，深入开展节能减排技术攻关，认真学习7月15日国家发改委发布《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的通知，按照《2024—2025年节能降碳行动方案》有关要求，探索煤电清洁低碳转型实施路径，推动构建清洁低碳安全高效的新型能源体系。
　　（二）政策风险
　　随着国家“碳达峰、碳中和”目标及相关政策的提出，对能源行业高质量发展提出了更高的新要求，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。另外，在国家提出加快建设新型电力系统的背景下，新能源发电消纳并网问题亟待解决，公司产业布局及发展规划上可能会面临新能源政策不及预期、行业竞争加剧等风险。
　　应对措施：公司密切跟踪国家相关政策，持续做好电力市场政策分析研究，一方面加快转型升级力度，积极布局电力能源新业态，在加速推进清洁煤电建设、挖掘清洁煤电多能利用，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力；另一方面多举措持续提高公司可再生电源装机比重，大力推进公司电源结构多元化，以项目规划为抓手，优化新能源项目方案设计，不断增强发电侧出力的可调可控性。
　　（三）电力市场风险
　　随着新型电力系统的不断深化，电力市场化改革逐步迈入“深水区”，电力市场交易品种不断丰富，交易频次日渐增多，交易复杂度不断加深，伴随全国电力现货市场逐步从试点试运行转向长周期运行发展，煤电容量电价机制自2024年1月日正式执行，对公司火电机组的可靠性运行及新能源参与市场化交易都带来挑战。
　　应对措施：公司内部建立健全风险管控体系与规章制度，确保市场化交易下的各类风险可知、可测、可控，同时紧跟电力市场改革形势和市场动态，加强政策研究分析和市场应对，做好负荷预测、电价预测和新能源出力预测，结合电力市场形势需要，制定科学灵活的交易方案和报价策略，进一步统筹协调好中长期与现货市场关系，在风险可控的前提下提升公司发电收益。
　　（四）碳市场风险
　　自2021年启动全国碳排放权交易以来，碳排放配额成交价格总体呈现波动上涨态势，在已纳入全国碳市场的发电企业中，火电企业目前面临煤电利用小时数下降、进一步减碳空间有限、配额成本在电价中未疏导至用户等挑战，经营压力将增大。2024年7月2日，生态环境部组织发布了《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》，碳配额发放基准值进一步趋减，公司所属控排企业碳排放履约成本存在增加的风险。
　　应对措施：公司所属控排企业已顺利完成全国碳市场两个履约周期碳配额履约清缴工作，公司将密切关注碳市场政策变化，持续提升碳资产管理水平，优化碳交易、碳履约策略，最大限度降低公司碳履约清缴成本；此外，随着全国温室气体自愿减排交易市场重启，可用于履约的减排量供给增加，将有助于发电企业控制履约成本。 收起▲