一、报告期内公司从事的主要业务　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏。报告期内，公司完成发电量169.28亿千瓦时，同比增长1.28%。其中，火电发电量148.55亿千瓦时，同比增长1.12%；水电发电量9.41亿千瓦时，同比增长67.28%；风电发电量2.11亿千瓦时，同比增长5.79%；光伏发电量9.21亿千瓦时，同比降低26.99%。完成售热量1319.22万吉焦，同比增长20.05%。不含税平均上网电价390.95元/千千瓦时，同比增加3.14元/千千瓦时。光伏... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。
　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏。报告期内，公司完成发电量169.28亿千瓦时，同比增长1.28%。其中，火电发电量148.55亿千瓦时，同比增长1.12%；水电发电量9.41亿千瓦时，同比增长67.28%；风电发电量2.11亿千瓦时，同比增长5.79%；光伏发电量9.21亿千瓦时，同比降低26.99%。完成售热量1319.22万吉焦，同比增长20.05%。不含税平均上网电价390.95元/千千瓦时，同比增加3.14元/千千瓦时。光伏发电量下降的主要原因是全省装机持续增长，光伏企业存在大发时段因电网断面阻塞而无法发电的情况，且上半年阴雨时长高于同期。截至2026年6月底，湖北全省水电同比增长52.83%，严重挤压火电机组发电空间。
　　截至本报告期末，公司可控装机容量1360.25万千瓦，其中火电1031万千瓦，水电57.37万千瓦，光伏243.32万千瓦，风电26.4万千瓦，生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量14270.53万千瓦（含三峡2240万千瓦）的9.53%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量4599.04万千瓦的22.42%。
　　公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（售热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，产业政策、技术创新、电力市场化改革等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。公司发电量（售热量）受到国家及湖北省整体经济运行形势、公司装机容量及装机结构、电力市场竞争等多重因素综合影响。电价、热价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。
　　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
　　报告期内，公司坚持市场导向，突出质量效益，将发展风电作为主要方向，全力争取风电资源和建设指标，加快优质风电项目落地实施，优化新能源装机结构。报告期内，公司新增风电项目储备20万千瓦，获取风电建设指标50万千瓦，同步推进多个风电项目前期工作。
　　报告期内，公司新能源项目新开工8.216万千瓦。预计2026年全年，公司新能源项目发展计划为新开工18.216万千瓦、投产6.216万千瓦。

　　二、核心竞争力分析
　　1.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。
　　2.电源布局优势。公司所属火电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山公司、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，增强市场消纳能力。
　　3.系统支撑力优势。公司积极落实煤电升级专项行动，推动火电实现清洁低碳、安全可靠、高效调节和智能运行。公司火电在区域具有骨干地位，在构建新型电力系统中，充分发挥电力系统安全稳定运行的“压舱石”“调节器”作用，在维护区域能源安全与推动绿色低碳转型之间发挥着重要支撑作用。经过技术改造，公司火电厂全部具备供热能力，并依托周边经济开发区积极拓展热力市场。
　　4.公司治理优势。公司全面落实提高上市公司质量、国企改革深化提升、对标一流等改革任务，持续强化公司治理，形成了决策权、监督权和经营权之间有效制衡、运转协调的运行机制，保障了公司规范高效运作。全面实施经理层成员任期制和契约化管理，深化薪酬分配制度改革，激发企业内生动力活力。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良，符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　报告期内，根据公司所属能源行业的特点，公司在对2025年重大风险监控的基础上，结合国内外市场环境等形势变化因素，组织开展了2026年度重大风险评估工作，评估结果依次为：工程项目管理风险、生产管理风险、经营效益风险、燃料采购与供应管理风险。
