一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）行业情况及形势分析　　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... 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）行业情况及形势分析
　　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%。
　　截至6月底，全国累计发电装机容量40.4亿千瓦，同比增长10.8%。其中，太阳能发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长15.8%；风电装机容量6.8亿千瓦，同比增长18.5%；水电装机容量4.54，同比增长3.5%；火电装机容量15.69亿千瓦时，同比增长6.4%。火电装机容量占全国总装机容量比例为38.84%，较上年同期40.4%占比进一步下降。
　　2026年上半年全国规模以上电厂发电量4.75万亿千瓦时，同比增长3.5%。其中，火电发电量3.03万亿千瓦时，同比增加2.9%；水电发电量5,886亿千瓦时，同比增加9.3%；太阳能（光伏）发电3,394亿千瓦时，同比增加12.3%；风电发电量5,591亿千瓦时，同比减少1.9%；核电发电量2,346亿千瓦时，同比减少0.7%。火电发电量占比约63.75%，相较同期64.8%占比，小幅下行。
　　2026年上半年全国发电设备平均利用小时为1,392小时，同比下降113小时。其中，水电1,626小时，同比增加114小时；火电1,926小时，同比下降46小时；风电1,130小时，同比下降7小时，太阳能发电641小时，同比下降60小时。预计下半年风光装机持续大量投产，新能源出力提升，会持续挤压火电发电空间，火电利用小时仍存在压力；2026全年全社会用电量总量区间10.9～11.0万亿千瓦时，同比增速5%～6%。
　　今年以来，能源行业变革和电力市场建设加速推进。
　　1月27日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），要求各地煤电容量电价回收固定成本比例不低于50%，允许各地因地制宜进一步提高煤电容量电价标准，夯实煤电调节电源收益底座，对冲利用小时下滑压力；首次明确建立电网侧独立新型储能容量电价，同步规范抽水蓄能、气电容量电价机制。
　　2月28日，国务院发布《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），完善四层市场体系：中长期市场（压舱石）+现货市场（价格发现）+辅助服务市场+容量市场；推动各类主体全面入市，储能、负荷聚合商、虚拟电厂纳入市场；有序探索全国统一可靠容量市场，扩大省间绿电交易，规范绿电、绿证溯源机制；破除地方保护，禁止违规干预电价、设置市场壁垒。目标是2027年前省级电力现货市场基本实现正式连续运行，打通省间、跨大区交易壁垒。
　　4月8日，国家发展改革委、国家能源局、工信部、国家数据局印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，统筹算力负荷与电力供应，支持数据中心参与电力调节、消纳新能源；鼓励算力设施绿电直连，强化新建数据中心绿电消费要求；推动火电、电网智能化调度，AI辅助负荷预测、机组优化运行。
　　5月18日，国家发改委、工信部、生态环境部、国务院国资委、国家能源局（五部门）印发《重点行业节能降碳改造攻坚三年行动（2026-2028）》通知，旨在推进煤电节能降碳灵活性改造、供热改造；基准水平以下低效煤电产能限期整改；中央预算内投资支持节能改造，配套差别电价、能效监管；目标为2028年底标杆产能占比显著提升，落后低效产能出清。
　　6月13日，国家发展改革委、国家能源局发布《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号）实施非化石能源十年倍增行动，大力发展风电光伏、核电；合理管控煤电总规模，重点推动存量煤电向调节性电源转型，严控单纯新增供电型煤电；规划新型储能、虚拟电厂、特高压输电建设目标；构建“新能源为主、火电兜底调节”的新型电力系统格局。
