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、2026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，2026年上半年，全国全社会用电量50,999亿千瓦时，同比增长5.3%。从分产业用电看，第一产业用电量711亿千瓦时，同比增长4.9%；第二产业用电量33,057亿千瓦时，同比增长5.1%；第三产业用电量9,916亿千瓦时，同比增长8.0%；城乡居民生活用电量7,315亿千瓦时，同比增长3.1%。　　（2）电力生产供应情况　　根据国家能源局发布的数据，截至2026年6月底，全国累计发电装机容量约40.43亿千瓦，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、2026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，2026年上半年，全国全社会用电量50,999亿千瓦时，同比增长5.3%。从分产业用电看，第一产业用电量711亿千瓦时，同比增长4.9%；第二产业用电量33,057亿千瓦时，同比增长5.1%；第三产业用电量9,916亿千瓦时，同比增长8.0%；城乡居民生活用电量7,315亿千瓦时，同比增长3.1%。
　　（2）电力生产供应情况
　　根据国家能源局发布的数据，截至2026年6月底，全国累计发电装机容量约40.43亿千瓦，同比增长10.8%；其中，火电装机容量15.69亿千瓦，同比增长6.4%，水电装机容量4.54亿千瓦，同比增长3.5%，风电装机容量6.79亿千瓦，同比增长18.5%，太阳能发电装机容量12.74亿千瓦，同比增长15.8%。2026年1-6月份，全国新增发电装机容量1.59亿千瓦，同比减少1.41亿千瓦；其中，新增火电装机容量3,836万千瓦，同比增加918万千瓦，新增水电装机容量603万千瓦，同比增加210万千瓦，新增太阳能发电装机容量7,207万千瓦，同比减少14,209万千瓦，新增风电装机容量3,862万千瓦，同比减少1,394万千瓦。
　　根据国家统计局、国家能源局公布的数据，2026年上半年，全国规模以上工业发电量47,501亿千瓦时，同比增长3.5%；清洁能源发电较快增长，水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电量同比增长4.6%，占规模以上工业发电量的比重为36.2%，同比提高0.4个百分点。全国发电设备累计平均利用1,392小时，同比降低113小时。
　　（3）电力市场化交易情况
　　根据国家能源局发布的数据，2026年上半年，全国累计完成市场交易电量36,848亿千瓦时，同比增长24.20%，占全社会用电量比重72.25%。从交易范围看，省内交易电量29,135亿千瓦时，同比增长27.9%；跨省跨区交易电量7,713亿千瓦时，同比增长12.1%。从交易品种看，中长期交易电量32,568亿千瓦时；现货交易电量4,280亿千瓦时。绿电交易电量1,641亿千瓦时，同比增长6.6%。
　　2、2026年上半年江西省电力需求情况
　　根据江西省工业和信息化厅公布的数据，2026年上半年，江西省工业用电662.35亿千瓦时，同比增长3.66%。其中，制造业用电520亿千瓦时，同比增长3.72%。
　　（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637.05万千瓦，较上年同期增长53.72%，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104.08亿千瓦时，较上年同期增长41.62%。其中：火力发电量为98.76亿千瓦时，同比增加43.33%；水力发电量为2.24亿千瓦时，同比增加78.81%；公司新能源发电量为3.08亿千瓦时，同比减少7.71%。
　　3、电力销售情况
　　报告期内，公司累计完成上网电量99.02亿千瓦时，较上年同期增长41.03%，其中市场化交易电量91.34亿千瓦时，占上网电量的92.24%。
　　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》中的“电力供应业”的披露要求