　　1.工程项目管理风险
　　工程建设点多面广，施工环境复杂、施工人员流动性大，高风险作业多，造成安全管控风险大以及质量管控风险增大。下一步，公司将持续健全安全管理体系，层层压实各级安全管理责任，严格执行安全双重预防机制，规范承包商管理，强化高风险作业全过程安全管控，完善各类应急防范举措，切实防范化解项目建设各类安全风险。同步加强工艺质量全过程管控，深入推进工程精细化管理，保障在建项目工艺质量符合设计标准。
　　2.生产管理风险
　　受湖北区域电力供需形势较为复杂、新能源出力波动大、用电负荷峰谷差较大等因素影响，煤电机组顶峰、调峰运行频繁，操作调整风险大；另一方面湖北地区大到暴雨频发，防汛压力大。下一步，公司将采取以下风险预控措施：一是强化火电可靠性管理。优化机组检修，强化日常维护，加强深度调峰专项培训，细化设备管理清单，多维度排查隐患并建立定期分析机制。二是做好防汛应急准备工作。做好汛情与地质灾害预警，督促水电企业雨后巡检消缺，火电企业根据江河水情优化煤炭运输，新能源企业落实防雷防风检查，压紧防汛各项责任。三是强化管理监督工作。组织开展迎峰度夏、防台防汛、迎峰度冬等专项检查，确保责任落实到位、措施执行到位。
　　3.经营效益风险
　　由于现货市场化程度持续提升，电价受供需形势、天气变化、新能源出力等因素影响更加显著，电价波动不确定性增加。新能源装机增速快、占比大，火电发电空间进一步被挤压。下一步，公司将从严抓实量价管控，优化长短协与现货交易协同，落实合约日跟踪、周调整机制，紧盯气象水情，对冲现货价格波动风险。坚持勤俭经营严控各项成本，精细统筹资金、债务与燃料管理，依托内部煤政策优化煤源品质，用好下水煤调运中心协调水运煤装运。同步强化设备运维，紧跟电力供需及调度计划保障火电稳发，提升新能源场站功率预测精度，减少限电与考核损失。
　　4.燃料采购与供应管理风险
　　受电网新能源、水电负荷的波动影响，火电实发电量可能大幅超出或不及计划电量，而煤炭供应计划较刚性，导致煤炭供应量与负荷匹配度降低。下一步，公司将坚持以营销工作为引领，依托协同管控机制实时测算电量、煤耗变动，提升电煤供需匹配水平。统筹采购、调运全流程，精细化组织船煤运输保障平稳到厂，借助中转港双向调节规避接卸空档与滞期成本。同步密切对接外部长协合作方，发电高峰时段全力提高外部长协履约率，作为内部煤源有效补充，全方位夯实电煤稳定保供能力。 收起▲

　　一、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　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏和生物质发电。报告期内，公司共完成发电量344.4亿千瓦时，同比减少14.12%，其中火电发电量298.18亿千瓦时，同比减少16.66%；水电发电量16.61亿千瓦时，同比增长19.18%；风电发电量4.29亿千瓦时，同比减少12.32%；光伏发电量24.50亿千瓦时，同比增长3.46%；生物质发电量0.8... 查看全部▼

　　一、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
　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。
　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏和生物质发电。报告期内，公司共完成发电量344.4亿千瓦时，同比减少14.12%，其中火电发电量298.18亿千瓦时，同比减少16.66%；水电发电量16.61亿千瓦时，同比增长19.18%；风电发电量4.29亿千瓦时，同比减少12.32%；光伏发电量24.50亿千瓦时，同比增长3.46%；生物质发电量0.82亿千瓦时，同比增长15.53%；售热量2255.09万吉焦，同比减少4.93%；设备平均利用小时2967小时，同比减少607小时，其中火电机组利用小时3543小时，同比减少763小时。报告期内，火电发电量下降主要原因是2025年湖北省新能源装机增长迅速和来水情况较好，挤占了火电的发电空间。
　　报告期内，公司市场交易电量304.29亿千瓦时，同比减少51.67亿千瓦时。其中：火电机组全部参与电力市场化交易，全年火电交易电量276.28亿千瓦时，同比减少59.3亿千瓦时；新能源交易电量28.01亿千瓦时，同比增长0.47%。公司交易电量减少的主要原因是火电发电量同比减少。
