一、报告期内公司从事的主要业务　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，报告期内，公司主营业务未发生变化。　　（一）报告期内行业发展情况　　1.电力行业　　国家统计局数据显示，1-6月，规上工业发电量47501亿千瓦时，同比增长3.5%。　　国家能源局数据显示，截至6月底，全国累计发电装机容量40.4亿千瓦，同比增长10.8%。其中，火电发电装机15.69亿千瓦时，同比增长6.4%；太阳能发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长15.8%；风电装机容量6.8亿千瓦，同比增长18.5%。1-6月，全国发电设备累计平均利用1392小时，比上年同期降低113小时。　　国家能源局数据显示，1-6月，... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，报告期内，公司主营业务未发生变化。
　　（一）报告期内行业发展情况
　　1.电力行业
　　国家统计局数据显示，1-6月，规上工业发电量47501亿千瓦时，同比增长3.5%。
　　国家能源局数据显示，截至6月底，全国累计发电装机容量40.4亿千瓦，同比增长10.8%。其中，火电发电装机15.69亿千瓦时，同比增长6.4%；太阳能发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长15.8%；风电装机容量6.8亿千瓦，同比增长18.5%。1-6月，全国发电设备累计平均利用1392小时，比上年同期降低113小时。
　　国家能源局数据显示，1-6月，全社会用电量累计50999亿千瓦时，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33057亿千瓦时，同比增长5.1%；其中，工业用电量32760亿千瓦时，同比增长5.3%，高技术及装备制造业用电量6008亿千瓦时，同比增长9.8%。第三产业用电量9916亿千瓦时，同比增长8.0%；其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为810亿、494亿千瓦时，增速分别达到56.9%、44.0%。城乡居民生活用电量7315亿千瓦时，同比增长3.1%。
　　据国家能源局发布会介绍，今年前6个月，我国煤电发电量为2.5万亿千瓦时，占总发电量的比重降至49.7%，半年发电量占比首次低于50%。这是长期以来推进非化石能源发电替代的阶段性成果，标志着我国能源绿色低碳转型步伐取得新的突破。
　　2.煤炭行业
　　国家统计局数据显示，2026年1-6月，规上工业原煤产量23.7亿吨，同比下降1.7%；其中内蒙古原煤产量6.59亿吨，同比增长3.1%；山西原煤产量6.17亿吨，同比下降5.5%；陕西原煤产量4.01亿吨，同比增长3.4%。国家海关总署数据显示，上半年我国进口煤及褐煤2.25亿吨，同比增长1.7%。
　　（二）报告期内公司主营业务发展情况
　　（1）电力业务
　　截至2026年6月末，公司核准的煤电装机总规模为1725万千瓦。其中，在役装机1123万千瓦，在建装机402万千瓦，核准筹建装机200万千瓦。
　　（2）煤炭业务
　　截至2026年6月末，公司核定煤炭产能共计3000万吨/年，其中，已投产产能2400万吨/年，在建产能600万吨/年（于2025年8月进入联合试运转）。此外，公司持有丈八煤矿（400万吨/年）和钱阳山煤矿（规划产能600万吨/年，最终以相关部门核准产能为准）矿业权，正在积极推进办理项目前期手续。
　　（三）报告期内公司经营情况
　　2026年上半年，电力行业市场化改革持续深化，电力现货市场建设加速推进，市场化交易机制不断完善；煤炭行业在安全强监管与需求韧性支撑下，供需格局由宽松转向偏紧，市场呈回暖态势。面对新形势，公司坚守安全底线，紧扣提质增效主线，统筹谋划、协同发力，推动各项工作稳健前行。报告期内，公司完成发电量212.27亿千瓦时、煤炭产量1327.91万吨，实现营业收入107.09亿元、利润总额26.91亿元，受益于煤炭板块量价稳中有升、新建产能释放及煤电一体化协同优势，整体经营业绩实现同比增长。
　　（1）生产经营平稳有序
　　电力板块方面，强化设备运维管理，主力机组运行稳定，运行效率和可靠性稳步提升；统筹电煤采购与库存管控，库存保持合理水平，有效保障机组顶峰出力，圆满完成特殊时期能源保供任务。煤炭板块方面，各矿井生产接续正常，强化现场管理与技术保障，产能释放平稳有序。公司电力、煤炭可靠供应能力持续增强，为区域能源安全提供了有力支撑。
　　（2）企业管理同步发力
　　公司以对标一流为突破口，甄选行业优质标杆企业，从发展战略、市场化运营、风险防范等多维度开展系统对标，组织各分子公司与同区位、同类型企业建立对标关系，推动从指标对比向管理革新转变。同时，巩固国企改革“双百企业”标杆成果，扎实推进各项改革任务落地见效；加快业务板块数智化赋能，持续提升治理水平；强化重点领域合规管理与风险防控，不断夯实管理根基。各项管理举措统筹推进，企业经营质效稳步提升，有力支撑公司持续高质量发展。
　　（3）市场营销稳中有进
　　电力营销方面，依托陕西能源现货交易中心构建一体化营销管理体系，精准组织年度市场化交易，灵活优化中长期合约结构。煤炭营销方面，统筹公司煤炭资源与运销渠道，强化长协与现货结合、自有与外部协同的销售策略，自产煤外销量同比增长46.71%。另外，公司智慧运营辅助决策系统正在有序建设中，项目建成后将通过智能化算法模型，实现电力现货交易全流程数字化，统一数据标准与管理规范，为公司及各权属企业提升科学决策效率，增强公司市场竞争力，为公司“大营销”战略部署保驾护航。
　　（4）绿色业务有序开展
　　新能源布局实质性推进，信丰能源累计获批75万千瓦新能源指标，其中40万千瓦纳入江西省年度开发方案，21万千瓦风电列入省“十五五”首批储备清单，7.5万千瓦风电具备开工条件；火储协同取得实效，麟北发电“飞轮+磷酸铁锂电池”储能示范项目投入运行，权属多家发电企业积极推进火储协同研究应用；大荔电化学独立储能项目完成前期工作；节能改造、煤泥和生物质掺烧、矿井水回收等工作同步推进。公司能源结构持续多元，绿色低碳业务布局正在形成。
　　（5）项目建设符合预期