　　截至本报告期末，公司已投运的新能源发电装机容量为81.05万千瓦，同比增长25.83%，其中：光伏发电75.05万千瓦，风力发电6万千瓦。截至报告期末，公司已投运的新能源项目运营正常，已投运的新能源发电装机容量占公司总装机容量的12.72%。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540万千瓦，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。同时，公司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，有效增强电网调节能力，为构建安全高效、清洁低碳的新型电力系统提供了重要支撑。
　　（二）区域市场及布局优势
　　在全省经济稳步复苏、产业结构持续升级背景下，电力消费规模持续扩大，新质生产力培育壮大，高质量发展向新向优，全省能源绿色转型步伐加快，新型电力系统建设全面推进。公司坚持聚焦主责主业，以清洁煤电为核心资产，持续优化业务布局，积极推进煤新联营、煤电联营，稳步构建多能互补体系，通过统筹发展火电、光伏、水电（含抽水蓄能）等多种能源形式，初步形成发、配、售协同并进的能源产业链条，区域市场承接能力与布局优势持续增强。
　　（三）专业化团队及管理优势
　　公司深耕电力主业多年，打造了一支经验丰富、素质优良、结构稳定的专业人才队伍。经营管理团队在项目投资、建设及运营等方面积累丰富的业务经验，具有较强的市场开拓能力和运营管理能力；电力交易团队紧密跟踪江西省电力市场化改革进程，积极参与中长期合约、电力现货、绿电等多品种电力交易，拥有扎实的行业素养、丰富的市场经验和系统化的运作能力。公司推行扁平化管理模式压缩管理层级，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，为公司高质量发展奠定人才保障。
　　（四）科技创新引领发展
　　公司始终坚持以科技创新引领高质量发展，锚定电力主业发展方向，持续健全科技创新管理体系，聚力核心技术攻关，加快数字化场景落地，以科技创新赋能业务转型升级和动能提升。强化产学研结合，推动科研成果转化应用；统筹实施生产经营、工程建设等数字一体化平台建设，加快提升数智化水平。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　（一）煤炭市场风险
　　公司的燃料成本是营业成本的主要构成部分，煤炭价格波动会影响公司经营稳定性和盈利能力。受迎峰度夏、度冬等季节性周期及极端天气影响，煤炭需求存在阶段性反弹压力；同时，全球地缘局势动荡加剧能源供应链的不确定性，进一步加大燃料成本管控难度与经营风险。
　　应对措施：公司科学预判市场煤价格走势，强化“长协为主、市场为辅”的燃料供应体系，推动燃料采购与电力生产、市场营销的高效联动，优化成本管控与资源调配，增强煤炭稳定供应能力与抗风险水平。同时，根据国家能源局印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，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，不断推进煤电机组低碳化改造建设。
　　（二）政策风险
　　随着我国电力市场化改革步伐加快，政策环境持续演变，各类能源市场逐步开放并趋于多元，市场不确定性显著增加。政策体系的动态调整与多品种市场交易机制的不断完善，对公司在电力、绿证、碳交易等市场的策略制定与管控能力提出了更为严峻的考验。
　　应对措施：公司将持续密切关注行业政策动态，加强国家宏观经济政策、电力体制改革、电价形成机制等方面政策研究，积极把握政策变化带来的新机遇；同时，加快煤电机组从基础保障性电源向灵活性调节资源转型，提升快速响应能力和辅助服务价值，实现清洁高效发展与市场化运营的有效衔接。
　　（三）电力市场风险
　　随着能源结构持续优化和“双碳”目标深入推进，非化石能源装机占比快速提升，煤电机组的市场份额持续缩减，电力市场化改革向纵深发展，以中长期交易、现货市场、辅助服务、容量补偿为核心的多层次市场体系加速构建，对煤电机组灵活性调节能力提出更高要求，煤电机组利用小时数与结算电价存在下行趋势。与此同时，新能源全面入市节奏加快，受源荷时空错配、系统调节资源不足影响，弃风弃光风险加剧，电量市场化比例提升带来电价下行压力。
　　应对措施：公司将深化电力市场研究，密切跟踪区域政策动态与供需变化，稳妥推进中长期、现货及辅助服务市场协同运营，动态优化电力市场交易策略，夯实发电机组可靠性，深挖系统调节与辅助服务收益，做好风险研判及管控。此外，立足新型电力系统建设，持续优化电源结构与布局，从源头降低消纳风险，多措并举保障经营效益平稳。
