一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　报告期内，公司业务分发电业务与环保业务。发电业务以水力发电及流域水电站新能源一体化综合开发运营为核心，业务布局涵盖湖南、广西区域，在湖南省内开展水力发电、风力发电、太阳能发电；在广西壮族自治区内主要开展水力发电业务；环保业务主要涵盖大气治理、市政水处理、固危废处理等相关业务。　　一、水电新能源一体化运营　　构建水风光多能互补体系，打造清洁能源运营平台。公司依托以沅水流域为主的梯级水电站资源优势，在湖南省内战略性开拓清洁能源项目，开展水电、风电、光伏等清洁能源的开发、建设、生产、经营等全周期管理，同步提供配售电及电力相关产业的科研开发、技术咨询、... 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，公司业务分发电业务与环保业务。发电业务以水力发电及流域水电站新能源一体化综合开发运营为核心，业务布局涵盖湖南、广西区域，在湖南省内开展水力发电、风力发电、太阳能发电；在广西壮族自治区内主要开展水力发电业务；环保业务主要涵盖大气治理、市政水处理、固危废处理等相关业务。
　　一、水电新能源一体化运营
　　构建水风光多能互补体系，打造清洁能源运营平台。公司依托以沅水流域为主的梯级水电站资源优势，在湖南省内战略性开拓清洁能源项目，开展水电、风电、光伏等清洁能源的开发、建设、生产、经营等全周期管理，同步提供配售电及电力相关产业的科研开发、技术咨询、工程建设、运行维护、检修等全流程配套服务，形成“水风光并济”的综合型电力运营模式。做好发电运行管理，充分发挥长洲水利枢纽利润“稳定器”作用。截至本报告期末，公司控股水电装机586万千瓦，新能源装机338.68万千瓦，清洁能源装机占比达100%。依托以清洁能源为核心的能源结构优势，公司呈现出强劲的盈利能力、优质的资产质量与突出的抗风险能力，实现经济效益与社会效益协同提升。
　　二、生态环保综合服务
　　聚焦烟气治理、水务环保、催化剂及特许经营，打造综合环保服务。报告期内，公司承接脱硫脱硝除尘工程7.92亿元；特许经营业务在运项目28个、装机5735万千瓦，新增2个项目，900万千瓦装机。特许经营业务涵盖东北、西北、西南、华北、华中等区域与全机组等级，依托大数据与区域中心实现专业化、集约化管理；报告期内催化剂业务中标2.4亿元；高孔数、超低温、燃机脱硝等技术国内领先并实现出口与项目应用；水务业务掌握废水零排放、智慧水处理、核电水处理等核心技术，深耕火电市场同时拓展市政、海水淡化等非电领域，培育新盈利增长点。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　报告期内，公司面对复杂严峻的外部环境和艰巨繁重的改革发展任务，深入贯彻习近平总书记重要指示批示精神，坚持一手抓管理整合、一手抓经营发展，核心指标优于预算进度，为全年目标完成奠定了坚实基础。报告期内，公司实现营业收入60.55亿元，上年同期追溯调整后，同比上涨2.45%；实现利润总额16.05亿元，上年同期追溯调整后，同比上涨25.24%；归母净利润11.90亿元，上年同期追溯调整后，同比上涨123.14%。
　　1.深耕资本运作，上市平台竞争优势持续夯实。公司2025年11月水电资产顺利注入，建成水电上市平台。2026年7月，抢抓发行窗口，成功募集43.6亿元配套资金，重大资产重组圆满收官，公司资产负债率下降4个百分点。公司规范配套募集资金使用，签订公司、银行、券商三方募集资金监管协议。立足水电平台功能定位，研究后续集团公司水电资产注入路径，系统推进水风光一体清洁能源产业布局。密切跟踪资本市场动态，建立与投资者的常态化沟通机制，主动传递公司战略价值与经营成果，增进市场认同。深化ESG管理实践，切实提升公司治理水平和可持续发展能力，持续夯实公司在资本市场的核心竞争力。
　　2.经营质效持续向好，价值创造能力不断提升。报告期内，公司受益于重大资产重组落地，新增水力发电及流域水电站新能源一体化综合开发运营业务，盈利指标取得较好成绩，价值创造能力不断提升。新并表企业五凌电力、长洲水电通过开展水电机组指标对标和调频性能提升、结合来水调整检修计划等举措，提升设备可靠性和发电能力，同时叠加流域来水较好带动水电资产发电量增长等因素，公司发电业务实现发电量141.95亿千瓦时，营业收入42.57亿元，利润总额15.42亿元；环保业务以经营提质、市场开发、产业发展、科技创新为抓手，积极克服特许经营量价双降、催化剂原材料成本上升等因素影响，实现营业收入17.98亿元，利润总额0.63亿元，利润重回增长，同比增长21.15%。
　　3.深化改革纵深推进，发展活力持续增强。公司依托重大资产重组完成战略重心转移，发展主线由传统环保业务全面转向清洁能源电力产业，纵深推进全链条体制机制改革。通过平稳有序推进管理整合，实现人员选配上岗，管理制度和业务流程有序衔接，实现了队伍稳定、工作连续、安全有序。破除原有业务发展束缚，优化水电核心资产，产业运营效能、科创动能与市场竞争力同步提升，内生发展活力持续释放。抢抓“十五五”规划机遇，全力争取新能源建设指标，完成湖南省内580万千瓦风电资源摸排，筛选262万千瓦申报规划。重点工程攻坚克难，桃源抽蓄项目主体工程具备开工条件，下库导流洞全线贯通；沅陵县农村能源革命试点中的三个项目被省能源局列为优秀典型案例。
　　4.协同生产营销，主动作为创造价值。水电板块深挖流域联合调度潜力，增发电量，密切跟踪电价、补贴等政策动向，建立跨单位政策信息共享机制，统筹做好机制电价、水电和独立储能容量电价的政策争取与应对，切实把政策红利转化为经营效益。建立“负荷预测—调度指令—执行反馈”闭环管理机制，提升电价预测、精准报价、协同交易能力，加快AI助力电力营销研究应用。持续优化债务结构，压降财务费用，发挥上市平台融资优势，拓宽融资渠道，为重大项目建设和产业扩张提供坚实资金保障。
　　5.严守安全底线，压实责任防风险。全面压实安全生产责任，深入开展隐患排查治理，聚焦大坝安全、地质灾害、老旧设备、“小散远”电站等重点领域，建立隐患长效治理机制，全面落实水电站大坝安全问题整改，推进中小水电管控能力提升。刚性执行安全生产反违章“零容忍”清单和承包商安全管理十条硬措施，对重大隐患整改不力、发生安全事故的坚决追责问责。
　　6.筑牢合规防线，依法治企固根基。深化内控合规管理，严格落实“管业务必须管合规”要求，将核心业务流程和关键岗位合规要求嵌入日常管理，强化穿透式监管和刚性约束，坚决守住不发生系统性风险的底线。健全重大风险“一企一策”台账管理机制，按季度动态更新风险应对措施，严防发生重大风险事件。加强上市公司合规治理，严格落实信息披露要求，将合规审查深度嵌入经营管理全流程，确保各项经营活动始终在法治轨道上规范运行。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　公司整合能源开发、环保治理核心业务优势，依托优质资源禀赋、多元产业布局、先进运营体系、硬核技术实力、完善产业配套及优质人才梯队，构建起全方位、高壁垒的核心竞争力，各板块协同发力形成强劲发展势能：
　　（一）资源规模双优，区域行业领跑：公司坐拥沅水等水力资源核心流域，报告期内，公司在湘水电装机366万千瓦，风电、光伏装机295万千瓦，广西区域水电装机63万千瓦，风电、光伏2万千瓦，多项指标居全省前列；环保板块累计签约脱硫脱硝除尘EPC项目装机超3.82亿千瓦，已投运特许经营装机5735万千瓦，规模与行业地位稳居前列。
　　（二）产业布局多元，全链协同发展：能源板块打造水电+新能源协同发展，积极开展电碳协同并布局新兴产业，绿电、绿证交易区域领先；环保板块构建工程建设、投资运营等四大价值链，业务覆盖全国并拓展海外，形成全产业链服务能力。
