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▲

　　一、报告期内公司所处行业情况　　（一）电力行业　　2024年，全社会用电量和电力装机持续增长。根据中电联数据，2024年，全社会用电量累计9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年提高0.1个百分点。规模以上工业发电量为9.42万亿千瓦时，同比增长4.6%。从分产业用电看，第一产业用电量1357亿千瓦时，同比增长6.3%；第二产业用电量6.39万亿千瓦时，同比增长5.1%；第三产业用电量1.83万亿千瓦时，同比增长9.9%；城乡居民生活用电量1.49万亿千瓦时，同比增长10.6%。2024年，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。其中，水电装机容量4.4亿千瓦，同... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　（一）电力行业
　　2024年，全社会用电量和电力装机持续增长。根据中电联数据，2024年，全社会用电量累计9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年提高0.1个百分点。规模以上工业发电量为9.42万亿千瓦时，同比增长4.6%。从分产业用电看，第一产业用电量1357亿千瓦时，同比增长6.3%；第二产业用电量6.39万亿千瓦时，同比增长5.1%；第三产业用电量1.83万亿千瓦时，同比增长9.9%；城乡居民生活用电量1.49万亿千瓦时，同比增长10.6%。2024年，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。其中，水电装机容量4.4亿千瓦，同比增长3.2%；火电装机容量14.4亿千瓦，同比增长3.8%；核电装机6083万千瓦，同比增长6.9%；风电和太阳能发电累计装机达到14.1亿千瓦，同比增长51.6%。新能源发电装机达到14.5亿千瓦（含生物质发电等其他新能源），首次超过火电装机规模。2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为3442小时，同比降低157小时，其中火电4400小时，同比降低76小时（煤电4628小时，同比降低62小时）。
　　（二）煤炭行业
　　2024年，煤炭行业呈现产量稳定、价格下行的态势。根据国家统计局数据，2024年，规模以上工业原煤产量47.6亿吨，同比增长1.3%。进口煤炭5.4亿吨，同比增长14.4%。从主要煤炭产区数据来看，全年内蒙古、陕西和新疆原煤产量同比分别增长5.4%、2.0%和17.5%，山西原煤产量同比下降6.9%。内蒙古煤炭产量约12.97亿吨，同比增长5.4%，山西煤炭产量约12.69亿吨，同比减少6.9%，陕西煤炭产量约7.80亿吨，同比增长2.0%，新疆煤炭产量5.41亿吨，同比增长17.5%。
　　
　　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。
　　（一）报告期内公司主营业务发展情况
　　（1）电力业务
　　截至2024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，核准筹建装机200万千瓦。
　　2024年，公司新投产机组装机容量205万千瓦，包括清水川三期（2×1000MW）项目、延安热电（2×25MW）项目；在建项目装机容量402万千瓦，包括陕投商洛电厂二期（2×660MW）项目、陕投延安热电二期（2×350MW）项目、信丰电厂二期（2×1000MW）项目；核准筹建陕投赵石畔电厂二期（2×1000MW）项目。
　　2024年，公司发电量530.43亿千瓦时，同比增长19.74%，电力业务收入同比增长19.62%。
　　（2）煤炭业务
　　截至2024年12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。
　　2024年，公司原煤产量2,356.28万吨，自产煤外销量803.88万吨，煤炭业务收入同比增长18.55%。
　　（二）报告期内公司经营情况
　　2024年，公司经营继续保持较好的增长态势。公司主动应对煤电产业新形势，优化煤电协同，强化生产组织，安全生产运行平稳有序，经营业绩稳步增长；项目获取取得突破，项目建设有序推进，梯次增长态势进一步巩固；积极对标一流，提升管理效能，有力促进提质增效；大力推动改革创新，全面落实国企改革工作任务，获评国务院国资委2023年度“标杆”双百企业。
　　1.夯实煤电主责主业，积极拓展业务领域
　　报告期内，公司结合产业政策，持续稳固煤电一体化优势，着力壮大煤电主业，拓展业务领域，积极融入新型电力系统建设。
