一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）主营业务及经营模式　　1.主营业务　　报告期内，公司主营业务未发生重大变化，目前的主营业务为电力生产、供应，综合能源服务等业务。其中，电力生产、供应属于核心业务。　　2.经营模式　　（1）电力生产、供应　　电力生产的业务模式：公司目前拥有自有水电装机75万千瓦，统调火电装机（含热电联产机组）133.8万千瓦和新能源装机（主要为网内并网光伏装机）6.2万千瓦，所发电量通过公司的配电网络销售给重庆万州、涪陵、黔江等供电区域内的电力用户。　　电力供应的业务模式：公司的骨干电网覆盖重庆市多个区县，并与重庆市、贵州省、湖南省、湖北省等电网联网运行，... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）主营业务及经营模式
　　1.主营业务
　　报告期内，公司主营业务未发生重大变化，目前的主营业务为电力生产、供应，综合能源服务等业务。其中，电力生产、供应属于核心业务。
　　2.经营模式
　　（1）电力生产、供应
　　电力生产的业务模式：公司目前拥有自有水电装机75万千瓦，统调火电装机（含热电联产机组）133.8万千瓦和新能源装机（主要为网内并网光伏装机）6.2万千瓦，所发电量通过公司的配电网络销售给重庆万州、涪陵、黔江等供电区域内的电力用户。
　　电力供应的业务模式：公司的骨干电网覆盖重庆市多个区县，并与重庆市、贵州省、湖南省、湖北省等电网联网运行，供电区域划分明确。除销售自发电力外，还从国家电网、南方电网、网内其他电力生产单位购进电力，通过公司配电网络销售给终端用户。
　　（2）综合能源服务
　　公司综合能源业务主要立足用户用能特性和低碳降耗需求，发挥能源服务专长，投资并运营用户侧分布式能源站（天然气分布式能源站、分布式光伏等）、储能设施，同时从综合供能、节能改造等入手开展合同能源管理，积极探索用户综合能源创新服务。
　　（二）主要业绩驱动因素
　　公司电力生产、供应业绩驱动的主要因素包括售电量的增加、自有电源发电量增加、综合购电成本控制等；公司综合能源服务业绩驱动的主要因素包括项目规模增加以及项目运营期获取的相关收益增加。
　　（二）行业情况说明
　　1.行业发展情况
　　根据国家统计局数据显示，2026年上半年在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，有效实施更加积极有为的宏观政策，经济顶住压力运行在合理区间，生产供给较快增长，就业形势总体稳定，物价温和上涨，对外贸易增势良好，新动能快速成长，民生保障有力有效，发展韧性持续彰显。初步核算，上半年国内生产总值695,704亿元，按不变价格计算，同比增长4.7%。分产业看，第一产业增加值31,522亿元，同比增长3.7%；第二产业增加值250,473亿元，增长3.9%；第三产业增加值413,709亿元，增长5.2%。分季度看，一季度国内生产总值同比增长5.0%，二季度增长4.3%。从环比看，二季度国内生产总值增长0.9%。
　　（1）电力生产、供应
　　根据国家统计局数据显示，2026年上半年，规模以上工业发电量47,501亿千瓦时，同比增长3.5%，电力安全保供能力稳步提升，清洁能源发电保持较快增长。分品种看，规模以上工业火电增长2.9%、水电增长9.3%，核电下降0.7%、风电下降1.9%，太阳能发电增长12.3%。目前我国已建成全球规模最大的清洁能源发电体系，水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电量同比增长4.6%，占规模以上工业发电量的比重达36.2%，较上年同期提高0.4个百分点。
　　根据国家能源局数据显示，2026年上半年，全社会用电量累计50,999亿千瓦时，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33,057亿千瓦时，同比增长5.1%；其中，工业用电量32,760亿千瓦时，同比增长5.3%，高技术及装备制造业用电量6,008亿千瓦时，同比增长9.8%。第三产业用电量9,916亿千瓦时，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7,315亿千瓦时，同比增长3.1%。
　　（2）综合能源服务
　　综合能源服务是一种提供面向终端的能源集成或创新解决方案的新型能源服务方式，包括“综合能源系统+能源综合服务”两方面：其中综合能源系统是指能源供给侧以多能互补、梯级利用和综合供应为核心，协调优化电、热、冷、气、水等多种能源的供应、转化、存储、消费，以提高综合效益的新型区域能源系统；能源综合服务是指通过综合能源系统，对能源需求侧的建设、运维、管理、销售、金融及技术设备等多类型服务需求实施一体化、集成化提供，推动能源的清洁、低碳、安全、高效利用。
　　在构建新型电力系统大背景下，新业态发展模式逐步清晰。特别是2026年2月国务院办公厅印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，持续深化了全国统一电力市场体系建设，为需求侧资源市场化变现提供了坚实的制度支撑。2026年5月出台的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》进一步推动绿电直连从“单用户试点”迈向“多用户园区共享”新阶段。新政明确支持新能源向园区多用户供电，并设定了自发自用比例不低于60%及强制配储等硬性指标，确立了微电网时代的运行标准，为综合能源项目的规模化落地提供了明确指引。
　　根据国家能源局公布数据，截至2026年6月底，全国太阳能发电装机容量达到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月全国新增太阳能发电装机7,207万千瓦，新增风电装机3,862万千瓦。另据中关村储能产业技术联盟（CNESA）公布数据，2026年上半年，国内新型储能新增装机达21.6GW/58.2GWh，独立储能占比提升至74%，持续成为新增装机主力。
　　2.公司所处行业地位
　　（1）电力生产、供应
　　报告期内，公司自有装机主要为水电、热电联产和新能源机组，同时具备网内电源统调能力。供电区域覆盖重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县、两江新区等地，作为所在地区重要的电力供应主体，公司为当地社会经济发展和居民生产生活用电提供着重要的电力能源保障，年均供电量占重庆市年均用电量的10%左右，在所服务地区拥有重要的市场地位。
　　（2）综合能源服务
　　公司综合能源业务明确了以服务新型电力系统的发展模式，聚焦“能源站（岛），新型储能，绿色交通，新能源，能源托管，市场化售电及虚拟电厂”等业态，拓展布局综合能源基础资产。公司综合能源业务模式探索、技术积累与初期规模布局已基本完成，相关典型场景开发取得了良好成效，但业务总体尚处于拓展阶段，属于综合能源行业新兴主体，公司将推动综合能源业务高质量稳步发展。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，公司全面贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神及习近平总书记对能源领域的重要讲话和指示批示精神，积极践行国家绿色低碳转型和数字化转型发展变革目标。在股东方大力支持和董事会正确领导下，公司紧密围绕“打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司”的战略目标，上下齐心、攻坚克难、向新求质，持续巩固配售电基本盘、推进市场化新业务，经营业绩同比大幅提升，公司整体呈现稳中有进、进中提质的良好发展态势。
　　2026年1-6月，公司实现营业总收入50.69亿元，比上年同期48.96亿元上升3.53%；营业总成本46.70亿元，比上年同期47.51亿元下降1.71%；截至2026年6月30日，公司总资产244.39亿元，比年初下降2.90%；总负债127.02亿元，比年初下降7.29%；归属于上市公司股东的净资产115.45亿元，比年初上升2.20%。资产负债率51.97%，比年初下降2.46个百分点。2026年上半年，实现归属于上市公司股东的净利润3.78亿元，同比上升688.61%。
　　（一）主要利润构成情况
　　报告期内，公司实现营业利润47,945万元，主要由以下构成：
　　1.实现电力业务利润31,314万元，占营业利润的65.31%，为公司核心盈利来源，水电板块来水充沛带动发电量提升，盈利贡献占比最高。
　　2.实现综合能源业务利润3,459万元,占营业利润的7.21%，主要系本钢板材余气资源综合利用发电项目于2025年下半年投产，本期持续稳定实现盈利。
　　3.实现锰业及贸易业务利润4,085万元，占营业利润的8.52%,主要系本期电解锰市场价格同比上行，板块经营效益改善。
　　4.投资收益7,403万元，占营业利润的15.44%，主要系本期处置部分参股公司股权确认投资收益4,764万元以及本期确认联营合营企业投资收益2,441万元等。
　　5.资产处置收益2,900万元，占营业利润的6.05%，主要系全资子公司长兴电力按照补充协议确认京东方变电站处置收益、聚龙电力收到线路迁改补助款、万州公司确认报废固定资产处置利得。
　　6.其他收益2,537万元，占营业利润的5.29%，主要系农网还贷政府补助、移民迁建补偿、储能电站建设补贴以及农村小水电增效扩容改造补助等由递延收益结转计入当期损益。
　　7.信用减值损失2,748万元，占营业利润的-5.73%，主要系按账龄组合计提预期信用损失，并对部分应收款项单独进行减值测试计提减值。
　　8.资产减值损失1,279万元，占营业利润的-2.67%，主要系对拟报废固定资产计提资产减值准备、对库存商品计提存货跌价准备。
　　9.公允价值变动损失780万元，占营业利润的-1.63%，主要系公司持有的二级市场股票公允价值下行产生的浮动亏损。
　　（二）主要工作开展情况
　　1.厚植发展底盘，持续巩固配售电基本盘
　　一是积极把握水电站流域来水量同比大幅增长的有利局面，统筹安全防汛、生态流量与发电增效多维目标,抓牢抓细水电调度，深挖发电潜力，完成自发水电上网电量约14.71亿千瓦时，同比增加5.04亿千瓦时，增幅52.13%，创近四年同期新高，有力保障各供电区域经济社会发展和人民生活的用电需求，电力板块业务利润同比增加1.50亿元。二是立足增加网内电源配置，逐步实现多能互补，加快重点项目建设。全力推进巫溪峰灵40兆瓦二期光伏项目、万州郭村58.88兆瓦农光互补（一期）项目。三是构建坚强能源保障体系，完成农网升级改造施工，推进关键输变电工程投资建设，改善建强网架结构，优化电网运行方式，增强电网供电韧性。四是持续健全完善安全环保管控体系和制度体系，强化风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制建设，以专项整治为抓手，强化应急管理，夯实安全生产基础。报告期内安全生产形势整体平稳有序。