　　（三）运营体系先进，管理效率领先：能源板块实施集约化运营、集约化检修、集中采购、集中管理和专业化、标准化、集约化管控，实现新能源场站集中监控、运维、检修管理，发售用一体化协同营销降本增效。
　　（四）技术创新硬核，平台支撑强劲：公司以创新为核心竞争力，构建全链条研发体系，现已累计获得授权专利近千件。牵头或参与制定技术标准9件；获得各类科技创新奖励20项，其中包括省部级及以上奖项1项，行业级奖项14项；拥有多个国家级、省部级科研平台及顶尖实验基地，在水电智能运维、碳捕集、烟气治理等领域掌握核心自主技术，成果落地应用广泛。
　　（五）产业配套完善，产品服务优质：电力板块湖南桃源抽水蓄能电站正式开工，核心产品与服务的市场竞争力持续提升；环保板块具备脱硝催化剂设计、生产、再生、回收全流程服务能力并获得危废经营许可，实现核心产品全生命周期服务。
　　（六）人才梯队优质，团队协同高效：拥有年轻化、高学历、高技能的专业人才队伍，组建有资深专家牵头的研发，团队，深化产学研合作，形成“自主研发+外部协作”的创新模式，构建起高效协同的发展格局，为公司持续发展提供坚实人才支撑。

　　四、可能面对的风险
　　一、经营效益核心风险
　　（一）来水与发电波动风险：沅水流域来水分布不均，叠加极端天气影响，发电量存在不确定性。
　　应对措施：公司通过研判沅水流域水情并联动电网优化水库调度和机组运行，同时开展极端天气专项排查并落实预警、预案等全流程防控措施，最大化提升水能利用率，减少极端天气对发电的影响。
　　（二）多板块盈利承压风险：电力市场化交易深化，水电、新能源上网电价下行压力持续；环保板块传统业务竞争激烈，新兴业务尚未形成稳定盈利，整体收益存在不及预期风险。
　　应对措施：一是积极应对新能源全面入市，聚焦新能源入市规则研究，深入研判新能源入市对电力市场的影响，按照“一省一策”原则制定科学合理的交易策略；二是密切跟踪市场变化，根据供需形势、水情预测、风光资源等市场信息，动态优化调整交易策略；三是狠抓内部产销协同，结合市场交易特点进一步完善内部管理体系，建立适应电力现货的生产、营销协作机制。
　　二、投资与建设管控风险
　　（一）项目收益与合规风险：新能源项目受消纳不足、电价下调影响，存在收益低于预期的风险；桃源抽蓄项目地质条件复杂，存在投资控制、工期延长等风险及具体收益政策不确定性的风险。
　　应对措施：一是建立项目决策清单化管理机制，通过现场调研考察、专题研究论证，落实项目投资边界，锁定项目投资风险。报告期内，落实了桃源抽蓄开工前置条件，并完成开工决策，项目进入主体施工阶段。通过深化工程技术方案、进度管控方案研究，严格控制工程投资和工期，积极争取政策支持；二是多措并举推进平台的资源获取工作，持续跟踪绿电直联、优质风电、光伏资源和消纳及电价政策，研究营销策略。
　　（二）整合与转型衔接风险：重大资产重组后，电力与环保板块在管理体系、人员配置上的融合需持续推进，存在短期整合不及预期风险；传统业务转型与新业务培育周期不匹配，易出现经营衔接不畅风险。
　　应对措施：报告期内，公司围绕重大资产重组整合与业务转型工作推进要求，持续推进电力、环保板块管理体系梳理优化，稳步开展人员统筹配置，加快两大板块业务、人力资源资源共享融合；同步推进中长期发展规划编制，统筹谋划传统业务升级路径与新兴业务培育节奏。依现阶段板块整合有序推进，未发生因体系融合、业务衔接不畅引发的重大风险，后续将持续跟踪整合进度，动态优化工作机制，保障转型工作平稳落地。
　　三、安全环保与运营风险
　　（一）安全生产与设备风险：小水电站和超30年水电站设备本质安全水平低，存在设备事故风险；部分新能源场站布局分散、管理难度大、承包商管理参差不齐，存在安全事故的风险；极端气象灾害多发易发，存在自然灾害风险。
　　应对措施：一是强化运维队伍建设，夯实人员安全保障能力。公司聚焦老旧水电设备隐患、分散新能源场站管控、极端气象灾害三类安全风险推进防控工作。加大技改投入，推进小水电远程集中管控，充实检修力量，提升设备本质安全水平。二是加大现场督查力度，筑牢现场安全防线。公司持续强化生产现场常态化巡查管控，严格落实“四不两直”专项安全检查机制，落实“五必查”检查机制，建立隐患台账，实行闭环整改管理，确保各类现场隐患早发现、早处置、早清零。三是规范承包商管理，落实“一体化”安全管控。严格执行承包商安全“一体化”管理要求，将承包商队伍全面纳入公司统一安全管理体系。持续完善承包商准入、日常考核、信用评价及黑名单管理制度，常态化开展承包商安全履职检查、作业过程督查，杜绝外包作业安全风险。四是完善应急体系建设，提升灾害处置与恢复能力。针对极端气象灾害多发的风险特点，进一步完善防汛防台、极端天气应对等各类突发事件应急预案，细化应急处置流程、岗位职责、处置措施，针对性补齐老旧电站、偏远新能源场站应急短板。最大限度降低灾害和事故造成的生产损失。
　　（二）生态环保合规风险：国家、行业环保政策、标准趋严情况下，部分存量项目生态环保措施存在不满足要求的合规风险；部分增量项目存在生态环保“三同时”落实不到位的风险。
　　应对措施：一是开展环保新规研学。重点落实《生态环境法典》、两高环保司法解释及生态环境监测条例要求，细化生态流量、智能监测建设标准，督导重点项目合规落地；二是开展存量项目生态合规排查整治，对接属地部门化解环保遗留问题。严格执行增量项目“三同时”制度，将生态保护、智能监测要求前置嵌入项目建设，源头防控合规风险；三是强化环保台账督查与分包环保管控，压实各级主体责任。规范生态流量监测运维与数据报送，保障泄放达标。攻坚环保溢流及存量隐患，逐项整改清零，持续夯实环保合规管理基础。四是持续跟踪湖南桃源抽蓄项目部在项目占地及周边植被类型、土壤、水系、野生动物、保护物种、生态敏感区（自然保护区、公益林、湿地、饮用水源、珍稀动植物栖息地）、生态廊道等合规性情况；跟踪指导项目与地方政府和行业主管部门的工作联系，争取获得一定的生态补偿与政策支持。
　　四、财务与现金流风险
　　（一）债务与融资成本风险：带息负债规模较高，新能源、抽蓄项目新增融资需求大，进一步增加了财务费用负担。
　　应对措施：一是争取绿色金融、能源保供、设备更新技术改造等优惠融资政策，持续开展债务优化并压降融资成本，根据项目建设进度合理安排融资节奏；二是拟通过发行债券置换存量项目贷款、签订补充协议下调利率等方式持续优化债务结构，进一步压降存量和新增项目融资成本，严控财务费用支出。
　　（二）资金回笼风险：新能源补贴回收滞后，环保板块应收账款、工程款受地方债务及合作方履约能力影响，回款周期拉长，存在经营性现金流被持续占用的风险。
　　应对措施：一是制定应收账款压降目标，推进重点项目清收，健全考核激励机制，将收款目标纳入季度、年度绩效考核；二是针对重难点收款单位及项目建立“一对一”协调清单，全面梳理账款、核查客户信用，推行一至五星分级风险管控，做到风险早识别、早预警、早处置，持续推动应收账款规模较年初有效压降。
　　五、市场与政策变动风险
　　（一）电力市场竞争风险：电力现货市场试运行规则变动，公司竞争能力不足的风险；电量消纳难度持续加大的风险。
　　应对措施：一是贯彻落实营销体系建设要求，组织所属公司进一步完善营销体系建设，明确了各级职能职责、考核激励等方面内容；二是完善内部协同体系，推进各电源品种产销协同机制建设；三是狠抓市场研判，优化交易策略，结合市场变化不断优化调整交易策略，全力规避低价风险和弃电风险；四是切实做好项目开发，坚持以市场为导向，择优选取消纳情况好电价水平高的区域，合理把控项目开发节奏。
　　（二）政策不确定性风险：电力体制改革相关政策落地与配套措施存在不确定性；新兴产业电价政策不清晰，盈利模式不确定，存在影响项目未来收益的风险。
