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▲

　　一、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，湖北省全省生产总值6.00万亿元，较上年同比增长5.8%。根据行业主管部门披露数据，全省社会用电量2943.76亿千瓦时，同比增加237.33亿千瓦时，增长8.77%。第一、二、三产业和城乡居民用电分别为41.08、1664.21、633.56、604.91亿千瓦时，同比分别增加2.75、88.53、70.76、75.29亿千瓦时，分别增长7.18%、5.62%、12.57%、14.22%。　　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... 查看全部▼

　　一、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，湖北省全省生产总值6.00万亿元，较上年同比增长5.8%。根据行业主管部门披露数据，全省社会用电量2943.76亿千瓦时，同比增加237.33亿千瓦时，增长8.77%。第一、二、三产业和城乡居民用电分别为41.08、1664.21、633.56、604.91亿千瓦时，同比分别增加2.75、88.53、70.76、75.29亿千瓦时，分别增长7.18%、5.62%、12.57%、14.22%。
　　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12,360.85万千瓦（含三峡2240万千瓦），其中，水电3812.05万千瓦，占30.84%，同比增加19.42万千瓦；火电4086.74万千瓦，占33.06%，同比增加88.49万千瓦；风电952.10万千瓦，占7.70%，同比增加115.62万千瓦；太阳能3509.96万千瓦，占28.40%，同比增加1022.67万千瓦。
　　报告期内，湖北省累计发电量3473.63亿千瓦时（含三峡），同比增加277.84亿千瓦时，增长8.69%。其中，水电1305.91亿千瓦时（含三峡），同比下降0.51%；火电1648.94亿千瓦时，同比增长10.81%；风电171.98亿千瓦时，同比增长1.90%；太阳能346.80亿千瓦时，同比增长53.21%。全年统调电厂发电设备平均利用小时3336小时，同比减少66小时，其中火电机组利用小时4080小时，同比增加65小时。
　　报告期内，电力现货市场建设加快推进，电力市场体系逐渐完善。2024年1月，湖北省正式实行煤电容量电价机制，容量电价标准为100元/千瓦-年（含税），长期来看，容量电价机制有利于煤电行业持续健康发展。4月，湖北省能源局印发《省能源局关于开展湖北省电力现货市场第二轮长周期结算试运行的通知》，明确了4月16日开启湖北省电力现货市场第二轮长周期结算试运行，同时公布了《湖北省电力现货市场交易实施细则（试行V2.0）》《湖北省电力现货市场结算实施细则（试行V2.0）》，明确了湖北省电力现货市场的交易和结算细则。7月，湖北省能源局印发《省能源局关于完善2024年电力市场化交易有关工作机制的通知》（鄂能源调度〔2024〕34号）文件，建立了需求侧响应市场化运行机制，完善新型储能参与现货市场机制、发电侧超额获利回收机制、新能源入市机制，湖北省电力市场规则进一步优化完善。10月，湖北省能源局印发《省能源局关于进一步加强电力现货市场风险防范的通知》（鄂能源调度〔2024〕51号）文件，明确对省内所有煤电机组报价进行同质性测试，将未通过同质性测试的煤电机组申报价格替换为变动成本报价；建立现货电价与省内供需比挂钩机制，当日前现货出清均价超出允许范围时，按程序对报价高机组实施报价替换，加强了电力市场风险防控措施，有助于电力市场平稳运行。2024年，湖北省市场化交易成交总电量1138.89亿千瓦时，其中火电交易电量1121.42亿千瓦时，风电4.42亿千瓦时，光伏13.06亿千瓦时。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量1121.85万千瓦，其中火电831万千瓦，水电58.11万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏204.18万千瓦，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12,360.85万千瓦（含三峡）的9.08%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量4,086.74万千瓦的20.33%。报告期内，公司完成发电量401.00亿千瓦时，占湖北省全年发电量的11.54%。
　　
　　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401.00亿千瓦时，同比增长22.46%，其中火电发电量357.80亿千瓦时，同比增长24.07%；水电发电量13.93亿千瓦时，同比下降29.83%；风电发电量4.87亿千瓦时，同比下降10.51%；光伏发电量23.69亿千瓦时，同比增长79.53%；生物质发电0.71亿千瓦时，同比增长13.46%；售热量2,371.92万吉焦，同比增长10.80%；设备平均利用小时3574小时，同比增加454小时，其中火电机组利用小时4,306小时，同比增加82小时。报告期内，水电发电量下降主要原因是2024年湖北省下半年以来持续高温天气，省内来水严重偏枯；风电发电量下降主要原因是风速较常年减少；火电机组利用小数增加的主要原因是湖北省全社会用电量同比增长8.77%，同时全省水电发电量（不含三峡）同比降低6.37%，导致火电发电量增加。