　　2.深耕绿色转型，持续推进市场化新业务
　　一是聚焦重点区域、重要行业，开展综合能源服务。本钢板材高压作业区2x135兆瓦余气资源综合利用发电项目本期同比新增利润贡献；万州经开区九龙园8万千瓦热电联产二期项目已全部建设完成，具备整套试运行条件。二是巩固区域售电市场，上半年自营市场化签约电量规模超33亿千瓦时，完成绿电交易2.23亿千瓦时，交易成效不断提升。三是深入推进电力市场化改革探索。在连续运行的电力现货市场持续探索地方电网融入全国电力市场路径，成功落地全国首例地方电网网内机组跨省外送电交易；不断优化运营能力，在交易运营中寻找收益增长点，力争提供增量收益。
　　3.聚力革新提效，健全高效科学治理体系
　　一是完善股东会、董事会、审计委员会、经理层职权职责，着力构建“权责法定、权责透明、协调运转、有效制衡”的中国特色现代企业治理体系。充分发挥董事会“定战略、作决策、防风险”的治理核心作用，完善董事会重大事项预沟通、重点工作督办、授权事项定期报告等运作机制，不断提高董事会的科学决策水平。同时，持续动态优化内控制度体系，及时完成包括《经理层工作规则》《市值管理制度》等在内的十余项公司法人治理制度的全面修订和新制定工作，不断夯实规范运作根基。二是充分发挥战略主导作用，持续评估“十四五”战略发展规划落地成效及存在问题，统筹开展“十五五”战略发展规划编制。三是聚焦主责主业，按照工作计划，积极推进涉锰资产及股权转让工作，全面有序退出贸易业务。扎实推进法人户数压减及管理层级压降工作，持续优化组织架构。强化经营风险事件管理，完善合规风险动态与定期识别评估机制，合规经营管理质效全面提升；持续深化整改督导，推动审计成果向治理效能深度转化。
　　4.坚持党建领航，推动公司发展行稳致远
　　公司各级党组织持续强化把关定向、统揽全局、保障落地的引领作用；各级纪检组织在一体推进“三不腐”中为高质量发展清障护航。一是思想根基夯实筑牢。扎实有序开展树立和践行正确政绩观学习教育，推进“学、查、改”一体贯通，着力纠治轻潜绩等政绩观偏差，推动解决锰业引战出表等旧账欠账；健全“第一议题”闭环机制，对标规范中心组学习流程，理论学习向实践转化提质增效。二是党的领导全面加强。修订完善公司“三重一大”实施办法等多项治理制度，新建立《重大事项决策权责清单》，进一步厘清各治理主体权责边界，不断提升治理效能；严格落实民主集中制，定期研判安全生产、依法治企、全面风险管理及生产经营保供电等重大事项，为高质量发展把关定向。三是队伍活力持续迸发。科学开展领导班子绩效评价，强化班子能力建设，规范工资总额管理模式，加大人才梯队建设力度，有效激活干部队伍整体效能。四是服务中心有力有为。推动党建业务深度融合，着力强化保电等工作重心宣传质效，编制发布2025年度ESG报告并连续三年荣获评定等级A级，广泛凝聚群团合力，进一步汇聚同心奋进势能。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.清洁低碳能源优势
　　在我国“碳达峰、碳中和”目标的牵引下，电力行业将延续低碳发展趋势。公司现有电站主要为水力发电、燃气机组和新能源机组，同时，公司积极推进的综合能源、储能和市场化售电等业务，符合国家发展战略且密切协同中国长江三峡集团有限公司（以下简称“三峡集团”）产业发展方向，低碳能源优势明显，公司市场竞争能力得以进一步加强。
　　2.配售电产业基础优势
　　目前，公司已形成资产规模较大、盈利能力较强的配售电主业，具备稳固的主业发展能力和较强的资源整合能力。公司的配售电网络涉及重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县等区域，掌握了稀缺的配电网市场资源，供电网络与国网重庆电力、湖北电网及南网贵州电网均有联网，供电安全可靠性高，供区划分明确，在区域内有相对稳定的政府合作基础和用户群体。同时，公司拥有一批年富力强、专业知识全面、经验丰富的管理者和电力生产、销售的技术人才队伍，公司电力经营管理和业务拓展得到了更加可靠且强大的保证。
　　3.规范、有效的体制机制优势
　　公司具备规范、有效的上市公司治理和运营管理体系，持续优化以董事会为核心的体制架构，健全权责清晰、运行合规、决策高效的内部运行机制，不断提升规范化水平。依托完善的体制基础，充分依托股东方资源优势，在能源布局、电源运营、资本统筹、资源协同、技术支撑等领域凝聚发展合力，推动多方互利共进，为公司高质量发展创造有利条件。同时建立目标引领、覆盖全面的激励约束与考核制度，充分调动全体员工干事热情与创新潜能，持续推动公司高质量发展。
　　4.合规、有序的公司治理优势
　　公司不断完善公司法人治理，规范公司运作，提高公司质量。通过近年来富有成效的内控制度和体系建设，优化完善股东会、董事会、审计委员会、经营层议事规则等一系列内控制度，在股东会作为公司权力机构的基础上，发挥党委“把方向、管大局、保落实”作用和董事会“定战略、作决策、防风险”作用以及经营层“谋经营、抓落实、强管理”作用。逐步构建了权力机构、决策机构、监督机构和经营层之间权责法定、权责透明、协调运转、有效制衡的管理机制并有效运行，形成了具有本公司特色的合规、有序的公司治理，并有力推动着公司商业合作、业务拓展、人才招募等经营活动。
　　报告期内，公司核心竞争力未发生重要变化。

　　四、可能面对的风险
　　1.宏观经济波动风险
　　公司所处电力行业是国民经济重要的基础性行业，宏观经济情况与工商业用电需求密切相关，会对公司电力生产经营产生影响。
　　对策：公司将积极加强与用户的沟通交流，跟踪用户生产经营情况，并结合市场变化情况，适时调整生产经营策略，强化风险管控，不断提升风险管理水平，加强精细化管理，确保生产经营平稳有序。
　　2.经营风险
　　一是公司目前网内新增电源开发和后期运营存在较大挑战，优质的自有电源尚且不足，长期面临外购电组织难度大、电力市场难以扩张等问题。二是公司部分区域电力用户受外部政策管控以及自身生产经营困难等因素影响，导致其用电量减少甚至停产，对公司电力业务基本盘稳健经营造成一定压力。三是受行业周期波动、市场价格不稳以及自身生产经营存在困难等内外部因素影响，公司涉锰业务对公司经营业绩持续带来较大不确定性。同时，涉锰板块的处置工作尚在推进中，对于公司业绩产生的影响取决于最终的交易结果，目前尚无法判断具体的影响性质和程度；四是公司应收款项规模较大，面临一定的款项回收和诉讼压力。五是公司商誉规模较大，可能因区域电力市场萎缩、用户电价下降等造成减值风险。
　　对策：一是统筹各区域电网协同，跨省跨区向外部电厂购电，加强与相关外购电单位的协调，深化与其合作关系，保障公司电网可靠运行。加快已决策的电源点项目建设，积极谋划已投产电源最优运营方案，同时持续论证其他电源点投资建设可行性，提升自发电水平，强化电源保障。二是强化电力营销，充分发挥电力要素优势，千方百计促成停产企业复工复产，转产企业尽早建成投产。同时，跟进区域招商引资利好政策，推动更多优质项目落户供区，培植拓展新的电力市场。三是有序推进锰业股权转让事宜，动态优化处置方案，强化风控举措，争取尽快剥离锰业相关资产，全力保障公司及全体股东利益。四是加强客户信用评级管理，持续动态跟踪重要客户生产经营情况，加大应收款项考核力度，明确清收责任，通过诉讼等一系列合法手段切实保证款项回收。五是持续加大力度拓展培育电力用户，提升售电规模，同时加强成本管控，提高商誉所涉及标的资产盈利能力，防范商誉继续减值风险。
　　3.政策风险
　　配售电业务政策风险：国家及地方先后出台了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》等一系列关于电力市场化改革的重要文件，提出了有序放开燃煤发电上网电价、取消工商业目录销售电价、明确输配电价功能、推动新能源项目入市并通过市场交易形成上网电价、允许新能源项目绿电直连以及明确新型电网平台功能定位等改革内容。随着上述电力市场化改革的不断深化，新型电力系统建设对区域电网灵活性、智能化水平提出更高要求，公司所处行业与竞争环境愈发复杂，公司存量配售电业务规模与效益受到政策与市场双重挤压，通过购售电价差盈利的传统经营模式面临不确定性，亟待探索相适应的发展方式。
　　新业务发展政策风险：公司大力拓展的综合能源、储能以及市场化售电等属于较强政策驱动型业务，投资收益与经营效益受国家及行业政策导向影响较大。
　　环保风险：公司蒸汽供应和锰矿开采、电解锰加工等产业存在粉尘、噪声、废气和废水等污染物排放，随着国家安全环保治理日趋严格，新的标准、监管政策陆续出台，公司相关产业可能存在增加环保投入、遭受环保处罚甚至因环保要求不达标而面临关停的风险。
　　对策：一是密切关注电力市场化改革政策动向，加强政策研究，提前布局，加大电源投入，提升自有电源供应和保障能力。同时，抓住电力市场化改革和新型电力系统建设机遇，积极探索参与全国统一电力市场，依托自身业务基础积极把握相关发展契机，对冲电力市场化改革可能带来的相关风险，推动公司稳健经营。二是紧密跟踪新业务市场政策情况，与当地政府、相关机构保持紧密沟通，争取相关政策支持，加强培育项目自身独立盈利能力和新业务市场拓展力度，最大程度减少政策对项目的影响。三是密切关注环保政策动向，建立健全环境保护管理体系，明确职责和相关工作要求，加大环保技术研发和设施投入，严格按照最新环保要求组织生产。
　　4.管理风险
　　随着战略发展规划的不断践行，未来公司体量进一步扩大，内部管理面临多重考验。既要在稳经营、优布局与培育新质生产力间精准把控节奏，兼顾短期效益与长期战略；又要在市场化竞争中，守牢安全合规经营底线。
　　对策：一是加快公司内部的管理融合、业务融合和文化融合，增强企业凝聚力。二是充分发挥市场化选人用人机制优势，推进人力资源改革，制定相关制度并逐步构建新的薪酬考核激励机制，强化考核和人才引进、培养机制，保障公司战略性发展的用人需求。三是不断完善内控制度和体系建设，促进内部控制闭环管理的有效实施，防范管理风险，推动公司治理规范化水平的不断升级，为公司高质量发展保驾护航。
　　5.新业务盈利能力不及预期的风险
　　能源行业变革迭代不断，公司适应新形势下发展的挑战日益增加，市场化新业务关键核心技术和可复制推广的商业模式不足。新业务在市场竞争激烈、产能爬坡、回报周期较长的背景下，其盈利能力在短期内还没有形成对公司业绩的有力支撑。同时，新业务扩张还需应对技术迭代、成本管控与人才储备不足等问题。
　　对策：一是聚焦构建新型电力系统的关键任务，加大优质项目投资并购力度，应用新技术、布局新业态、打造新模式，推动综合能源产业高效转型。二是向新求质，着力探索打造三峡水利大型能源项目管理能力、电力市场交易能力、虚拟电厂运营能力、能源个性化服务能力等，不断提升盈利水平和企业价值。三是进一步健全投资管理制度体系，对投资运作及投资项目全生命周期管理进行规范，聚焦主业科学选择投资项目，加强投前考察论证，强化法律风险审查，强化投后全过程跟踪管理，有效防范执行风险。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）主营业务
　　报告期内，公司主营业务未发生重大变化，目前的主营业务为电力生产、供应，综合能源服务等业务。其中，电力生产、供应属于核心业务。