　　报告期内，公司累计完成售电量325.95亿千瓦时，同比降低14.33%，其中火电售电量281.22亿千瓦时（含生物质），水电售电量16.29亿千瓦时，风电售电量4.2亿千瓦时，光伏售电量24.24亿千瓦时。公司设立了全资子公司国能长源能源销售有限公司（以下简称售电公司），主要从事电、热、冷能销售。报告期内，售电公司代理售电量93.60亿千瓦时，同比减少50.99亿千瓦时，占公司总售电量的28.72%。
　　相关数据发生重大变化的原因
　　报告期内，公司发电利用小时数2967小时，同比减少607小时，主要原因是由于火电利用小时下降。
　　涉及到新能源发电业务
　　报告期内，公司新增新能源项目储备65.22万千瓦，其中风电65万千瓦，光伏0.22万千瓦；取得新能源建设指标30万千瓦，其中风电22万千瓦，光伏8万千瓦；完成风电项目核准10万千瓦，完成光伏项目备案6.77万千瓦；完成新能源项目投决18.32万千瓦，其中风电10万千瓦，光伏8.32万千瓦。
　　报告期内，公司新能源项目开工2.09万千瓦，投产39.14万千瓦。截至报告期末，公司新能源装机容量共计269.72万千瓦。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　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
　　报告期内，湖北省全省社会用电量3112.69亿千瓦时，同比增加168.93亿千瓦时，增长5.74%。第一、二、三产业和城乡居民用电分别为46.33、1764.58、674.18、627.60亿千瓦时，同比分别增加5.24、101.06、39.93、22.69亿千瓦时，分别增长12.77%、6.07%、6.30%、3.75%。
　　截至本报告期末，根据行业主管部门相关数据，湖北全省发电总装机容量13,901.45万千瓦（含三峡2240.00万千瓦），其中，水电3814.57万千瓦，占27.44%；火电4543.37万千瓦，占32.68%；风电1058.99万千瓦，占7.62%；太阳能4484.52万千瓦，占32.26%。
　　报告期内，湖北省累计发电量3580.41亿千瓦时（含三峡），同比增加106.78亿千瓦时，增长3.07%。其中，水电1447.22亿千瓦时，同比增加141.31亿千瓦时，增长10.82%；火电1520.15亿千瓦时，同比减少128.79亿千瓦时，下降7.81%；风电179.44亿千瓦时，同比增加7.46亿千瓦时，增长4.34%；太阳能432.15亿千瓦时，同比增加85.34亿千瓦时，增长24.61%；独立新型储能1.45亿千瓦时，同比增加1.45亿千瓦时。全年统调电厂发电设备平均利用小时3151小时，同比减少185小时，其中火电机组利用小时3517小时，同比减少563小时。
　　报告期内，湖北省电力市场全面迈入现货正式运行阶段，标志着中长期、现货与绿电交易协同运作的市场体系基本成熟，价格由供需关系主导的特征更加明显；在新能源装机持续提升与极端负荷频发背景下，电价波动性增强，市场对灵活调节能力和精准报价策略提出更高要求；同时绿电与绿证交易规模显著扩大，绿色价值逐步显性化，推动发电企业从“以发定收”向“以市定产、以价定策”转型，整体呈现市场化深化、结构分化加快、风险与机遇并存的发展态势。2025年全省新增发电总装机容量1540.60万千瓦，同比增长23.62%。湖北省市场化交易成交总电量1142.51亿千瓦时。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量1260.25万千瓦，其中火电931万千瓦，水电57.37万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏243.32万千瓦，生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量13901.45万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的9.07%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量4543.37万千瓦的20.49%。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1.电源布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山公司、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，提高机组利用小时，增加公司主营业务收入。
