一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　报告期内公司所属行业情况说明：　　根据国家统计局和中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2026年上半年全社会用电量完成5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%，增速比上年同期上升1.6个百分点；其中第一产业同比增长4.9%，第二产业同比增长5.1%，第三产业同比增长8.0%，居民用电同比增长3.1%。　　截至6月底，全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦。其中，煤电占发电总装机容量的31.5%，水电占11.2%，核电占1.6%；并网风电装机容量6.8亿千瓦，装机占比16.8%；并网太阳能发电装机容量12.7亿千瓦、占31.5%。非化石能源发... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　报告期内公司所属行业情况说明：
　　根据国家统计局和中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2026年上半年全社会用电量完成5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%，增速比上年同期上升1.6个百分点；其中第一产业同比增长4.9%，第二产业同比增长5.1%，第三产业同比增长8.0%，居民用电同比增长3.1%。
　　截至6月底，全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦。其中，煤电占发电总装机容量的31.5%，水电占11.2%，核电占1.6%；并网风电装机容量6.8亿千瓦，装机占比16.8%；并网太阳能发电装机容量12.7亿千瓦、占31.5%。非化石能源发电装机容量25.2亿千瓦，同比增长13.6%，占总装机容量比重的62.4%，比上年同期提高1.5个百分点，电力装机结构延续绿色低碳转型趋势。规模以上工业火电、水电、太阳能发电量分别同比增长2.9%、9.3%和12.3%，规模以上核电、风电发电量同比分别下降0.7%和1.9%。全口径非化石能源发电量同比增长8.5%，占总发电量的44.5%，同比提高1.4个百分点；非化石能源发电量增量占总发电量增量的70.7%。煤电发电量占总发电量的49.7%，降至一半以下。
　　2026年上半年全国发电设备平均利用小时为1392小时，同比下降113小时，其中火电1895小时，同比下降73小时；并网风电917小时，同比下降170小时；并网太阳能发电527小时，同比下降33小时；水电1452小时，同比上升74小时。
　　中电联预计2026年全年全社会用电量同比增长5%-6%左右，2026年全年新增发电装机有望达到4亿千瓦。
　　2026年是“十五五”开局之年，全国统一电力市场体系建设进入全面加速期。上半年，国家密集出台一系列重磅政策。2月，国务院办公厅出台《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确了“2030年基本建成、2035年全面建成”的两步走战略，完善了全国统一电力市场顶层设计。同月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，发电侧容量电价机制从煤电向多元调节性电源拓展。4月，新版《省间电力现货交易规则》获批，省间电力现货交易从“应急互济”向“常态化核心交易”全面升级。电力市场建设进一步走向促进跨省区大范围资源优化、激励电能多维度价值体现的方向，价格信号主导作用日益强化，配套政策不断完善。
　　报告期内公司主营业务情况说明：
　　2026年上半年，公司实现营业收入人民币1,069.09亿元，同比下降4.57%；实现归属于母公司股东的净利润人民币65.86亿元，同比下降28.89%，每股收益为人民币0.35元。上半年，公司燃煤板块税前利润汇总金额为人民币59.25亿元，同比减利人民币13.85亿元；燃机板块税前利润汇总金额为人民币9.73亿元，同比增利人民币2.2亿元；风电板块税前利润汇总金额为人民币31.65亿元，同比减利人民币7.45亿元；光伏板块税前利润汇总金额为人民币12.22亿元，同比减利人民币6.01亿元。
　　公司新增可控发电装机容量3,040兆瓦，均为低碳清洁能源项目，公司低碳清洁能源装机比重同比提高4个百分点。截至2026年6月30日，公司拥有可控发电装机容量158,779兆瓦。其中，风电可控发电装机容量为22,217兆瓦，太阳能发电可控装机容量为26,010兆瓦。公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为人民币463.02元/兆瓦时，同比下降4.58%；公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量1,995.78亿千瓦时，同比下降2.97%。公司境内电厂年累计平均利用小时1,358小时，同比下降145小时。其中，燃煤机组利用小时1,789小时，同比下降51小时；风电机组利用小时979小时，同比下降154小时；太阳能发电机组利用小时513小时，同比下降70小时。公司累计完成供热量2.02亿吉焦，同比增长7.16%。
　　上半年，受进口煤供应收缩、国内安全生产形势趋严等因素影响，煤炭市场呈现供需偏紧、价格高位运行的态势。面对这一形势，公司强化市场研判与电量预测，动态调整采购策略，扎实推进优质长协履约，确保基础煤源稳定；坚持现货梯度采购，灵活开展进口煤替代工作，同时强化库存动态管理，多措并举控制燃料成本。上半年，公司累计采购煤炭8,474万吨，同比下降2.8%；累计境内除税发电耗用标煤单价人民币891.02元/吨，同比下降2.84%。
　　公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平，公司境内火电机组平均等效可用率为91.77%，生产供电煤耗为287.79克/千瓦时，生产厂用电率为4.27%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，并完成超低排放改造，各项指标均符合环保要求。
　　公司积极发挥上市公司平台优势，持续深化存量债务压降与融资结构优化。抓住短期利率窗口，滚动发行超短融资券，持续压降融资成本。精准抢抓政策红利和市场机遇，多路径引入权益类资金，成功发行科创债，全力推动稳增长扩投资、“两重”“两新”和新型政策性金融工具专项资金落地，为公司高质量发展和绿色转型做好资金保障。上半年，公司累计落实债务融资超1000亿元，综合资金成本进一步下降。
　　上半年，中国企业会计准则下，新加坡业务实现营业收入人民币98.89亿元，实现税前利润人民币7.45亿元；巴基斯坦业务实现营业收入人民币24.38亿元，实现税前利润人民币4.51亿元。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，公司实现营业收入人民币1,069.09亿元，同比下降4.57%；营业成本人民币882.85亿元，同比下降1.99%；利润总额人民币114.56亿元，同比下降22.39%；净利润人民币93.25亿元，同比下降24.23%；归母净利润人民币65.86亿元，同比下降28.89%。利润下降主要由于境内上网电量和电价同比下降及燃料成本下降的综合影响。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势