　　报告期内，公司全年市场化交易总电量355.96亿千瓦时，同比增加97.42亿千瓦时，其中，火电交易电量335.97亿千瓦时，新能源交易电量19.99亿千瓦时。交易电量增加的主要原因2024年4月16日湖北省开启湖北省电力现货市场第二轮长周期结算试运行，新能源售电量全部进入电力市场化交易。
　　公司售电业务情况
　　报告期内，公司累计完成售电量380.48亿千瓦时，同比增加22.34%，其中火电售电量338.58亿千瓦时（含生物质），水电售电量13.67亿千瓦时，风电售电量4.77亿千瓦时，光伏售电量23.46亿千瓦时。
　　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、冷、热能销售。报告期内，售电公司完成代理售电量144.59亿千瓦时，同比增加48.12亿千瓦时，占公司总销售电量的38%。
　　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111.5万千瓦，其中风电74万千瓦，光伏37.5万千瓦；完成光伏项目备案27万千瓦，其中集中式光伏项目15万千瓦，分布式光伏项目12万千瓦。
　　报告期内，公司新能源项目开工32.91万千瓦，投产72.82万千瓦。截至报告期末，公司新能源装机容量共计232.74万千瓦。
　　
　　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.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.新能源资源获取优势。根据湖北省源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准，公司可按照不超过煤电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。公司作为湖北省内最大的煤电企业，拥有比其他企业更多的配套指标，在新能源项目资源的获取竞争中具有相对优势。
　　5.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1,739,117.54万元，同比增加293,404.20万元，其中电力销售收入1,577,641.76万元，占营业收入的90.72%；热力销售收入144,877.40万元，占营业收入的8.33%。发生营业成本1,561,796.21万元，同比增加241,083.94万元，其中电力成本1,386,258.59万元，占营业成本的88.76%；热力成本170,679.40万元，占营业成本的10.93%。实现营业利润94,076.12万元，同比增加43,115.21万元；实现利润总额95,604.18万元，同比增加44,213.06万元；实现归属母公司的净利润71,522.25万元，同比增加36,616.04万元。
　　利润总额比同比增加44,213.06万元的主要原因：一是增利因素合计增利121,478.92万元，其中发电量同比增加增利82,154.54万元；燃煤价格同比降低，增利28,891.41万元；售热量、售热均价同比增加增利4,023.23万元；计提资产减值、信用减值同比减少、资产处置收益同比增加等，导致增利3,834.24万元；营业外收支净收益、其他收益等增加增利2,575.50万元；二是减利因素合计减利77,265.86万元，其中，折旧费、职工薪酬、财务费用等固定费用同比增加，减利64,853.51万元；售电均价同比下降减利9,711.95万元，投资收益同比减少减利2,700.40万元。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　随着2024年湖北省经济逐渐回升，全社会用电量增长平稳。根据湖北省能源局预测，综合全省经济发展主要指标预测和用电结构及用电特性等因素，预计2025年全省全社会用电量3090亿千瓦时，同比增长5%左右，正常气象条件下迎峰度夏、度冬期间电力总体平衡，极端情况下，可能出现时段性、局部性电力缺口。
　　近年来，在“双碳”目标驱动下，湖北电网新能源发展迅速，2024年新能源装机容量已经成为湖北省第一大电源类型。随着全国加快构建新型电力系统，新能源上网电价进一步市场化改革，新能源上网电量将全面参与市场交易，将对公司电价产生一定影响。新能源新增装机、外购电量及来水情况，将对省内火电设备利用小时产生影响。
　　煤炭市场方面，预计2025年国内煤炭市场供需总体平衡偏宽，现货煤炭价格中枢有望继续下移。供应侧，晋陕蒙主产区煤炭产量或略有增加；新疆区域产量延续上升态势，叠加疆煤外运通道及运能增加，预计在内陆市场份额上升；进口煤预计仍将在相对高位。需求侧，随着国内经济企稳向好，带动能源需求总量保持一定增长；水电、新能源对煤电的替代作用将进一步显现，电煤需求总量增幅趋缓，非电用煤需求预计总体稳定。政策面，随着煤炭供需矛盾缓解，能源保供压力释放，政策监管预计趋缓，政策调控更趋灵活合理，维护煤炭市场平稳有序运行。