　　煤电产业规模持续壮大。完成了对信丰能源51%股权的收购，新增煤电装机200万千瓦，其投资建设的信丰电厂二期2×1000MW机组于年内8月正式开工。取得钱阳山煤矿采矿权，新增煤炭资源10.2亿吨，项目公司庆阳能源已于年内成立。
　　推动能源产业多元发展。面对“双碳”目标对能源发展方式转型升级提出的要求，积极主动响应新型电力系统发展方向，布局储能、综合能源服务等新业务。报告期内，陕能新动力14座充换电站建成投运，正在积极争取储能项目。
　　2.强化煤电协同运营，提升整体经营效益
　　2024年，公司凸显国企责任，切实发挥能源保障作用，为区域能源保供和经济增长作出了积极贡献。
　　不断优化煤电协同。2024年，公司坚持“煤炭企业安全释放产能、电力企业保障能源供应、加强煤电互保力度”的经营方针，组织协调权属发电、煤炭、运销企业完成年度电煤中长期合同的签订工作，发电企业电煤长协100%覆盖；结合煤炭价格波动，优化煤炭内外部保障策略和产品结构，凸显公司煤电协同降本、增效、稳供的核心功能，确保公司利润最大化。
　　持续加强煤电营销。2024年，公司深入研究相关政策，持续优化营销策略。积极拓展煤炭外部市场，提升煤炭销售收益。全年煤炭外销量增加39.95%；结合两部制电价政策，落实容量电费基本盘，加大中长期合同签约力度，合理制订电力现货交易策略，提升中长期合同履约能力。公司全年发电量530.43亿千瓦时，同比增长19.74%，上网电量496.41亿千瓦时，同比增长19.79%；提升火电机组设备可靠性和设备响应能力，积极参与辅助服务市场。
　　3.技术创新有效赋能，行业评比连获佳绩
　　2024年，公司贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，充分运用数字化和能源技术新质生产力，全力推动转型升级。
　　生产运行系统技术改造成效明显。公司统筹推进电力与煤炭板块设备升级，全年累计实施煤、电重点技改项目29项，完成发电机组计划性等级检修19台次，实施煤矿大型设备大修工程7项。通过优化设备检修周期、强化预防性维护机制，主要设备运行稳定性显著增强，为矿井安全高效生产和电力稳定供应提供了坚实保障。
　　深入推进数智化建设。积极响应国家能源、环保和科技政策，充分运用科技新成果。新建项目以智能化、高端化、绿色化为导向，智慧电厂建设和智能矿山建设均有新的进展。凉水井矿业通过国家级智能化选煤厂验收，赵石畔煤矿智能化选煤厂项目开工建设，陕西能源生产调度中心、应急指挥中心及数智管控中心一体化平台升级改造工程顺利推进。全年开展61个研发项目，取得专利73项， 32项质量管理成果获成果奖。全年新增1家创新型中小企业。
　　提质增效成果显著。公司响应国有企业“对标一流”要求，深入开展降本提质增效行动，从提升装备水平、优化劳动组织等方面，充分挖掘生产潜力，从先进的管理中要质量、要效益、要增长，不断增强竞争力、创新力、控制力、影响力和抗风险能力。在中国电力企业联合会公布的2023年度电力行业火电机组能效水平对标结果中，陕西能源权属发电企业在全国火电机组能效对标荣获5项荣誉，获奖数再创历史新高，其中，所属赵石畔煤电#2机组获1000MW级超超临界空冷机组5A级优胜机组，连续三年获此殊荣；商洛发电#1、#2机组分获600MW级超超临界空冷机组4A和3A级优胜机组；吉木萨尔发电#1机组获600MW级超超临界纯凝空冷机组厂用电率最优机组；清水川能源#1机组获300MW级亚临界纯凝空冷机组厂用电率最优机组。在中国电力企业联合会主办的2024年电力行业循环流化床发电机组能效水平对标第二十三届年会暨能效管理对标发布会上，麟北发电1号机组获评全国循环流化床350MW级超临界空冷供热机组5A级优胜机组，2号机组获评全国循环流化床350MW级超临界空冷供热机组3A级优胜机组，同时1号机组荣获供电煤耗指标最优机组。2024年度，凉水井煤矿与园子沟煤矿获评安全高效特级煤矿称号，冯家塔煤矿获评安全高效一级煤矿。凉水井煤矿通过自主创新，全面实施块煤率提升的综合措施及井下源头分矸分运的充填措施，显著降低了煤矸石的处置成本，同时大幅度提升了煤炭品质。
　　4.重大项目进展顺利，梯次增长格局稳进
　　2024年，公司重大项目建设和项目前期手续办理有序推进，项目储备进一步增长，梯次增长格局有效巩固。
　　在建项目稳步推进。报告期内，清水川能源电厂三期（2×1000MW）项目、陕投延安热电一期（2×25MW）项目投运，园子沟矿井东翼（200万吨/年）投产，陕能新动力14座充换电站建成投运；陕投延安热电二期（2×350MW）项目、陕投商洛电厂二期（2×660MW）项目、赵石畔矿井建设按计划推进；信丰电厂二期（2×1000MW）项目开工建设。
　　项目前期手续有序推进。陕投赵石畔电厂二期（2×1000MW）项目开工前置手续加快办理；丈八矿井及选煤厂项目完成可研修编；竞得甘肃省环县钱阳山煤矿采矿权，并已启动前期手续办理工作。
　　（三）报告期内总体业绩情况