　　截至2026年6月30日，公司可控发电装机容量为158,779兆瓦，境内电厂累计完成上网电量1,995.78亿千瓦时。公司燃煤机组中，60万千瓦级及以上的大型机组装机容量超过56%，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，大容量、高参数风机占比持续提高。海上风电作为公司差异化竞争的重要板块，装机容量达6,384兆瓦，占公司风电装机总容量的28.73%，其中我国水深最深的山东半岛北L场址50万千瓦海上风电项目投产发电，标志着公司在深远海风电开发领域迈出的关键一步。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。公司新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，同时坚持海上风电规模化、集群化开发，目前已在辽宁、山东、江苏、浙江、广东、海南等沿海地区形成海上风电发展带，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。
　　3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕公司发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。截至2026年6月30日，公司风电装机容量为22,217兆瓦（含海上风电6,384兆瓦），太阳能装机容量为26,010兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为18,190兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至42.16%。
　　4、科技创新节能环保成绩显著
　　公司坚决扛牢“打造国家战略科技力量，争当科技创新排头兵”的使命担当，强化企业科技创新主体作用，多项重大示范项目取得关键进展。在清洁能源利用方面，国家重大专项华能海南东方电厂煤机大比例掺烧清洁燃料项目进入实施阶段，为深度脱碳开辟全新技术路径；华能河南清洁能源公司开发的全国首个中深层地热能超临界二氧化碳闭式取热示范项目投产，标志着我国地热能高效开发利用领域实现新突破。在装备自主与储能技术领域，全国首套全国产可信燃机一体化控制系统在华能浙江桐乡燃机电厂投运，标志着我国在燃机控制领域核心软硬件上迈出关键一步；熔盐耦合超临界二氧化碳新型热力电池储能项目在华能山东烟台八角热电有序推进，为大规模、长时储能提供新方案。上半年，公司新能源并网与数智化转型同步发力，AI风险预警、智能巡检、少人值守等功能广泛部署。截至2026年6月30日，累计申请发明专利2,102件，授权发明专利665件，创新成果持续夯实技术底座。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。公司已稳妥实施监事会改革，审计委员会顺利承接监事会监督职权，构建起由股东会、董事会和管理层组成的“两会一层”公司治理新格局，形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。新加坡大士能源通过精益管理、智慧运营等一系列措施，打造了新加坡最具竞争力的综合能源企业之一，获评国务院国资委价值创造行动优秀案例。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策分析、市场研判、精细化交易、量价统筹、数智能力提升等措施，努力增发效益电量。积极参与全国统一电力市场建设，深度参与国家重点政策研究与分析，适应市场新形势，不断优化市场营销管理流程，建立常态化市场交易运营监测机制，创新运营模式，分电源类型专项应对经营挑战与市场风险，提升市场交易水平与数智化水平，增强市场竞争力。持续增强客户服务能力，坚持以降低客户用电成本、提升用能效率为核心，从交易优化、用能管理、信息服务和品牌联动等方面，持续提升服务深度与客户价值。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重专业人才、青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地相关监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定并实施可行的商业策略，评估及管控风险，高质量执行管理及生产计划，有效提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东在新项目开发、燃料稳定供应、创新技术内部共享及人才联合培养等方面，一直为公司提供强有力资源支持，同时不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，有效支持公司持续、稳定、健康发展。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　随着新能源装机快速增长，新能源发电量大幅挤占火电出力空间，火电利用小时数持续下降，三北地区新能源消纳压力凸显，电力供需整体呈平衡趋松格局。预计今年全国平均气温较常年偏高，叠加国际地缘冲突影响一次能源供应，局部地区高峰时段或存在供需缺口。同时，新能源电量占比逐步提升并全面入市交易，煤机容量电价回收比例提升，现货市场价格波动加剧，市场收益不确定性增加，预计市场价格中枢将呈下行趋势，或将影响公司总体收益。
　　公司将积极跟踪国家及行业有关政策，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展需要，综合考虑系统需求、空间价值、价格走势和交易机制等市场因素，优化投资区域与电源组合，寻求经济效益最大化。加快煤电机组的技术升级和转型发展、加强煤电容量电价政策争取力度，发挥煤电可靠性支撑价值；加强电力供需形势研判，提升电力交易数智化水平，及时调整市场交易策略，积极应对市场的不确定性。同时，电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制的不断完善，也将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础条件。
　　2.燃料采购市场方面的风险
　　下半年燃料市场预计延续供应偏紧、需求阶段性抬升的局面。内贸煤受安全排查、生产约束影响增量有限；进口货源受印尼减产影响呈现刚性收缩，叠加国际地缘冲突推高油气价格、海运费上涨，进口不确定性增加。迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，电煤需求将出现季节性回升，保供控价压力仍然较大。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，充分发挥长协合同“压舱石”作用，全力提升长协合同履约质量；加强市场研判，制定科学合理的采购计划；优化内外贸采购节奏与热值结构，加大经济煤种采购力度；把握国际煤炭市场形势，发挥进口煤控价作用；强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多渠道统筹做好保供控价工作。