　　（四）碳市场风险
　　2025年8月25日，中共中央办公厅、国务院办公厅发布的《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》指出，到2027年，全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业，全国温室气体自愿减排交易市场实现重点领域全覆盖。到2030年，基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场，建成诚信透明、方法统一、参与广泛、与国际接轨的全国温室气体自愿减排交易市场，形成减排效果明显、规则体系健全、价格水平合理的碳定价机制。未来，随着配额发放持续收严并实行有偿分配，公司存在碳履约成本增加的风险。
　　应对措施：公司将强化碳市场政策研判，加快节能减排升级改造，统筹优化碳交易策略，严控交易风险与履约成本，持续提升碳资产管理水平。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）江西省电力运行情况　　2025年，全省规上工业发电量同比增长3.3%。新能源发电量同比增长5.9%，较上年同期提高3.5个百分点，占全部规上工业发电量比重增至17.1%，同比提高1.4个百分点，其中太阳能发电量增长18.6%。　　（二）公司电力主要业务及经营情况　　公司是江西省重点打造的省属电力上市企业，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电力装机规模625.05万千瓦，较上年同期... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）江西省电力运行情况
　　2025年，全省规上工业发电量同比增长3.3%。新能源发电量同比增长5.9%，较上年同期提高3.5个百分点，占全部规上工业发电量比重增至17.1%，同比提高1.4个百分点，其中太阳能发电量增长18.6%。
　　（二）公司电力主要业务及经营情况
　　公司是江西省重点打造的省属电力上市企业，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电力装机规模625.05万千瓦，较上年同期增长51.66%。报告期内，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。
　　2、电力生产情况
　　报告期内，公司累计完成发电量182.07亿千瓦时，同比增长9.33%，其中，火电发电量172.26亿千瓦时，同比增长8.63%；水电发电量1.98亿千瓦时，同比减少41.25%；新能源发电量7.83亿千瓦时，同比增长70.22%。
　　3、电力销售情况
　　报告期内，公司累计完成售电量173.61亿千瓦时，同比增长9.44%，其中上网电量172.43亿千瓦时，新能源项目自发自用电量1.18亿千瓦时，所售电力区域均为江西省内。上网电量中，火电上网电量163.89亿千瓦时，同比增长8.72%；水电上网电量1.90亿千瓦时，同比下降42.77%；新能源上网电量6.64亿千瓦时，同比增长45.30%。
　　公司所属电厂全年完成市场化交易电量150.53亿千瓦时，占公司总上网电量87.30%，同比减少1.49%。
　　4、发展趋势
　　公司将深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，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，以“稳中求进、绿色转型、改革创新”为主线，夯实安全生产基础、提升本质安全水平，全力保障能源供应稳定可靠；以“双碳”目标为引领，坚定不移推动能源绿色可持续发展，稳步推进绿色低碳电力项目投资建设，着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系；持续深化电力市场化改革，通过精细化管理和技术创新提升经营质效，助力公司由电力生产型企业转型为综合能源服务型企业。
　　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，紧扣国家电力体制改革与能源转型战略，以“市场化突破、数字化赋能、多元化布局”为核心路径，积极开拓售电市场，通过优化业务模式、创新服务等举措，持续提升售电业务规模。