　　应对措施：一是建立定期与政府能源主管部门对接沟通机制，跟踪各类政策制定过程，合理反映市场主体合理述求；二是推荐优秀骨干人才加入政府工作专班，深度参与政策起草、规则修订等，第一时间获取政策信息；三是强化政策学习宣贯，积极参与绿电、绿证、碳配额交易，做好业务与各类政策的有效衔接；四是大力推进绿电直连、算电协同等新兴产业政策研究，推进相关业务的资源拓展工作。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　报告期内，公司业务分发电业务与环保业务。发电业务以水力发电及流域水电站新能源一体化综合开发运营为核心，业务布局涵盖湖南、广西区域，在湖南省内开展水力发电、风力发电、太阳能发电；在广西壮族自治区内主要开展水力发电业务；环保业务主要涵盖大气治理、市政水处理、固危废处理等相关业务。　　一、水电新能源一体化运营　　构建水风光多能互补体系，打造清洁能源运营平台。公司依托以沅水流域为主的梯级水电站资源优势，在湖南省内战略性开拓新能源项目，布局水电、风电、光伏等清洁能源的开发、建设、生产、经营与销售，同步提供配售电及电力相关产业的科研开发、技术咨询、工程建设、运行维护等... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　报告期内，公司业务分发电业务与环保业务。发电业务以水力发电及流域水电站新能源一体化综合开发运营为核心，业务布局涵盖湖南、广西区域，在湖南省内开展水力发电、风力发电、太阳能发电；在广西壮族自治区内主要开展水力发电业务；环保业务主要涵盖大气治理、市政水处理、固危废处理等相关业务。
　　一、水电新能源一体化运营
　　构建水风光多能互补体系，打造清洁能源运营平台。公司依托以沅水流域为主的梯级水电站资源优势，在湖南省内战略性开拓新能源项目，布局水电、风电、光伏等清洁能源的开发、建设、生产、经营与销售，同步提供配售电及电力相关产业的科研开发、技术咨询、工程建设、运行维护等全流程配套服务，形成“水风光并济”的综合型电力运营模式。聚焦长洲水利枢纽核心资产，充分发挥其利润“稳定器”的作用。截至本报告期末，公司控股水电装机586万千瓦，新能源装机326.68万千瓦，清洁能源装机占比达100%，依托以清洁能源为核心的能源结构优势，公司呈现出强劲的盈利能力、优质的资产质量与突出的抗风险能力，实现经济效益与社会效益协同提升。
　　二、生态环保综合服务
　　聚焦烟气治理、水务环保、催化剂及特许经营，打造综合环保服务。2025年承接脱硫脱硝除尘工程15.34亿元，外部订单占比19.38%；特许经营业务在运项目26个、装机4835万千瓦，涵盖东北、西北、西南、华北、华中等区域与全机组等级，依托大数据与区域中心实现专业化、集约化管理；报告期内催化剂业务中标5.70亿元，近三年订单年均增长10%以上；高孔数、超低温、燃机脱硝等技术国内领先并实现出口与项目应用；水务业务掌握废水零排放、智慧水处理、核电水处理等核心技术，深耕火电市场同时拓展市政、海水淡化等非电领域，培育新盈利增长点。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　公司布局的电力与生态环保两大行业，均处于绿色低碳转型深化、市场化改革提速的关键阶段，整体呈现机遇与挑战并存、深度融合相互赋能、区域发展分化显著的总体格局。
　　（一）电力行业：绿色转型全面提速，市场化与区域分化加剧
　　1.用电需求稳中有进，结构持续优化：2025年，全社会用电量累计103682亿千瓦时，同比增长约5.0%，第三产业与城乡居民用电成为主要增长极，充换电、数字新基建等新兴服务业用电高速增长。区域用电分化明显，湖南、广西用电保持正增长，但广西用电增速长期低于全国平均增速，增长动力相对不足。
　　2.绿色转型取得里程碑突破：2025年底全国风光装机占比达46.5%，历史性超过火电成为第一大电源；湖南、广西风光装机占比分别达到44.7%、47.43%，清洁能源装机与发电量占比持续提升。水电在新型电力系统中调节保障、调峰填谷价值凸显，水风光一体化互补运行成为主流发展方向。
　　3.电力市场化改革全面落地：新能源发电全面参与电力市场，上网电价由市场机制形成，全国电力现货市场基本实现全覆盖，湖南、广西均启动现货连续结算试运行方式，传统标杆电价机制退出。市场竞争加剧，新能源电价处于下行趋势，盈利模式面临重构。
　　4.区域供需格局分化显著：全国电力供需总体平衡，但区域结构性矛盾突出。广西电力装机连续4年两位数增长，总装机突破1.2亿千瓦，区域电力供需阶段性宽松；水电项目面临承担不平衡电费分摊、政策性让利等多重压力。湖南电力市场供需相对平稳，发展环境较为稳健。
　　（二）生态环保行业：政策市场双轮驱动，变革提质迫在眉睫
　　1.发展机遇持续释放：全球能源绿色转型与国内“双碳”目标、美丽中国建设纵深推进，叠加“十五五”煤电升级改造、新能源大规模投产，释放超百亿吨碳减排空间，环保市场需求刚性增长。依托集团能源产业布局，公司在传统大气治理领域拥有较为稳定的内部市场；“沙戈荒”大基地建设带动“生态治理+新能源+环保服务”融合发展，打开增量新空间。
　　2.行业模式深度变革：环境治理由末端治理向全生命周期、全流程管控升级，由单一治理向“水、土、气、固废”综合协同管控转型；“无废城市”“固废十条”等政策推动行业规范化、标准化发展。行业竞争由价格比拼转向技术、资金、运营、资源整合综合实力竞争，发展模式从政策主导向“政策+市场+技术”三轮驱动转变，全国碳市场逐步完善，减污降碳协同成为新赛道，技术迭代与盈利模式创新成为核心竞争力。
　　3.挑战依然突出：市场竞争加剧导致传统煤电环保特许经营项目盈利空间收窄，存在毛利率偏低、现金流承压、市场拓展不足、新兴业务培育滞后等问题，转型升级任务紧迫。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，公司作为国家电投集团水电产业专业化管理与投融资平台，深入贯彻落实国家“双碳”战略及能源安全新部署，紧扣国家电投集团“均衡增长战略”，统筹发展与安全、规模与效益，以资产重组为契机优化业务布局，依托重大资产重组完成战略升级与业务布局优化，形成“水电清洁能源全产业链运营+生态环保综合服务”双核心业务格局。
　　2025年，受益于重大资产重组顺利落地，水电板块成为公司盈利压舱石，盈利达预期，科技赋能、管理创效、产业提质等工作取得显著成效；环保业务受市场影响，盈利保障不足，部分新能源板块受行业因素影响经营承压，但公司整体业绩呈现稳中有进的发展态势。
　　1.重组整合落地：2025年10月底重大资产重组完成资产交割，11月中旬完成对价股份发行，水电资产顺利注入，建成水电上市平台。2026年1月，公司正式更名为“国家电投集团水电股份有限公司”，股票简称“电投水电”。本次重组注入586万千瓦核心优质水电资产，涵盖长江第三大支流湖南沅水流域及广西长洲水利枢纽等核心项目，公司资产质量与核心业务规模显著提升。2.发电业务突出：报告期内，五凌电力在来水整体偏枯且分布不均的不利条件下，通过流域梯级水库优化调度，水能利用率提升8%，发电耗水率同比降低0.38立方米/kWh，水电发电量144.46亿千瓦时,其中提质增效增发电量4.618亿千瓦时，有效保持了盈利稳定。公司水电业务实现发电量178.88亿千瓦时，实现营业收入47.13亿元，利润总额9.63亿元，成为公司核心盈利支柱。3.环保业务攻坚：环保板块获取集团内开工建设装机600万千瓦，投运装机396万千瓦，新增投运规模在五大发电集团环保企业中排名第一。环保板块报告期内获取订单22.55亿元，催化剂市场订单金额创近10年新高。