　　煤电项目按节点稳步推进，信丰能源、商洛发电二期、延安热电正在全力推进工程进展，赵石畔煤电二期完成三大主机设备招标。煤炭产能加快释放，赵石畔煤矿进入联合试运转后期，竣工验收筹备加速；丈八矿井及选煤厂完成核准及主要手续办理；钱阳山矿井及选煤厂全力推进项目核准。与此同时，公司持续跟踪省内外优质煤电资源，持续扩大能源资源储备，为长期业绩增长和区域能源保供筑牢根基。
　　（四）报告期内总体业绩情况
　　报告期内，公司经营呈现煤增电降的态势，业绩总体平稳。完成发电量212.27亿千瓦时，同比下降3.17%；完成煤炭产量1327.91万吨，同比增长34.32%；实现营业收入107.09亿元，同比增长8.58%，实现利润总额26.91亿元，同比增长9.46%，归属于母公司净利润13.48亿元，同比增长1.07%。
　　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，子公司祥中和新能源的信丰5G产业园屋顶光伏项目（5950kW）实现收入130.13万元，占公司合并收入的0.01%；实现利润总额26.5万元，占公司合并利润总额的0.01%。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）区位与资源禀赋
　　公司能源项目主要布局于陕西省及西北地区。该区域煤炭资源丰富、煤质优良、开采条件便利、交通体系发达，是我国重要的能源基地和电力外送基地。截至报告期末，公司拥有煤炭保有资源量51.84亿吨，煤炭资源储量位居陕西省能源企业前列。公司42.43%的煤电机组为“西电东送”配套项目，是陕武直流、宝德直流、吉泉直流、榆横—潍坊特高压交流工程等外送通道的主力电源点。此外，西部地区风、光资源富集，为公司推进风光火储一体化发展提供了有利条件。
　　（二）煤、电协同布局
　　公司煤炭、电力资源协同度高，煤炭和电力规模梯次增长，总体呈动态平衡。电力装机规模1725万千瓦，其中已投运1123万千瓦，在建402万千瓦，筹建200万千瓦；煤炭核准产能3000万吨/年，已投产2400万吨/年，赵石畔煤矿（600万吨/年）2025年进入联合试运转，另有丈八煤矿（400万吨/年）、钱阳山煤矿（600万吨/年）正在推进前期手续。公司煤电一体化及坑口电站装机占比达61.57%，其中煤电一体化项目清水川能源电力装机460万千瓦，配套800万吨/年煤矿，赵石畔煤电装机200万千瓦，配套600万吨/年煤矿；坑口电厂项目赵石畔发电200万千瓦（筹建），陕能新疆132万千瓦，麟北发电70万千瓦。公司煤电资源配置整体平衡、成本优势突出，有利于对冲煤价波动和供应保障风险，稳定公司经营。
　　（三）技术装备与智能化领先
　　公司发电机组多为近几年投产的新机组，装备及生产工艺先进，技术优势不仅降低运营成本，还支撑公司在电力市场化改革中抢占先机。已核准装机中超（超）临界机组占89.04%，综合供电煤耗优于国家标准，能效与调峰能力居行业前列；矿井均为大型现代化矿井，采用国内同类型先进的采掘和提升运输设备，智能化程度高，运行安全可靠，竞争优势显著。近年来，公司推进“三智工程”（智慧电厂、智能矿山、智识办公），电厂推广5G巡检、无人机智慧巡检、AI识别系统等技术，煤矿建设智能化系统，大幅提升安全与生产效率。
　　（四）能源产业链稳步拓展
　　围绕煤电主业，同步推进多能互补及循环经济。公司构建了热电联产、资源综合利用、运维服务等产供销一体化体系，产业链较为完整。资源循环利用（如煤矸石发电、余热利用、固体废弃物再利用等）业务初具规模，可降低运营成本，提升综合效益。公司响应“双碳”目标要求，加速布局综合能源服务、储能、汽车充换电等新业务，积极探索能源装备及材料新兴业态，顺应新型电力系统的发展要求。
　　（五）财务状况优良
　　2026年上半年，公司资产负债率55.46%、综合毛利率37.69%、净资产收益率4.99%、营业收现率116.88%。总体上看，公司财务状况稳定，债务结构合理，资产质量良好，现金流充裕。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1.安全生产风险
　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，煤炭开采属于高危行业，同时拥有众多发电机组和在建工程项目。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。发生安全事故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，公司将持续发挥煤电企业安全管理专业化优势，系统研究管控脉络与措施，创新管理理念和手段，严格检查考核，强化激励兑现，狠抓风险识别与隐患排查治理，全面落实企业安全生产主体责任，强化安全监管职能，安全监督管理质效不断提升。
　　2.能源结构转型风险
　　截至2026年6月，我国风电、光伏发电装机占全国发电装机容量的48.31%，已远超火电装机占比38.82%。新能源装机实现高速增长，但电力消费需求增速相对放缓，供需结构失衡下，煤电功能定位从传统基荷电源向电力系统“压舱石”转变，其发电利用小时数因此面临较大冲击。叠加新能源发电成本持续下行、行业环保要求不断提高，煤电市场空间被持续挤压，企业盈利端承压明显。
　　针对该风险，公司将主动推进转型发展，推进煤电清洁低碳与灵活性改造，优化煤电支撑性调节性功能定位，同时加快多元化布局，探索煤电与新能源联营模式，推动与新能源产业深度协同发展，切实化解经营风险，筑牢电力保供基础。
　　3.煤炭价格波动的风险
　　煤炭市场的价格受多种因素的影响，这些因素包括但不限于：全球及中国的经济发展，石油、天然气等能源的竞争，电力、钢铁、化工、建材等煤炭主要下游行业的变化，以及煤炭产能增减、进出口变化等。公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，煤炭市场价格一方面影响公司电力业务的成本，另一方面对公司煤炭业务收入亦构成较大影响。虽然公司实施煤电一体化战略，煤炭电力配置总体动态平衡，但相关资源在时间和空间上不完全匹配，若国内煤炭市场价格异常波动，将对公司经营业绩造成一定影响。
　　针对煤炭价格波动风险，公司将深入研究经济形势，分析市场动态，利用煤电一体化优势，保障内部煤炭供给，稳定煤矿产量与销量，优化营销策略，降低由煤炭市场价格波动带来的风险。
　　4.电力市场竞争及电价市场化形成机制的风险
　　随着电力市场参与主体多元化、交易电量稳步攀升，电力交易市场竞争将加剧，使公司未来在现货市场中的电价水平和电量消纳面临较大不确定性，一方面，竞争加剧可能导致部分时段现货结算电价下行，挤压度电利润空间；另一方面，多元主体的参与可能挤占公司上网电量，进而对公司电力业务的营业收入及年度经营目标的实现构成挑战。