　　（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，全面贯彻党的二十大和二十届三中全会精神，牢牢把握能源保供新形势、双碳政策新要求、能源转型新趋势，主动融入新型能源体系及新型电力系统构建，坚持发力传统产业转型升级和战新产业规模质量发展，大力发展新能源，高标准建设高效煤电，全面拓展综合能源服务，加快推进绿色低碳转型，加快培育新质生产力，增强核心功能，提升核心竞争力，实现安全健康可持续高质量发展，努力将公司建成一流综合能源示范企业。
　　（三）经营计划
　　1.2024年目标任务完成情况
　　报告期内，公司持续加快绿色低碳转型，新增新能源项目储备111.5万千瓦，现有资源储备达到413万千瓦，其中风电194万千瓦、光伏219万千瓦，新能源布局更加优化，结构更加均衡；高质高效推进前期工作，完成分布式光伏项目投资决策14个、共11万千瓦；扎实推进项目建设，汉川四期项目整体进度超前，荆门基地掇刀子项目、荆州纪南、巴东沿渡河光伏及所属9家企业厂内分布式光伏全容量并网，当年新增新能源装机88.07万千瓦，创历史新高。截至报告期末，公司总装机达到1121.85万千瓦，可再生能源装机占比25.93%，同比提高5.11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401.00亿千瓦时，实现年度计划的107.84%，同比增长22.46%；完成供热量2490.29万吉焦，实现年度计划的104.07%，同比增长8.84%。
　　2.2025年经营计划
　　（1）总体工作思路
　　2025年是进一步全面深化改革、“十四五”规划收官和“十五五”规划谋篇布局的关键之年，公司将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面学习贯彻党的二十大和二十届三中全会精神，全面落实董事会决策部署，牢牢把握公司“稳中求进、安全为本、创新引领、高质发展”的工作方针，做好新型能源体系及新型电力系统构建工作，认清形势任务，久久为功，善作善成，聚焦科技创新，提质转型发展，高质量创建一流综合能源示范企业，完成董事会下达的年度目标任务，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：新能源项目开工20万千瓦，新增新能源装机30万千瓦；汉川四期项目实现“双投”；实现营业收入168亿元，发电量391亿千瓦时，供热量2365万吉焦，供电煤耗295.9克/千瓦时，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2025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
　　全力抓实强基固本，持续推动保供能力再提升。进一步强化安全基础管理，高质量推进安全生产管理体系建设，加强“现场、现实、现在”管理，结合生产、基建和季节特点，强化安全风险分级管控，深化事故隐患排查治理，做好重点项目、重要时段、重大设备安全管控。进一步强化生产基础管理，优化设备运维管理，规范生产管理行为，严格执行各项规程；强化技术监督管理，重视生态环境保护。
　　全力抓实价值创造，持续推动运营质效再提升。聚焦市场营销增收提效，正确把握市场与政策的关系，加强交易预算推演和复盘分析，打造核心竞争优势。正确把握安全与调峰的关系，充分发挥差异化竞争优势，在保障安全的前提下，推动高参数、大容量、灵活性机组发挥深度调峰能力。正确把握供热与灵活的关系，积极适应现货市场要求，最大限度发挥机组潜能，兼顾热、电两个市场，有效调节供热与发电出力，做好热、电协同，提升综合响应能力。聚焦燃料采购降本提效，统筹好内部资源与外部长协，统筹好厂外运输与厂内管控，进一步强化厂内燃料管理，全面开展量、质、价对标，严格接卸、验收、储存、耗用全流程管控，控降厂内费用。
　　全力抓实创新赋能，持续推动发展水平再提升。拓展新能源发展理念，统筹考虑区域资源情况、市场需求、电价政策、电网消纳和开发条件，明晰新能源发展方向、重点和布局。坚持绿色发展，全力推动已申报项目纳规，支撑新能源接续发展。聚焦科技创新着力方向，深化企业创新主体地位，加大与科研院校合作力度，推动省级研发平台申报和建设，促进更多成果落地，推动科技创新更好赋能企业发展。深度融合推动产业创新，落实智慧化光伏场站统一建设标准，探索布局用户侧综合智慧能源服务项目。
　　全力抓实精益管理，持续推动治理效能再提升。深入开展“三支队伍”评审，进一步完善人才培养体系和选用机制，提升高层级人才占比，增强全员绩效考核的精准性和统一性。全面深化管理提升，常态化抓好上市公司规范治理，强化信息披露、关联交易、ESG管控和市值管理，不断提升公司在资本市场形象和品牌价值。推动新能源管理整合，健全统一的生产、运营、建设标准体系和制度体系，发挥专业化运营和规模化优势，打造集约化管理品牌，构建智慧化管控平台，提升专业化运营品质。全面防范风险隐患，进一步完备合规管理和风险防控体系，深入推动全级次穿透式管控，建立健全合规管理前移、法律风险防线前移等工作机制，提高防范化解风险能力。严格再融资募集资金管理，把握好工作流程和信息披露两个关键，确保募集资金依法合规使用。
　　（四）可能面对的风险
　　根据公司能源保供行业的特点，为提升风险防控能力，加强重大风险评估和监测预警，在对2024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，公司组织开展了2025年度重大风险的评估工作，评估结果依次为：合规风险；市场竞争风险；投资风险；工程项目管理风险；采购管理风险。