　　报告期内，公司经营业绩平稳增长。2024年，公司完成发电量530.43亿千瓦时，同比增长19.74%；完成原煤产量2356.28万吨，同比增长1.17%；实现营业收入231.56亿元，同比增长19.04%，其中，电力业务实现营业收入176.67亿元，同比增长19.62%，煤炭业务实现营业收入48.43亿元，同比增长18.55%；实现利润总额53.80亿元，同比增长9.97%，其中，归属于母公司净利润30.09亿元，同比增长17.73%。
　　上表所称“煤炭产量”指经洗选后的商品煤，以及未经洗选直接由所属电厂消纳原煤的总量。
　　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。2024年，陕能售电代理售电量115.8亿千瓦时，占公司总销售电量的23.33%。
　　涉及到新能源发电业务
　　公司在报告期内收购取得信丰能源51%股权，其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166.21万元，占公司合并收入的0.01%；实现利润总额85.11万元，占公司合并利润总额的0.02%。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　（一）区位优势显著
　　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。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。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、电协同布局
　　公司煤炭、电力资源协同度高，电力装机规模达到1725万千瓦（含在建及筹建项目），煤炭核定产能3000万吨/年（已投产2400万吨/年），另有两个筹建煤炭项目（丈八矿井、钱阳山矿井），煤炭和电力规模梯次增长，总体呈动态平衡。电厂与煤矿有效协同，有利于对冲煤价波动风险，稳定公司经营，也支撑公司跨区域发展电力业务。公司煤电一体化及坑口电站装机占比达61.57%，成本优势突出，资源综合利用效率较高。
　　（三）技术装备先进
　　公司发电机组大多为近几年投产的新机组，装备及生产工艺先进，已核准装机中超（超）临界机组占89.04%，能效与调峰能力居行业前列。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。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。
　　（四）产业链较为完整
　　围绕煤电主业，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配套体系。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”战略，加速布局综合能源服务、储能、汽车充换电等新业务，积极发展多元化能源业务，抢占能源转型先机。
　　（五）财务状况优良
　　2024年，公司资产负债率53.13%、综合毛利率34.97%、净资产收益率12.57%、营业收现率111.65%。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、主营业务分析
　　（一）概述
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）形势分析
　　1.电力结构深刻变革
　　当前，我国能源行业正处于深刻变革的关键时期。随着技术进步、政策引导和市场需求的共同推动，能源行业在绿色低碳转型、技术创新和国际合作等方面展现出新的发展趋势。虽然煤炭等传统能源的消费量增速趋缓，但富煤、缺油、少气的资源禀赋决定了我国以煤为主体的能源结构短期内仍将持续，煤炭将保持较高的供给状态。电力行业中，煤电在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应安全的重要支撑，正在由基础性电源向支撑性、调节性电源转变。在“四个革命，一个合作”能源安全新战略的指导下，我国正逐步形成火电、水电、核电和新能源发电共同发展的多元化结构。
　　根据国家能源局发布的《2025年能源工作指导意见》，2025年煤炭稳产增产，原油产量保持2亿吨以上，天然气产量保持较快增长，油气储备规模持续增加。全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升。
　　2.电力市场化改革持续深化
　　多层次电力市场体系初步建成，形成了省、区域、省间协同的中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系。价格机制逐步市场化，燃煤发电上网电价已实现市场化，新能源全面参与电力市场，建立了可持续发展价格结算机制。市场化交易电量大幅提升，从2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比例从17%提升至63%。