　　3.碳市场风险
　　预计2025-2026年度配额分配持续收严，行业整体配额缺口将持续增加；此外，受到配额结转限制政策到期影响，市场主体对配额价值长期看涨，交易量价逐步企稳回升；缺口及价格齐增导致公司单位电量履约成本可能持续增加。
　　公司将密切关注碳市场政策出台情况，及时优化碳交易策略，有序组织开展交易，在确保完成履约任务的基础上努力控制火电履约成本。
　　4.环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，当前生态环境保护工作不仅关注末端污染物达标排放，更深入源头审视能源结构优化、资源节约集约利用、生态修复治理、应对气候变化，直指煤炭清洁高效利用，新能源、煤矿建设运营的生态足迹等深层次、根源性问题，公司不仅要在大气、废水、固废等常规污染防治工作上持续精进、巩固成果，更需要在深度节能降碳、合规取水用水、系统性生态治理修复等“新课题”上重点攻关、靶向发力。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂全部实现超低排放运行。公司持续深化生态环境保护工作的力度、深度、广度，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，提高节水和废水处理能力、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，努力识别和有效化解各类环保风险。
　　5.电力建设风险
　　在电力建设方面，极端天气、项目前期手续办理不及预期、建设用地取得周期较长等情况或将影响项目建设进度。
　　公司将积极应对风险挑战，加大组织协调力度，调动项目参建各方积极性，提升基建管理效能，保障项目按计划有序推进，以高质量工程建设推动高质量发展。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。截至2025年12月31日，公司可控发电装机容量155,869兆瓦，其中低碳清洁能源装机容量63,917兆瓦，占比达到41.01%，同比提升5.19个百分点。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。　　报告期内，公司电力、热力销售收入约占营业收入的96.37%。公司的主要业绩驱动因素包括但不限于上... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。截至2025年12月31日，公司可控发电装机容量155,869兆瓦，其中低碳清洁能源装机容量63,917兆瓦，占比达到41.01%，同比提升5.19个百分点。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　报告期内，公司电力、热力销售收入约占营业收入的96.37%。公司的主要业绩驱动因素包括但不限于上网电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，国家政策、改革发展、技术创新、卓越运营、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。
　　2025年，公司加强量价统筹，电热保供和提质增效工作取得明显成效。公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,375.63亿千瓦时，同比下降3.39%。公司交易电量3,738.8亿千瓦时，交易电量占比85.43%；其中公司燃煤发电量全部进入市场。全年公司供热量累计完成3.35亿吉焦。
　　电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2025年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为477.08元/兆瓦时，同比下降3.48%。2025年，国内煤炭供需关系不断改善，价格中枢下移，境内火电厂单位售电燃料成本为266.88元/兆瓦时，同比下降11.13%。
　　公司积极参与全国电力辅助服务市场，有序实施煤电机组高效灵活性能提升计划，提升辅助服务能力。2025年，公司调峰辅助服务电费净收入9.0亿元，调频辅助服务电费净收入4.6亿元。
　　在碳市场配额履约方面，根据生态环境部发布的《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》（国环规气候〔2024〕1号），第四履约期（2024年）配额分配进一步收紧，公司通过内部协调及外部购买，于2025年底前全部完成第四个履约周期配额清缴工作。
　　公司积极发挥上市公司融资平台功能，强化资金精益化管理，创新拓宽融资渠道，推动融资成本和负债结构显著优化。密切跟踪资金市场和央行货币政策导向，统筹规划，精准安排资金头寸。坚持“做好长短结合，保持合理结构”，多措并举落实低成本债券融资。高效发行超短融资券、中长期票据与科技创新公司债券，发行成本屡创市场新低。2025年，公司累计落实债务融资超1,800亿元，综合资金成本进一步下降。
　　境外业务方面，2025年，公司在新加坡全资拥有的大士能源公司持续跟踪市场动态、深化影响研判，积极优化市场策略，强化安全生产与机组运行管理，保障机组安全稳定长周期运行，全年实现发电量105.41亿千瓦时，市场占有率18.3%，保持了稳定的电力市场份额；实现营业收入187.11亿元，利润总额21.10亿元。公司巴基斯坦业务管理水平不断提升，安全生产3,000余天，连续七年荣获巴基斯坦多项社会责任奖项，深化提质增效，强化资金管理，加强电费回收，2025年度通过精准预算控制和成本管理，实现营业收入人民币41.75亿元，税前利润8.61亿元。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2025年全国电力系统安全稳定运行，电力供应持续绿色低碳转型，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡。全社会用电量首次突破10万亿千瓦时大关，达10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，稳居全球电力消费第一大国地位。截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，其中，非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长23.0%，占总装机容量比重超六成。风电和太阳能发电全年合计新增装机4.4亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重超过八成；新能源新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，成为新增用电量的主体。核电、水电发电设备利用小时同比提高，火电、并网风电、并网太阳能发电利用小时同比下降。