　　针对该风险，公司将重点从以下几方面加强管控：一是强化市场研判能力，建立专业化现货交易团队，密切跟踪供需形势及新能源出力变化，精准预测现货价格曲线，优化分时段报价策略，力争在高价时段多发电、低价时段合理避让；二是提升机组运营灵活性，通过设备改造和运行优化缩短启停响应时间、降低最小出力，增强深度调峰能力，实现发电计划与现货价格的动态匹配，提高综合收益；三是加强中长期合约与现货策略协同，合理锁定基础电量与电价，规避现货价格大幅波动的冲击，同时探索绿电交易、容量补偿等多元化收益渠道；四是完善内部风险管控机制，设定量化的风险敞口限额，定期开展复盘与压力测试，确保在极端行情下能够快速调整交易策略，保障公司整体经营目标的稳健实现。 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　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，报告期内，公司主营业务未发生变化。　　（一）报告期内公司主营业务发展情况　　1.电力业务　　截至2025年12月末，公司煤电装机总规模为1725万千瓦。其中，在役装机1123万千瓦；在建装机402万千瓦，包括商洛电厂二期（2×660MW）项目、延安热电二期（2×350MW）项目、信丰电厂（2×1000MW）项目，筹建赵石畔煤电二期（2×1000MW）项目。　　2025年，公司发电量506.66亿千瓦时，同比降低4.48%；... 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
　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，报告期内，公司主营业务未发生变化。
　　（一）报告期内公司主营业务发展情况
　　1.电力业务
　　截至2025年12月末，公司煤电装机总规模为1725万千瓦。其中，在役装机1123万千瓦；在建装机402万千瓦，包括商洛电厂二期（2×660MW）项目、延安热电二期（2×350MW）项目、信丰电厂（2×1000MW）项目，筹建赵石畔煤电二期（2×1000MW）项目。
　　2025年，公司发电量506.66亿千瓦时，同比降低4.48%；电力业务收入163.86亿元，同比降低7.25%。
　　2.煤炭业务
　　截至2025年12月末，公司核准煤炭产能共计3000万吨/年，其中，已投产产能2400万吨/年，在建产能600万吨/年（赵石畔矿井已于2025年8月进入联合试运转）。此外，公司持有丈八煤矿（规划产能400万吨/年，最终以相关部门核准产能为准）和钱阳山煤矿（规划产能600万吨/年，最终以相关部门核准产能为准）矿业权，正在积极推进办理项目前期手续。
　　2025年，公司煤炭产量2254.74万吨，同比增长21.17%，自产煤外销量1344.61万吨，同比增长67.27%；煤炭业务收入59.39亿元，同比增长22.63%。
　　（二）报告期内公司经营情况
　　2025年，能源行业迈入高质量发展新阶段，能源体制改革纵深推进。煤炭市场供需基本平衡，价格逐步趋稳；全国电力装机规模增速大于社会用电量增速，新能源装机与发电量大幅提升，火电进一步向支撑性、调节性电源转变，受行业形势变化影响，电力板块上网电量、上网电价同步走低。面对复杂严峻的外部环境，公司始终坚守煤电一体化主责主业，持续深化改革创新，不断优化经营策略，强化生产运营管控，稳步推进重大项目建设，积极落实稳增长和降本增效措施，全年经营总体平稳。全年完成发电量506.66亿千瓦时、煤炭产量2254.74万吨，为区域能源保供和经济社会发展作出应有的贡献。
　　1.狠抓重大项目建设，梯次增长格局稳固
　　报告期内，陕西能源统筹推进重大项目建设和前期手续办理，强化项目全过程管控，确保在建项目有序推进、前期项目稳步落地，项目储备进一步充实，梯次增长格局得到有效巩固，为公司长远发展奠定坚实基础。
　　在建项目稳步推进。2025年以来，陕西能源建立健全项目推进工作机制，每月召开项目推进会，汇总项目进展、梳理存在问题、联动相关单位形成解决方案，强化项目质量、安全、进度全过程监管，对滞后环节督促整改提速。全年重点推进延安热电二期（2×350MW）项目、商洛电厂二期（2×660MW）项目、信丰电厂（2×1000MW）项目建设；推动赵石畔矿井进入联合试运转阶段，逐步发挥产能效益。
　　前期项目有序推进。钱阳山煤矿、丈八矿井及选煤厂项目前期手续有序办理中；赵石畔电厂二期（2×1000MW）项目正在筹备开工事宜。与此同时，陕西能源立足陕西、面向全国，持续对接优质煤电及新能源项目资源，力争进一步充实项目储备，拓展项目布局，为公司后续产能成长和梯次增长提供有力支撑，推动企业实现长足发展。
　　2.布局绿色转型业务，适应新型电力系统要求
　　公司持续巩固煤电主业的核心基础地位，推动新兴业务与煤电主业实现深度融合与协同发展。公司积极履行国有企业在碳达峰、碳中和目标下的能源转型使命，积极探索布局多元化、多层次的绿色能源项目，努力向现代综合能源服务商转型。麟北煤业“煤矿+储能”智慧能源项目成功投运、麟北发电“飞轮+磷酸铁锂电池”组合储能示范项目顺利并网，展现了煤电主业与储能业务的双向赋能、良性互动；信丰能源成功获批375MW风电建设指标，创下江西省单个企业单次获批风电容量的最高纪录；秦龙电力持续加大绿色能源项目布局力度，其中：4个电化学储能项目完成备案，大荔、延川2个电化学储能项目成功获批，铜川压缩空气储能及配套风电竞配工作稳步推进。
　　3.优化经营管理策略，应对市场变革挑战
　　公司始终立足国有企业能源保障的核心使命，坚持以煤电协同发展为核心抓手，系统优化经营管理举措，全力保障能源安全稳定供应，积极应对电力市场化改革，实现经营平稳发展。
　　深化煤电协同联动，精准对冲市场经营压力。公司深入研判煤炭、电力市场走势，持续优化完善煤电协同机制，通过一体化调度、集约化管理、专业化运营，统筹优化内外部煤炭资源、电厂用煤配置，合理安排物流运输调度，实现电煤稳定供应和用煤成本下降，确保公司经营基本面持续稳固。