　　（二）经营模式
　　1.电力生产、供应
　　电力生产的业务模式：公司目前拥有自有水电装机75万千瓦，统调火电装机（含热电联产机组）133.8万千瓦和新能源装机（主要为网内并网光伏装机）6.2万千瓦，所发电量通过公司的配电网络销售给重庆万州、涪陵、黔江等供电区域内的电力用户。
　　电力供应的业务模式：公司的骨干电网覆盖重庆市多个区县，并与重庆市、贵州省、湖南省、湖北省等电网联网运行，供电区域划分明确。除销售自... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）主营业务
　　报告期内，公司主营业务未发生重大变化，目前的主营业务为电力生产、供应，综合能源服务等业务。其中，电力生产、供应属于核心业务。
　　（二）经营模式
　　1.电力生产、供应
　　电力生产的业务模式：公司目前拥有自有水电装机75万千瓦，统调火电装机（含热电联产机组）133.8万千瓦和新能源装机（主要为网内并网光伏装机）6.2万千瓦，所发电量通过公司的配电网络销售给重庆万州、涪陵、黔江等供电区域内的电力用户。
　　电力供应的业务模式：公司的骨干电网覆盖重庆市多个区县，并与重庆市、贵州省、湖南省、湖北省等电网联网运行，供电区域划分明确。除销售自发电力外，还从国家电网、南方电网、网内其他电力生产单位购进电力，通过公司配电网络销售给终端用户。
　　2.综合能源服务
　　公司综合能源业务主要立足用户用能特性和低碳降耗需求，发挥能源服务专长，投资并运营用户侧分布式能源站（天然气分布式能源站、分布式光伏等）、储能设施，同时从综合供能、节能改造等入手开展合同能源管理，积极探索用户综合能源创新服务。
　　（三）主要业绩驱动因素
　　公司电力生产、供应业绩驱动的主要因素包括售电量的增加、自有电源发电量增加、综合购电成本控制等；公司综合能源服务业绩驱动的主要因素包括项目规模增加以及项目运营期获取的相关收益增加。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）行业发展情况
　　2025年，面对国内外经济环境的复杂变化，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚定不移贯彻新发展理念、推动高质量发展，统筹国内国际两个大局，统筹发展和安全，实施更加积极有为的宏观政策，纵深推进全国统一大市场建设，国民经济运行顶压前行、向新向优，高质量发展取得新成效，经济社会发展主要目标任务圆满实现，“十四五”胜利收官。经国家统计局初步核算，全年国内生产总值1,401,879亿元，按不变价格计算，比上年增长5.0%。
　　1.电力生产、供应
　　（1）电力消费需求方面
　　根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）相关数据显示，2025年，我国全社会用电量规模首次突破10万亿千瓦时，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。“十四五”期间，全社会用电量年均增长6.6%，比“十三五”年均增速提高0.9个百分点。2025年，第一产业用电量0.15万亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量6.64万亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量1.99万亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量1.59万亿千瓦时，同比增长6.3%。
　　（2）电力生产供应方面
　　根据中电联相关数据显示，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%；全国非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，占总装机容量比重为61.7%，比上年底提高3.5个百分点。
　　2025年，全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，同比多投产1.1亿千瓦，其中，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达到80.2%。截至2025年底，非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长23.0%，占总装机容量比重为61.7%，比上年提高3.5个百分点。其中，水电4.5亿千瓦，抽水蓄能0.66亿千瓦；核电0.62亿千瓦；并网风电6.4亿千瓦，同比增长22.9%，其中，陆上风电5.9亿千瓦，海上风电0.47亿千瓦；并网太阳能发电12.0亿千瓦，同比增长35.4%。从结构看，煤电占总发电装机容量的比重为32.4%，比上年底下降3.3个百分点；并网风电和太阳能发电合计装机规模占总装机容量比重为47.3%，比上年底提高5.3个百分点。
　　2025年，全口径煤电发电量同比下降1.9%，煤电发电量占总发电量比重为51.1%；全口径非化石能源发电量4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重为42.9%，同比提高3.4个百分点。2025年，全口径风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的主体。
　　2.综合能源服务
　　综合能源服务是一种提供面向终端的能源集成或创新解决方案的新型能源服务方式，包括“综合能源系统+能源综合服务”两方面：其中综合能源系统是指能源供给侧以多能互补、梯级利用和综合供应为核心，协调优化电、热、冷、气、水等多种能源的供应、转化、存储、消费，以提高综合效益的新型区域能源系统；能源综合服务是指通过综合能源系统，对能源需求侧的建设、运维、管理、销售、金融及技术设备等多类型服务需求实施一体化、集成化提供，推动能源的清洁、低碳、安全、高效利用。
　　在国家“双碳”目标牵引下，构建新型电力系统已成为推进新一轮“能源革命”的关键着力点。党的二十大报告强调：“要积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系”，有关部门先后发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《关于进一步推进电能替代的指导意见》《“十四五”现代能源体系规划》《新型电力系统蓝皮书》《加快构建新型电力系统行动方案》（2024-2027）以及《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》等文件，支持培育壮大综合能源服务商、电储能企业、负荷集成商等新兴市场主体，为综合能源服务高质量发展创造良好政策环境。2025年，国家发改委、能源局等部门密集出台新能源上网电价市场化改革、绿电直连发展、虚拟电厂建设、零碳园区建设等七大核心政策，进一步破解行业机制障碍与商业价值兑现难题，促进综合能源服务业务发展。
　　近年来，国内综合能源服务发展迅速，行业基本面持续改善，供给端电力市场化改革推进产业链价值向下游配售、综合能源服务等环节延伸。发电企业、电网企业、电力上下游企业、社会资本抓住新电改和经济结构转型新机遇，从不同切入点积极探索综合能源服务新业态新模式，实现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术与信息技术数据互通、能源分配方式互济、能源与消费商业模式互利。伴随综合能源服务业务快速发展，用户分布式光伏、综合能源站、能源托管、节能服务等典型业态得到快速发展，并正在向“托管+光伏/储能/智慧运维”综合服务包演进，根据国家能源局公布数据，2025年全国光伏新增装机容量3.17亿千瓦，同比增长14%，其中分布式光伏新增1.53亿千瓦，截至2025年底全国光伏发电装机容量达12亿千瓦，同比增长35%；2025年新型储能保持跨越式发展态势，截至2025年底全国已建成投运新型储能装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年底增长84%，平均储能时长提升至2.58小时。
　　（二）公司所处行业地位
　　1.电力生产、供应
　　报告期内，公司自有装机主要为水电、热电联产和新能源机组，同时具备网内电源统调能力。目前正在有序推进网内各类电源项目投资建设，持续夯实电力保障能力。供电区域覆盖重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县、两江新区等地，作为所在地区重要的电力供应主体，公司为当地社会经济发展和居民生产生活用电提供着重要的电力能源保障，年均供电量占重庆市年均用电量的10%左右，在所服务地区拥有重要的市场地位。
　　2.综合能源服务
　　公司明确提出特色化拓展综合能源业务，经过五年来的不断摸索尝试，公司综合能源服务明确了以“源网荷储一体化”为主要路线的发展模式，聚焦“能源站（岛），新型储能，绿色交通，新能源，能源托管，市场化售电及虚拟电厂”等业态，拓展布局综合能源基础资产。截至报告期末，公司新型储能运营规模近1.2吉瓦时；建成24座充换电站，累计运营动力电池近1,300套；全年实现自营市场化交易电量规模超65亿千瓦时，重庆虚拟电厂平台完成建设，聚合各类资源91.85兆瓦。公司综合能源业务模式探索、技术积累与初期规模布局已基本完成，相关典型场景开发取得了良好成效，但业务总体尚处于起步拓展阶段，属于综合能源行业新兴主体，公司将持续推动综合能源业务规模化和高质量发展。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年是“十四五”规划收官之年，也是“十五五”谋篇布局之年。这一年，公司全面贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神及习近平总书记对能源领域的重要讲话和指示批示精神，积极践行国家绿色低碳转型和数字化转型发展变革目标。在股东方大力支持和董事会正确领导下，公司紧密围绕“打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司”的战略目标，上下齐心、攻坚克难、向新求质，持续巩固配售电基本盘，战略推进市场化新业务，经营业绩同比较大幅提升，公司整体呈现稳中有进、进中提质的良好发展态势。
　　报告期内，公司推动各项工作取得重要进展：持续巩固配售电基本盘，自有电源装机保障能力稳步增强，自发电量同比较大幅提升，配售电量创同期历史新高，电力保供和极端天气应急抢险任务圆满完成；战略推进市场化新业务，服务大用户的综合能源项目扎实推进，新型储能规模逐步扩大，自营市场化交易电量规模创重组以来新高；高效构建科学治理体系，重点领域风险化解措施有力，内控体系建设不断完善，规范化运营质量切实提高；党建引领赋能改革发展，党的领导机制不断健全，党建与生产经营互融互促，组织凝聚力和向心力显著提升。