　　2025年，全国电力市场体系进一步完善，市场机制更加成熟，全国统一电力市场建设进程加速推进。2025年1月，国家发改委、国家能源局印发《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》，明确提出推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，并配套建立价格形成和结算机制，推动新能源市场化转型。市场规则方面，国家发改委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，修订《电力中长期市场基本规则》，涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成。为充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，国家发改委、国家能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》《电力现货连续运行地区市场建设指引》，明确电力现货市场建设时间节点，对电能量、辅助服务、容量、零售等市场建设提出了明确要求。截至目前，除西藏和京津唐地区外，全国各省区已基本实现电力现货市场全覆盖。
　　国家高度重视能源安全供应工作，释放优质煤炭产能，2025年全国原煤产量48.3亿吨，同比增长1.2%，保持平稳增长态势；进口煤价格优势减弱，供应量同比有所回落，煤炭供应总体稳定。受绿色低碳转型推动、传统非电行业需求放缓等因素影响，煤炭消费总体偏弱。整体看，煤炭市场供需形势持续改善，煤炭价格波动下行。全年北方港口5500大卡动力煤年度均价700元/吨左右，同比明显回落。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，公司实现营业收入人民币2,292.88亿元，同比减少162.63亿元,降幅6.62%，主要由于境内售电量和电价同比下降。公司实现归属于母公司股东的净利润人民币144.10亿元，同比增加42.74亿元，增幅42.17%，每股收益人民币0.74元，同比增加0.28元，主要由于境内燃料成本降低促进火电增利。
　　2025年，公司持续推进绿色低碳转型，风电和光伏装机容量持续增长，促进新能源电量同比增长；但受新能源等清洁能源挤占煤机发电空间等因素影响，公司煤机电量同比下降。2025年，公司中国境内各运行电厂累计完成上网电量4,375.63亿千瓦时，同比下降3.39%；全年平均利用小时3,111小时，同比下降445小时，其中燃煤机组利用小时3,959小时，同比下降326小时。公司积极开拓供热市场，扩大供热面积，年累计完成供热量3.35亿吉焦，同比降低1.61%。平均上网结算电价为477.08元/兆瓦时，同比下降3.48%。
　　2025年，国内煤炭市场整体呈现供应宽松、需求偏弱的运行态势，动力煤价格波动明显，均价同比下降。公司科学研判市场走势，持续优化电煤采购结构，推动长协合同提质降费，把握现货采购机会，发挥进口煤控价作用，燃料成本管控成效显著，圆满完成迎峰度夏、冬季供暖和重要时段电力、热力保供任务。2025年，公司共采购煤炭1.86亿吨，煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比下降12.5%。
　　截至2025年底，公司可控发电装机容量155,869兆瓦，其中煤机装机容量为91,953兆瓦，燃机装机容量为17,700兆瓦。公司煤机全年税前利润汇总金额为132.70亿元，同比增加61.32亿元，燃机税前利润汇总金额为12.70亿元，同比增加1.86亿元。公司高度重视节能环保工作，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，各项指标均符合环保要求。截至2025年底，公司超低排放机组容量占比达到100%。公司境内火电机组平均等效可用率为93.68%，生产供电煤耗为292.05克/千瓦时,生产厂用电率为4.36%，安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平。
　　截至2025年末，公司风电装机容量为20,618兆瓦，太阳能装机容量为25,069兆瓦；全年风电税前利润汇总金额为56.08亿元，同比减少11.64亿元；太阳能发电税前利润汇总金额为28.83亿元，同比增加1.58亿元。
　　2025年，公司新加坡业务利润总额21.10亿元，同比减少5.73亿元，降幅21.34%。利润下降的主要原因是新加坡电力市场需求放缓、电价政策调整及快速响应机组投运，导致市场电价同比下降。面对市场变化，公司认真研判新加坡电力和燃料市场态势，不断加强安全生产管理，保持机组安全稳定运行，充分响应市场变化，深化精益管理，抢抓电力库“低买高卖”经营机遇，调整优化电力市场策略，拓展油罐租赁等增收业务，优化燃料供应结构和组合方式。公司巴基斯坦业务全年利润总额8.61亿元，同比减少1.13亿元，降幅11.59%。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势
　　截至2025年12月31日，公司可控发电装机容量为155,869兆瓦，境内电厂累计完成上网电量4,375.63亿千瓦时。公司燃煤机组中，60万千瓦以上的大型机组装机容量超过56%，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机装机容量超过8,800兆瓦，约占公司风电装机总容量的43%；公司海上风电装机容量达5,880兆瓦，占公司风电装机总容量的29%。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。公司新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，同时坚持海上风电规模化、集群化开发，目前已在辽宁、山东、江苏、浙江、广东、海南等沿海地区形成海上风电发展带，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。
　　3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。截至2025年12月31日，公司风电装机容量为20,618兆瓦（含海上风电5,880兆瓦），太阳能装机容量为25,069兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为17,700兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至41.01%。
　　4、科技创新节能环保成绩显著
　　2025年，公司聚焦服务国家战略和公司高质量发展的重大需求，围绕服务构建新型能源体系和新型电力系统，加强关键核心技术攻关，持续推进高质量科技成果转化。世界首台650℃高效超超临界燃煤示范机组在浙江玉环电厂开工建设；湖北、重庆、安徽等地虚拟电厂建成投运；熔盐耦合超临界二氧化碳新型热力电池储能项目有序推进。全年公司及所属单位共有1,359件国内发明专利和213件国际发明专利获得授权。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前，公司已稳妥实施监事会改革，审计委员会顺利承接监事会监督职权，构建起由股东会、董事会和管理层组成的“两会一层”公司治理新格局，形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。新加坡大士能源通过精益管理、智慧运营等一系列措施，打造了新加坡最具竞争力的综合能源企业之一，获评国务院国资委价值创造行动优秀案例。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策分析、市场研判、精细化交易、量价统筹等措施，努力增发效益电量。积极参与全国统一电力市场建设，适应市场新形势，不断优化市场营销管理流程，创新运营模式，提升市场交易水平，增强市场竞争力。持续增强客户服务能力，坚持以降低客户用电成本、提升用能效率为核心，从交易优化、用能管理、信息服务和品牌联动等方面，持续提升服务深度与客户价值。