　　2025年，赣能能源签约代理电量74.11亿千瓦时，同比增加12.13%，代理电量占公司总销售电量的比重为42.69%。
　　涉及到新能源发电业务
　　截至本报告期末，公司已建成投运的新能源发电装机容量为75.05万千瓦，同比增长20.77%，其中：光伏发电69.05万千瓦，风力发电6万千瓦。截至报告期末，公司已投运的新能源项目运营正常，已投运的新能源发电装机容量占公司总装机容量的12.01%。未来，公司将按照发展规划，坚定不移走绿色低碳发展道路，持续优化能源结构，聚力打造“水火风光储”一体化协同发展新格局，全力服务新型能源体系建设。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）2025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2025年统计数据显示，全社会用电量保持增长态势。2025年，全社会用电量103,682亿千瓦时，同比增长5.2%。
　　2、电力生产供应情况
　　国家能源局发布的2025年统计数据显示，截至2025年12月末，全国全口径发电装机容量38.90亿千瓦，同比增长16.3%。
　　根据中国电力企业联合会发布的2025年全国电力工业统计数据，2025年，全国全口径煤电发电量同比下降1.9%，占总发电量比重为51.1%；全口径非化石能源发电量同比增长14.1%，占总发电量比重为42.9%，同比提高3.4个百分点；全口径风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的发电主体。
　　3、发电设备利用小时
　　中国电力企业联合会发布的数据显示，2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3119小时，同比降低323小时。
　　4、电网工程投资建设情况
　　2025年，全国电网工程建设完成投资6395亿元，同比增长5.1%。近年来，风光大基地建设推动特高压直流输电通道工程投资快速增长，2025年直流工程投资同比增长25.7%；交流工程投资同比增长4.7%。
　　（二）2025年电力行业发展情况
　　1、电力供需总体平衡
　　2025年，伴随一批保障性、支撑性电源及多条特高压直流输电工程相继投运，我国电力资源优化配置能力持续提升。度夏期间，通过提升发电能力、强化资源配置、加强负荷管理等举措，电力系统有效应对平均气温历史最高、尖峰时段历史最长、负荷创新高历史次数最多的挑战。度冬期间全国电力供需总体平衡，针对短时寒潮导致的负荷快速攀升，依托市场化调节、跨省跨区余缺互济等方式，有效保障电力供需稳定。
　　2、电力市场化改革稳步推进
　　2025年，全国累计完成市场化交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重持续提升。新能源全面参与市场交易，机制电价稳步推进，绿电交易规模快速增长。中长期与现货市场协同发力，省级现货市场连续运行基本全覆盖。容量电价、辅助服务市场化机制全面落地，成本疏导与系统调节保障能力持续增强。跨省跨区交易规模不断扩大，电力资源优化配置效率稳步提升。虚拟电厂、新型储能等新型市场主体有序纳入市场体系，统一高效、竞争有序的电力市场体系加快成型。
　　3、绿色低碳转型步伐加快
　　国家持续强化政策引领，先后出台新能源集成融合发展、促进新能源消纳和调控等一系列政策措施，强化多能源品种一体化开发，拓展消纳空间，完善市场机制，提升电网对新能源的接纳与调配能力，全方位助力新能源产业高质量发展。2025年全国风电光伏新增装机4.38亿千瓦，同比增长22.3%；累计装机规模达到18.4亿千瓦，历史性超过火电，占比47%；全国风光发电量合计2.3万亿千瓦时，约占全社会用电量的22%，电力消费“含绿量”持续提升。
　　4、火电兜底保供作用凸显
　　火电行业立足“兜底保供、灵活调节、清洁升级”核心定位，在极端天气、新能源出力不足等关键时段发挥核心兜底作用，通过顶峰发电、应急调峰，保障电力供需平衡。根据国家出台的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》中关于现役机组深度调峰、负荷变化速率等技术要求，行业持续推进在清洁降碳、灵活调节、智能运行等方面升级，实现保障能力、技术水平、结构优化的协同提升，有力支撑新型电力系统构建和能源安全稳定供应。