　　6月5日，发改委、能源局、工信部、交通运输部发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（发改委42号令，8月1日实施），构建双重考核机制，对省级政府考核消纳权重，对重点耗能企业设置可再生能源最低消费比重硬性目标；缺口可通过合规绿证抵扣，考核结果刚性问责；纳入可再生能源**非电利用（绿氢等）拓宽消纳渠道。将持续扩大绿电市场需求，中长期持续提升新能源发电量占比，会持续挤压火电发电空间。
　　6月26日，国家能源局发布《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》，提升煤电能效标杆产能占比；推进低碳化改造；持续扩大非化石能源消费比重；配套源网荷储协同、需求侧响应政策。
　　（二）公司主营业务说明
　　公司是首都大型能源国有控股上市公司，主营业务覆盖火电、风电、光伏发电多种业态，主要管理和控股的发电企业分布在内蒙古、山西、河北、宁夏、河南、湖北等地，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、豫北电网等供电，经营业绩主要来源于发电及供热业务。截至2026年6月末，公司运营装机容量2,501.03万千瓦，其中：火电装机容量2,109万千瓦（不包含已关停的华宁热电30万千瓦机组），集中式风电装机容量293万千瓦，集中式光伏装机容量88.05万千瓦，分布式新能源装机容量10.98万千瓦。上半年新并网察右后旗新能源49万千瓦风电、岱海新能源1.33万千瓦风电，京康新能源14万千瓦光伏。公司新开工在建项目78.235万千瓦，均为新能源发电项目。
　　报告期内，公司控股各运行发电企业累计完成发电量460.54亿千瓦时，同比多发21.59亿千瓦时，同比增长4.92%。其中火电发电量完成433.66亿千瓦时，同比多发18.83亿千瓦时，同比增幅4.54%；新能源发电量完成26.88亿千瓦时，同比多发2.76亿千瓦时。所属企业累计完成供热量5,582万吉焦，同比增供100万吉焦，同比增长1.82%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，公司以“服务首都、精益管理、创新引领、提质增效”为工作主线，以“抓安全，控成本，转作风，促发展”为工作思路，严格落实“四增四提”“四控四降”经营策略。按照“做细减法、做精减减法，做精加法、做实加加法”的管理要求，以价值创造引领综合能源转型，围绕京能电力核心煤电资产，区域化、规模化发展综合能源，形成差异化竞争优势，打造“电热氢储”多能互补的综合能源公司，构建与战略高度匹配的价值创造体系。抓细、抓实年度增收创效专项工作，全方位、多维度推进既定策略，筑实多重保障，锚定年度目标、倾力抢发创效。2026年上半年，完成营业收入165.87亿元，利润总额为26.02亿元。
　　1.强化精益管理，生产经营持续创效
　　全面落实“精益管理年”要求，“做精加法、做实加加法”，实现利润总额、发电量、供热量、度电成本等核心指标优于同期。“做细减法、做精减减法”，有效控制电价、营收降幅，为实现全年生产经营目标奠定坚实基础。
　　2.聚焦转型发展，重点项目稳步推进
　　截至2026年6月末，公司新能源装机占比15.67%，同比提高6.19个百分点。2026年上半年，山西地区寿阳、太古、闻喜、屯留等项目完成前期准备工作；京大150万千瓦风光储项目、四子王旗风电、襄城风电、滑县二期风电、青龙二期风电取得核准批复；京准60万千瓦光伏项目开工建设。综合能源转型发展持续推进，提升公司核心竞争力。
　　3.筑牢保供基础，检修质效稳固提升
　　有效落实精益管理要求，重点做好等级检修事前策划、事中管控和事后评价工作，持续提升机组稳定性、可靠性，保障机组顶峰压谷能力，为三季度“迎峰度夏”抢发增供提供基础保障。
　　4.深化精益管理，成本管控成效明显
　　精准推进降本增效，生产运营成本持续下降；融资结构持续优化，财务费用持续降低；工程投资管控有力，重点项目节资成效显著。
　　5.锐意改革创新，激活价值创造之源
　　扎实推进国企改革深化提升行动，着力在完善公司治理、深化市场化改革、优化布局等方面持续发力。综合能源业务布局进一步优化，向“价值创造型”转变的各项工作稳步推进。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.可靠的电能优势