　　8、高素质的员工队伍和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重专业人才、青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地相关监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定并实施可行的商业策略，评估及管控风险，高质量执行管理及生产计划，有效提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东在新项目开发、燃料稳定供应、创新技术内部共享及人才联合培养等方面，一直为公司提供强有力资源支持，同时不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，有效支持公司持续、稳定、健康发展。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入2,292.88亿元，同比下降6.62%；营业成本1,869.91亿元，同比下降10.26%；营业利润238.03亿元，同比增长27.00%；净利润195.05亿元，同比增长38.24%。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　2026年是“十五五”规划开局之年，中央经济工作会议要求，2026年要坚持稳中求进、提质增效，促进经济稳定增长。实施更加积极的财政政策，适度宽松的货币政策。会议明确要坚持内需主导，建设强大国内市场；坚持创新驱动，加紧培育壮大新动能；坚持改革攻坚，增强高质量发展动力活力；坚持“双碳”引领，推动全面绿色转型。
　　电力供需方面，根据中电联年度电力供需形势分析预测，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、国家宏观调控政策措施，预计2026年我国宏观经济将继续保持平稳增长，2026年全社会用电量同比增长5%-6%；统调最高用电负荷在15.7-16.3亿千瓦；新增发电装机有望超过4亿千瓦，预计2026年底煤电装机占总装机比重降至31%左右。
　　电力市场方面，2025年国家层面印发了《电力辅助服务市场基本规则》、《电力市场计量结算基本规则》、新版《电力中长期市场基本规则》等重要文件，并同意了国家电网、南方电网报送的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，标志着电力市场体系进一步完善，市场机制更加成熟，全国统一电力市场建设进程加速推进。当前，除西藏和京津唐地区外，全国各省区实现现货全覆盖，电力交易的实时性和灵活性大幅提升。预计2026年，市场主体之间的竞争将更加充分，价格波动将更加频繁，中长期与现货之间、批发侧与零售侧之间的价差将进一步收窄，市场整体协同性与联动性将显著增强。
　　碳市场方面，中办国办印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，明确到2027年碳市场将基本覆盖工业领域主要排放行业，2030年基本建成配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的市场机制。因此，后续随着配额发放持续收严并实行有偿分配，单位火电电量碳排放履约成本可能将持续增加。
　　煤炭市场方面，国家保供政策基调由“增产保供”转向“稳产保供”，产地煤增产空间有限；进口煤量受印尼煤炭供应政策及国际地缘政治不确定因素影响或将同比下降。我国产业结构调整和绿色低碳转型持续推进，预计电煤消费与上年基本持平；非电行业方面，钢铁、建材等行业耗煤延续弱势，煤化工产业耗煤继续增长。预计2026年煤炭市场呈现“供需基本平衡、价格波动加剧”的特点，受新能源、天气等影响，煤炭市场易出现阶段性错配，煤价波动频次加快、幅度加大。
　　资金市场方面，根据中央经济工作会、央行货币政策委员会季度例会等相关精神，2026年要坚持稳中求进、提质增效，发挥存量政策和增量政策集成效应，加大逆周期和跨周期调节力度，提升宏观经济治理效能。要继续实施更加积极的财政政策和适度宽松的货币政策，加强货币财政政策协同配合，促进经济稳定增长。
　　(二)公司发展战略
　　公司坚持服务能源强国、能源安全新战略、碳达峰碳中和等国家重大战略，以提高公司发展质量和效益为基础，深化绿色低碳转型，重点布局大型风光基地和深远海海上风电，推进新能源高质量发展；按照增容量、控电量、促转型的思路，加快煤电结构优化升级；发展新型储能、清洁供暖等战新产业项目，建设清洁低碳、安全高效的现代能源供给体系。推动科技创新发展，坚持服务国家战略，响应市场需求与行业发展趋势，突出重点课题和成果转化，发展新质生产力，增强公司创新发展新动能。推动国际化发展，更好统筹国内国际两个市场两种资源，加强境外资产高效运营，提升公司国际化业务核心竞争力与发展韧性。夯实经营管理基础，提高管理效能，完善公司治理，提升公司价值，履行社会责任，增强上市公司核心功能和核心竞争力，着力打造创新驱动强、竞争优势强、党建引领强、治理效能优、发展质量优、经营业绩优的“三强三优”旗舰型上市发电公司。
　　(三)经营计划
　　2026年，公司将以聚力打造“三强三优”旗舰型上市发电公司为主线，全面推进安全风险防控、绿色低碳发展、提质增效升级、改革深化提升等主要工作任务，确保完成年度各项目标任务，奋力开创“十五五”高质量发展新局面。
　　电力建设方面，公司将持续深化绿色低碳转型，推进新能源高质量发展，持续优化发展煤电。以安全发展为基础，以质量效益为中心，以科技创新为支撑，以现代化管理为手段，统筹抓好安全、质量、造价、技术创新、智慧基建等全方位工作，确保实现质的有效提升和量的合理增长，助力构建新型电力系统。
　　电力生产方面，公司将扛牢能源保供政治责任，加强检修标准化管理，持续开展控非停行动，提升极端情况下应急处置和保障能力，确保机组在关键时刻发得出、顶得上、稳得住。全力增强机组核心竞争力，有序实施煤电机组高效灵活性能提升计划，积极推进宽负荷节能运行优化和智慧化火电建设。持续推进新能源集约化和规范化管理，筑牢新能源高水平生产根基。落实生态环保工作要求，加强对大气、废水、固废等全要素治理，做好新能源、水电等全产业生态保护与恢复，以高水平保护支撑高质量发展。
　　电力营销方面，公司将坚持量价统筹、效益为先，密切跟踪电力市场变化，综合研判市场竞争形势和电价走势，充分挖掘电量空间，做好市场交易工作，抢抓现货高价时段及迎峰度夏、迎峰度冬关键窗口期增发效益电量，力争保持电量、电价在合理水平。全力开拓售电市场，加大大用户战略合作与小微用户开拓力度，提升售电收益。密切关注碳市场政策出台情况，及时优化碳交易策略，控制履约成本。大力拓展优质供热市场，争取热价调整政策。2026年，公司力争完成境内发电量4,600亿千瓦时左右。