　　4.科技成果转化：水电领域建成国家能源水电智能远程运维技术研发中心，AI视觉识别无人机巡检、水电智能运维系统等技术广泛推广，覆盖集团公司65%水电装机，创新产品销售619套，科技成果转化实现外部收入超8000万元，创历史新高。环保领域碳捕集技术保持国际领先，热耗指标进一步下降5%。自主研制的碳捕集装备、二氧化碳加氢制甲醇催化剂通过中试验证并实现市场化应用，成功打造省部级能源废弃物循环利用减污降碳的原创技术策源地、产业生态集聚试验地，为行业高质量发展树立了新标杆。
　　5.管理效能提升：持续推进组织管控体系优化，完成“压层减户”工作，实现核心业务集中管控，取消部分区域环保运营业务管理层级，开展“设计+市场”一体化改革试点，集约化管理水平显著提升。打造生产管控体系集团标杆，实现集中营销、监控、维检100%全覆盖，人均运维容量达行业领先水平。建强干部人才队伍，突出“业绩为先”用人导向，优化干部年龄与专业结构，建立轮岗交流与双向交流机制，实施与经营业绩挂钩的薪酬分配机制，向创利岗位、科研骨干和一线岗位倾斜。法人治理持续规范，厘清各治理主体权责界面，获评长江经济带ESG标杆企业、上市公司董事会典型实践案例等多项荣誉。
　　6.安全合规筑牢：深入推进安全生产治本攻坚，扎实开展专项工作，全年未发生安全质量环保目标控制事故事件，连续8年实现“零事故、零重伤”，多次获评省级安全生产优秀单位。成功应对特大洪水，圆满完成全国两会、迎峰度夏度冬等重要时段保供任务。发布实施新能源与水电本质安全评价技术标准，智能安防平台上线运行。狠抓环保督察整改，持续加大投入，着力解决设施老化、在线监测等突出问题。织密法律合规风险防线，重大案件取得胜诉或达成和解，有效挽回与避免经济损失，审计自查问题按期全部整改到位，历史遗留问题与经营风险得到有效化解。
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　公司整合能源开发、环保治理核心业务优势，依托优质资源禀赋、多元产业布局、先进运营体系、硬核技术实力、完善产业配套及优质人才梯队，构建起全方位、高壁垒的核心竞争力，各板块协同发力形成强劲发展势能：
　　（一）资源规模双优，区域行业领跑：公司坐拥沅水等水力资源核心流域，2025年在湘水电装机366万千瓦，风电、光伏装机283万千瓦，广西区域水电装机65万千瓦，风电、光伏2万千瓦，多项指标居全省前列；环保板块累计签约脱硫脱硝除尘EPC项目装机超3.75亿千瓦，已投运特许经营装机4835万千瓦，规模与行业地位稳居前列。
　　（二）产业布局多元，全链协同发展：能源板块打造水电+新能源协同发展，积极开展电碳协同并布局新兴产业，绿电、绿证交易区域领先；环保板块构建工程建设、投资运营等四大价值链，业务覆盖全国并拓展海外，形成全产业链服务能力。
　　（三）运营体系先进，管理效率领先：能源板块实施集约化运营、集约化检修、集中采购、集中管理和专业化、标准化、集约化管控，实现新能源场站集中监控、运维、检修管理，发售用一体化协同营销降本增效。
　　（四）技术创新硬核，平台支撑强劲：公司以创新为核心竞争力，构建全链条研发体系，报告期内，公司积极开展168个科技创新项目。现已累计获得授权专利987件。牵头或参与制定技术标准9件；获得各类科技创新奖励20项，其中包括省部级及以上奖项1项，行业级奖项14项；拥有多个国家级、省部级科研平台及顶尖实验基地，在水电智能运维、碳捕集、烟气治理等领域掌握核心自主技术，成果落地应用广泛。
　　（五）产业配套完善，产品服务优质：电力板块落地沅陵农村能源革命试点、中南最大清洁供暖等配套项目，核心产品与服务的市场竞争力持续提升；环保板块具备脱硝催化剂设计、生产、再生、回收全流程服务能力并获得危废经营许可，实现核心产品全生命周期服务。
　　（六）人才梯队优质，团队协同高效：拥有年轻化、高学历、高技能的专业人才队伍，组建有资深专家牵头的研发团队，深化产学研合作，形成“自主研发+外部协作”的创新模式，构建起高效协同的发展格局，为公司持续发展提供坚实人才支撑。
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年，公司实现营业收入121.52亿元，同比增长157.33%，上年同期追溯调整后，同比下降15.90%；实现利润总额17.40亿元，同比增长1571.29%，上年同期追溯调整后，同比下降11.98%；归母净利润5.32亿元，同比增长1379.91%，上年同期追溯调整后，同比下降34.07%。报告期内，公司圆满完成重大资产重组工作，顺利注入水力发电及流域水电站新能源一体化综合开发运营业务，助力公司净利润同比大幅增加；追溯调整后，受重组过程中实施湖南省外新能源资产剥离影响，公司营业收入、利润同比相应减少，加之重组相关中介服务费用增加，同时叠加环保板块工程业务亏损等综合因素，共同导致本期经营业绩出现相应变动。主要情况如下：
　　(一)电力业务情况
　　2025年，实现营业收入78.13亿元，同比减少19.69%，实现利润总额17.30亿元，同比减少7.63%，主要是因为沅江流域来水偏枯导致水电发电量下降、湖南省外新能源资产剥离共同影响使收入利润下降。
　　（二）环保业务情况
　　2025年，实现营业收入43.39亿元，同比减少8.10%，利润总额0.1亿元，同比减少90.09%，主要是因为环保工程业务产值下滑、重组支付中介服务费用，鲲鹏项目及装备公司应收款项计提减值准备等因素影响。
　　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
　　当前，世界百年未有之大变局加速演进，地缘政治格局调整、国际经贸规则重塑及产业链竞争加剧，外部发展环境更趋复杂。我国经济社会发展进入新阶段，能源行业正经历深刻变革，新型电力系统构建全面提速。
　　——机遇主要体现在三个方面水电行业：
　　一是价值重构机遇。新型电力系统构建中，水电功能定位已从单纯“电量提供者”，转型为保障电网安全的“压舱石”、平抑新能源波动的“稳定器”、赋能绿色发展的“核心动力”。其精准可控的快速响应能力，是大电网安全稳定运行的关键支撑，系统调节与安全保障价值持续凸显，不可替代的能源支撑地位愈发稳固，为水电产业价值重构提供了战略支点与增长空间。
　　二是融合拓展机遇。“水风光储”一体化基地开发已成为清洁能源发展主流模式，既能实现清洁能源从资源富集区向负荷中心高效输送，也能通过多能互补提升能源综合利用效率与供电可靠性，在保障区域能源安全、提升项目经济性的同时创造显著生态社会效益，为水电与新能源协同发展、企业转型综合能源服务商开辟全新路径。
　　三是效益多元机遇。随着全国电力市场与碳市场日趋成熟，水电企业盈利模式逐步摆脱单一电量收入依赖，向“电力电量收入+辅助服务收入+环境权益收益”多元转型。调峰、调频等辅助服务及绿证、碳汇交易将成为新的效益增长点，容量电价等政策的完善，也为水电产业可持续发展提供坚实制度保障，为挖掘水电资产潜力、创造增量价值打开广阔窗口。
　　一是政策赋能机遇。生态文明建设纳入国家发展核心布局，“十五五”规划锚定美丽中国建设新目标，以双碳目标为牵引推动生态环境系统治理，“固废十条”等政策落地实施，行业监管日趋规范，从末端治理向全流程管控延伸，为环保产业发展划定清晰赛道、提供政策支撑。
　　二是市场扩容机遇。全国能源结构调整提速，煤电、新能源、铝业等领域产能持续扩张，水务、固废处置、碳减排等领域市场需求海量释放，仅“十五五”期间就有超100亿吨碳减排空间，加之能源企业内部环保市场需求稳步增长，为环保企业拓展业务版图、培育增长极创造广阔空间。
　　三是技术升级机遇。行业发展从政策驱动向“政策+市场+技术”协同驱动转型，数智化、绿色化技术迭代加速，碳捕集利用、能源废弃物循环利用、生态治理一体化等技术成为竞争核心，为环保企业通过科技创新打造核心竞争力、实现产业升级提供重要契机。