　　公司拥有超2,500万千瓦的装机规模，涵盖风、光、火、储多种发电和供电模式，可提供稳定可靠的能源保障，清洁的“绿电”和稳定的“火电”能满足不同客户的持续用能需求。
　　2.快速响应的调峰优势
　　公司积极响应国家“3060”双碳目标，践行落实“三改联动”任务，47台机组具备调峰响应能力，为电网提供超500万千瓦的深调能力，充分发挥火电兜底支撑、灵活调节作用，有效填补新能源发电出力波动缺口，保障区域电网安全稳定运行，助力风光新能源大规模消纳。
　　3.稳固的民生保障优势
　　公司所属18家企业共45台热电联产机组，肩负着居民供暖、工业蒸汽供应的重要社会责任。上半年完成供热量5,582万吉焦，供热面积超2.5亿平方米，以稳定可靠热源守住民生底线，赋能区域实体经济持续提质增效。
　　4.稳步增长的绿色发展优势
　　公司围绕煤电核心资产，加快区域化、规模化、基地化、高端化建设“电热氢储”多能互补的综合能源公司的步伐，上半年实现新能源并网容量64.33万千瓦、开工建设78.24万千瓦、取得核准备案188万千瓦，新能源项目加速推进，项目布局持续优化，规模效应逐步显现，有效推动能源结构转型升级。
　　5.突出的融资信用优势
　　依托“AAA”级信用资质与首都国企背景，融资优势贯穿发展全周期。通过深化与内外金融机构协同，创新融资模式，公司融资结构持续优化，财务费用持续降低。
　　6.公司治理结构优势
　　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。目前由股东会、董事会和管理层组成的公司治理结构形成了所有权、决策权、监督权和经营权之间权责分明、各司其职、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。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　2026年上半年，风光合计装机容量19.5亿千瓦时，已超过火电装机容量，占全国发电装机容量48.27%；预计2026年底，全国发电装机容量达到43亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机27亿千瓦，占总装机的比重在63%左右，煤电装机占总装机比重降至31%左右；煤机利用小时将进一步下降，因公司火电比重大，所受影响会更为明显。当前电力市场化改革持续深化、市场格局加速重构，新能源装机持续扩容、电力供需整体宽松，市场竞价日趋激烈，发电企业普遍面临发电量压缩、上网电价走低的量价齐跌压力，叠加地方主管部门政策性引导降价、现货电价波动加剧、区域阻塞价差变化、中长期合约价格下行、监管趋严等多重因素，对电力交易精准研判、精益运营、风险防控提出更高要求。
　　公司将加快综合能源转型速度，加大在建项目推进力度，实现早日投产并网，增加风光发电增量与火电减量对冲幅度，同时进一步加快煤电机组的技术升级和转型发展，进一步提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力。牢固树立精益管理理念，强化发“效益电”意识，把握迎峰度夏高负荷时期，利用好抢发电量的最佳时段。重点关注省间市场交易，全力做好增收创效；持续做好新投产新能源项目营销管理，提升并网增收效果；强化数字化转型，全面优化提升智慧交易系统功能。以“电量、电价指标对标区域领先”为出发点，以“增售电量、提售电价”为目标，切实发挥市场营销“龙头”作用，积极应对市场风险。
　　2.燃料供给市场风险
　　2026年上半年，受中东地缘局势紧张影响、国际能源市场的外溢风险持续攀升，显著影响进口煤的供应量与到岸成本，叠加“5-22沁源煤矿瓦斯爆炸事故”影响，煤价累计同比降幅明显收窄，到厂煤价高于年初预期。加之临近迎峰度夏用煤旺季，内陆各电厂补库需求攀升，供需错配导致煤价持续高位震荡，燃料成本管控难度进一步加大。
　　公司将坚持“长协为主，市场为辅”的采购策略不动摇，进一步提升燃料全流程精益化管理水平，深入分析、总结上半年燃料成本与年度目标存在较大偏差的主客观原因。充分研判下半年燃料市场走势，稳妥、审慎制定采购策略。强化采购、运输、入厂、化验、储存、转运、掺配等全流程管控的精度和细度，切实控制和降低入炉煤成本，为有效践行和落实全成本领先战略提供强有力支撑。