　　（三）电力相关市场建设情况
　　1、全国碳排放配额（CEA）市场
　　2025年全国碳市场交易仍以碳配额交易为主，交易范围从电力行业拓展至钢铁、水泥、电解铝等多个重点排放行业，扩容企业超过1300家，增加温室气体排放总量约30亿吨，覆盖的二氧化碳排放量占全国总量的比例提高至60%以上，市场活力进一步提升。受配额结转政策影响，2025年全国碳市场碳配额交易呈现“量升价减”态势，2025年，碳配额的成交量为2.35亿吨，同比上涨24.36%，2025年交易均价和成交额分别为62.36元/吨、146.30亿元，同比分别下降35.05%、19.23%。
　　2、全国温室气体自愿减排（CCER）交易市场
　　自愿减排支持领域进一步拓宽，CCER方法学从2023年首批4项扩容至累计18项，覆盖领域从可再生能源、林业碳汇等“本身绿”领域，延伸至建筑节能、农业废弃物处理等低碳转型领域，为市场主体提供更多自愿减排路径和CCER来源。截至2025年12月末，全国8个CCER项目处于项目公示阶段，31个项目完成登记，13个项目获得减排量签发。2025年，全国自愿减排市场CCER的成交量和成交额分别为883.79万吨、6.25亿元，交易均价70.75元/吨，高于全国碳排放配额（CEA）均价8.39元/吨。
　　3、全国绿色电力证书交易市场
　　我国持续完善绿证市场顶层设计，建立健全强制与自愿相结合的绿证消费机制，2025年，国家发改委、国家能源局先后发布《关于促进绿证市场高质量发展的意见》《可再生能源绿色电力证书管理实施细则(试行)》《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》等文件，对电解铝、钢铁、水泥、多晶硅和数据中心明确绿色电力消费比例要求，并使用绿证进行核算。随着绿证制度体系持续完善和国际认可度提升，我国绿证市场呈现量价齐升的良好态势。根据国家能源局发布数据，2025年全国累计交易绿证9.3亿张，同比增长1.2倍；在政策和市场双重驱动下，绿证需求提升，2025年下半年我国绿证平均交易价格约4.14元/个，较上半年增长90%。
　　
　　三、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540万千瓦，其中：赣能丰电所属丰城电厂装机规模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，赣能上电所属上高电厂装机规模200万千瓦，拥有两台100万千瓦超超临界燃煤发电机组，所属机组技术先进、性能优良，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，在节能及环保能力方面具有显著的优势。公司持续推进节能降碳、灵活性及智能化升级改造，致力于提升机组发电效率、降低能耗水平，为构建安全、高效、清洁、低碳的新型电力系统提供有力支撑。
　　（二）区域市场及布局优势
　　随着经济结构优化升级与能源转型纵深推进，2025年江西省电源装机规模持续扩大，能源结构不断优化。截至本报告期末，公司在运火电装机约占全省统调火电总装机容量的16.91%。公司紧密结合能源行业改革发展趋势，以清洁煤电为核心资产，持续优化能源结构，稳步构建“水火风光储”多能互补发展体系；不断优化业务布局，积极推进煤新联营、煤电联营，深化发、配、售协同并进的能源产业链条，实现公司从传统电力生产型企业向智慧化、清洁化综合能源服务商的战略升级，奋力开创能源低碳可持续发展新局面。
　　（三）专业化团队及管理优势
　　公司深耕电力主业多年，打造了一支经验丰富、素质优良、结构稳定的专业人才队伍。经营管理团队在项目投资、建设及运营等方面积累丰富的业务经验，具有较强的市场开拓能力和运营管理能力；电力交易团队紧密跟踪江西省电力市场化改革进程，积极参与中长期合约、电力现货、绿电等多品种电力交易，拥有扎实的行业素养、丰富的市场经验和系统化的运作能力。公司推行扁平化管理模式压缩管理层级，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，为公司高质量发展奠定人才保障。
　　（四）科技创新攀高向新