　　精准发力营销提质，构建全方位营销格局。在煤炭营销端，公司主动调整销售策略和产品结构，优化客户布局，自产煤外销量同比增长67.27%，有效缓解煤炭价格波动带来的影响；在电力营销端，一是运用大数据、信息化技术构建科学的交易决策模型，科学制定电力现货交易策略，省内机组全年电力现货交易价格较月度中长期合约增加28.93元/千千瓦时，提升了电力交易收益；二是聚焦重点外送线路，持续巩固并提升外送市场核心竞争力，清水川三期、赵石畔煤电、陕能新疆等外送项目利用小时数在同线路对标中位居前列，稳定了电力销售，形成了“内外联动、双向提升”的营销格局。
　　4.对标一流强化管理，提质增效彰显实效
　　公司始终锚定行业一流企业标杆，聚焦管理提升与效益增长双重目标，明确“对标一流”与“提质增效”两大核心任务，分别发力、协同推进，推动管理效能与经营效益双向提升，助力公司实现高质量、高效率发展。
　　对标一流强化管理，推动生产运营精细化、标准化升级。公司以行业一流企业为标杆，深入开展对标提升行动，全面优化生产运营流程、强化设备运维管理体系，不断提升管理规范化水平，设备可靠性与运行稳定性得到了提升，为电力安全稳定供应筑牢管理保障。2025年，权属1000MW、600MW、300MW三个等级机组均有荣获“5A优胜机组”称号，在全国发电机组可靠性对标中获得4项荣誉，机组“非停”次数同比下降1台次，四家权属发电企业实现全年“零非停”。
　　深化提质增效行动，持续增厚公司经营效益。一是，重点聚焦节能降耗、提升机组运行效能。公司供电煤耗同比降低2.74g/kWh，发电厂用电率同比降低0.11个百分点，实现煤耗与厂用电率“双下降”，进一步压缩了生产运营成本。二是，多维度拓宽增收渠道，积极参与电力辅助服务市场。公司全年辅助服务获取了更高收益。三是，提升管理水平，严控成本费用。2025年，公司营业成本同比下降3.62%；优化融资结构，综合融资成本同比下降55个基点，财务费用同比降低21.86%；严格管控库存及应收款项，“两金”总额同比下降1.96%。
　　公司售电业务情况
　　公司全资子公司陕能售电开展售电业务。2025年，陕能售电代理售电量100.20亿千瓦时，其中采购公司内部电量49.54亿千瓦时，陕能售电采购的内部电量占公司总销售电量的10.45%。
　　涉及到新能源发电业务
　　信丰能源子公司赣州祥中和新能源科技有限公司的信丰5G产业园屋顶光伏项目（5950kW）实现收入330.26万元，占公司合并报表收入的0.01%；实现利润总额110.31万元，占公司合并报表利润总额的0.02%。
　　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
　　（一）电力行业
　　根据国家能源局数据，2025年，全社会用电量累计103682亿千瓦时，同比增长5.0%。从分产业用电看，第一产业用电量1494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19942亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量15880亿千瓦时，同比增长6.3%。第三产业和城乡居民生活用电对用电量增长的贡献达到50%。充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增速分别达到48.8%、17.0%，是拉动第三产业用电量增长的重要原因。
　　截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，太阳能发电装机容量12.0亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%。2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3119小时，比上年同期减少312小时。
　　根据国家统计局数据，2025年，规模以上工业发电量97159亿千瓦时，比上年增长2.2%。其中，规模以上工业火力发电量62945亿千瓦时，比上年下降1.0%；水力发电13144亿千瓦时，比上年增长2.8%；核能发电4812亿千瓦时，增长7.7%；风力发电10531亿千瓦时，增长9.7%；太阳能发电5726亿千瓦时，增长24.4%。
　　（二）煤炭行业
　　根据国家统计局信息，2025年，能源保供稳价政策有效实施，能源产供储销体系不断完善，能源生产稳步增长，规模以上工业煤油气电等主要能源产品产量均创历史新高，能源保供能力持续增强，能源安全基础不断夯实。煤炭先进产能有序释放，稳产稳供稳价措施深入实施，煤炭供应保持稳定充裕。规模以上工业原煤产量48.3亿吨，创历史新高，比上年增长1.2%。
　　根据国家海关总署数据，2025年全国进口煤炭49027万吨，同比下降9.6%。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　（一）区位与资源禀赋
　　公司能源项目主要布局于陕西省及西北地区。该区域煤炭资源丰富、煤质优良、开采条件便利、交通体系发达，是我国重要的能源基地和电力外送基地。截至报告期末，公司拥有煤炭保有资源量51.84亿吨，煤炭资源储量位居陕西省能源企业前列。公司42.43%的煤电机组为“西电东送”配套项目，是陕武直流、宝德直流、吉泉直流、榆横—潍坊特高压交流工程等外送通道的主力电源点。此外，西部地区风、光资源富集，为公司推进风光火储一体化发展提供了有利条件。
　　（二）煤、电协同布局
　　公司煤炭、电力资源协同度高，煤炭和电力规模梯次增长，总体呈动态平衡。电力装机规模1725万千瓦，其中已投运1123万千瓦，在建402万千瓦，筹建200万千瓦；煤炭核准产能3000万吨/年，已投产2400万吨/年，赵石畔煤矿（600万吨/年）2025年进入联合试运转，另有丈八煤矿（400万吨/年）、钱阳山煤矿（600万吨/年）正在推进前期手续。公司煤电一体化及坑口电站装机占比达61.57%，其中煤电一体化项目清水川能源电力装机460万千瓦，配套800万吨/年煤矿，赵石畔煤电装机200万千瓦，配套600万吨/年煤矿；坑口电厂项目赵石畔发电200万千瓦（筹建），陕能新疆132万千瓦，麟北发电70万千瓦。公司煤电资源配置整体平衡、成本优势突出，有利于对冲煤价波动和供应保障风险，稳定公司经营。
　　（三）技术装备与智能化领先
　　公司发电机组多为近几年投产的新机组，装备及生产工艺先进，技术优势不仅降低运营成本，还支撑公司在电力市场化改革中抢占先机。已核准装机中超（超）临界机组占89.04%，综合供电煤耗优于国家标准，能效与调峰能力居行业前列；矿井均为大型现代化矿井，采用国内同类型先进的采掘和提升运输设备，智能化程度高，运行安全可靠，竞争优势明显。近年来，公司推进“三智工程”（智慧电厂、智能矿山、智识办公），电厂推广5G巡检、无人机智慧巡检、AI识别系统等技术，煤矿建设智能化系统，大幅提升安全与生产效率。