　　2025年公司实现营业收入101.73亿元，比上年同期103.22亿元下降1.44%；营业成本88.97亿元，比上年同期92.58亿元下降3.89%；截至2025年12月31日,公司总资产251.69亿元，比年初下降0.13%；总负债137.00亿元，比年初下降1.82%；归属于上市公司股东的净资产112.97亿元，比年初上升2.42%。资产负债率54.43%，同比下降0.94个百分点。实现归属于上市公司股东的净利润4.36亿元，同比上升40.75%。
　　（一）主要利润构成情况
　　报告期内，公司实现营业利润66,277万元，主要由以下构成：
　　1.电力业务利润39,372万元，占营业利润的59.40%。
　　2.投资收益29,897万元，占营业利润的45.11%，主要系本期处置天泰能源全部股权取得投资收益16,834万元，本期确认联营企业投资收益10,778万元，其中贵州黔源电力股份有限公司（以下简称“黔源电力”）5,989万元、重庆陕渝临港热电有限公司3,926万元等。
　　3.综合能源业务利润13,591万元，占营业利润的20.51%，主要系万州经开区九龙园热电联产项目和广西平果储能电站项目持续盈利，本钢板材余气资源综合利用发电项目和两江龙盛储能电站二期项目顺利投产实现盈利等。
　　4.其他收益7,228万元，占营业利润的10.91%，主要系农网还贷政府补助、移民迁建补偿、储能电站建设补贴以及农村小水电增效扩容改造补助等自递延收益转入当期收益，以及博联热电收到的财政奖励扶持资金等
　　5.公允价值变动收益4,930万元，占营业利润的7.44%。主要系电力投资公司持有其他非流动金融资产公允价值变动收益3,049万元，交易性金融资产公允价值变动收益1,319万元。
　　6.资产处置收益2,858万元，占营业利润的4.31%，主要系全资子公司长兴电力处置220KV京东方变电站剩余部分工程资产获得的收益以及全资子公司重庆三峡水利电力集团万州有限公司（以下简称“万州公司”）和重庆乌江实业集团有限公司（以下简称“乌江实业”）线路资产拆迁补偿款和土地征收补偿款。
　　7.资产减值损失14,868万元，占营业利润的-22.43%，主要系对长兴电力、贸易锰业等业务资产组计提商誉减值损失、非商誉资产分摊的剩余减值损失以及存货跌价准备等。
　　8.信用减值损失7,375万元，占营业利润的-11.13%，主要系按账龄法计提信用减值损失以及单项计提信用减值损失。
　　9.其他业务利润亏损9,355万元，占营业利润的-14.12%，主要系勘察设计安装业务和锰业及贸易业务等亏损。
　　（二）主要工作开展情况
　　1.固本培元，持续巩固配售电基本盘
　　一是多措并举，克服报告期内高温天气和强对流天气等不利因素影响，充分发挥地方电力要素保障平台作用。压紧压实各级主体责任，抓牢抓细水电调度、外购电协调、电煤采储、电力设备设施检修维护等多项保供举措，自有水电发电量同比提升12.66%，配售电量创同期历史新高，迎峰度夏期间连续返送重庆电网电力达52万千瓦，展现了负责任地方电力企业社会责任担当，获重庆市地方主管部门高度肯定。二是增加网内电源配置，逐步实现多能互补，持续提高自有发电能力。投资约12.77亿元的重庆市级重点项目涪陵白涛1×49万千瓦热电联产项目及其配套送出工程按期建成，投资约4,700万元的万州武陵（二期）15.6兆瓦分布式光伏并网投运。三是深入研判电网运行现状及区域用电需求趋势，统筹编制“十五五”电力规划。新增投资3.95亿元，持续改善建强网架结构，优化电网运行方式，提升电网供电能力、可靠性和智能化水平。四是全面推进“四个责任体系”建设，构建全员安全履责体系。严格执行安全风险“年、月、周、日”管控机制，重点开展重大、高频安全隐患“百日攻坚”、安全生产“雷霆行动”，深入推进安全生产标准化管理，落实重大活动、重要时段安全生产电力保障，报告期内安全生产形势整体平稳有序。
　　2.逐绿向新，战略推进市场化新业务
　　一是坚定“围绕大用户、开发大项目”的发展思路，聚焦重点区域、重要行业，开发有产业协同效应的“源网荷储”一体化、能源站（岛）、能源托管等项目。本钢板材高压作业区2x135兆瓦余气资源综合利用发电项目正式投运；万州经开区九龙园8万千瓦热电联产二期项目主体工程基本完工；重庆市第九人民医院两江分院天然气分布式能源项目基本具备供能条件；择优审慎开发网内外优质新能源，运营光伏项目规模超82兆瓦。二是聚焦珠三角、长三角等优势、协同区域，积极开发新型储能业务，目前公司新型储能规模近1.2吉瓦时。进一步优化储能电站运营策略，积极参与区域辅助服务，提升可调节资源规模，不断提升储能项目综合收益。2025年公司实现综合能源营业利润13,591万元，盈利能力逐年提高。三是进一步夯实西南、华东区域市场。自营市场化交易电量规模超65亿千瓦时，创2020年重组完成以来新高。持续深化绿电品牌建设，进一步拓展绿电交易范围，全年累计完成绿电交易电量3.52亿千瓦时。四是把握重庆市加快推进虚拟电厂建设政策契机，三峡水利聚能云虚拟电厂正式上线。深入研究“零碳园区”“零碳企业”区域性配套政策，挖掘园区企业绿色、低碳能源需求，发挥虚拟电厂聚合调节功能，累计接入多类型资源91.85兆瓦，覆盖资源场站59个，连续两年通过重庆市负荷管理中心能力校核。同时在储能运营、现货交易、市场化售电业务拓展等方面发挥虚拟电厂支撑价值，力争提供增量收益。
　　3.革新图强，高效构建科学治理体系
　　一是根据新《公司法》及证券监管新规并结合公司治理实际，及时完成了包括《公司章程》《股东会议事规则》等在内的十余项公司核心法人治理制度的全面修订工作。同时，顺利完成董事会换届、监事会取消和董事会审计委员会职能衔接等重大治理工作，进一步优化股东会、董事会、经理层运作机制，内控体系建设不断完善，规范化运营质量切实提高。二是充分发挥战略主导作用，全面评估“十四五”战略发展规划落地成效及存在问题，统筹开展“十五五”战略发展规划编制。重点专题研究储能、虚拟电厂等新业务领域，探索下一阶段新业务发展方向。三是持续深化改革，高质高效完成法人户数及层级压降专项工作。健全法治合规风险管理制度体系和组织体系，完善合规风险动态与定期识别评估机制，搭建起合法合规审查、合规风险事件管理、合规管理评审及报告等运行机制，报告期内公司合规管理体系顺利通过中国质量认证中心认证。加强审计监督，构建闭环管理体系，依法依规依纪开展责任追究。全面衔接预算指导管控与综合计划执行管控，抓实项目全过程管理。保持公司AA+优质信用评级，灵活融资方式。持续强化干部多岗位锻炼，加强人才梯队建设。四是完善落实“四位一体”的信息披露机制—信息收集智能化、职能分工明晰化、审核流程标准化、内容覆盖全面化，提高披露信息的可比性与可读性，充分保障投资者知情权。深耕“大投关”格局，逐步构建“走出去+请进来”双轮驱动的沟通生态以及“精准推介+广泛沟通”双管齐下的投关工作机制，实现与投资者立体式、多元化的良好沟通交流。公司于2024年、2025年连续两年荣获中国上市公司协会“董事会最佳实践案例”，公司经营质量、治理水平、信息披露等工作持续提升。
　　4.强根铸魂，党建引领赋能改革发展
　　在服务改革发展中，公司党委充分发挥总揽全局、协调各方的领导核心作用，各级纪检组织充分发挥监督保障执行、促进完善发展作用。一是重大决策部署落实落地。扎实有序开展深入贯彻中央八项规定精神学习教育，坚持“学查改”一体推进，纪律规矩见行见效；平稳有序完成党建“双重管理”体制改革落地，对标抓实“八个规范”自查自纠等5个专项工作促提升，基层基础全面夯实；清单化推进党的二十届四中全会精神学习宣贯，着力提升“第一议题”和中心组学习质效，理论指导实践扎实有力。二是领导核心作用充分彰显。推动党的领导融入公司治理机制延伸贯通至三级法人单位，持续提升党的领导融入公司治理能力；严格落实民主集中制，定期研究安全生产、合规风险、生产经营保供电、新业务拓展、意识形态及保密等战略性、全局性工作；健全党建考评体系，常督严考传导管治压力，党建责任落实机制更加完善闭环。三是全面从严治党纵深推进。从严正风肃纪反腐，推动完成内部巡察和巡察整改、追责及评估，巡察整改成果刚性运用；开展“两违”专项整治问题整改和“四项经费”等专项监督回头看，监督质效稳步提升；依法依规处置信访举报，同查同治筑牢风腐防线。四是融合共促增强向心合力。持续推动企业品牌形象拓展升华，ESG报告再获A级评定；融入中心打造特色党建品牌，企业文化体系初步形成，宣传文化提质增效；成功举办技能竞赛、五周年迎新等大型活动，统战群团服务发展合力显著增强。
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.清洁低碳能源优势
　　在我国“碳达峰、碳中和”目标的牵引下，电力行业将延续低碳发展趋势，推进能源电力供应结构低碳化转型，水力发电、风力发电、太阳能发电等清洁能源发电模式将迎来较好机遇。公司现有电站主要为水力发电，在建电源主要为燃气机组和新能源机组，同时，公司“十四五”期间大力推进的综合能源、储能和市场化售电等业务，符合国家发展战略且密切协同中国长江三峡集团有限公司（以下简称“三峡集团”）产业发展方向，低碳能源优势明显，公司市场竞争能力得以进一步加强。
　　2.配售电产业基础优势
　　目前，公司已形成资产规模较大、盈利能力较强的配售电主业，具备稳固的主业发展能力和较强的资源整合能力。公司的配售电网络涉及重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县等区域，掌握了稀缺的配电网市场资源，供电网络与国网重庆电力、湖北电网及南网贵州电网均有联网，供电安全可靠性高，供区划分明确，在区域内有相对稳定的政府合作基础和用户群体，在市场资源整合和开拓方面具备显著的存量市场先入和增量市场先发优势。同时，公司拥有一批年富力强、专业知识全面、经验丰富的管理者和电力生产、销售的技术人才队伍，公司电力经营管理和业务拓展得到了更加可靠且强大的保证。
　　3.灵活的体制、机制优势
　　公司兼具规范的上市公司治理和市场化的运营管理等特点，且公司股权结构多元，拥有中央国资、地方国资、民营资本等股东背景，能够在能源结构、电源组织、资本运作、市场资源、技术支持等方面充分发挥国有资本和非国有资本的各自优势，促进公司与各方互利共赢、融合共进，为公司高质量发展创造了有利条件。充分结合公司市场化业务高度竞争的实际，不断探索以董事会为核心的授权决策机制，深度激发公司内生发展活力。同时，公司积极探索建立市场化激励约束机制，确立了以目标考核为导向，灵活多样，覆盖全面的激励约束与考核体系，有效激发了公司全体员工的工作热情和创造潜力，为实现公司高质量发展打下了坚实基础。
　　4.规范、高效的公司治理优势
　　公司一直严格按照《公司法》《证券法》《上市公司治理准则》和中国证监会、上海证券交易所的有关法律法规的要求，不断完善公司法人治理，规范公司运作，提高公司质量。通过近年来富有成效的内控制度和体系建设，优化完善股东会、董事会、审计委员会、经营层议事规则等一系列内控制度，在股东会作为公司权力机构的基础上，发挥党委“把方向、管大局、保落实”作用和董事会“定战略、做决策、防风险”作用以及经营层“谋经营、抓落实、强管理”作用。逐步构建了权力机构、决策机构、监督机构和经营层之间权责法定、权责透明、协调运转、有效制衡的管理机制并有效运行，形成了具有本公司特色的规范、高效的公司治理，并有力推动着公司商业合作、业务拓展、人才招募等经营活动。