　　2.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为本公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。
　　3.机组性能优势。公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，并拥有4台100万千瓦超超临界燃煤机组。经过不断的技术改造，主要污染物排放指标优于国家标准，并已全部具备供热能力，在区域发电市场竞争中可比优势明显。
　　4.公司治理与人才优势。公司治理结构健全完善，形成了决策权、监督权和经营权之间有效制衡、运转协调的运行机制，保障了公司的规范高效运作。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良，符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入1,352,774.94万元，同比减少386,342.60万元，其中电力销售收入1,202,484.67万元，占营业收入的88.89%；热力销售收入134,109.89万元，占营业收入的9.91%。发生营业成本1,279,956.71万元，同比减少281,839.50万元，其中电力成本1,134,755.06万元，占营业成本的88.66%；热力成本139,708.93万元，占营业成本的10.91%。实现营业利润-2,514.06万元，同比减少96,590.18万元；实现利润总额-2,650.81万元，同比减少98,254.98万元；实现归属母公司的净利润-6,616.61万元，同比减少78,138.86万元。
　　报告期内，公司合并报表口径利润总额比上年同期减少98,254.98万元。主要原因为：一是增利因素合计增利117,612.48万元，其中燃煤价格同比降低，增利106,134.13万元；资产处置收益同比增加增利5,919.39万元；财务费用等固定成本同比下降，增利5,456.32万元；其他收益同比增加增利102.64万元；二是减利因素合计减利215,867.46万元，其中售电均价同比下降减利163,875.24万元；发电量同比减少减利44,724.99万元；计提资产及信用减值同比增加，减利3,430.48万元；售热量、售热均价同比下降减利3,393.83万元；其他业务利润等同比减少减利442.92万元。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　2026年，预计湖北省电力市场在现货常态化运行背景下，价格波动性和结构分化程度将进一步加大，新能源高比例参与叠加负荷不确定性增强，市场收益的不稳定性明显提升。同时，供需比限价、超额获利回收等政策约束仍将持续，对火电及新能源收益空间形成压缩。总体来看，2026年市场风险将集中体现为价格波动风险、结构错配风险和政策风险叠加，企业盈利能力将更加依赖于结构优化与风险管控水平。
　　煤炭市场方面，受主要煤炭出口资源型国家的政策扰动及国际能源形势影响，预计2026年国内煤炭市场将呈现出供需相对平衡、阶段性供应偏紧的格局，市场煤价中枢预计同比上移。面对地缘政治、能源转型、宏观经济中不确定性影响因素，在供给紧平衡的背景下，公司将紧密依托国家能源集团煤炭“产运需”一体化运行的稳供保供优势，认真落实国家电煤长协政策，精益调控市场现货煤炭采购，确保电煤供应安全可靠，持续提升燃料成本控制力。
　　（二）公司发展战略
　　公司作为国家能源集团控股的上市公司和湖北区域骨干发电企业，将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入落实能源强国战略部署，主动融入和服务新型能源体系、新型电力系统构建，坚持存量提质、增量做优，突出效益优先、成本领先，统筹抓好传统产业转型升级和新兴产业规模质量协调发展，多措并举提升煤电机组效能，高质高效发展新能源，优先发展风电，择优开发光伏，合理布局发展新型储能，全面拓展“煤电+”综合能源服务，探索培育“新能源+”融合发展新业态，加快向“强而优”转型、向绿色低碳转型、向市场化转型，全面提升核心竞争力和价值创造能力，打造区域一流综合能源供应商。
　　（三）经营计划
　　1.2025年目标任务完成情况
　　报告期内，公司全力抢抓资源指标，新增风电项目储备65万千瓦，获配新能源建设指标30万千瓦；抓紧抓实项目开发，完成江夏湖泗光伏项目、松滋八宝风电项目等新能源项目共18.32万千瓦投资决策；聚力攻坚工程建设，汉川四期7号机组一次性通过168小时试运行，并于年底完成并网，潜江浩口、谷城冷集等11个共91.59万千瓦光伏项目全容量投产转商，当年新增煤电装机100万千瓦、新能源装机39.14万千瓦。截至报告期末，公司总装机达到1260.25万千瓦，可再生能源装机占比达到26.13%，同比提高0.2个百分点。