　　2025年在电力行业火电机组能效水平对标中成绩斐然。其中，赵石畔煤电#2机连续四年获1000MW级超超临界空冷机组“5A级优胜机组”；商洛发电#1机获600MW级超超临界空冷机组“5A级优胜机组”，#2机获“3A级优胜机组”；陕能新疆#1机获600MW级超超临界空冷机组“3A级优胜机组”“厂用电率最优机组”；麟北发电#1机获350MW超临界空冷供热机组“4A级优胜机组”，#2机获“5A级优胜机组”。全国发电机组可靠性对标中，赵石畔煤电#2机获1000MW级煤粉炉机组可靠性第1名，商洛发电#1机获600MW级煤粉炉机组可靠性第3名，清水川能源#1机获300MW级煤粉炉机组可靠性第5名，麟北发电#1机获300MW级循环流化床机组可靠性第3名。
　　（四）能源产业链稳步拓展
　　围绕煤电主业，同步推进多能互补及循环经济。公司构建了热电联产、资源综合利用、运维服务等产供销一体化体系，产业链较为完整。资源循环利用（如煤矸石发电、余热利用、固体废弃物再利用等）业务初具规模，可降低运营成本，提升综合效益。公司响应“双碳”目标要求，加速布局综合能源服务、储能、汽车充换电等新业务，积极探索能源装备及材料新兴业态，顺应新型电力系统的发展要求。
　　（五）财务状况优良
　　2025年，公司资产负债率54.53%、综合毛利率36.78%、净资产收益率11.82%、营业收现率112.22%。总体上看，公司财务状况稳定，债务结构合理，资产质量良好，现金流充裕。
　　
　　四、公司未来发展的展望
　　（一）形势分析
　　“十四五”收官、“十五五”开局之际，我国能源行业正处于系统性重塑的关键节点，在“双碳”目标深化、能源安全保障强化、科技创新赋能的多重背景下，电力与煤炭行业作为新型能源体系的核心组成，未来发展既紧扣政策导向，又贴合行业实际，呈现差异化、高质量发展态势。
　　电力行业方面，聚焦绿色转型与安全保供稳步发展。全社会用电需求将延续稳步增长态势，其中充换电服务、数据中心等新兴领域用电需求增速突出，成为用电增长的重要支撑。与此同时，持续深化全国统一电力市场建设，健全适应新型能源体系的市场机制，市场化交易占比稳步提升，同时推动分时电价市场化落地，让价格信号精准反映电力供需状况，绿电消费受政策引导持续扩大。技术支撑层面，扎实推进智能电网重大专项攻关，有序推动新型储能、核电技术迭代升级，持续巩固核心设备自主化水平，为行业转型提供坚实技术支撑。在此基础上，持续提高新能源供给比重，2026年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上，非化石能源主导的供给格局持续强化，煤电逐步向支撑调节性电源转型，不断提升电力系统安全稳定水平。“十五五”期间，电力行业将聚焦新型能源体系建设，推动2030年非化石能源消费比重达到25%、新能源发电装机比重超过50%，成为电力装机主体。
　　煤炭行业方面，坚守“能源安全压舱石”定位，统筹安全保障与低碳转型。持续夯实煤炭供应保障基础，行业产量保持稳定态势，消费逐步进入平台发展阶段，重点保障电力等民生及重点行业刚性需求。价格调控层面，根据国家发改委下发的《关于做好2026年电煤保供中长期合同签订和履约监管工作的通知》文件，持续完善电煤中长协制度，2026年以产地价格计算的电煤长协合同引入月度调整机制，实行“基准价+浮动价”定价模式，确保产地及港口长协价格处于合理区间，市场煤价受调控引导小幅波动，有效实现稳产稳供稳价目标。转型发展层面，煤炭行业转型路径凝聚为清洁化、智能化、高效化三大核心方向：推动现代煤化工产业升级，向优质高效矿区集中，降低污染物排放；持续推广智能化开采技术，到2026年全国煤矿智能化产能占比不低于60%，到2030年建立完备的矿山智能化技术、装备、管理体系；聚焦全产业链的高效利用，淘汰落后产能、优化产能布局。“十五五”期间，煤炭行业将进一步提升清洁高效利用水平，增强供给弹性，实现安全保障与低碳转型协同推进。
　　总体来看，未来我国能源行业将沿着“清洁低碳、安全高效”的方向稳步前进，紧扣2026年全国能源工作会议核心部署，实现更高水平的能源安全保障与绿色转型。
　　（二）公司发展战略
　　陕西能源将全面贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，深入落实国家能源安全新战略，加快融入新型能源体系，持续壮大煤电主业，夯实煤电一体化优势，探索多能互补发展新模式，适应电力市场化改革，全力推动主业转型升级和新质生产力发展构建，打造一流绿色能源上市企业。
　　（三）经营计划
　　2026年，是“十五五”开局之年，也是公司实现高质量发展的关键提升之年。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，全面贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，加快融入新型能源体系建设，科学谋划“十五五”发展规划，推动公司由地方性企业向跨区域、现代综合能源运营商持续迈进，进一步提升在全国能源行业的综合竞争力与行业影响力。
　　1.攻坚主业项目，筑牢产能根基。坚守主业深耕定位，全力推动重点项目建设，确保项目储备充足、推进有序。严格把控节点，加快赵石畔矿井、商洛发电二期等项目建成投产、释放效益；提速赵石畔煤电二期建设，严把质量安全关；加快丈八、钱阳山矿井前期手续办理，力争早日落地，扩大产能规模。同时，加大优质煤电项目获取力度，密切关注煤炭资源出让动向，争取优质资源配置，为长远产能扩张储备后劲。
　　2.聚焦绿色低碳，推动新能源业务突破。深入落实国家绿色低碳转型战略，大力培育新型能源业务。重点推进煤炭与新能源、煤电与新能源深度融合协同，开创“两个联营”发展新局面，持续提升能源开发利用效率。加快新能源标的并购落地、在建项目并网发电，推进多元储能多场景应用，完善多能互补模式，增强企业抗风险能力，推动新能源业务实现跨越式突破。
　　3.深化营销协同，构建大营销体系。主动适应新型电力市场发展及煤炭市场变化，优化煤电联营协同机制。电力方面构建“本部+电力现货交易中心+权属发电企业+售电公司”的电力大营销体系，煤炭方面构建“本部统筹、矿销协同、分级执行”的煤炭大营销体系，统筹陕西能源营销工作，实现策略协同、利益共享，效益最大。