　　报告期内，公司核心竞争力未发生重要变化。
　　五、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　1.电力生产、供应
　　（1）行业发展趋势
　　发电方面，2020年以来，我国围绕电力行业“双碳”目标，持续出台相关政策，引导和推动电力生产端的节能降碳、绿色转型。在电力需求增长以及能源工业绿色低碳转型发展关键时期，我国清洁能源机组的高质量、可持续发展，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系和新型电力系统提供了坚强保障。2025年，全口径煤电发电量同比下降1.9%，煤电发电量占总发电量比重为51.1%；全口径非化石能源发电量4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重为42.9%，同比提高3.4个百分点。2025年，全口径风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的主体。
配售电方面，国务院、国家发改委、能源局先后出台《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》《关于进一步完善分时电价机制的通知》《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》《关于建立煤电容量电价机制的通知》《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》《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》《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》《关于完善发电侧容量电价机制的通知》《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》《关于促进电网高质量发展的指导意见》等文件，提出全面放开燃煤发电和新能源上网电价，取消工商业目录销售电价，建立电网代理购电、煤电两部制电价、新能源可持续发展价格结算等机制，健全了辅助服务价格机制，更为客观、科学、系统地指导了新形势下电力市场改革的方向。特别是《关于促进电网高质量发展的指导意见》，整体性锚定电网高质量发展新航向，创造性提出新型电网平台发展新理念，系统性部署新型电网平台建设新任务，标志着电网侧市场化改革又迈出了重要一步，有利于更好发挥电网在电力资源配置中的重要作用，推动电网企业迈向更高质量发展阶段，促进电力行业高质量发展、保障电力安全稳定供应、支撑新型电力系统建设、服务能源绿色低碳转型。
　　（2）主要优势
　　发电环节具备优势。公司自有装机主要为水电、热电联产和新能源机组，符合国家产业政策导向，具有明显的低碳环保优势，未来可持续性发展优势明显。同时，结合重庆能源结构转型，公司目前正在积极谋划开展网内各类电源项目投资建设，强化网内电源保障。公司自发电能力的持续提升，可更大程度替代外购电量，控制综合购电成本，提升经营业绩。
　　配售电专业人才优势。公司拥有成熟的配售电管理专业团队，集结了来自各方的优秀配售电人才，公司的人才队伍持续壮大，并构建了相对完备的信息化系统，与其他市场主体相比，有比较明显优势。公司将进一步完善人力资源管理体系，逐步优化人才结构，推进实施市场化选人用人机制，强化人才引进、培养与考核，加强公司在配售电环节的竞争力，持续提高公司盈利能力。
市场和区位优势。公司多年深耕电力业务所在区域，与当地政府有着良好且稳固的政企关系，是当地政府打造招商引资名片和坚强能源要素保障的重要平台。同时，公司高度重视用户开拓，依托所在区域较强的工业优势，拥有了一批高质量大工业用户，用户维系及获取能力较强。
　　（3）可能面临的困难
　　当前，受所处流域来水变化、高成本外购电以及电力市场培育困难等因素影响，公司存量业务盈利能力持续受到挑战。为此，公司紧密围绕战略规划，以“打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司”战略目标为坚实导向，做大电源、做强电网、做优市场服务，实现供电规模、服务质量与绿色低碳发展协同提升，进一步增强竞争力和抗风险能力，打造区域领先的绿色电力保障标杆。
　　2.综合能源服务
　　（1）行业发展趋势
　　转型趋势更加明显。随着“双碳”任务深入部署和电力市场化改革深入推进，国家能源电力行业加速向清洁化、智能化和市场化转型，新能源、储能和电动重卡等综合能源领域在政策支持和技术进步的推动下快速发展，电力市场和综合能源系统逐步成熟，低碳转型和可持续发展趋势更加明显。
　　竞争持续加剧。目前，综合能源服务市场化程度较高，竞争激烈，优质项目获取难度大。传统电力企业、其他能源企业均在快速布局，新兴互联网企业也纷纷加入市场，持续加剧市场竞争。当前市场中，掌握大量电力用户资源和核心技术的企业具备先发优势，仍占据相对主导地位。
　　技术加速革新。目前综合能源系统（如热电联产、风光储一体化）提升了能源利用效率，得到广泛应用；能源管理系统（EMS）和物联网技术的应用，推动了能源管理的智能化和精细化。未来，综合能源服务将依托“互联网+”技术和信息化技术应用逐步向“电碳”耦合方向发展，形成用户侧“能源+碳资产”综合服务模式；用能负荷管理规模将从“单一”向“聚合”转变，虚拟电厂等技术的应用将促进管理水平持续提升。
　　（2）主要优势
　　公司在综合能源业务领域已完成初步布局，具备较明晰的发展方向和较稳固的业务基础，依托配售电和市场化售电业务掌握规模化用户群体，形成产业发展所需的市场基础。同时，公司灵活的管理体制和激励机制为开拓市场化业务提供了良好的支撑。
　　（3）可能面临的困难
　　公司对综合能源领域的前沿技术储备相对薄弱，关键技术掌握不足且现有人员专业结构无法满足综合能源业务规模化开拓的需要，在竞争激烈的综合能源服务市场中未形成有绝对竞争力的商业模式。为此，公司将进一步优化完善能源规划设计、优化运行、定制服务能力，持续塑造和提升发展综合能源业务的核心竞争力；同时进一步创新、优化激励机制，畅通人才引进渠道，尽快建立核心人才队伍，服务综合能源产业发展。
　　(二)公司发展战略
　　紧扣配售电、综合能源、新能源三大业务，持续夯实存量配售电产业，积极打造四大产业发展平台，稳步推进产业延伸，建成“以配售电为基础的一流综合能源上市公司”。
　　深耕广拓，规模化发展配售电业务。做深做透现有配电业务、抓好存量资产提质增效。大力开展市场化售电业务，积极开拓新增配电业务，推进配售电业务向外拓展。
　　突出优势，特色化拓展综合能源业务。依托配售电业务基础，发挥产业协同作用，扎实开发综合能源市场，加强储能等新技术储备和新业态研究，提升方案制定能力和项目实施能力。
　　精准布局，差异化开拓新能源业务。以“自营”和“新能源项目增值服务”为重要方向发展新能源业务，探索新能源业务“差异化”发展之路。
　　(三)经营计划
　　2026年是“十五五”规划开局之年，公司将坚定围绕“打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司”战略目标，坚持稳中求进、进中提质，保持战略定力，聚焦主责主业，推进党建与业务深度融合，持续深化改革赋能，更好统筹发展和安全，强健核心功能，深化融合发展。
　　2026年，公司计划完成售电量153.20亿千瓦时，将重点抓好以下工作：
　　1.坚持强基固本，持续巩固配售电基本盘
　　持续精益电力生产管理，坚决扛牢电力保供政治责任，确保电力安全可靠供应。打造坚强能源保障平台，提升供电保障能力，加快推进网内电源和线路项目工程，做大电源、做强电网、做优市场服务，主动探索地方电网融入全国统一电力市场。全力巩固拓展电力营销，建立健全电价管理机制，持续优化电力营商环境，稳步提升售电规模。集中力量聚焦攻坚克难，谋划涪陵白涛燃气机组经营发展最优方案，坚定推进锰业退出。
　　2.坚持提质增效，推动新空间高质量发展
　　高质量运营开拓综合能源，建立项目运营风险动态检测体系，提升核心风险的响应化解能力，保障已投运项目收益稳定，加速推进重点项目建设和资源获取。高标准打造储能核心竞争力，动态优化新型储能业务发展中长期专项规划，围绕重点地区拓展用户侧储能，推动区域项目集群发展。高水平夯实电力交易能效，聚焦重点区域市场，稳健参与现货市场，提升电力交易综合收益。高协同探索提升数智赋能，提升虚拟电厂实用化水平。
　　3.坚持管理革新，全面激发高质量发展动能
　　持续提升改革效能，优化调整各治理主体权责边界，持续推进“双压”工作，加强同类同质业务整合、剥离长期亏损及非主业业务。持续规范管控治理，对标管控优化方案，完成制度新增和修订，完善绩效考核与激励约束体系，探索建立中长期激励机制，深化业财融合与流程再造、健全采购与物资管理体系。持续向管理要效益，深挖内部潜力，优化资源配置，控制管理成本。持续加强投资管控，聚焦主责主业，择优拓展新兴业务。
　　4.坚持除险固安，持续提升安全合规管理水平
　　时刻坚守安全底线，持续健全完善全员安全生产责任体系与安全生产管理机构，深化双重预防机制建设。不断强化合规管理，聚焦主业合规与穿透监督，全面落实各业务领域合法合规审查。做精做细风险防控，全面开展年度风险评估，建立客户信用评价及授信体系，实现逾期应收款“压存控增”。强化审计监督，构建事前防范、事中控制、事后评价的闭环管理体系。
　　5.坚持党建领航，系统提升服务中心大局能力
　　持续强化大局把控，深入开展党内专项教育，推动党的领导与公司治理深度融合，对标高水平党建标准，实现体制机制有效融合。常抓不懈从严治党，强化政治监督，推进公司作风建设常态化长效化，推进政治巡察全覆盖，排查重点领域风险，提升“三不腐”效能。全面激发组织活力，适时完成“两委”换届选举，推动“三基”建设全面对标提质。巩固拓展品牌形象，优化“两网一微一刊”，构建“大宣传”格局。
　　(四)可能面对的风险
　　1.宏观经济波动风险
　　公司所处电力行业是国民经济重要的基础性行业，宏观经济情况与工商业用电需求密切相关，会对公司电力生产经营产生影响。
　　对策：公司将积极加强与用户的沟通交流，跟踪用户生产经营情况，并结合市场变化情况，适时调整生产经营策略，强化风险管控，不断提升风险管理水平，加强精细化管理，确保生产经营平稳有序。
　　2.经营风险
　　一是公司目前网内新增电源开发和后期运营存在较大挑战，优质的自有电源尚且不足，长期面临外购电组织难度大、电力市场难以扩张等问题。二是公司部分区域电力用户受外部政策管控以及自身生产经营困难等因素影响，导致其用电量减少甚至停产，对公司电力业务基本盘稳健经营造成一定压力。三是受行业周期波动、市场价格不稳以及自身生产经营存在困难等内外部因素影响，公司涉锰业务对公司经营业绩持续带来较大不确定性；四是公司应收款项规模较大，面临一定的款项回收和诉讼压力。五是公司商誉规模较大，可能因区域电力市场萎缩、用户电价下降等造成减值风险。