　　报告期内，公司系统未发生人身伤亡及设备损坏事故，未发生影响公司形象的安全、环保、违法、廉政和稳定事件。全年完成发电量344.4亿千瓦时，实现年度计划的88.08%，同比减少14.12%；完成供热量2440.46万吉焦，实现年度计划的103.19%，同比减少2%。公司发电量未达年度计划的主要原因是2025年湖北省新能源装机增长迅速和来水情况较好，挤占了火电的发电空间，导致公司火电发电量下降。
　　2.2026年经营计划
　　（1）总体工作思路
　　2026年是“十五五”的开局之年，要坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十届四中全会精神和中央经济工作会议精神，全面落实董事会决策部署，坚持“稳健、精进、创新、协同”工作基调，加快推进提质增效转型发展，实现高水平运营，筑牢高水平安全，促进高效能治理，高质量创建一流综合能源示范企业，以良好的经营业绩回报股东和广大投资者。
　　（2）主要工作目标
　　安全稳定目标：全年争取“零非停”，确保不发生人身伤亡及设备损坏事故，不发生影响公司形象的安全、环保、违法、廉政和稳定事件。
　　经营发展目标：完成风电投资决策、新能源开工及新增装机任务；实现营业收入155.79亿元，发电量398.4亿千瓦时，售热量2311万吉焦，火电利用小时和标煤单价对标保持区域先进。
　　上述经营计划、经营目标并不代表公司对2026年度的盈利预测，并不构成公司对投资者的业绩承诺，能否实现取决于市场状况变化、经营团队的努力程度等多种因素，存在很大的不确定性，请投资者特别注意。
　　（3）主要工作措施
　　聚焦能源保供责任，以固本强基筑牢安全环保屏障。持续强化安全基础管理，完善安全管理体系建设，压实各级安全生产责任，完善工作标准与规范，不断巩固安全管理基础。提升风险隐患治理效能，优化隐患排查治理机制，实现“人防+技防”深度融合，提升响应速度和整改质量，确保重大隐患动态清零。持续强化生态环保治理，高标准完成风电场生态修复、高耗能电机更换等任务。
　　聚焦价值创造主线，以协同攻坚激活效益增长引擎。全面深化市场营销，增强应变协同能力，深化专业间横向沟通和纵向联动，敏捷、协同、高效开展动态市场分析。全面构建“市场交易-调度管控-现场执行”生产运营体系，推动经营策略及时优化、生产计划科学制订、资源要素集中调度，追求效益最大化。增强争量稳价能力，发挥中长期交易“压舱石”作用，积极参与短周期交易，科学灵活制定现货报价策略，多发效益电。保持市场份额，确保营业收入稳步提升。增强营销队伍能力，强化营销体系建设，建立高效运转的生产运营机制。选优配强营销管理人员，保障统筹协调和资源调度能力，做到“专业人管专业事”，打造专业交易团队，培养关键交易人员，提升核心竞争实力。全面深化成本管控。贯彻落实成本领先战略，制定公司成本领先实施方案，坚持价值创造、对标管理和专业统筹，有效控降各类成本费用。加强亏损企业治理，压实主体责任，“一厂一策”制定扭亏方案，实行清单化管理和销号式落实，加强过程调度和督导考核，确保落到实处。
　　聚焦绿色低碳目标，以做精项目加快转型发展步伐。有序推进传统产业升级，加强政策衔接研判，统筹电力保供、能源转型与区域协调发展，完成公司“十五五”规划编制，助力公司装机结构优化调整，更好发挥战略支撑作用。大力开拓供热市场，完成荆州熔盐储能、汉川供热改造等项目，打造年供热量千万吉焦示范电厂。大力拓展综合能源市场，因企制宜细化发展目标任务，推动冷、气、水多联供，培育新业态新模式。择优推进新能源发展，打破路径依赖，全力争取更多以风电为主的优质资源和建设指标，确保获取指标份额区域对标领先，保障新能源产业质量规模发展。
　　（四）可能面对的风险
　　根据公司属能源保供行业的特点，公司在对2025年重大风险的监控基础上，结合国内外市场环境等形势变化因素，组织开展了2026年度重大风险的评估工作，评估结果依次为：市场竞争风险，工程项目管理风险，生产管理风险，燃料采购与供应管理风险。
　　1.市场竞争风险
　　预计2026年湖北省电力供需延续宽松格局。随着省外特高压直流满送，外购电比重预计突破15%，省内发电空间进一步收窄。叠加火电、新能源装机持续增长，市场竞争更趋激烈，对发电企业市场研判、交易策略和风险管控能力提出更高要求。
　　2.工程项目管理风险
　　在建设工程项目安全、环保、质量管理方面，或出现现场安全文明施工监管不到位，施工质量未严格按工艺和安装质量标准执行，环保工程未严格执行环保设计、施工、验收“三同时”要求等风险。公司将加强制度建设，督导所属单位层层压实责任，健全安全管理体系，从根本上消除事故隐患，有效遏制安全质量等事故的发生。
　　3.生产管理风险