　　公司始终坚持将科技创新作为推动企业高质量发展的核心驱动力，锚定电力主业发展方向，完善科技创新管理体系，围绕“双碳”目标，大力推进清洁发电、安全生产和节能降碳等领域科技项目攻关；强化产学研结合，推动科研成果转化应用；统筹实施生产经营、工程建设等数字一体化平台建设，加快提升数智化水平。2025年度公司新增授权专利48项、软件著作权6项，参与编制的行业标准获国家能源局批准，微藻固碳示范工程取得CCUS领域工程化突破，以科技创新赋能业务转型升级和动能提升。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入73.98亿元，比上年同期增长6.90%；归母净利润10.07亿元，比上年同期上升40.97%。截至2025年12月31日，公司资产总额为217.55亿元，较年初上升25.01%，归母净资产为64.46亿元，负债总额为142.12亿元，资产负债率为65.33%。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）国内电力发展展望
　　1、全社会用电需求稳中有升
　　当前，我国电力行业正处于从“量的积累”向“质的飞跃”转型的关键阶段，以“双碳”目标为引领，以新型电力系统建设为主线，各项政策密集出台，推动电力行业向绿色化、市场化、智能化、安全化深度转型。根据中电联关于全国电力供需形势的预测，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、国民经济和社会发展第十五个五年规划建议等政策措施，预计2026年我国宏观经济将继续保持平稳增长，全国全社会用电量10.9-11万亿千瓦时，同比增长5%-6%。
　　2、新型电力系统深入建设
　　党的二十届四中全会就加快规划建设新型能源体系、健全绿色低碳发展机制作出全面部署，提出坚持风光水核等多能并举，推动源网荷储协调发展，提升电力系统互补互济和安全韧性水平。2026年全国能源工作会议强调要持续提高新能源供给比重，新能源将继续保持较大投产规模。在构建新型能源体系和新型电力系统中，煤电装机占比将逐步下降，在能源全面转型完成前，电力保供压力持续存在，受新能源间歇性、波动性影响，大容量、高参数、高效节能的先进煤电机组在一定时期内仍是保障电力安全稳定供应的重要支撑，将持续发挥兜底保供作用。
　　3、电力体制改革有序推进
　　随着我国能源发展进入新旧能源体系转换过渡期，分布式能源、微电网等大量新型主体接入电网系统，电力调度对象的数量、难度、复杂度均大幅增加，2026年2月国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，要求深化电力体制改革、健全适应新型能源体系的市场与价格机制，统筹推动电力市场供需高水平动态平衡，为保障能源安全、经济社会发展和绿色低碳转型提供有力支撑。
　　（二）公司2026年度重点工作
　　2026年是“十五五”开局之年，也是加快建设新型能源体系，向能源强国目标迈进的关键起步年。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，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，深入落实习近平总书记考察江西重要讲话精神，紧扣“稳中求进、绿色转型、改革创新”主线，深耕电力主责主业，优化低碳产业布局，以科技创新激活发展动能、培育壮大新质生产力。
　　1、坚持推动党建引领，党建经营相融互促
　　扎实推进“赋能聚力”党建工程实施，持续挖掘党建引领特色亮点，推动党建工作与生产经营、绿色转型、科技创新等中心工作深度融合，不断提升“碳路者”党建品牌的创新实践能力与影响力。纵深推进全面从严治党，压紧压实“一岗双责”与管党治党主体责任，持续强化正风肃纪反腐，一体推进不敢腐、不能腐、不想腐，为公司高质量发展筑牢坚强政治保障和纪律防线。
　　2、提升本质安全水平，保障安全稳定生产
　　压紧压实各级安全责任，深化完善“两个体系”建设，长效化开展安全警示教育及安全生产标准化建设，持续夯实安全生产基础、提升本质安全水平。进一步完善双重预防机制，加大新业态问题研判及隐患排查治理力度，推动煤电机组“三改联动”，提高机组频繁启停、深度调峰、快速变负荷的灵活调节能力，做好设备稳定运行保障，确保能源供应安全可靠。
　　3、锚定绿色转型方向，加快能源低碳发展
　　紧扣国家“双碳”目标与能源转型战略部署，强化公司战略规划引领与投资布局支撑，主动融入新型电力系统建设，持续提高可再生能源装机比重，积极拓展综合能源服务，加快构建“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”的产业局面，为公司高质量发展与绿色转型提供坚实支撑。