　　1.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。
　　2.市场竞争风险
　　2025年，随着全国加快构建新型电力系统，新能源上网电价进一步市场化改革，新能源企业不再享受保障性收购，通过中长期交易、现货交易全面入市，将对公司电价产生不利影响。公司将加强政策研究和市场研判，提高市场风险应对能力和管控能力，同时做好安全生产和设备维护，进一步强化精益管理，全面压降运营成本，提升公司核心竞争力，确保经营风险可控。
　　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。2025年，公司将对项目投资加强战略分析，充分论证评估，锁定边界条件，避免出现投资失误；加强与当地政府和当地居民沟通，争取支持，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，增强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。新能源项目投产后密切跟踪电力市场发展情况，积极参与电力市场交易，提升项目发电能力，保证项目上网发电量和电价。
　　4.工程项目管理风险
　　近年来中国的电力基建集中快速发展，在政府出台的各种政策的大力支持下，新能源行业发展速度较为突出，导致参建单位投入的资源及人员素质存在参差不齐。各项目建设的安全、质量、进度、造价等方面，会出现落实管理制度不到位现象，以及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、强化制度落实，督导所属单位层层压实安全责任、遏制安全事故的发生，加强基建项目成本控制，严把施工质量关等全过程管控，以及项目合规性建设，全方位防控工程项目管理风险。
　　5.采购管理风险
　　公司采购管理是企业运营中的关键环节，采购需求不准确、采购计划不及时、供应商产品质量不达标、延迟交货、合同条款不明确、合同违约等风险，都可能给公司带来损失。公司将持续夯实采购管理基础，持续完善采购管理制度，加强对采购结果授权放权和供应商履约的监管；全力加强采购风险管控，加强日常采购计划审核，严控线下零星、单一来源、竞争性谈判等非竞争性采购；全面提高物资管理水平，严格规范物资主数据使用，完善物资主数据数字化、信息化、可视化建设。 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。　　截至本报告期末，公司可控总装机容量1,091.74万千瓦，其中火电831万千瓦，水电58.11万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏174.07万千瓦，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11,665.08万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的9.36%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量4,042.53万千瓦的20.56%。报告期内，公司完成发电量182.27亿千瓦时，占湖北省上半年发电量1,588.23亿千瓦时的11.48%... 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。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量1,091.74万千瓦，其中火电831万千瓦，水电58.11万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏174.07万千瓦，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11,665.08万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的9.36%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量4,042.53万千瓦的20.56%。报告期内，公司完成发电量182.27亿千瓦时，占湖北省上半年发电量1,588.23亿千瓦时的11.48%。
　　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，技术创新、环境政策、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。
　　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182.27亿千瓦时，同比增长18.93%。其中，火电发电量161.11亿千瓦时，同比增长14.18%；水电发电量8.51亿千瓦时，同比增长7.26%；风电发电量2.28亿千瓦时，同比下降22.84%；光伏发电量10.37亿千瓦时，同比增长718.63%。完成售热量1,176.67万吉焦，同比增长12.32%。火电机组利用小时1939小时，同比减少304小时。火电机组发电厂用电率4.97%，同比增加0.19个百分点。不含税平均上网电价420.07元/千千瓦时，同比减少12.67元/千千瓦时。不含税平均售热价格61.04元/吉焦，同比上升2.26元/吉焦。