　　新能源行业：
　　政策市场双驱，规模技术齐升。新能源行业机遇显著，据国家能源局2026年2月数据，2025年我国风电、光伏等可再生能源规模持续扩大，新增装机及累计并网装机均创新高，历史性超过火电，产业规模领跑全球。同时，2025年国家出台多项政策，推动新能源上网电量全面进入电力市场、完善价格结算机制，绿电直连政策拓展应用场景，加之新能源汽车产销量稳步增长带动配套需求，技术迭代持续突破，为行业发展提供了政策、市场与技术多重支撑。
　　——挑战主要表现在三个方面水电行业：
　　一是机制适应挑战。电力市场化改革持续深化，全电源品种加速纳入市场交易，现货市场规模扩大、中长期交易品种丰富，市场竞争愈发激烈。传统水电企业亟需加快从生产主导型向市场经营型转型，提升电价预测、精准营销、协同交易及风险管控能力，在市场化竞争中抢占先机。
　　二是成本管控挑战。优质水电资源日益稀缺，开发重点向生态敏感、建设条件复杂区域延伸，加之环境保护与移民安置标准持续提高，推升了项目开发与运营成本，对水电项目全生命周期经济性管控提出更高要求，需通过精益管理、技术创新破解成本难题。
　　三是数智化转型挑战。2025年9月，国家发改委、能源局联合印发相关实施意见，首次在能源领域系统部署人工智能融合应用，明确要求深化水电等场景推广，标志着“人工智能+能源”上升为国家战略。这既是发电企业应对能源变革的必然要求，也是水电产业抢占发展先机、提质增效的“必答题”，对企业数智化转型能力提出紧迫考验。
　　一是竞争升级挑战。环保市场竞争从单纯价格比拼转向专业化综合实力与价值创造能力的较量，国企民企纷纷加码科技创新、数字化赋能并形成规模效应，传统环保业务盈利空间收窄，新兴业务尚未形成稳定竞争力，行业生存与发展压力持续加大。
　　二是模式成熟挑战。碳市场仍处于培育阶段，减碳降碳相关技术的商业盈利模式尚未成熟，生态治理从单项治理向“水、土、气、固”综合治理转型，对环保企业的技术整合、项目运营及商业模式创新能力提出更高要求，产业转型攻坚难度较大。
　　三是内生发展挑战。环保企业自身存在诸多短板，传统业务毛利薄、治亏扭亏难度大，新兴产业仍处技术示范和市场培育阶段；管理架构与市场发展不匹配，高技术领军人才和业务骨干缺乏；项目点多面广导致安全环保监管难度大，投资经营、法律合规等各类风险亟待化解。
　　新能源行业：
　　竞争制约凸显，发展瓶颈待破。新能源行业面临多重挑战，风电、光伏领域同质化竞争激烈，部分企业盈利承压，市场化改革对企业管控能力提出更高要求。同时，核心技术落地及产业链配套存在瓶颈，关键领域仍有“卡脖子”问题，电网配套滞后、用地保障不足，制约产业高质量发展。
　　(二)公司发展战略
　　为锚定国家电投集团整体战略部署，推动电投水电高质量发展，破解发展瓶颈、凝聚发展合力，明确水电业务阶段性目标、重点任务与实施方向，公司特制定“三步走”发展路径。
　　1.一年打基础：2026年，做好“夯基垒台”
　　健全本部机构设置，加快专业化支撑机构组建，构建“横向协同无壁垒、纵向贯通高效率”的组织运行机制；系统推进建章立制与迭代升级，形成覆盖全业务、全流程、全岗位的制度流程体系，实现管理规范化、流程标准化、执行高效化；深化“选育管用”全链条人才工作，精准引进核心专业人才、系统培育内部骨干力量，打造政治过硬、专业精湛、作风优良的专业化骨干团队；高质量完成电投水电“十五五”规划，研究制定公司水电产业专项实施方案，全力推动重点项目开发提速、新流域布局落地；制定完善权责清单，实现科学精准高效管控；完善水电产业标准化体系，明确工程建设管控要点，深化穿透式管理；全面开展产业数智化转型，启动水电数字化运营监管中心建设；扎实构建本质安全型企业，持续巩固安全质量环保基础，为发展筑牢根基。
　　2.三年大提升：到2028年底，完成“提档加速”
　　实现资产规模与经营效益显著提升，核心竞争力进入行业前列；水电数字化运营监管中心建成投运，数智化转型进入专业赋能阶段，智能监测、智能分析与预测预警、智慧作业等新技术充分发挥作用，实现水电产业穿透式管理，成功打造一批水电标杆企业；基本建成本质安全型企业，风险管控能力显著提升；充分发挥上市公司资本运作功能，在具备条件情况下将国家电投集团核心水电资产注入上市公司，持续提升盈利水平与市值；建成高素质专业化、梯队化人才队伍，实现党建与业务工作深度融合，向行业前列稳步迈进。
　　3.五年创一流：到2030年，建成世界一流水电产业管理平台。
　　全面完成“十五五”规划目标，形成“投产一批、建设一批、储备一批”的良性布局；产业数智化水平实现国内先进，达成全要素协同优化、全过程智能管控，“数字员工”在多领域发挥重要价值；本质安全型企业全面建成，安质环风险管控能力达到行业领先水平；持续优化股权结构与公司治理，实现资产规模、经营效益与社会价值的跨越式增长，公司市值规模力争达到水电板块上市公司的前三；全面建成高素质专业化人才梯队与专家库，强化智力支撑；建成以“产品卓越、品牌卓著、创新领先、治理现代”为核心特征的世界一流水电产业管理平台。
　　(三)经营计划
　　2026年系电投水电挂牌成立后启航拓新、聚力强能的关键之年，亦是公司承接“十五五”规划、开启高质量发展新征程的开局之年。公司锚定“一年打基础、三年大提升、五年创一流”战略路径，紧扣抓实经营任务、建设高质量平台、推动决策落地三大核心方向，坚守传统产业做强做优做大之根基，锚定科技创新与新兴产业培育之核心，锻造一流治理能力之为保障，凝心聚力向世界一流清洁能源企业目标迈进。
　　根据公司2026年度生产经营和发展计划，结合国家宏观经济政策，预计2026年主要经营指标：
　　营业收入：122.49亿元；
　　营业成本：90.55亿元；
　　利润总额：12.55亿元；
　　净利润：9.62亿元；
　　固定资产投资计划：49亿元。
　　资产总额：682.93亿元。
　　（一）强化预算管控与效益提升，筑牢经营基础
　　强化计划预算全周期闭环管控，建立执行与经营绩效指标常态化跟踪复盘机制，精准识别效益影响因素，动态修正执行策略，严控经营卡点，确保利润总额目标落地。抓实电力板块效益提升，以保发电、优电价、促消纳为核心，优化水库调度与设备运维保障发电量，积极参与市场化交易争取优质电价，加强与电网协同拓展消纳渠道，确保电费足额回收，推动电力业务提质创效。
　　（二）深化降本治亏与工程管控，提升盈利水平
　　深化科研技改成果转化，通过工艺优化、管理升级全方位压降经营成本，严控可控费用；强化亏损企业排查，压实治亏责任，实行“一企一策”精准治理，确保亏损额同比有压降。严控工程成本，构建量价“双控”体系，优化设计方案、严控采购与施工环节支出，强化技经管理与采购标准化建设，降低采购成本与周期，提升工程业务毛利率。
　　（三）聚焦战略攻坚与市场拓展，拓宽增长空间
　　以服务国家“双碳”目标为引领，积极适应新型电力系统发展与电力市场化改革，围绕价值创造与核心竞争力提升，紧密跟进国家电力市场化改革进程，关注电价政策动向，依托水电调节能力主动参与电力现货市场与辅助服务市场，创新交易机制与营销策略，实现综合效益最大化。统筹内外资源，深化市场纵深拓展，巩固核心大客户合作，争取新建大火电项目，拓展铝业烟气治理等环保治理相关业务；切入光伏组件回收等新兴领域，培育减碳市场，构建传统与新兴协同发展的多元市场格局。
　　（四）强化科技创新与运营管理，激活发展动能
　　系统推进集团水电产业技术更新、统筹推进水电机组灵活性改造、数智化智慧化赋能安全生产、数智化技术提升工程建设水平、加速数智化应用转型。聚焦科技创新，迭代减碳降碳技术，攻关节能与碳捕集核心技术，开展二氧化碳制甲醇中试示范，完成高精度碳监测系统开发；优化能源废弃物循环利用技术，推动光伏组件晶硅回收率提升至92%以上，推进相关示范项目落地推广。