　　在新型电力系统转型过程中，公司煤电机组功能定位发生转变，发电运行模式随之调整，需承担更多调峰调频类任务。在此背景下，机组主、辅设备运行条件偏离常规设计标准，设备损耗速率加快，各类故障隐患发生概率有所上升，对机组安全稳定运行形成一定挑战。
　　4.燃料采购与供应管理风险
　　受区域煤电市场新特点及极端天气等因素影响，燃煤电厂作为电网基础保障性和系统调节性电源，煤炭耗用需求日益呈现出变化速度快、幅度大的特点。部分时段受负荷侧影响，可能出现煤电协同不够，电煤采购调整应对需求响应不足，导致整体库存水平偏低的情况。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏。报告期内，公司完成发电量167.15亿千瓦时，同比降低8.30%。其中，火电发电量146.90亿千瓦时，同比降低8.83%；水电发电量5.64亿千瓦时，同比降低33.89%；风电发电量2.01亿千瓦时，同比降低12.11%；光伏发电量12.60亿千瓦时，同比增长21.70%。完成售热量1098.89万吉焦，同比降低6.61%。不含税平均上网电价387.81元/千千瓦时，同比减少32.26元/千千瓦时。... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。
　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏。报告期内，公司完成发电量167.15亿千瓦时，同比降低8.30%。其中，火电发电量146.90亿千瓦时，同比降低8.83%；水电发电量5.64亿千瓦时，同比降低33.89%；风电发电量2.01亿千瓦时，同比降低12.11%；光伏发电量12.60亿千瓦时，同比增长21.70%。完成售热量1098.89万吉焦，同比降低6.61%。不含税平均上网电价387.81元/千千瓦时，同比减少32.26元/千千瓦时。火电发电量下降主要是因为省内新能源装机及发电量快速增长，省外购电规模持续扩大，挤占了火电的发电空间。水电发电量下降的主要原因是上半年省内来水偏枯。风电发电量下降的主要原因是风速较常年降低。上网电价下降的主要原因是湖北省新能源装机规模持续扩张，省间外购电量急剧增加，湖北电力市场总体上呈现供大于求的态势。截至6月底，新能源装机同比增长28%，省间输入电量同比增长45%，严重挤压存量机组发电空间，对省内发电企业形成较大冲击。与此同时，湖北省交易政策发生调整，集中式新能源全面入市，以参与中长期交易的方式代替保障性消纳，引入现货报价与市场供需比挂钩机制，影响整体价格。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量1151.48万千瓦，其中火电831万千瓦，水电58.11万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏233.81万千瓦，生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量13,253.76万千瓦（含三峡2240万千瓦）的8.69%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量4118.8万千瓦的20.18%。
　　公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（售热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，产业政策、技术创新、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。公司发电量（售热量）受到国家及湖北省整体经济运行形势、公司装机容量及装机结构、电力市场竞争等多重因素综合影响。电价、热价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。
　　报告期内，公司积极应对电力改革新形势，坚持市场导向，突出质量效益，优先发展风电，择优开发光伏，持续加快绿色低碳转型。报告期内取得50万千瓦风电资源开发权，获配新能源建设指标15万千瓦，其中风电7万千瓦、光伏8万千瓦。
　　报告期内，公司新能源项目新开工2.0955万千瓦，投产19.6955万千瓦。预计2025年全年，公司新能源项目发展计划为新开工20万千瓦、投产30万千瓦。

　　二、核心竞争力分析
　　1.电源布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山公司、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，提高机组利用小时，增加公司主营业务收入。