　　对策：一是统筹各区域电网协同，跨省跨区向外部电厂购电，加强与相关外购电单位的协调，深化与其合作关系，保障公司电网可靠运行。加快已决策的电源点项目建设，积极谋划已投产电源最优运营方案，同时持续论证其他电源点投资建设可行性，提升自发电水平，强化电源保障。二是强化电力营销，充分发挥电力要素优势，千方百计促成停产企业复工复产，转产企业尽早建成投产。同时，跟进区域招商引资利好政策，推动更多优质项目落户供区，培植拓展新的电力市场。三是厘清涉锰业务经营发展思路，有序推进锰业股权转让方案，争取尽快降低涉锰业务对公司业绩造成的影响。四是加强客户信用评级管理，持续动态跟踪重要客户生产经营情况，加大应收款项考核力度，明确清收责任，通过诉讼等一系列合法手段切实保证款项回收。五是持续加大力度拓展培育电力用户，提升售电规模，提高商誉所涉及标的资产盈利能力，防范商誉继续减值风险。
　　3.政策风险
　　配售电业务政策风险：国家及重庆市发改委先后出台了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》《关于进一步完善分时电价机制的通知》《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》《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》《关于完善发电侧容量电价机制的通知》《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》等文件等一系列关于电力市场化改革的重要文件，提出了有序放开燃煤发电上网电价、取消工商业目录销售电价、明确输配电价功能、推动新能源项目入市并通过市场交易形成上网电价、允许新能源项目绿电直连以及明确新型电网平台功能定位等改革内容。随着上述电力市场化改革的不断深化，新型电力系统建设对区域电网灵活性、智能化水平提出更高要求，公司所处行业与竞争环境愈发复杂，公司存量配售电业务规模与效益受到政策与市场双重挤压，通过购售电价差盈利的传统经营模式面临不确定性，亟待探索相适应的发展方式。
　　新业务发展政策风险：公司大力拓展的综合能源、储能以及市场化售电等属于较强政策驱动型业务，投资收益与经营效益受国家及行业政策导向影响较大。
　　环保风险：公司蒸汽供应和锰矿开采、电解锰加工等产业存在粉尘、噪声、废气和废水等污染物排放，随着国家安全环保治理日趋严格，新的标准、监管政策陆续出台，公司相关产业可能存在增加环保投入、遭受环保处罚甚至因环保要求不达标而面临关停的风险。
　　对策：一是密切关注电力市场化改革政策动向，加强政策研究，提前布局，加大电源投入，提升自有电源供应和保障能力。同时，积极参与市场竞争，通过虚拟电厂辅助方式挖潜增效，拓展供区内外配售电业务，对冲电力市场化改革可能带来的相关风险，推动存量配售电业务稳定经营。二是紧密跟踪新业务市场政策情况，与当地政府、相关机构保持紧密沟通，争取相关政策支持，加强培育项目自身独立盈利能力和新业务市场拓展力度，最大程度减少政策对项目的影响。三是密切关注环保政策动向，建立健全环境保护管理体系，明确职责和相关工作要求，加大环保技术研发和设施投入，严格按照最新环保要求组织生产。
　　4.管理风险
　　随着战略发展规划的不断践行，未来公司体量进一步扩大，内部管理面临多重考验。既要在稳经营、优布局与培育新质生产力间精准把控节奏，兼顾短期效益与长期战略；又要在市场化竞争中，化解合规与发展的适配难题，守牢安全经营底线。
　　对策：一是加快公司内部的管理融合、业务融合和文化融合，增强企业凝聚力。二是充分发挥市场化选人用人机制优势，推进人力资源改革，制定相关制度并逐步构建新的薪酬考核激励机制，强化考核和人才引进、培养机制，保障公司战略性发展的用人需求。三是不断完善内控制度建设和体系建设，促进内部控制闭环管理的有效实施，防范管理风险，推动公司治理规范化水平的不断升级，为公司高质量发展保驾护航。
　　5.新业务盈利能力不及预期的风险
　　能源行业变革迭代不断，公司适应新形势下发展的挑战日益增加，市场化新业务关键核心技术和可复制推广的商业模式不足。新业务在市场竞争激烈、产能爬坡、回报周期较长的背景下，其盈利能力在短期内还没有形成对公司业绩的有力支撑。同时，新业务扩张还需应对技术迭代、成本管控与人才储备不足等问题。
　　对策：一是聚焦构建新型电力系统的关键任务，加大优质项目投资并购力度，应用新技术、布局新业态、打造新模式，推动综合能源产业高效转型。二是向新求质，着力探索打造三峡水利大型能源项目管理能力、电力市场交易能力、虚拟电厂运营能力、能源个性化服务能力等，不断提升盈利水平和企业价值。三是进一步健全投资管理制度体系，对投资运作及投资项目全生命周期管理进行规范，聚焦主业科学选择投资项目，加强投前考察论证，强化法律风险审查，强化投后全过程跟踪管理，有效防范执行风险。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）主营业务及经营模式　　1.主营业务　　报告期内，公司主营业务未发生重大变化，目前的主营业务为电力生产、供应，综合能源服务等业务。其中，电力生产、供应属于核心业务。　　2.经营模式　　（1）电力生产、供应　　电力生产的业务模式：公司目前主要自有电力来源为75万千瓦的水电装机以及少量的新能源发电机组，同时具备网内电源统调能力，所发电量通过公司的配电网络销售给重庆万州、涪陵、黔江等供电区域内的电力用户。　　电力供应的业务模式：公司的骨干电网覆盖重庆市多个区县，并与重庆市、贵州省、湖南省、湖北省等电网联网运行，供电区域划分明确。除销售自发电力外，... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）主营业务及经营模式
　　1.主营业务
　　报告期内，公司主营业务未发生重大变化，目前的主营业务为电力生产、供应，综合能源服务等业务。其中，电力生产、供应属于核心业务。
　　2.经营模式
　　（1）电力生产、供应
　　电力生产的业务模式：公司目前主要自有电力来源为75万千瓦的水电装机以及少量的新能源发电机组，同时具备网内电源统调能力，所发电量通过公司的配电网络销售给重庆万州、涪陵、黔江等供电区域内的电力用户。
　　电力供应的业务模式：公司的骨干电网覆盖重庆市多个区县，并与重庆市、贵州省、湖南省、湖北省等电网联网运行，供电区域划分明确。除销售自发电力外，还从国家电网、南方电网、网内其他电力生产单位购进电力，通过公司配电网络销售给终端用户。
　　（2）综合能源服务
　　公司综合能源业务主要立足用户用能特性和低碳降耗需求，引进“源网荷储”理念、发挥能源服务专长，投资并运营用户侧分布式能源站（天然气分布式能源站、分布式光伏等）、储能设施，同时从综合供能、节能改造等入手开展合同能源管理，积极探索用户综合能源创新服务。
　　（二）主要业绩驱动因素
　　公司电力生产、供应业绩驱动的主要因素包括售电量的增加、自有电源发电量增加、综合购电成本控制等；公司综合能源服务业绩驱动的主要因素包括项目投资收益增加和运营期获取的相关收益增加。
　　（三）行业情况说明
　　1.行业发展情况
　　根据国家统计局网站显示，2025年上半年在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，统筹国内经济工作和国际经贸斗争，有效实施更加积极有为的宏观政策，国民经济顶住压力、迎难而上，经济运行总体平稳、稳中向好，生产需求稳定增长，就业形势总体稳定，居民收入继续增加，新动能成长壮大，高质量发展取得新进展，社会大局保持稳定。初步核算，上半年国内生产总值660,536亿元，按不变价格计算，同比增长5.3%。分产业看，第一产业增加值31,172亿元，同比增长3.7%；第二产业增加值239,050亿元，增长5.3%；
　　第三产业增加值390,314亿元，增长5.5%。分季度看，一季度国内生产总值同比增长5.4%，二季度增长5.2%。从环比看，二季度国内生产总值增长1.1%。
　　（1）电力生产、供应
　　根据国家统计局网站显示，2025年上半年，规模以上工业发电量45,371亿千瓦时，同比增长0.8%，电力安全保供平稳有序推进，清洁能源发电保持快速增长，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.3%。规模以上工业火电、水电分别下降2.4%、2.9%，规模以上工业核电、风电和太阳能发电分别增长11.3%、10.6%、20.0%。目前，我国已经建成全球规模最大的清洁能源发电体系，规模以上工业水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电占比达35.2%，较上年同期提高2.1个百分点。
　　根据国家能源局网站显示，2025年上半年，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增长3.7%，其中规模以上工业发电量为45,371亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量676亿千瓦时，同比增长8.7%；第二产业用电量31,485亿千瓦时，同比增长2.4%；第三产业用电量9,164亿千瓦时，同比增长7.1%；城乡居民生活用电量7,093亿千瓦时，同比增长4.9%。
　　（2）综合能源服务
　　综合能源服务是一种提供面向终端的能源集成或创新解决方案的新型能源服务方式，包括“综合能源系统+能源综合服务”两方面：其中综合能源系统是指能源供给侧以多能互补、梯级利用和综合供应为核心，协调优化电、热、冷、气、水等多种能源的供应、转化、存储、消费，以提高综合效益的新型区域能源系统；能源综合服务是指通过综合能源系统，对能源需求侧的建设、运维、管理、销售、金融及技术设备等多类型服务需求实施一体化、集成化提供，推动能源的清洁、低碳、安全、高效利用。
　　在国家“双碳”目标牵引下，构建新型电力系统已成为推进新一轮“能源革命”的关键着力点。党的二十大报告强调：“要积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系”，有关部门先后发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《关于进一步推进电能替代的指导意见》《“十四五”现代能源体系规划》等纲领性文件，引导和推动电力生产端、消纳端的节能降碳、绿色转型。2023年，国家能源局发布《新型电力系统蓝皮书》，明确提出要加强电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系等四大体系建设，支持培育壮大综合能源服务商、电储能企业、负荷集成商等新兴市场主体，大力发展综合能源服务。2024年,国家能源局发布《加快构建新型电力系统行动方案》（2024-2027），明确了关于电动汽车充电设施网络拓展行动等9项专项行动，推进新型电力系统建设取得实效。2025年，国家能源局发布《电力辅助服务市场基本规则》的通知（发改能源规〔2025〕411号），首次在国家层面明确将虚拟电厂、独立储能等新型市场主体纳入辅助服务体系，标志着统一电力市场下三个主要交易品种的规则顶层设计基本建立。