　　（五）深化财务引领与成本管控，稳定经营大盘
　　加快业财融合，确保“1455”项目全级次单位按期高质量上线。改善资产运营质量，严控“两金”规模，确保营业收现率不低于107.08%；优化债务结构，控降财务费用，力争环保存量贷款利率压降30BP以上。树立“过紧日子”思想，压降非生产性成本，确保完成费用控制目标；主动协商环保电价结算事宜，推动建立长效机制，稳定公司经营基本盘。
　　(四)可能面对的风险
　　一、经营效益核心风险
　　（一）来水与发电波动风险：沅水流域来水预计偏少且时空分布不均，叠加极端天气影响，发电量存在不确定性。
　　应对措施：公司通过研判沅水流域水情并联动电网优化水库调度和机组运行，同时开展极端天气专项排查并落实预警、预案等全流程防控措施，最大化提升水能利用率，减少极端天气对发电的影响。
　　（二）多板块盈利承压风险：电力市场化交易深化，水电、新能源上网电价下行压力持续；环保板块传统业务竞争激烈，新兴业务尚未形成稳定盈利，整体收益存在不及预期风险。
　　应对措施：公司将统筹电力市场交易并制定科学竞价策略，参与多类型电力交易实现稳价增销，通过全要素挖潜推进降本增效，依托远程智能运维系统开展老旧设备隐患治理与故障管控；环保板块优化传统业务成本管控、技改节能并提升EPC项目盈利水平，加快新业务落地，培育新增长点，同时开展存量资产提质增效专项行动，完善激励机制全面提升资产运营效率。
　　二、投资与建设管控风险
　　（一）项目收益与合规风险：新能源项目受消纳不足、电价下调影响，存在收益低于预期的风险；桃源抽蓄项目地质条件复杂，存在工期延长等风险；部分项目用地、用林手续办理滞后，存在合规风险。
　　应对措施：公司将优选优质新能源项目，严格前期测算和造价管控，为桃源抽蓄等重大工程项目制定专项安全质量保障方案，同时完善投资管理制度并执行零容缺投决流程，严格用地、用林、环评等各类合规手续办理，强化项目全流程合规与收益管控。
　　（二）整合与转型衔接风险：重大资产重组后，电力与环保板块在管理体系、人员配置上的融合需持续推进，存在短期整合不及预期风险；传统业务转型与新业务培育周期不匹配，易出现经营衔接不畅风险。
　　应对措施：公司将按期完成资产重组后续工作，统筹推进电力与环保板块管理体系、人员配置的深度融合并实现资源共享，编制公司发展规划，明确传统业务转型与新业务培育的节奏，依托新增电力资产稳定过渡期收益，同时发挥统筹协调作用为新业务项目落地创造良好环境。
　　三、安全环保与运营风险
　　（一）安全生产与设备风险：小水电站和超30年水电站设备本质安全水平低，存在设备事故风险；部分新能源场站布局分散、管理难度大、承包商管理参差不齐，存在安全事故的风险；极端气象灾害多发易发，存在自然灾害风险。
　　（三）应对措施：公司将加强专业运维人员力量，并开展外委人员专业技能培训与考核，强化现场巡查和“四不两直”安全检查力度，严格落实承包商安全“等同化”管理，完善分包商准入、考核及黑白名单制度并督促其落实现场安全管理要求，依托智能运维系统开展设备故障预警和隐患治理，完善各类突发事件应急预案并定期演练，提升设备运行稳定性和生产中断后的快速恢复能力。
　　（二）生态环保合规风险：国家、行业环保政策、标准趋严情况下，部分存量项目生态环保措施存在不满足要求的合规风险；部分增量项目生态环保“三同时”落实不到位的风险。
　　应对措施：公司将强化项目开发、建设、运营全流程环保管控，严格落实“三同时”要求并健全全员环保责任制，定期开展环境影响后评价和风险隐患排查，针对生态敏感区项目制定专项保护措施并加快环保遗留问题整改，将环保要求纳入分包合同并强化分包现场环保监督检查，杜绝环保管控漏洞。
　　四、财务与现金流风险
　　（一）债务与融资成本风险：带息负债规模较高，新能源、抽蓄项目新增融资需求大，进一步增加了财务费用负担。
　　应对措施：公司将精准对接绿色金融及能源保供政策开展债务优化并压降带息负债规模，根据项目建设进度合理安排融资节奏，持续优化债务结构并适度提升直接融资比例，积极争取金融机构优惠利率政策，压降存量和新增项目融资成本，严控财务费用支出。
　　（二）资金回笼风险：新能源补贴回收滞后，环保板块应收账款、工程款受地方债务及合作方履约能力影响，回款周期拉长，存在经营性现金流被持续占用的风险。
　　应对措施：公司将加大新能源补贴回收力度，督促国补核查问题项目整改并力争尽早纳入补贴名录，安排专人跟进补贴发放流程；成立应收款催收工作专班并制定“一企一策”清收方案，发挥领导班子分片区协调和三级清收机制作用，加快电费、工程款等应收账款回款，针对环保电价结算争议开展边界条件测算并一厂一策制定结算方案，充分利用地方化债和绿色转型政策推动资金回流。
　　五、市场与政策变动风险
　　（一）电力市场竞争风险：电力现货市场试运行规则变动，公司竞价能力与交易体系存在适配度不足的风险；电力装机增速远超用电增速，电量消纳难度持续加大的风险。
　　应对措施：公司将完善电力营销组织体系，组建专业营销团队并优化交易工具配置，制定灵活的现货市场竞价策略以规避低价风险，持续跟踪可再生能源消纳政策，加强与电力调度部门的沟通协调，完善“营销牵引、生产协同”体系并推进多电源品种、产销、发售协同，降低新能源限电率，同时优选消纳条件好的区域布局新能源项目，合理把控开发节奏并平衡竞价电价与成交比。
　　（二）政策不确定性风险：电力体制改革相关政策落地与配套措施存在不确定性；新兴产业电价政策不清晰，盈利模式不确定，存在影响项目未来收益的风险。
　　应对措施：公司将加强与政府主管部门的沟通对接，及时反映市场交易合理诉求并积极争取电力交易政策的有利条款，凝聚行业主体共识推动配套保障政策加快落地，紧密跟踪绿证、碳排放、容量电价等政策走向，做好公司业务与各类政策的衔接以保障绿电收益、稳定经营预期，持续关注储能、综合智慧能源等新兴产业政策动态，提前开展项目前期研究和试点探索，待政策明确后推进规模化推广。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　(一)报告期内公司从事的主要业务及经营模式　　报告期内，公司主要业务集中在脱硫脱硝除尘工程总承包、脱硫脱硝特许经营、水务工程及运营、脱硝催化剂制造及再生、新能源等业务，在大气治理领域仍保持在行业前列。　　公司主要业务的经营模式介绍如下：　　1.脱硫脱硝除尘工程总承包业务经营模式：公司通过参与项目投标签订合同，为业主提供脱硫脱硝除尘工程总承包服务，包括工程设计、设备和材料采购、施工、调试、试运行，最后竣工交付业主，从而获得工程建设收益。　　2．脱硫脱硝特许经营业务：根据国家发改委和环保部的相关规定，火电厂将脱硫、脱硝业务以合同形式特许给公司，由公... 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)报告期内公司从事的主要业务及经营模式
　　报告期内，公司主要业务集中在脱硫脱硝除尘工程总承包、脱硫脱硝特许经营、水务工程及运营、脱硝催化剂制造及再生、新能源等业务，在大气治理领域仍保持在行业前列。
　　公司主要业务的经营模式介绍如下：
　　1.脱硫脱硝除尘工程总承包业务经营模式：公司通过参与项目投标签订合同，为业主提供脱硫脱硝除尘工程总承包服务，包括工程设计、设备和材料采购、施工、调试、试运行，最后竣工交付业主，从而获得工程建设收益。
　　2．脱硫脱硝特许经营业务：根据国家发改委和环保部的相关规定，火电厂将脱硫、脱硝业务以合同形式特许给公司，由公司承担脱硫、脱硝设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并达到合同规定的脱硫、脱硝排放标准，公司获得脱硫、脱硝电价补贴及脱硫副产物所带来的收益。