　　燃料采购方面，公司将聚焦燃料控价目标，科学统筹保供与控价的关系，在保障供应安全的前提下控制燃料成本。提高电煤长协签约履约质量，加大与战略供应商的合作力度，结合市场和区域特点科学确定长协比例，发挥长协合同“压舱石”作用。落实煤电产业协同计划，充分发挥内部供应兜底保障作用。加强市场研判，提升市场把握能力，优化现货和进口煤采购策略，坚持“淡储旺耗”，保障燃料成本可控在控。
　　资金方面，公司将密切关注国际国内经济形势和资本市场变化，坚守信贷核心支撑、债券协同发力、多元渠道补充赋能的融资布局。持续深化存量债务压降与结构置换工作，精准抢抓政策红利和市场机遇，积极争取稳增长扩投资专项权益资金，持续推动“两重”“两新”、新型政策性金融工具资金落地，多维度拓展低成本融资渠道，筑牢安全稳健、适配发展的资金结构根基。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　随着新能源装机持续增长，电力供需整体趋向宽松，新能源电量增长大幅挤占火电空间，部分地区新能源消纳压力凸显，煤机利用小时数持续下降。新能源全面入市交易，边际成本低于煤电，将对市场价格造成一定冲击。现货市场基本实现全覆盖，市场竞争更加激烈，电能量价格将呈下行趋势，或将影响公司总体收益。
　　公司将积极跟踪国家及行业有关政策，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展需要，综合考虑系统需求、空间价值、价格走势和交易机制等市场因素，优化投资区域与电源组合，寻求经济效益最大化。加快煤电机组的技术升级和转型发展；加强电力供需形势研判，及时调整定价策略，积极应对市场的不确定性。同时，电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制的不断完善，也将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础条件。
　　2.燃料采购市场方面的风险
　　随着新能源装机持续增长，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，电煤消耗淡旺季特征突出，进口煤受印尼煤炭供应政策及国际地缘政治相关因素影响存在一定的不确定性，对公司准确研判市场、提升市场把握能力提出更高的要求。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，充分发挥长协合同“压舱石”作用，提高长协合同履约质量；抢抓市场机会，采购低价现货煤；把握国际煤炭市场形势，发挥进口煤控价作用；强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制煤炭采购成本。
　　3.碳市场风险
　　公司全部火电企业已提前完成全国碳市场2024年度履约任务，2025年度配额分配方案虽尚未出台，中办国办印发的《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》已明确后续配额发放将持续收严并实行有偿分配，建立碳质押、碳回购等政策制度，逐步扩展交易主体，提升碳市场活力，市场价格或将逐步回升。
　　公司将密切关注碳市场政策出台情况，及时优化碳交易策略，努力控制火电履约成本。
　　4.环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，当前生态环境保护工作不仅关注末端污染物达标排放，更深入源头审视能源结构优化、资源节约集约利用、生态修复治理、应对气候变化，直指煤炭清洁高效利用，新能源、煤矿建设运营的生态足迹等深层次、根源性问题，公司不仅要在大气、废水、固废等常规污染防治工作上持续精进、巩固成果，更需要在深度节能降碳、合规取水用水、系统性生态治理修复等“新课题”上重点攻关、靶向发力。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂全部实现超低排放运行。公司持续深化生态环境保护工作的力度、深度、广度，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，提高节水和废水处理能力、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，努力识别和有效化解各类环保风险。
　　5.电力建设风险
　　在电力建设方面，极端天气、项目前期手续办理不及预期、建设用地取得周期较长等情况或将影响项目建设进度。
　　公司将积极应对风险挑战，加大组织协调力度，调动项目参建各方积极性，提升基建管理效能，保障项目按计划有序推进，以高质量工程建设推动高质量发展。

　　为深入贯彻党的二十大和中央经济工作会议精神，全面落实国务院国资委关于提高央企控股上市公司质量的工作部署，公司积极响应上海证券交易所《关于开展沪市公司“提质增效重回报”专项行动的倡议》，将此项工作作为推动高质量发展的长效机制。公司致力于持续提升价值创造能力，以优良的资产、稳健的经营实现优良的业绩，促进品牌价值再提升。
　　公司坚持服务国家战略，坚持“双碳”引领，加快绿色转型步伐，聚焦提高核心竞争力，持续推动科技创新与产业创新深度融合。2025年，公司坚持走绿色发展之路，加快以新能源为重点的战新产业发展步伐，推动火电深度转型，市场竞争力显著增强。全年公司新增可控发电装机容量12,055兆瓦，其中新能源装机容量7,862兆瓦。截至2025年12月31日，公司可控发电装机容量为155,869兆瓦，其中新能源装机容量为45,687兆瓦。公司加强行业政策研究和市场分析，动态优化煤炭采购策略，强化各项成本控制，经营业绩再上新台阶，2025年全年实现归属于母公司净利润人民币144.10亿元，同比增加42.17%，每股收益为人民币0.74元，同比增加61.37%。下一步，公司将继续着力推进能源结构转型，服务新型电力系统构建。
　　公司积极响应国家加强资本市场建设、增强投资者回报的政策导向，将现金分红作为提升投资价值、加强市值管理的重要路径，严格遵守公司章程中关于分红比例不低于50%的承诺。在综合考虑投资者意见建议及公司长远发展的基础上，制定了2025年度利润分配方案。经董事会审议通过，拟向全体股东每股派发现金红利0.40元（含税），派息比例53.96%，该方案拟提交公司2025年年度股东会审议。
　　公司高度重视投资者关系管理，致力于构建“广覆盖+深互动”的立体化投资者沟通体系，实现业绩推介会与非交易路演的有机协同，积极拓展与投资者交流广度与深度，有效回应市场关切。2025年，公司坚持一年四次常态化高质量召开业绩推介会，积极参与券商策略会，有效覆盖百家境内外投资机构，通过高质量的信息披露与有效的市场沟通，构建起公司战略发展与投资者市场认知的坚实纽带，推动公司内在价值与市场价值的长期协同增长。