　　4、深化提质增效行动，夯实从严管理根基
　　建立完善协同机制，强化计划经营、生产运行、燃料采购、电力营销一体化高效协同联动。抓实燃料成本管控，加强长协履约动态管理，灵活调整采购及运输策略，多措并举降低燃料标单成本。统筹资金动态管理，优化融资结构与期限配置，有效降低综合融资成本。深化机组节能降耗综合攻关，推动机组节能改造能效升级。持续健全营销体系与营销队伍建设，优化中长期电量分配及现货报价策略，稳步提升电力市场收益。强化碳资产精细化管理，提升碳资产管理效能与保值增值水平。
　　5、强化改革创新驱动，提升经营发展水平
　　持续落实国企改革深化提升行动，强化绩效考核管理，健全市场化薪酬分配体系，不断加强人才队伍建设。夯实上市公司规范运作的合规管理基础，持续优化公司治理体系，提升公司内部控制和风险管理水平。深度践行可持续发展管理理念，统筹推进可持续发展体系建设与管理升级，推动可持续发展与生产经营相融互促。
　　6、加大科技创新力度，构建高效数智生态
　　锚定“技术引领、数字赋能、产研融合、人才驱动”主线，持续巩固提升公司科技创新资质与核心竞争力，坚持创新驱动与需求牵引双向发力，加大科技研发投入强度，加快关键技术攻关与成果转化应用。围绕生产运营与工程建设重点，筑牢安全生产、建设数字化管理底座，深入挖掘生产经营AI智能体场景，运用数字化驱动公司管理模式革新、生产效能跃升与核心竞争力重塑。
　　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
　　燃料成本在公司营业成本中占比较高，煤价波动对公司经营业绩影响较大。煤炭价格受宏观经济、市场供需、国际能源价格、运输条件及政策调控等多重因素影响，波动存在较强不确定性。
　　应对措施：密切跟踪煤炭市场变化，科学研判煤价走势，深化煤电联营等产业链协同模式，强化燃料“采购、运输、存储”全链条管理，灵活调整长协及现货兑现策略，持续优化调运与库存管控方案，多措并举降低燃料综合成本。同时，加强节能降耗技术攻关，推动煤炭与生物质等其他能源的耦合掺烧技术，不断提高能源利用效率。
　　2、电力行业及市场风险
　　随着我国新型电力系统加速建设，新能源装机保持较快增长态势，火电利用小时数持续承压，电能量价格下行压力加大，市场化收益空间存在进一步被压缩风险。在电力市场化改革持续深化的背景下，中长期、现货、辅助服务市场加速建设，新能源上网电量全面参与市场化交易，电价由市场机制形成，交易频率和复杂度显著提升。受新能源出力随机性、波动性影响，电力现货市场价格波动加剧，新能源项目消纳电量与交易电价存在一定不确定性。
　　应对措施：持续深化电力市场形势研判，加强市场政策跟踪与研究，运用数字化手段提升风光功率预测精度，科学调整和优化市场化报价方案，增强交易策略的灵活性与市场应变能力。
　　3、政策风险
　　新型电力系统建设、储能建设规划、容量电价机制、电力市场交易等相关政策对公司生产经营和开拓业务具有重大影响，若未来相关政策出现调整、收紧或落地节奏不及预期，可能对公司项目收益、盈利模式及经营业绩带来一定不确定性。
　　应对措施：公司将持续跟踪政策动态，加强政策研判与应对，优化业务布局与经营策略，积极适应政策变化带来的市场环境与行业规则调整，强化风险管理能力，把握好行业变革机遇。
　　4、碳市场风险
　　随着“双碳”目标深入实施，全国碳市场已顺利完成四个履约周期碳配额履约清缴工作，公司所属控排企业均按期完成履约任务，并实现配额最大比例结转。当前全国碳市场正从单一行业逐步覆盖多元行业，从碳排放强度管控逐步转向总量控制，自愿减排市场同步发展完善，市场机制不断健全，约束力度持续增强。未来碳配额发放预计持续收紧，结转政策存在一定不确定性，对公司成本管控、经营效益及长期发展带来潜在影响。
　　应对措施：公司将密切跟踪全国碳市场政策动态与运行趋势，持续深化碳市场政策研判；加快推进节能降碳改造与技术升级，严控碳排放总量；持续提升碳资产管理能力，科学制定碳交易策略，有效降低碳履约成本，推动公司碳资产安全运营与保值增值。 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、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▲