　　4.深化降本增效，提升精益经营水平。将提质增效理念融入生产经营全流程，聚焦重点领域和关键环节靶向发力，建立降本增效长效机制，健全月度成本考核体系，强化监控与动态调整。整合权属企业物资资源，搭建物资共享平台，合理压降库存和采购成本；同时，依托综合能源、智慧能源项目建设，优化运行指标，压缩生产成本，推动成本管控从被动应对向主动管控转变。
　　5.强化科技创新，推动煤电技术升级。推广智能巡检、设备数字孪生等平台，建好用好煤矿智能化管控平台，提升生产智慧化水平。成立能源科技中心，统筹科创全链条职能，以科技创新为核心驱动力，推动煤电产业技术升级、节能降耗，保障机组安全稳定高效运行。
　　6.夯实经营管理，护航高质量发展。坚守能源保供职责，强化经营管理，全方位提升运营质效，护航企业高质量发展。持续强化安全生产管理，巩固治本攻坚成果，健全长效机制，确保安全生产稳定；加强全流程经营管控，深化降本增效成效，优化财务结构，管控负债规模，提升资产运营效率；加强人才队伍建设，完善培养引进激励机制，培育科技创新能力，推动人才、科技与产业深度融合，夯实高质量发展根基。
　　（四）可能面对的风险和应对措施
　　1.安全生产风险
　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，煤炭开采属于高危行业，同时拥有众多发电机组和在建工程项目。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。发生安全事故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，公司将持续发挥煤电企业安全管理专业化优势，系统研究管控脉络与措施，创新管理理念和手段，严格检查考核，强化激励兑现，狠抓风险识别与隐患排查治理，全面落实企业安全生产主体责任，强化安全监管职能，促进安全监督管理质效不断提升。
　　2.能源结构转型风险
　　2025年我国风电光伏发电装机首次超过火电，西北电网新能源装机规模更是突破4亿千瓦、占区域总电源装机的60%，新能源装机实现高速增长，但电力消费需求增速相对放缓，供需结构失衡下，煤电功能定位从传统基荷电源向电力系统“压舱石”转变，其发电利用小时数因此面临较大冲击。叠加新能源发电成本持续下行、行业环保要求不断提高，煤电市场空间被持续挤压，企业盈利端承压明显。
　　面对能源结构转型带来的挑战，公司将主动推进转型发展，推进煤电清洁低碳与灵活性改造，优化煤电支撑性调节性功能定位，同时加快多元化布局，探索煤电与新能源联营模式，推动与新能源产业深度协同发展，切实化解经营风险，筑牢电力保供基础。
　　3.煤炭价格波动的风险
　　煤炭市场的价格受多种因素的影响，这些因素包括但不限于：全球及中国的经济发展，石油、天然气等能源的竞争，电力、钢铁、化工、建材等煤炭主要下游行业的变化，以及煤炭产能增减、进出口变化等。公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，煤炭市场价格波动一方面影响公司电力业务的成本，另一方面对公司煤炭业务收入亦构成较大影响。
　　针对煤炭价格波动风险，公司将深入研究经济形势，分析市场动态，充分发挥煤电一体化发展的协同优势，保障内部煤炭供给，稳定煤矿产量与销量，优化营销策略，降低由煤炭市场价格波动带来的风险。
　　4.电力市场竞争及电价市场化形成机制的风险
　　2026年，我公司参与省内现货交易的机组装机容量预计将增至788万千瓦。陕西省电力现货市场于7月1日正式运行，随着市场参与主体日趋多元、交易电量稳步攀升，电力交易市场竞争将加剧，使公司未来在现货市场中的电价水平和电量消纳面临较大不确定性，一方面，竞争加剧可能导致部分时段现货结算电价下行，挤压度电利润空间；另一方面，多元主体的参与可能挤占公司上网电量，进而对公司电力业务的营业收入及年度经营目标的实现构成挑战。
　　针对该风险，公司将重点从以下几方面加强管控：一是强化市场研判能力，建立专业化现货交易团队，密切跟踪供需形势及新能源出力变化，精准预测现货价格曲线，优化分时段报价策略，力争在高价时段多发电、低价时段合理避让；二是提升机组运营灵活性，通过设备改造和运行优化缩短启停响应时间、降低最小出力，增强深度调峰能力，实现发电计划与现货价格的动态匹配，提高综合收益；三是加强中长期合约与现货策略协同，合理锁定基础电量与电价，规避现货价格大幅波动的冲击，同时探索绿电交易、容量补偿等多元化收益渠道；四是完善内部风险管控机制，设定量化的风险敞口限额，定期开展复盘与压力测试，确保在极端行情下能够快速调整交易策略，保障公司整体经营目标的稳健实现。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）报告期内公司所处行业情况　　1.电力行业　　国家能源局数据显示，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%；火电装机容量14.7亿千瓦，同比增长4.7%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1504小时。根据国家统计局数据，1-6月份，规上工业发电量45371亿千瓦时，同比增长0.8%，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.3%。　　国家能源局数据显示，2025年1-6月，全社会用电量累计48418亿千瓦时，同比增... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）报告期内公司所处行业情况
　　1.电力行业
　　国家能源局数据显示，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%；火电装机容量14.7亿千瓦，同比增长4.7%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1504小时。根据国家统计局数据，1-6月份，规上工业发电量45371亿千瓦时，同比增长0.8%，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.3%。
　　国家能源局数据显示，2025年1-6月，全社会用电量累计48418亿千瓦时，同比增长3.7%。上半年电力消费呈明显回升态势：1至2月受上年闰年和气温偏暖因素叠加影响，电力消费增速偏低；3至5月电力消费平稳回升至4%以上；6月，居民生活用电因高温因素快速增长，拉动全社会用电量回升至5.4%。分产业用电来看，第二产业用电量持续回升，高技术及装备制造业用电量增速相对领先。数据显示，上半年，第二产业用电量3.15万亿千瓦时，同比增长2.4%。6月当月，第二产业用电量5488亿千瓦时，同比增长3.2%。