　　2026年，公司将坚决贯彻落实国资委关于将市值管理纳入长期战略的要求，继续推进“提质增效重回报”行动相关工作，通过稳健的经营业绩筑牢价值基石，通过规范的公司治理防范风险，通过积极的投资者沟通传递信心，多渠道多维度展现公司发展成效，努力推动公司市值更真实、更合理地反映内在价值与成长潜力，为广大投资者创造持续、稳定、可预期的长期回报。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　报告期内公司所属行业情况说明：　　根据国家相关机构统计，2025年上半年全社会用电量完成4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期下降4.4个百分点；其中第一产业同比增长8.7%，第二产业同比增长2.4%，第三产业同比增长7.1%，居民用电同比增长4.9%。　　截至2025年6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中火电14.7亿千瓦；水电4.4亿千瓦；风电和太阳能发电合计装机规模16.7亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量的45.9%。　　2025年上半年全国规模以上电厂发电量4.54万亿千瓦时，同比... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　报告期内公司所属行业情况说明：
　　根据国家相关机构统计，2025年上半年全社会用电量完成4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期下降4.4个百分点；其中第一产业同比增长8.7%，第二产业同比增长2.4%，第三产业同比增长7.1%，居民用电同比增长4.9%。
　　截至2025年6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中火电14.7亿千瓦；水电4.4亿千瓦；风电和太阳能发电合计装机规模16.7亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量的45.9%。
　　2025年上半年全国规模以上电厂发电量4.54万亿千瓦时，同比增长0.8%。其中，火电同比下降2.4%；水电同比下降2.9%；核电同比增长11.3%。
　　2025年上半年全国发电设备平均利用小时为1,504小时，同比下降162小时，其中火电1,968小时，同比下降130小时；并网风电1,087小时，同比下降47小时；太阳能发电560小时，同比下降66小时；水电1,377小时，同比下降100小时。
　　中国电力企业联合会预计2025年全年全社会用电量增速处在5%-6%左右，全国新增电源装机仍然保持快速增长。
　　今年以来，电力市场建设持续推进。2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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），规范有序推动新能源项目全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成，并在电力市场外建立可持续发展差价结算机制，支持新能源高质量发展。4月29日，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。4月29日，
　　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。
　　报告期内公司主营业务情况说明：
　　2025年上半年，公司实现营业收入人民币1,120.32亿元，同比下降5.70%；实现归属于母公司股东的净利润人民币92.62亿元，同比增长24.26%，每股收益为人民币0.50元。上半年，公司火电板块税前利润汇总金额为人民币80.66亿元，同比增利人民币35.60亿元；风电板块税前利润汇总金额为人民币39.10亿元，同比减利人民币1.21亿元；光伏板块税前利润汇总金额为人民币18.23亿元，同比增利人民币5.78亿元。
　　公司新增并网可控发电装机容量7,987.31兆瓦，均为低碳清洁能源项目，公司低碳清洁能源装机比重同比提高6.34个百分点。截至2025年6月30日，公司拥有可控发电装机容量152,992兆瓦。其中，风电可控发电装机容量为20,038兆瓦，太阳能发电可控装机容量为24,050兆瓦。公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为人民币485.27元/兆瓦时，同比下降2.69%；公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量2,056.83亿千瓦时，同比下降2.37%。公司境内电厂年累计平均利用小时1,502小时，同比减少178小时。其中，燃煤机组利用小时1,839小时，同比减少141小时；风电机组利用小时1,133小时，同比减少67小时；太阳能发电机组利用小时583小时，同比减少11小时。公司累计完成供热量1.88亿吉焦，同比下降5.05%。
　　上半年，国内煤炭市场供需矛盾继续缓解，供需延续宽松局面，煤价整体呈现下跌趋势。公司抓住市场有利时机，科学优化采购策略，统筹长协与现货，提高长协合同履约质量，采购低价现货煤，努力优化存煤结构，燃料成本控制成效显著。上半年，公司累计采购煤炭8,713.67万吨，同比下降10.70%；境内除税发电耗用标煤单价人民币917.05元/吨，同比下降9.23%。
　　公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平，公司境内火电机组平均等效可用率为93.52%，生产供电煤耗为288.66克/千瓦时,生产厂用电率为4.26%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，并完成超低排放改造，各项指标均符合环保要求。
　　公司持续发挥资本市场融资优势，积极响应“两新”等国家支持政策，用好稳增长扩投资专项债资金，利用自身优质等级，积极开拓融资渠道，保持合理稳健的债务结构，助力公司绿色低碳转型和高质量发展。上半年，公司累计落实债务融资超800亿元，综合资金成本进一步下降。上半年，中国会计准则下，新加坡业务实现营业收入人民币96.03亿元，实现税前利润人民币13.63亿元；巴基斯坦业务实现营业收入人民币21.36亿元，实现税前利润人民币4.36亿元。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司实现营业收入人民币1,120.32亿元，同比下降5.70%；营业成本人民币900.75亿元，同比下降10.20%；利润总额人民币147.62亿元，同比增长31.93%；净利润人民币123.07亿元，同比增长34.41%；归母净利润人民币92.62亿元，同比增长24.26%。利润增长的主要原因一是公司把握燃料价格下行窗口，科学统筹煤炭长协与现货采购，进一步降低燃料成本，火电板块利润同比增长；二是新能源规模有序扩增，光伏板块利润稳中有增。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势
　　截至2025年6月30日，公司可控发电装机容量为152,992兆瓦，境内电厂累计完成上网电量2,056.83亿千瓦时。公司燃煤机组中，60万千瓦以上的大型机组装机容量超过55%，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机装机容量超过7,800兆瓦，超过公司风电装机总容量的38%；公司参与研发的全球单机功率和风轮直径最大的直驱型漂浮式17兆瓦海上风电机组顺利下线。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。公司新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，同时坚持海上风电规模化、集群化开发，目前已在辽宁、山东、江苏、浙江、广东、海南等沿海地区形成海上风电发展带，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。截至2025年6月30日，公司风电装机容量为20,038兆瓦（含海上风电5,880兆瓦），太阳能装机容量为24,050兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为15,232兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至39.12%。