　　报告期内，为“多元化、快速化、规模化、效益化、科学化”发展新能源，加快绿色低碳转型，公司在大力发展集中式新能源项目的同时，积极稳妥开发优质分布式光伏项目。报告期内新增新能源项目储备24.69万千瓦，其中集中式光伏10万千瓦，分布式光伏14.69万千瓦。
　　2024年上半年，公司新能源项目新开工0.068万千瓦，投产42.71万千瓦。2024年全年，公司新能源项目发展计划为新开工20万千瓦、投产60万千瓦。

　　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“产运需储用”全产业链一体化运营优势，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。同时，公司根据电煤市场形势及需求变化等因素，统筹优化所属火电企业的履约方案，提升公司内部电煤协同互保能力，进一步压降电煤采购成本。
　　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，拥有2台100万千瓦超超临界燃煤机组，并在建2台100万千瓦超超临界二次再热燃煤机组。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.新能源资源获取优势。根据湖北省源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准，公司可按照不超过煤电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。公司作为湖北省内最大的煤电企业，拥有比其他企业更多的配套指标，在新能源项目资源的获取竞争中具有相对优势。
　　5.“风光水火”协同发展优势。公司通过落实绿色低碳转型的发展战略，由火力发电为主的单一结构转型为“风光水火”多元化发电组合，相较于传统单一火电模式，电源结构不断优化，有利于拓宽公司未来发展空间，充分发挥各发电板块间的协同优势，有效提升公司抗风险能力及整体业绩稳定性。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　根据公司所属能源保供行业的特点，公司在对2023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2024年度重大风险评估工作，评估结果依次为：合规风险、市场竞争风险、投资风险、生产管理风险、工程项目管理风险。
　　1.合规风险
　　当前，依法合规经营的重要性在日趋激烈的企业竞争中愈发突显，公司必须建立完善的内部控制制度，通过规范化、制度化的管理方式，有效预防和控制各类违规行为的发生，进而减少各类潜在风险的产生，降低企业经济损失的可能性。主动适应市场环境变化，有效提升企业治理和管理水平，严格遵守法纪法规，确保在改革发展中各项任务在法治轨道上稳步推进。公司逐步完善合规管理的总体框架，合规管理意识不断提升，但在管理制度衔接、专业合规指引、强化流程管控等具体环节仍存在较大的提升空间。下一步，公司将进一步完备合规管理体系，把合规管控要求和措施嵌入关键风险控制节点，降低公司经营风险，增强公司治理和管理水平，实现合规管理与经营管理的真正融合，促进公司可持续发展。
　　2.市场竞争风险
　　2024年二季度以来，湖北省电力市场中长期交易和现货交易双轨运行，发电市场竞争加剧；下一步，公司将加强电力市场政策研究，优化交易策略及发电结构，精细化测算、跟踪发电侧发电进度，调整机组合约曲线，以“稳价保量”为原则，协调发电量任务与现货收益，尽量争取现货效益电量，保持利用小时领先优势，降低电价下滑的风险。
　　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，公司将加强战略分析，充分论证评估，锁定投资边界条件，避免出现投资失误；加强与当地政府和当地居民沟通，争取支持，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，增强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。新能源项目投产后密切跟踪电力市场发展情况，积极参与电力市场交易，提升项目发电能力，保证项目上网发电量和电价。
　　4.生产管理风险
　　公司连续安全生产已超过10年，还存在一些薄弱环节。公司水电站地处偏远山区，新能源电站分布广泛，防洪度汛、迎峰度夏的安全风险存在一定压力。下一步，公司将开展迎峰度夏、控降非停专项检查，强化火电企业控降非停管理；组织开展小水电隐患系统再排查，督促完成大坝管理专项提升工作；及时发布汛情、地灾预警，督导水电企业开展暴雨后的巡视巡查、消缺整改；火电企业关注长江、汉江水位，合理调整江煤运输计划；新能源企业做好防雷防风检查，落实防汛工作职责。
　　5.工程项目管理风险
　　加强对新能源工程、煤电机组建设的施工人员的安全管理，加强教育培训，提升施工人员安全意识，定期进行安全隐患排查治理，并加强对施工分包方的安全监督。加强工艺质量精细化管理，杜绝盲目赶进度，牺牲工艺质量、目标，导致质量低劣，杜绝质量、安全监管不到位，存在的质量隐患。制定科学有效工期管理，定期对工期计划的执行进行检查、分析，及时采取措施对工期计划的偏离进行纠正，确保各项目建设按照既定目标推进。开展项目设计优化，开展造价过程分析纠偏，造价目标不得超过可研批复概算、初设概算，并满足项目建设投资、主要设备釆购要求。 收起▲