　　3.能源企业转型升级加速
　　在煤矿智能化建设方面，根据国家发改委《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》（发改能源〔2020〕283号）、《陕西省煤矿智能化建设指南（试行）》（陕发改能煤炭〔2021〕341号）、《陕西省煤矿2024—2025年智能化建设推进计划》（矿安陕〔2024〕16号）等文件要求，煤炭企业将围绕“智能矿井、智慧矿区、一流企业”建设目标，全面开展矿井智能化建设工作。在电厂智慧化建设方面，数字化、绿色化、智能化转型已成为发展方向。
　　在我国能源安全要求和“双碳”战略目标的叠加影响下，能源发展面临重大变化，新型能源体系加速形成，能源企业需要立足新发展阶段、贯彻新发展理念，顺应发展形势、响应变革要求，主动实现“四个转变”。
　　（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
　　2025年，陕西能源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三中全会精神，加快融入新型能源体系建设，高质量完成“十四五”规划目标任务，科学谋划“十五五”发展规划，全力以赴稳供应、抓项目、优管理、促改革、防风险、强党建，推动一流绿色能源上市企业建设取得更大成果。
　　1.全力确保重点项目取得新进展
　　推动赵石畔煤矿按期完成矿建任务，进入联合试运转阶段；确保信丰能源、商洛发电二期和延安热电二期按时完成年度建设任务；争取赵石畔煤电二期早日开工建设，推进丈八矿井、钱阳山煤矿前期手续办理。
　　2.积极构建多元发展形态
　　全面推进热电联产、综合利用、重卡换电等方面的延链补链，扩展循环经济效能。加快充换电站项目布局，推动压缩空气、电化学储能项目取得进展，构建多能互补发展模式，提升企业抗风险能力。
　　3.全力强化营销管理
　　针对新型电力市场发展格局，主动适应电力市场化改革，持续发挥好陕西能源煤电协同优势和电源布局优势。一方面统筹煤炭资源，在内部煤炭保供的基础上，结合市场走势，及时调整煤炭销售策略，增产增销提升盈利能力；另一方面优化电力交易策略，做好稳电量、稳电价及容量电价的获取工作，最大化提升陕西能源整体收益。
　　4.推动煤电产业技术升级
　　持续开展针对性技术改造工作，夯实煤电节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”；强化科技成果转化应用，加快推进智慧电厂和智能矿山建设；立足解决实际问题，举办多类型“技术比武”，开展“五小”创新攻关，提升企业运营效率和管理水平。
　　5.持续提升经营管理
　　陕西能源将充分发挥全省能源保供、能源安全的主力军作用，为区域能源稳定供应筑牢坚实根基。一方面，坚持以安全生产治本攻坚三年行动为统领，以标准化建设为抓手，提升顶层统筹管控能力和班组前端管控水平，确保公司安全生产持续稳定；另一方面，加强对煤炭开采、电力生产以及设备检修全流程的统筹协调，多管齐下，提质增效。
　　以上经营目标在实际执行过程中会受到行业形势、潜在风险及假设的影响，实际结果可能与目标有重大差异，因此本报告内披露的经营计划并不构成公司对投资者的业绩承诺，请投资者知悉并对此保持足够的风险意识。
　　（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.新能源冲击的风险
　　2024年，我国新能源装机达到14.5亿千瓦，占电力总装机的43%，超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳。随着风电、光伏等新能源的快速发展，其在电力结构中的比重不断增加，挤压了煤电的市场空间。新能源发电成本持续降低，尤其是光伏和风电，使得煤电的经济优势减弱。由于市场份额缩减和环保要求提高，煤电企业的盈利空间受到挤压。
　　针对新能源发展的冲击，公司将主动转型，通过技术升级、功能调整和多元化布局，实现与新能源的协同发展。
　　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
　　随着我国电力市场化改革进程不断推进，市场主体参与数量和范围逐步扩大，各主体市场意识不断增强，多元化的市场主体格局已初步形成，市场化交易电量不断攀升，陕西省内和省间交易品种日渐丰富，电力交易市场日趋活跃、竞争加剧，导致公司未来的电价水平和电量销售均存在一定的不确定性。
　　针对该风险，公司将认真学习、研究政策，把握市场发展趋势，通过积极参与陕西省内、省外电力交易，争取电量合同，提高机组利用小时，同时积极参与调峰，以煤电一体化成本优势和发电机组灵活性优势，为企业创造持续盈利能力。 收起▲