　　近年来，国内综合能源服务发展迅速，行业基本面持续改善，供给端电力市场化改革推进产业链价值向下游配售、综合能源服务等环节延伸。发电企业、电网企业、电力上下游企业、社会资本抓住新电改和经济结构转型新机遇，从不同切入点积极探索综合能源服务新业态新模式，实现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术与信息技术数据互通、能源分配方式互济、能源与消费商业模式互利。伴随综合能源服务业务快速发展，用户分布式光伏、综合能源站、能源托管、节能服务等典型业态得到快速发展。同时通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源的源网荷储一体化发展模式逐步清晰。根据国家能源局公布数据，2025年1-6月，全国新增太阳能发电装机2.12亿千瓦，新增风电装机5139万千瓦；截至6月底，全国太阳能发电装机容量达到11亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。另据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年上半年，国内新型储能新增装机达21.9GW/55.2GWh，同比增长69.4%/76.6%。
　　2.公司所处市场地位
　　（1）电力生产、供应
　　报告期内，公司拥有统调电源装机约220.7万千瓦，其中水电装机85万千瓦（含自有水电装机75万千瓦），火电装机131万千瓦，新能源装机4.7万千瓦（主要为网内并网光伏装机）。目前正在有序推进网内自有燃气发电以及分布式新能源发电等电源项目投资建设，持续夯实电力保障能力。供电区域覆盖重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县、两江新区等地，作为所在地区重要的电力供应主体，公司为当地社会经济发展和居民生产生活用电提供着重要的电力能源保障，年均供电量占重庆市年均用电量的10%左右，在所服务地区拥有重要的市场地位。
　　（2）综合能源服务
　　公司2021年发布的“十四五”战略发展规划明确提出特色化拓展综合能源业务，经过四年来的不断摸索尝试，公司综合能源服务明确了以“源网荷储一体化”为主要路线的发展模式，聚焦“能源站（岛），新型储能，绿色交通，新能源，能源托管，市场化售电”等业态，拓展布局“源、网、荷、储”基础资产。公司综合能源业务模式探索、技术积累与初期规模布局已基本完成，相关典型场景开发取得了良好成效，但业务总体尚处于起步阶段，属于综合能源行业新兴主体，公司将持续推动综合能源业务规模化和高质量发展。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，在股东方的大力支持下，在董事会的正确领导下，公司紧密围绕“打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司”的战略目标，虽然经营业绩受下属水电站所处流域来水同比偏枯、资产处置及参股企业投资收益同比减少和下属公司补缴以前年度税款及滞纳金等因素叠加影响，较上年同期存在较大幅度下滑，但是公司上下齐心、攻坚克难、向新求质，持续强化保障长板，售电量创同期历史新高。着力锻造增长新板，综合能源新业务盈利能力进一步释放。公司治理规范高效运行，合规经营发展水平稳步提高。
　　2025年1-6月，公司实现营业总收入48.96亿元，比上年同期52.15亿元下降6.10%；营业总成本47.51亿元，比上年同期49.41亿元下降3.83%；截至2025年6月30日,公司总资产253.68亿元，比年初上升0.66%；总负债141.39亿元，比年初上升1.33%；归属于上市公司股东的净资产110.18亿元，比年初下降0.11%。资产负债率55.74%，比年初上升0.37个百分点。2025年上半年，实现归属于上市公司股东的净利润0.48亿元，同比下降79.07%。
　　（一）主要利润构成情况
　　报告期内，公司实现营业利润12,346万元，主要由以下构成：
　　1.实现电力业务利润17,064万元，占营业利润的138.21%。
　　2.实现综合能源业务利润6,207万元，占营业利润的50.28%，主要系万州经开区九龙园热电联产项目持续盈利和独立/共享储能电站项目通过不断优化调峰调频辅助服务等运营策略，进一步提升了项目综合收益。
　　3.实现其他收益2,620万元，占营业利润的21.22%，主要系农网还贷政府补助、移民迁建补偿、储能电站建设补贴资金以及农村小水电增效扩容改造补助等自递延收益转入当期收益和下属部分子公司收到的扶持资金。
　　4.实现投资收益940万元，占营业利润的7.61%，主要系本期确认联营企业投资收益263万元，理财产品分红及处置交易性金融资产取得投资收益532万元。
　　5.公允价值变动收益237万元，占营业利润的1.92%，主要系公司持有的理财产品公允价值变动收益503万元，全资子公司联合能源持有的上市公司股票公允价值变动收益-266万元。
　　6.信用减值损失4,995万元，占营业利润的-40.46%，主要系按账龄法计提信用减值损失以及转回以前年度单项计提的坏账准备。
　　7.锰业贸易业务利润亏损4,776万元，占营业利润的-38.68%，主要系受贸易业务规模缩减、产能利用率和矿石开采量不达预期等影响，导致本期锰业及贸易业务出现亏损。
　　8.其他业务利润亏损4,006万元，占营业利润的-32.45%，主要系勘察设计业务、运维检修等业务受市场萎缩、竞争加剧及政策调整等多重因素影响出现亏损。
　　9.资产减值损失840万元，占营业利润的-6.81%，主要系本期全资子公司重庆锰都工贸有限公司（以下简称“锰都工贸”）计提金属硅产品存货跌价准备。
　　10.资产处置收益-104万元，占营业利润的-0.84%，主要系全资子公司聚龙电力处置迁改线路产生的损失。
　　（二）主要工作开展情况
　　1.夯实发展根基，持续强化保障长板
　　一是面对上半年流域来水整体偏枯的严峻形势，坚持系统观念、强化底线思维，成立保供工作领导小组，深入研判电力供需形势，以电力安全可靠供应为主线，以保民生、保生产、保安全为重点，提前谋划，多措并举，抓牢抓细水电调度、外购电协调、电煤采储、电力设备设施检修维护等多项保供举措，深挖电力增供潜力，有力保障了公司各供电区域经济社会发展和人民生活的用电需求。同时，持续优化电力营商环境，做精做细配售电业务，上半年完成配售电量68.02亿千瓦时，创同期历史新高。二是立足增加网内电源配置，逐步实现多能互补，持续提高自有发电能力，总投资约12.77亿元的涪陵白涛1×49万千瓦热电联产项目机组具备168h试运条件，并网线路具备电力送出条件。投资约6,500万元的万州武陵（二期）18.3兆瓦分布式光伏发电项目实现投运。投资约3.73亿元的黔江大山6.5万千瓦风电项目完成建设方案优化调整，正在办理开工建设手续。三是立足建强电网结构，提升电力安全稳定供应能力和电网自平衡自适应能力，持续推进城市功能恢复电网改造、农网改造升级等工程。聚焦解决电网结构薄弱环节，重点推进关键输变电工程研究建设，持续改善建强网架结构，优化电网运行方式，供电可靠性、灵活性进一步增强。四是深入贯彻习近平总书记关于安全生产、防汛抗旱等重要论述和重要指示精神，明确年度安全生产总目标，差异化逐级签订目标责任书，实现安全生产责任全员全覆盖。有效运转双重预防机制，针对性加强电网电流全过程、人员密集场所动火作业、工程建设、消防火灾安全管理，上半年公司安全生产形势总体平稳。
　　2.构建新型格局，着力锻造增长新板
　　一是坚定“围绕大用户、开发大项目”的发展思路，聚焦重点区域、重要行业，开发有产业协同效应的“源网荷储”一体化、能源站（岛）、能源托管等项目。中标总价约11.18亿元的本钢板材高压作业区2x135兆瓦余气资源综合利用发电项目主体工程全面完工，整体形象进度近90%。总投资约5亿元的万州经开区九龙园热电联产二期项目整体形象进度过半。总投资约2,650万元的重庆市第九人民医院两江分院天然气分布式能源项目主要设备安装基本完成。大力拓展区域型风光火储多能互补项目，目前正在研究打造示范项目可行性。陆上绿色交通业务逐步向充换电补能、优势区域聚焦，面向优质客户和重点区域精准投放补能业务，自持和控股充换电站18座，电动重卡电池用能累计运营规模约1,300套。紧扣“电化长江”战略，构建船舶充电补能网络，通过项目公司投资启动20艘LNG新能源货运船舶建造。综合能源项目盈利能力逐步释放，2025年上半年实现综合能源营业利润6,207万元，同比上升21.82%。二是进一步优化储能电站运营策略，力争提升项目综合收益，重庆两江龙盛、永川松溉储能电站以及广西平果储能电站积极参与重庆、广西区域一次调频试运行，调峰调频辅助服务效益明显。依托市场化售电资源优势，全面推广“售电+储能”商业模式成功经验，上半年实现用户侧储能签约项目12个，总容量57.29兆瓦时。三是持续开发长江经济带、长三角、大湾区等重点售电市场，大力推广“自营+联营”的售电模式，上半年签约市场化售电用户10,128家，实现市场化售电签约电量292.41亿千瓦时。充分发挥省间绿电资源优势和交易经验，累计完成绿电交易1.2亿千瓦时。三峡水利聚能云虚拟电厂平台主体功能开发整体建设进度100%，为西南区域首批五家通过虚拟电厂需求响应能力校核运营商之一，正在聚合接入市场化售电、新能源拓展、市场化服务等多种类型资源，加快推进“零碳园区+虚拟电厂”应用场景落地实施。四是差异化有序发展公司电网内外新能源业务，巫溪县农光互补40MW二期光伏项目取得建设指标。鞍峡清能投资的本钢板材能源管控中心19.5MWp屋顶分布式光伏项目已全容量并网。
　　3.深化规范运作，显著提升管理效能
　　一是以制度建设为抓手，按照“战略导向、依法合规、持续优化”的原则，立足公司法人治理及经营管理实际，及时制定或修订了十余项涉及投后管理、网络安全、项目建设等方面的制度。同时，开展关于完善公司二级公司规章制度体系的专项行动，推动“协调运转、有效制衡”的治理机制向基层延伸，进一步提高公司规范化运营质量。二是充分发挥战略主导作用，对“十四五（2021-2025）”战略发展规划的完成情况进行系统总结，进一步优化完善战略规划体系编制思路，有序推进“十五五(2026-2030)”战略发展规划编制工作，开展源网荷储一体化、虚拟电厂、绿色交通等新业务领域专题研究，积极探索下一阶段新业务发展方向，全面系统勾画公司未来发展蓝图。三是坚持依法合规经营，严守法律底线，强化履行“三道防线”合规管理职责，加大审计监督面，重点覆盖新业务、新领域、新市场等领域。搭建投资计划管理体系，严格执行投资评审与过程监管，严控工程变更和支付节奏。制定《投资项目后评价管理办法》，实现投资管理流程闭环。启动存量参控股股权清理优化，稳步实施法人户数及层级压降方案，进一步提升集团化管控效能，降低运营风险。深入规范人力资源管理工作，压减冗杂编制，有效执行工资总额管理，全面落实从严管理干部要求，持续推动组织机构优化。四是高质量合规开展信息披露和投资者关系管理工作，面对强监管的常态化趋势，公司主动作为，将合法、合规、有效贯穿于信披工作的全过程，逐步完善“四位一体”的信息披露机制—信息收集智能化、职能分工明晰化、审核流程标准化、内容覆盖全面化。在深度吃透规则和深刻理解公司业务的基础上，让每一份公告合法合规有效，提高了披露信息的可比性与可读性，充分保障投资者知情权。积极开展投资者关系管理工作，深耕“大投关”格局，逐步构建“走出去+请进来”双轮驱动的沟通生态以及“精准推介+广泛沟通”双管齐下的投关工作机制。通过召开业绩说明会，路演和反路演，股东大会，邀请投资者实地考察等活动，实现与投资者立体式、多元化的良好沟通交流。