　　3.水务运营业务:公司采取PPP模式(政府和社会资本合作)，BOT模式（建造、运营、移交）等方式进行运营管理。一般根据项目情况，公司以独资或与政府合资方式在当地成立项目公司负责运营水务项目，政府向项目公司授予特许经营权利，签订特许经营协议，授权项目公司代替政府建设、运营或管理水务基础设施并向公众提供相应公共服务，政府根据协议约定向项目公司支付水处理费用。
　　4．脱硝催化剂制造业务：公司通过参与项目投标签订合同，开展设计、组织生产、指导安装，通过性能测试后并获得催化剂产品销售收入。从业主方获取失活脱硝催化剂，进行恢复催化活性的化学处理，反售业主方获得销售收入。
　　(二)行业情况说明
　　2025年上半年，中国环保行业在政策支持与市场需求驱动下稳健发展，行业从传统末端治理向资源化、智能化、全生命周期管理转型，成为生态文明建设重要支柱。政策精准支撑行业升级：生态环境部《减污降碳协同增效实施方案》明确绿色低碳转型方向；工信部推动环保企业向全流程解决方案供应商升级。财政部上半年发行1.8万亿元特殊再融资债券（占全年90%），缓解地方政府债务压力，优化环保企业回款周期。
　　大气治理领域：全国339个地级及以上城市平均空气质量优良天数比例达83.8%（同比+1.0%），PM2.5平均浓度降至32.1微克/立方米（同比-2.4%）。各地严控扬尘、臭氧污染，加速淘汰高排放移动源，煤电新建政策带动脱硫脱硝设施需求。行业需提升技术性价比与服务效率以应对竞争加剧及减排难度加大挑战。
　　水务领域：水的生产和供应业营收2302.7亿元（同比+0.4%）。城镇污水设施建设扩容，龙头企业通过提效实现盈利增长。再生水利用市场启动但处初期，管网配套与市场化机制待完善。资金面优化助力企业探索工业废水零排放等新业务。
　　固废及土壤修复：大宗固废综合利用试点成效初显，重点行业探索源头减量技术。《土壤污染防治行动纲要》加速污染地块修复，2025年专项资金30.8亿元支持农田与工业用地治理。新能源退役电池（2025年预计78万吨）循环利用体系加速构建，但实际再生利用率仅55%，受限于电池来源分散、型号多样及技术瓶颈。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，远达环保全体干部员工坚定“绿能、低碳、生态、科技”转型发展方向，向实而行、用功着力，狠抓强管理、拓市场、谋发展、抓科技、提质效等重点任务落实，呈现出党建引领高质量发展更加显现、安全环保形势总体平稳、“两个赛道”发展提质提速、经营绩效稳健提升、科技支撑产业持续加强等诸多亮点。
　　2025年上半年主要工作开展情况：
　　（一）重大资产重组项目有序推进，取得突破性进展
　　2025年上半年，公司重大资产重组项目取得重大阶段性突破。新能源项目资产3月底前完成出表；“二董会议”“三董会议”“股东大会”圆满召开，各项议程均获得高票通过；项目相继获得国资委评估备案批复、经济行为批复以及市场监管总局经营者集中批复；申报文件规范完整，6月22日提交申请，6月25日获得上海证券交易所受理，为重大资产重组项目顺利推进奠定了坚实基础。交易所于7月8日下发问询函，现正在组织编制回复意见。
　　（二）运营业务整体增长，工程业务持续承压
　　2025年上半年实现利润总额0.52亿元，同比减少0.46亿元，其中鲲鹏项目补提坏账影响0.33亿元，重大资产重组发生中介费、印花税等相关税费0.24亿元，剔除上述影响同比增加0.11亿元。
　　1.环保工程业务经营情况
　　报告期内，工程产值下降，工程业务实现营业收入3.96亿元，同比下降19.35%；由于大额计提坏账以及工程毛利率下降的影响，实现利润总额-0.84亿元（含减值影响0.33亿元），同比增亏0.58亿元。
　　2.特许经营业务情况
　　报告期内，特许经营业务发电量增加，实现营业收入10.72亿元，同比增长4.59%；利润总额1.48亿元，同比增长32.14%。
　　3.水务业务情况
　　报告期内，水务工程产值增加，牡丹江污水处理项目投运，水务业务实现营业收入2.98亿元，同比增长10.78%；实现利润总额0.24亿元，同比增长4.35%。
　　4.脱硝催化剂经营情况
　　报告期内，在2025年各行业需求逐渐增加的背景下，远达催化剂公司积极出击主动扩大市场占有率，上半年市场订单共计87个，中标方量2.4万方。报告期内，脱硝催化剂业务实现营业收入2.47亿元，同比增长18.18%；利润总额0.21亿元，同比增长110%。
　　（三）传统赛道聚势发力，细分市场拓展取得新突破
　　牢牢把握“大火电”建设窗口期，立体攻关重点客户，“大火电”项目开发高质量落地。发布实施《特许经营项目开发指导手册》，严格深前期、严开工。集团公司内，开工桥头、平圩、滨海项目，装机规模598万千瓦；重点跟进及锁定装机规模共计1761万千瓦。集团公司外，与中煤西安院设立合资公司已经董事会审议通过，获取通州湾、鄂州项目开发权。成功中标富源西大型风电总包工程，并获取首个氧化铝回转窑电除尘项目。催化剂公司产品销量同比增长14.34%，并获取首个境外垃圾焚烧催化剂项目。水务公司打破废水零排放单体金额最高记录，并在石化领域创造新的业绩。
　　（四）新兴赛道蹄疾步稳，新质生产力提速培育发展
　　减碳降碳技术升级、市场开发取得新进展。撬装式胺液净化装置在上海长兴岛CCUS项目应用验证。确定碳捕集节能工艺和燃气、垃圾焚烧碳捕集吸收剂试验方案，立项研究碳捕集吸收剂催化解析材料，推进碳捕集成本持续降低，关键指标保持国际领先。获取集团内首个CCUS领域公开招标项目，为碳捕集技术推广应用奠定良好基础。
　　能源废弃物循环利用技术优化、产业落地稳步推进。光伏组件拆解回收方面，能耗持续下降，确定大尺寸组件拆解装备设计思路；积极对接新疆能源化工、贵州金元，跟踪储备废旧光伏组件近1.5万块。废旧电池资源化利用方面，优化精细化拆解和正极材料修复示范线，实现未注液废旧电池电芯拆解验收合格率90%，剥离并修复正极材料超2吨。与相关电池制造商和贸易商建立合作关系，推动构建上下游产业链“生态圈”。固废综合利用方面，比选确定石膏资源化利用技术路线，与贵州金元、重庆公司就技术研究及示范达成初步合作意向。
　　（五）改革攻坚深入推进，一流本部的体制机制更具活力
　　组织效能稳步提升。打表推进改革深化提升行动。“压层减户”任务超额达标。工程公司、特许经营公司、生态能源公司组织调整有序推进。考核分配机制持续优化，公司系统年度任务指标分解精简高效，分层履职考核导向更加鲜明，工资分配向科研骨干及一线苦脏险累岗位倾斜。改革深化与管理创新相融互促，“长兴岛电厂CCUS创新示范”案例入选集团“双碳”优秀经验，2家单位管理创新成果获国家电力投资集团奖项。
　　ESG和公司治理持续优化。正式发布《2024年度ESG报告》，凭借在环境责任、社会责任及公司治理领域的突出表现，获评首届“中国长江经济带ESG标杆企业”及“卓越社会责任企业”荣誉。系统升级权责清单管理事项173项，进一步理清各层级权责界面。推进全级次控股单位监事会及监事的撤销，并完成相关章程修订工作，夯实治理结构基础。
　　下半年，公司全面贯彻落实“衡增长战略”，聚焦“转型发展落地见效、内部管理巩固提升”年度主线，以党建为统领、安全为基础、合规为前提、效益为中心，统筹抓好投资发展、市场营销、工程建设、生产运行、科技创新、改革深化等各方面工作，深化管理提效能，聚势发力齐攻坚，扎实推进公司高质量转型发展落地见效，确保完成全年目标任务。
　　（一）全力推进重大资产重组工作
　　按照公司重大资产重组整体工作安排，细化目标节点，确保履职到位、主动作为，高效合规开展各项工作，确保年内取得证监会注册批复，力争年内完成资产交割。