　　2.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为本公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。
　　3.技术经济指标优势。公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，并拥有2台100万千瓦超超临界燃煤机组。经过不断的技术改造，主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，并已全部具备供热能力，在区域发电市场竞争中可比优势明显。
　　4.公司治理与人才优势。公司治理结构健全完善，形成了决策权、监督权和经营权之间有效制衡、运转协调的运行机制，保障了公司的规范高效运作。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良，符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　报告期内，根据公司所属能源保供行业的特点，公司在对2024年重大风险监控的基础上，结合国内外市场环境等形势变化因素，组织开展了2025年度重大风险评估工作，评估结果依次为：市场竞争风险、合规风险、投资风险、采购管理风险、工程项目管理风险。
　　1.市场竞争风险
　　由于市场政策调整、市场供需形势宽松、省内装机规模持续扩张，可能导致电力市场化交易价格下滑，进而影响公司的经营效益。下一步，公司将牢牢把握迎峰度夏机遇期，加强设备运行维护，保障机组安全稳定经济运行。建立协作联动机制，提高对电力市场走势的预判能力，为交易策略制定提供更有价值的参考。熟练掌握交易系统操作流程，认真核对电量、电价、交易时段等关键信息，着力防范交易操作风险。
　　2.合规风险
　　作为上市公司，在关联交易管理、信息披露管理、内幕信息管理、法律纠纷与诉讼等方面可能存在一定的风险，公司面临的合规风险需要从多角度进行管控。公司将通过建立健全合规管理体系、加强内部培训和监督，审查重大关联交易事项、关联人基本信息，规范公司信息披露程序，跟踪管理法律诉讼全过程等措施，有效降低合规风险并维护公司稳定发展。
　　3.投资风险
　　受国家经济发展、能源供需和市场形势等方面的影响，投资项目可能出现项目设计方案、投资总额、预期收益、产品价格以及产品交易量变动等方面的风险。在项目前期可行性研究与论证中，资产投入运行后出现国家政策变化预估不足、市场形势发展变化较快等情况，从而导致项目投产预期收益率与项目前期可行性研究论证不符。下一步，公司将加强政策分析研究，充分论证评估，锁定边界条件，避免出现投资失误；加强与当地政府部门及电网公司沟通对接，获得环保、水保、接入系统批复文件，为项目建设创造良好的投资环境，保障项目实施的合规合法性；进一步优化建设方案，降低造价，抓好工程管理，确保工程安全、质量和进度，提高项目收益。
　　4.采购管理风险
　　采购人未归集合并同类采购计划，有规避招标的风险，增加企业采购成本。采购人采购文件或采购过程中存在以不合理条件限制、排斥潜在供应商行为，会引发供应商异议或投诉。采购人紧急采购未履行审批程序，紧急采购理由不充足，采购存在合规风险。采购人无正当理由不与中标人/成交供应商签订合同、订立背离投标文件/报价文件实质性内容的合同或订立背离合同实质性内容的其他协议，面临行政处罚。下一步，公司拟编制《招标采购合规风险预控指引》，对采购全过程、各环节的关键流程和要求进行细化。同时，组织召开季度采购结果审批情况梳理汇报会，对该季度采购结果审批情况开展监管；定期梳理未签订合同的情况，督导项目单位及时与中标人/成交供应商签订合同。
　　5.工程项目管理风险
　　工程建设点多面广，施工环境复杂、管理人员短缺、施工人员流动性大，高风险作业多，造成安全管控风险大以及质量管控风险增大；新能源项目因土地交付滞后，影响工程全容量投产进度以及专项验收进度；汉川四期项目外送线路因规划路径造成进度滞后，影响双机按期投产目标；部分项目工程结算金额有争议引起诉讼，造成结算不及时等情况。下一步，一是建立健全安全管理体系，落实各级安全管理责任，执行安全双重预防机制，加强承包商管理，强化高风险作业安全管控、做好应急防范措施，有效预防安全风险。二是按照精细化管理、洁净化施工管理要求，做好设备监造和验收，加强质量全过程管控，确保工程建设质量控制在控。三是外送线路方面要积极对接政府，解决影响外送线路路径的卡口、堵点，尽快取得建设核准文件，确保线路早日开工建设，实现与主体工程同步投产；新能源方面土地交付滞后要积极主动做好与政府沟通交流，寻求土地资源加快落实项目缺口用地。明确机组启动调试工作中各相关单位的任务和职责范围，提高调试工作水平。加强汉川四期项目送出工程的协调力度，组织好现场资源配置，确保节点计划按期完成。 收起▲