　　2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，进一步明确了以化石能源为兜底保障的基本原则，强化非化石能源有序替代，提升系统调节与储备能力，守牢能源安全底线；坚持绿色低碳，秉持生态优先，大力发展可再生能源，推进能源消费侧节能降碳，提高非化石能源消费比重；坚持深化改革，以问题和目标为导向，破除体制机制障碍，将制度优势转化为发展动力；坚持创新引领，依靠科技自立自强，攻关能源关键核心技术，运用数字与绿色技术，建设现代化能源产业体系。3月，国家发展改革委、国家能源局印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，旨在夯实煤电兜底保障作用，促使煤电厂加大技术改造投入，提升机组调节能力，以适应新型电力系统需求。同时，鼓励现役机组对照指标要求进行改造升级，特别是已实施“三改联动”的机组，需满足安全可靠、高效调节等指标，这将推动煤电厂优化设备性能，提高能源利用效率，降低运营成本。4月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》，健全电力辅助服务市场价格形成机制和费用传导机制；国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），要求全面加快电力现货市场建设、全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，明确了各地区电力现货市场建设的关键时间节点。可见，我国电力系统转型升级不断加快，市场化改革持续推进。
　　2.煤炭行业
　　国家统计局数据显示，2025年1-6月份，规上工业原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%；进口煤量持续下跌，根据海关总署7月14日公布的数据，1-6月份，我国共进口煤炭22170.2万吨，同比下降11.1%。
　　（二）报告期内公司从事的主要业务
　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，报告期内，公司主营业务未发生变化。
　　1.报告期内公司主营业务发展情况
　　（1）电力业务
　　截至2025年6月末，公司核准的煤电装机总规模1725万千瓦。其中，在役装机1123万千瓦，在建装机402万千瓦，核准筹建装机200万千瓦。
　　（2）煤炭业务
　　截至2025年6月末，公司核定煤炭产能共计3000万吨/年，其中，已投产产能2400万吨/年，在建产能600万吨/年。此外，公司持有丈八煤矿（规划产能400万吨/年，最终以相关部门核准产能为准）和钱阳山煤矿（规划产能600万吨/年，最终以相关部门核准产能为准）矿业权，正在积极推进办理项目前期手续。
　　2.报告期内公司经营情况
　　2025年上半年，面对煤电产业新形势，公司围绕生产运营与长远发展采取多项举措：
　　（1）优化煤电协同，对冲行业波动
　　在本年度煤炭市场整体下行的严峻形势下，煤电协同作为公司应对市场风险的关键举措，其战略意义愈发凸显。面对市场行情下滑带来的双重挑战，公司适时优化内部煤电协同机制，构建煤炭生产与电力消纳的一体化调度体系，明确同等条件下内部电厂优先采购内部煤炭的供应原则，既确保了煤炭生产规模的稳定，又为电力生产环节控制了燃料成本。尽管煤炭价格呈下行态势，电价也受市场因素影响有所调整，但凭借有效的煤电协同措施，公司在稳定煤炭产量的同时，通过内部资源的优化配置，显著对冲了行业波动对公司经营的不利影响。
　　（2）适应电力市场改革，强化运营管理
　　今年以来，电力市场呈现新能源消纳压力加大、现货交易规则调整频繁、外送市场竞争加剧等复杂态势。为积极应对这些挑战，公司多措并举强化运营管理：一是通过规范数据填报、搭建统一共享平台，整合关键信息资源；同时运用大数据技术构建决策模型，为交易决策提供科学支撑，增强决策精准度；二是结合电网调度计划与中长期合同签订情况制定开机方式，优先保障高价合约履约，同时密切关注现货价格波动，通过动态调整减少潜在损失；三是提高火电机组的灵活性和调峰能力，参与电网调峰市场，增加机组发电机会和收入，同时优化外送资源配置，增强外送市场竞争力；四是针对2026年6月30日正式转入现货结算运行阶段的政策安排，提前推进机制转换准备工作，研究核心机制，建立盈利模型，加强政策沟通与衔接，保障整体发电效率。
　　（3）有序推进在建项目，夯实增长基本盘
　　为保障在建项目有序推进、按时投产，公司从统筹协调入手，多维度发力。每月召开项目推进会，汇总各在建项目进展，梳理需协调解决的问题，联动相关单位形成解决方案。同时，强化全过程监管，对照计划核查进度，严格把控质量与安全，对滞后环节督促整改提速。延安热电二期（2×350MW）项目、商洛电厂二期（2×660MW）项目、信丰电厂二期（2×1000MW）项目按照施工计划进展顺利，赵石畔矿井已进入收尾阶段，计划9月进入联合试运转。伴随火电及煤炭项目的陆续建成及投产，将不断壮大公司煤电主业规模，夯实公司未来的梯次增长格局。
　　（4）积极对标一流企业，开展提质增效
　　公司以行业一流企业为标杆，全面对标找差距、补短板、强弱项，持续优化管理体系，提升管理效能；聚焦提质增效，强化精细化管理，推动降本增效、挖潜增效、创新增效，全面提升运营质量和效益水平；深入实施国企改革深化提升行动，以科技创新为引领，以机制改革为突破，以管理升级为抓手，激发内生动力和发展活力，为公司高质量发展注入强劲新动能。
　　（三）报告期内总体业绩情况
　　2025年上半年，公司完成发电量219.22亿千瓦时，同比降低9.03%；完成上网电量204.82亿千瓦时；完成自产煤量988.62万吨，同比增加6.53%；实现营业收入98.62亿元，同比减少6.74%，其中，电力业务实现营业收入72.38亿元，同比减少9.72%，煤炭业务实现营业收入22.59亿元，同比上升3.14%；实现利润总额24.59亿元，同比减少13.74%，其中，归属于母公司净利润13.34亿元，同比减少13.45%。