　　（三）乘势攻坚“大火电”特许经营项目
　　一是加快推动大火电特许经营项目落地。集团公司内，投产桥头、平圩等项目，装机规模2320MW；力争开工建设规模3320MW项目。集团公司外，完成中煤平台公司组建并运作，推进鄂州、通州湾项目工程建设。二是持续优化特许经营开发工作机制。系统研究应对“大火电”跨越式发展对资源整合能力、全链条专业能力、管理服务水平提出的巨大挑战，推行“深严精优”标准化管理，提升项目全寿期管控能力，确保新增特许经营项目为公司经营发展提供坚实支撑。
　　（三）加快推动减碳降碳市场突破
　　一是推动燃气、垃圾焚烧烟气碳捕集吸收剂开发和优化，燃气碳捕集能耗再降10%。完成两种自主知识产权的二氧化碳加氢制甲醇催化剂制备和性能验证。二是加快落地市场化项目。发挥好现有工程、技术服务示范效应，完成撬装胺液净化装置产业化应用。积极跟进长兴岛二期、海南州大基地CCUS项目。
　　（四）推动“三回收”业务产业化发展
　　一是依托光伏组件回收中试示范基地，完成示范线优化升级，力争电耗降低10%以上。紧盯贵州金元等二级单位退役光伏组件处置进展，全年签订废旧光伏组件回收订单不少于5MW。二是打通废旧锂电池拆解回收产线全流程，修复正极材料不少于20吨。构建产业链上下游稳定渠道，签订电池回收业务订单不少于50吨，力争获取正极材料销售订单。积极推进电池回收产业化项目选址和可研，适时开展立项工作。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　目前公司基本形成以工程建设、投资运营、产品制造、技术服务四大价值链为核心，以技术进步和科技创新为支撑的产业架构体系，以环保、节能和水务为主营业务，业务范围涵盖脱硫脱硝除尘工程总承包、脱硫脱硝特许经营、脱硝催化剂制造与服务、水处理工程与运营节能服务、环保物联网大数据服务等多个领域，覆盖全国多个地区，并拓展到海外市场。
　　（一）较强的工程服务能力。报告期内，公司已签约脱硫、脱硝、除尘EPC项目7个，装机容量0.0684亿千瓦，累计建成5个工程7台/套环保装置。截至目前，工程公司共取得国家优质工程金奖、银奖11项；全国市政金杯示范工程奖、中国建设工程鲁班奖、中国安装工程优质奖等奖项。
　　（二）规模化运营能力。截至本报告期，公司已投运脱硫脱硝除尘特许经营装机容量4439万千瓦（其中：脱硫2093万千瓦，脱硝2074万千瓦，除尘272万千瓦），形成了华北、华中、西北、东北、西南五个区域中心，脱硫脱硝特许装机规模居五大发电集团前列,在国内同行业处于前三位。
　　（三）具备完善的脱硝催化剂制造产业链。脱硝催化剂具备设计、生产、催化剂再生、废弃催化剂回收处置的全过程服务能力,取得危废经营许可。
　　（四）领先的技术研发及创新创造能力。公司拥有“国家地方联合工程研究中心”、“国家级企业技术中心”“院士工作站”“博士后工作站”等多个国家、省部级科研平台，是中国烟气脱硝产业技术创新战略联盟的牵头单位。公司拥有全国最大、亚洲第二的合川原烟气净化综合实验基地、国内唯一的催化剂性能检测中心和活性焦脱硫脱硝中试实验基地，可进行烟气脱硫、脱硝、除尘、脱汞、二氧化碳捕集等自主知识产权技术的开发，同时还建成了国内首个万吨级二氧化碳捕集及液化装置，以及水处理综合实验室，搭建了公司环保科技创新、工程示范的重要承载平台。
　　报告期内，公司新增授权专利9件，其中发明专利5件，实用新型4件；公司牵头项目低能耗碳捕集关键技术与成套装备及工程应用获集团科技进步一等奖，"低能耗燃煤燃机烟气碳捕集成套技术"入选《国家重点推广的低碳技术目录(第五批)》，"低能耗碳捕集成套技术及工程应用"获评中国企业联合会"2024年企业绿色低碳发展实践案例"；"燃煤燃气烟气二氧化碳捕集中试验证平台"和"SCR烟气脱硝催化剂中试验证平台"双双入选《中央企业中试验证平台对外开放服务目录（2025）》；牵头完成“重庆市能源废弃物循环利用减污降碳技术创新中心”优化整合，并通过绩效评估获得重庆市科技局认定，成功打造省部级能源废弃物循环利用减污降碳的原创技术策源地和产业生态集聚试验地。

　　四、可能面对的风险
　　1.应收账款风险。项目前期调研不充分、业主资金紧张、结算争议、尾工缺陷等原因，可能导致应收账款回款缓慢，增大公司经营资金压力，影响公司正常经营发展。
　　风险应对措施：一是完善项目开发风险甄别机制，建立风险防控负面清单，加强项目承接风险管控。二是细化项目收款管理，加强重点工程项目、运营项目款项催收。三是加强完工项目尾工缺陷处理，促进总包结算和尾款回收。四是强化资金预算管理，合理安排资金，做好资金保障。五是针对政府运营项目，积极与政府保持沟通和协调，保障项目正常运行，降低应收账款风险。
　　2.市场风险。公司现有传统烟气治理、催化剂制造和工程建设业务市场竞争激烈，CCUS技术、“三回收”等多元化市场处于培育期，若公司市场拓展受限，将影响经营发展。
　　风险应对措施：一是做好客户关系维护，加强现场踏勘，优化技术方案，降低成本造价，提出具有竞争力报价，切实推进项目落地。二是坚持“BOT优先，EPC同步推进”市场拓展方式，强化重点客户的沟通交流，落实“大火电”项目实施的具体进度安排，确保项目开发工作严密有序推进。三是大力拓展“新赛道”业务。重点推动CCUS项目，持续拓展国内国际市场。
　　3.安全环保风险。国家安全环保政策趋严，业务同质化竞争日益激烈，公司QHSE体系应结合新产业、新业态、新技术进行持续的更新优化，若QHSE运行效果不足，工程分包商管控不足、项目质量把关不严等可能给公司项目实施和经营发展带来风险。
　　风险应对措施：一是持续强化安全、质量、环保意识，提高管控能力。开展法律法规和标准规范解读、培训和宣贯，增强全员环保知法守法自觉意识，重点做好对较大及以上风险管控措施动态落实的监督检查和验证。二是持续推进科技兴安，提升安全生产智慧化水平。推动“工业互联网+安全生产平台”实施推广，按照“一事一标准一管理系统”的原则，积极确认个性化功能需求及实施路线，避免重复性工作。三是督促推进节能改造、生态修复和污染治理项目实施，检查技术改造设施运行效果，并进行经验反馈。四是狠抓工程项目分包商管理和项目质量把关，强化考核约束，督促责任落实，防范分包商管控不严和项目质量把关不严给项目实施和经营发展带来风险。
　　4.技术研发风险。公司持续发力推动三回收产业发展，积极布局未来，但创新工作与外部市场结合紧密度需进一步提高，CCUS技术面临从示范项目向规模化商业应用转段，知识产权保护不到位的风险。
　　风险应对措施：一是组织总结公司在烟气污染治理、污水处理等领域工程和运行实践经验，指导相关标准进行优化升级，争取和保持“领跑人”地位，维持竞争优势，做好知识产权保护。二是持续推进“三回收”研究及项目落地推广。三是充分做好知识产权保护工作。建立健全知识产权管理制度，多措并举增强并提高员工知识产权保护意识，加强知识产权的申请、维护、保密管理，对于侵犯企业知识产权的行为，积极采取法律手段维权。
　　5.工程项目管理风险。受“大火电”政策影响，公司存在多项目同时开工、建设的情况，若公司在项目设计、施工、质量、分包商等方面管理存在疏漏，可能导致工程项目管理风险发生。风险应对措施：一是建立重大工程项目日报制和安全生产周例会机制，及时制定突发事项处置方案，并予以落实。二是加强监督检查。对项目关键节点开展现场监督检查，及时发现问题和隐患，督促整改措施落实。三是提高设计文件质量，推行典型化设计和系列化设计，加强重大工程项目的设计质量评审，提高效率、把控质量。四是强化现场管理责任制落实，统筹谋划，加强穿透式监管，深化施工进度及质量管理，五是加强施工承包商安全管理。从采购源头、开工进场、过程监管、排查治理、责任落实等多个角度加强施工承包商管理，落实安全责任，敦促主动履责。 收起▲