　　4、科技创新节能环保成绩显著
　　2025年上半年公司聚焦服务国家战略，增进对战略新兴产业、未来产业的研发投入，前瞻性布局网络安全、科技兴安、海上风电、燃机自主运维等多个领域，持续推进高质量科技成果转化。“先进低能耗二氧化碳捕集技术”入选生态环境部发布的国家重点推广的低碳技术目录；临沂电厂COAP近零排放技术成果获中国电机工程学会“国际领先”技术鉴定；河南安阳“光伏+生态建设”10万千瓦综合能源创新示范项目全容量并网；湖北虚拟电厂首次参与电力现货市场调电试运行圆满成功。上半年，公司及所属单位共有494件发明专利、45件实用新型专利和141件国际专利获得授权。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。新加坡大士能源通过精益管理、智慧运营等一系列措施，打造了新加坡最具竞争力的综合能源企业之一，获评国务院国资委价值创造行动优秀案例。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策和市场研判、量价统筹，努力增发效益电量。积极参与全国统一电力市场建设，适应市场新形势，不断优化市场营销管理流程、创新运营模式，提升市场交易水平，增强市场竞争力。建立完善的客户服务体系，构建营销数字化系统，建成售电新媒体宣传矩阵体系，按照建设品牌提声誉、新媒体宣传促流量的策略，扩大小微市场份额，推动售电量和用户数量提升，完善用户结构和用电质量，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。把握需求侧响应、虚拟电厂等新业态市场机遇，加强多市场统筹协同，探索电碳绿证多市场业务协同增效。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重专业人才、青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地相关监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定并实施可行的商业策略，评估及管控风险，高质量执行管理及生产计划，有效提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东在新项目开发、燃料稳定供应、创新技术内部共享及人才联合培养等方面，一直为公司提供强有力资源支持，同时不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，有效支持公司持续、稳定、健康发展。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　上半年全国新能源装机增速高于负荷增长，新能源电量增长大幅挤占火电空间。整体看，预计2025年电力供应能力增长高于用电需求增长，电力供需整体宽松，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　新能源全面入市交易，中长期市场供给量跃升，新能源边际成本远低于煤电，将对市场价格造成一定冲击；随着现货市场全面铺开，叠加新能源装机持续增长，在供需宽松情况下，现货市场竞争更加激烈，电能量价格将呈下行趋势，或将影响公司总体收益。
　　公司将积极跟踪国家及行业有关政策，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展需要，综合考虑系统需求、空间价值、价格走势和交易机制等市场因素，优化投资区域与电源组合，寻求经济效益最大化；加快煤电机组的技术升级和转型发展；加强电力供需形势研判，及时调整定价策略，积极应对市场的不确定性。同时，电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制的不断完善，也将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础条件。
　　2.燃料采购市场方面的风险
　　随着国内宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，火电将继续发挥能源兜底保障作用，煤炭需求将出现季节性回升，供需过度宽松的状况或将有所改变。
　　沿海区域进口煤采购比例较大，煤炭供应受政策及国际煤炭市场影响，存在一定的不确定性。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，充分发挥长协合同“压舱石”作用，提高长协合同履约质量；抢抓市场机会，阶梯采购低价现货煤；把握政策及国际煤炭市场形势，做优进口煤；继续优化供应结构，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力系统的适应能力；强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制煤炭采购成本。
　　3.碳市场风险
　　全国碳市场已完成三个履约周期，第三履约期，公司全部企业均提前按期完成履约任务。第四履约期（2024年度），配额发放持续收紧，配额结转政策刺激下市场价格或将出现波动风险。
　　公司将密切关注全国碳市场政策变化，加快节能减排升级改造，有效控制碳排放总量，统筹优化碳交易策略，努力降低履约成本。
　　4.环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，国家还在不断完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角、黄河流域等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的标准和工作要求，有关基层企业的环保费用支出有可能增加。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂全部完成超低排放改造，实现超低排放运行，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，已全部通过地方环保部门的验收。同时，公司积极响应中央生态环境保护督察工作要求，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，在提高节水和废水处理能力、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，努力识别和有效化解各类环保风险。
　　5.电力建设风险
　　在电力建设方面，公司可能面临极端天气、人工成本上涨、项目前期手续办理不及预期、建设用地取得周期较长等风险。
　　公司将积极应对风险挑战，主动作为，加大组织协调力度，调动项目参建各方积极性，攻坚克难，保障项目按计划有序推进。 收起▲