　　报告期，子公司祥中和新能源的信丰5G产业园屋顶光伏项目（5950kW）实现收入165.44万元，占公司合并收入的0.02%；实现利润总额59.17万元，占公司合并利润总额的0.02%。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）区位优势显著，产业布局结构优
　　公司能源项目主要布局于陕西省及西北地区，具有丰富的能源资源优势，担负煤炭电力转化和西电东送的重要功能。陕西省内煤炭储量丰富，煤质优良，开采条件便利，交通体系发达。公司煤炭资源储量丰富、品质优异、赋存条件好。公司在保障陕西省内电力供应的同时，通过陕武直流、宝德直流、吉泉直流、榆横—潍坊特高压交流工程等通道为国内其他地区供应电力，42.43%的煤电机组为“西电东送”配套项目。
　　（二）煤电一体化运营，成本控制能力强
　　陕西能源依托陕西丰富的煤炭资源，形成了高度协同的煤电一体化运营模式，自产煤炭主要用于内部电厂，降低了燃煤采购成本，增强了电力业务的盈利稳定性，有效平滑行业波动带来的风险。公司自产煤的利用率和成本控制能力在行业内处于领先水平，销售毛利率居行业前列。
　　（三）资源储备丰富，产能扩张空间大
　　截至报告期末，公司拥有煤炭保有资源量51.84亿吨，煤炭资源储量位于陕西省能源企业前列。煤炭核定产能3000万吨/年，其中已投产2400万吨/年，在建600万吨/年，赵石畔煤矿（600万吨/年）预计2025年9月进入联合试运营，丈八煤矿（400万吨/年）、钱阳山煤矿（600万吨/年）正在积极推进前期工作；电力装机总规模为1725万千瓦，其中在役1123万千瓦，在建402万千瓦，核准筹建200万千瓦。2026年在建项目投产后，公司电力装机规模将进一步扩大。
　　（四）数智建设迅速，管理运营指标佳
　　公司积极推进“三智工程”（智慧电厂、智能矿山、智识办公），通过科技创新提升运营效率。煤矿方面：凉水井煤矿通过国家级Ⅰ类中级智能矿井标准验收，入选第二批国家级智能化试点推广煤矿，园子沟煤矿智能化建设通过省发改委验收，冯家塔煤矿完成内部验收。同时取得一系列技术创新成果，赵石畔运营的《5G赋能煤矿智能化生产》项目获工信部第六届“绽放杯”5G应用征集大赛一等奖，凉水井矿业、园子沟煤矿等与高校合作开展数字化研究，为矿井通风优化、薄煤层开采等提供了智能解决方案。电力方面：清水川能源、赵石畔煤电等项目已实现5G巡检、无人机智慧巡检与AI识别系统等技术的应用。
　　（五）财务结构优良，分红稳健可持续
　　报告期，公司资产负债率53.35%，处于行业较低水平，财务杠杆空间充足，有利于未来资产扩张。上市以来，公司稳定保持占归属于上市公司股东净利润50%以上的分红比例，共派发4次现金红利，累计现金分红42亿元（含税），分红金额及分红比例位居行业前列，占累计归属于母公司净利润的52.25%，占公司首次发行股票并上市募集资金总额的58.33%，保持了较为稳定的分红水平。
　　（六）改革创新深化，转型发展根基实
　　公司是国务院国资委确定的第一批深化国企改革“双百企业”，近年来持续完善中国特色现代企业制度，规范上市公司治理，积极对标一流，大力推动改革创新，全面落实国企改革工作任务，2021、2022年度连续获评国企改革“优秀”双百企业，2023年度获评“标杆”双百企业，为建设“中国现代能源综合运营商”夯实运营管理基础。公司积极响应能源转型发展和新型电力系统建设战略，深度跟踪行业发展动态，推进煤电协同、新火协同以及能源大基地建设，探索布局电化学储能、飞轮储能、综合能源服务等新业务，实现战略拓展稳步发展。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　（一）安全生产风险
　　公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，煤炭开采属于高危行业，同时拥有众多发电机组和在建工程项目。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。发生安全事故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，公司将持续发挥煤电企业安全管理专业化优势，系统研究管控脉络与措施，创新管理理念和手段，严格检查考核，强化激励兑现，狠抓风险识别与隐患排查治理，全面落实企业安全生产主体责任，强化安全监管职能，安全监督管理质效不断提升。
　　（二）煤炭价格波动的风险
　　煤炭市场的价格受多种因素的影响，这些因素包括但不限于：全球及中国的经济发展，石油、天然气等能源的竞争，电力、钢铁、化工、建材等煤炭主要下游行业的变化，以及煤炭产能增减、进出口变化等。公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，煤炭市场价格一方面影响公司电力业务的成本，另一方面对公司煤炭业务收入亦构成较大影响。虽然公司实施煤电一体化战略，煤炭电力配置总体动态平衡，但相关资源在时间和空间上不完全匹配，若国内煤炭市场价格异常波动，将对公司经营业绩造成一定影响。
　　针对煤炭价格波动风险，公司将深入研究经济形势，分析市场动态，利用煤电一体化优势，保障内部煤炭供给，稳定煤矿产量与销量，优化营销策略，降低由煤炭市场价格波动带来的风险。
　　（三）电力市场竞争及电价市场化形成机制的风险
　　（1）新能源发电发展迅猛，对能源行业产生了深远影响。风电、光伏等可再生能源的大规模并网挤占了火电的发电空间，导致火电机组利用小时数持续下降，可能存在火电被迫参与调峰甚至停机备用，经济性显著下滑。《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）的出台，要求加快现货市场全覆盖，火电企业需直面分时电价波动，电价峰谷价差拉大可能压缩传统计划电量下的稳定收益。
　　（2）电力市场化改革加速，推动火电行业市场化转型。随着中长期交易和现货市场的全面推广，火电企业面临电价波动加剧的挑战。市场环境下，火电企业面向市场参与竞争的压力显著提升，需从单纯发电向综合能源服务商转变，通过参与多品种交易、开展热电联产等方式提升竞争力。
　　针对电力行业变化，公司从多方面积极应对，一是认真学习、深入研究相关政策，准确把握市场发展趋势；二是探索融入新型电力系统建设的有效路径，找准自身定位与发力方向；三是通过积极参与省内、省外电力交易，争取更多电量合同，提高机组利用小时数，同时积极参与调峰等辅助服务，充分凸显煤电一体化的成本优势和发电机组的灵活性优势；四是加大对新能源与火电协同运行的研究和实践力度，提高整体发电效率。 收起▲