　　4.强化党的领导，正确把牢发展方向
　　公司各级党组织在服务中心大局中强化“把方向、管大局、保落实”的政治领导核心作用，各级纪检组织以正风肃纪严监督筑牢高质量发展保障。一是思想聚力见行见效。有力有序开展深入贯彻中央八项规定精神学习教育，一体推进学查改，严抓集中研讨、读书班、党课辅导、警示教育、自查自纠和整改整治，着力解决制约高质量发展的作风问题，纪律规矩入脑见行；严格落实“第一议题”制度，深化党委理论学习中心组学习，有效筑牢政治忠诚根基，提升理论转化效能。二是党的领导融合贯通。着力完善和夯实基层治理基础，强化制度执行力监督，开展各二级单位落实治理制度情况专项检查，党的领导在完善公司治理中全面加强、上下贯通；严格落实民主集中制，定期研究安全生产、全面风险管理、合规管理、内控治理体系、生产经营保供电及新业务拓展等，深度服务大局、助力中心，推动党的领导力转化为治理执行力。三是队伍建设选优配强。从严规范干部队伍管理，开展干部人事档案专审，持续净化选人用人风气；加大干部交流力度，畅通干部交流渠道。四是政治生态向上向好。巩固扩大监督管理效能，高质量完成第三轮政治巡察，加强巡察整改监督，提升巡察监督工作质效；持续推进“两违”排查整治，深化廉洁文化建设，深入推动执纪问责由“惩治极少数”向“管住大多数”拓展。五是同心同向凝聚合力。持续实施基层党建“规范化、项目化、品牌化”，深入推动党建工作向中心工作聚焦用力；紧密围绕中心工作强化主题宣传，编制发布2024年度ESG报告并再获第三方机构评定等级A级，着力提升工团宣同心同向合力，汇聚起改革发展强大动力。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.清洁低碳能源优势
　　在我国“碳达峰、碳中和”目标的牵引下，电力行业将延续低碳发展趋势，推进能源电力供应结构低碳化转型，水力发电、风力发电、太阳能发电等清洁能源发电模式将迎来较好机遇。公司现有电站主要为水力发电，在建电源主要为燃气机组和新能源机组，同时，公司“十四五”期间大力推进的综合能源、储能和电动重卡充换储用一体化等业务，符合国家发展战略且密切协同中国长江三峡集团有限公司（以下简称“三峡集团”）产业发展方向，低碳能源优势明显，公司市场竞争能力得以进一步加强。
　　2.配售电产业基础优势
　　目前，公司已形成资产规模较大、盈利能力较强的配售电主业，具备稳固的主业发展能力和较强的资源整合能力。公司的配售电网络涉及重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县等区域，掌握了稀缺的配电网市场资源，供电网络与国网重庆电力、湖北电网及南网贵州电网均有联网，供电安全可靠性高，供区划分明确，在区域内有相对稳定的政府合作基础和用户群体，在市场资源整合和开拓方面具备显著的存量市场先入和增量市场先发优势。同时，公司拥有一批年富力强、专业知识全面、经验丰富的管理者和电力生产、销售的技术人才队伍，公司电力经营管理和业务拓展得到了更加可靠且强大的保证。
　　3.混合所有制企业的优势
　　公司作为三峡集团践行国家电力体制改革和混合所有制改革的试点平台，兼具规范的上市公司治理和市场化的运营管理等特点，且公司股权结构多元，拥有中央国资、地方国资、民营资本等股东背景，能够在能源结构、电源组织、资本运作、市场资源、技术支持等方面充分发挥国有资本和非国有资本的各自优势，促进公司与各方互利共赢、融合共进，为公司高质量发展创造了有利条件。充分结合公司市场化业务高度竞争的实际，不断探索以董事会为核心的授权决策机制，深度激发公司内生发展活力。同时，公司积极探索建立市场化激励约束机制，确立了以目标考核为导向，灵活多样，覆盖全面的激励约束与考核体系，有效激发了公司全体员工的工作热情和创造潜力，为实现公司高质量发展打下了坚实基础。
　　4.规范、高效的公司治理
　　公司一直严格按照《公司法》《证券法》《上市公司治理准则》和中国证监会、上海证券交易所的有关法律法规的要求，不断完善公司法人治理，规范公司运作，提高公司质量。通过近年来富有成效的内控制度和体系建设，完善了股东大会、董事会、监事会、经营层议事规则等一系列管理制度，充分发挥党委把方向、管大局、保落实的领导作用，构建了权力机构、决策机构、监督机构和经营层之间权责明确、运作规范、相互协调、相互制衡的管理机制并有效运行，形成了具有本公司特色的规范、高效的公司治理，并有力推动着公司商业合作、业务拓展、人才招募等经营活动。
　　报告期内，公司核心竞争力未发生重要变化。

　　四、可能面对的风险
　　1.宏观经济波动风险
　　公司所处电力行业是国民经济重要的基础性行业，宏观经济情况与工商业用电需求密切相关，会对公司电力生产经营产生影响。
　　对策：公司将积极加强与用户的沟通交流，跟踪用户生产经营情况，并结合市场变化情况，适时调整生产经营策略，强化风险管控，不断提升风险管理水平，加强精细化管理，确保生产经营平稳有序。
　　2.经营风险
　　一是公司目前网内新增电源处于大规模投资建设阶段，自有电源尚且不足，长期面临外购电组织难度大、电力市场难以扩张等问题。二是公司部分区域电力用户受外部政策管控以及自身生产经营困难等因素影响，导致其用电量减少甚至停产，对公司电力业务基本盘稳健经营造成一定压力。三是受电解锰行业供给侧改革、市场需求降低以及自身原材料供应不足、生产成本高企等内外部因素影响，公司涉锰业务对公司经营业绩持续造成较大负面影响。四是公司应收款项规模较大，面临一定的款项回收压力。五是公司商誉规模较大，2024年度已计提商誉减值0.39亿元，可能存在进一步减值风险。
　　对策：一是统筹各区域电网协同，跨省跨区向外部电厂购电，加强与相关外购电单位的协调，深化与其合作关系，保障公司电网可靠运行。加快已决策的电源点项目建设，力争早日投产发电，同时持续谋划论证其他电源点投资建设可行性，提升自发电水平，强化电源保障。二是持续强化电力营销，充分发挥电力要素优势，千方百计促成停产企业复工复产，转产企业尽早建成投产。同时，跟进区域招商引资利好政策，推动更多优质项目落户供区，培植拓展新的电力市场。三是厘清涉锰业务经营发展思路，研究谋划锰业经营改善具体实施路径，争取尽快降低涉锰业务对公司业绩的负面影响。四是加强客户信用评级管理，持续动态跟踪重要客户生产经营情况，加大应收款项考核力度，明确清收责任，采取切实有效的回收措施。五是重点提升商誉所涉及标的资产盈利能力，加大对外业务拓展力度，优化资源整合，防范商誉继续减值风险。
　　3.政策风险
　　电力市场化改革风险：国家及重庆市发改委先后出台了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》（发改价格〔2021〕689号）、《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）、《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号）、《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》（国能发电力〔2024〕59号）、《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）、《关于有序推动绿电直连的通知》（发改能源〔2025〕650号）等一系列关于电力市场化改革的重要文件，提出了有序放开燃煤发电上网电价、取消工商业目录销售电价、明确输配电价功能、推动新能源项目入市并通过市场交易形成上网电价、允许新能源项目绿电直连等改革内容。随着上述电力市场化改革的不断深化，公司存量配售电业务规模与效益受到政策与市场双重挤压，公司通过购售电价差盈利的传统经营模式面临不确定性，亟待探索相适应的发展方式。
　　新业务发展政策风险：公司大力拓展的综合能源、储能以及市场化售电等属于较强政策驱动型业务，投资收益与经营效益易受国家及行业政策导向影响较大。
　　环保风险：公司蒸汽供应和锰矿开采、电解锰加工等产业存在粉尘、噪声、废气和废水等污染物排放，随着国家安全环保治理日趋严格，新的标准、监管政策陆续出台，公司相关产业可能存在增加环保投入、遭受环保处罚甚至因环保要求不达标而面临关停的风险。
　　对策：一是密切关注电力市场化改革政策动向，加强政策研究，提前布局，加大电源投入，提升自有电源供应和保障能力。同时，积极参与市场竞争，通过虚拟电厂辅助方式挖潜增效，拓展供区内外配售电业务，对冲电力市场化改革可能带来的相关风险，推动存量配售电业务稳定经营。二是紧密跟踪新业务市场政策情况，与当地政府、相关机构保持紧密沟通，争取相关政策支持，加强培育项目自身独立盈利能力和新业务市场拓展力度，最大程度减少政策对项目的影响。
　　三是密切关注环保政策动向，建立健全环境保护管理体系，明确职责和相关工作要求，加大环保技术研发和设施投入，严格按照最新环保要求组织生产。
　　4.管理风险
　　随着战略发展规划的不断践行，未来公司体量进一步扩大，管理半径持续扩张，新业务将面临管理融合、模式调整、人才储备、技术创新及市场开拓等方面的挑战。
　　对策：一是加快公司内部的管理融合、业务融合和文化融合，增强企业凝聚力。二是充分发挥市场化选人用人机制优势，推进人力资源改革，制定相关制度并逐步构建新的薪酬考核激励机制，强化考核和人才引进、培养机制，保障公司战略性发展的用人需求。三是不断完善内控制度建设和体系建设，促进内部控制闭环管理的有效实施，防范管理风险，推动公司治理规范化水平的不断升级，为公司高质量发展保驾护航。
　　5.新业务盈利能力不及预期的风险
　　能源行业变革迭代不断，公司适应新形势下发展的挑战日益增加，市场化新业务关键核心技术和可复制推广的商业模式不足。新业务在市场竞争激烈、产能爬坡、回报周期较长的背景下，其盈利能力在短期内还没有形成对公司业绩的有力支撑。
　　对策：一是聚焦构建新型电力系统的关键任务，加大优质项目投资并购力度，应用新技术、布局新业态、打造新模式，推动智慧综合能源产业高效转型。二是向新求质，着力探索打造聚合自身数据特色和资源优势的数字能源管控系统、智能（微）电网及储能技术应用等基础设施建设，打造三峡水利大型能源项目管理能力、电力市场交易能力、虚拟电厂运营能力、能源个性化服务能力等，不断提升盈利水平和企业价值。三是进一步健全投资管理制度体系，对投资运作及投资项目全生命周期管理进行规范，聚焦主业科学选择投资项目，加强投前考察论证，强化法律风险审查，强化投后全过程跟踪管理，有效防范执行风险。 收起▲