　　3.碳排市场风险
　　2026年上半年，政策及履约风险上升，配额基准持续收紧，中长期缺口提前显现；钢铁、水泥、铝冶炼纳入碳市场，新增数千家控排企业形成配额采购需求，推升碳价上行预期；同时政策持续讨论有偿配额拍卖、CCER扩容细则，政策预期波动加剧市场不确定性。上半年用电需求韧性较强、火电发电量保持增长；叠加新增行业买方入场，市场看涨情绪升温；年底履约行情提前透支，上半年碳价中枢抬升，缺口机组履约成本增加。
　　公司将积极应对国家碳排放政策变化，重点关注国家新近发布《“十五五”碳达峰行动方案》，尤其是煤炭消费清洁替代关于煤电机组低碳化改造的相关要求，统筹规划和制定机组低碳化改造方案并落实执行。持续加强碳排放数据信息管控，推动能耗双控与经济效益有机统一，实现绿色低碳与经营增效协同发展。
　　4.机组设备可靠运行风险
　　在电力现货交易模式下，火电机组启停调峰、顶峰压谷频次持续增加，机组累计启停次数维持高位，设备分析诊断能力和检修动态适应性面临巨大压力，机组设备适应能力面临考验。
　　公司将持续强化设备可靠治理，开展设备寿命损耗规律研究，实施精准研判和分类治理。推行机组精益化检修，提升生产管理细度、准度，切实做好设备日常维护和消缺，保证设备处于良好运行状态。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　公司主营生产、销售电力热力产品、电力设备运行，发电设备检测、修理、脱硫石膏销售等，产品为电力和热力。业绩主要来源于火力发电及供热业务。公司是北京市能源投资主体，主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目，公司电力业务以燃煤发电和供热为主，兼有风电、光伏、储能等新能源发电业务，同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。　　截至报告期末，公司主要控股燃煤发电公司21家，31家新能源公司、3家售电公司、2家综合能源公司，参股企业22家。　　公司业务主要覆盖内蒙、山西、河北、宁夏、河南、湖北、甘肃等区域，以煤电为主导，构建“风、光、火、储、氢”一体化综合能... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司主营生产、销售电力热力产品、电力设备运行，发电设备检测、修理、脱硫石膏销售等，产品为电力和热力。业绩主要来源于火力发电及供热业务。公司是北京市能源投资主体，主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目，公司电力业务以燃煤发电和供热为主，兼有风电、光伏、储能等新能源发电业务，同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。
　　截至报告期末，公司主要控股燃煤发电公司21家，31家新能源公司、3家售电公司、2家综合能源公司，参股企业22家。
　　公司业务主要覆盖内蒙、山西、河北、宁夏、河南、湖北、甘肃等区域，以煤电为主导，构建“风、光、火、储、氢”一体化综合能源服务企业。截至2025年末，公司总装机容量2466.7万千瓦，同比增长122.21万千瓦，其中：风电同比增长94.66万千瓦，光伏同比增长27.55万千瓦。火电装机容量2139万千瓦，集中式风电装机容量242.67万千瓦，集中式光伏装机容量74.05万千瓦，分布式新能源装机容量10.98万千瓦。清洁能源装机占比13.28%，同比提高5.28个百分点。
　　内蒙、山西、河北、湖北、宁夏等区域煤电装机规模平稳。公司新能源总装机突破327万千瓦，“光火打捆”“风光打捆”转入实质化运营，基地化、规模化效应持续强化，供热业务稳步增长，多能互补模式日益深化。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据国家统计局、能源局及中国电力企业联合会（“中电联”）《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》发布数据，电力消费需求方面，2025年度全社会用电量规模首次突破10万亿千瓦时大关，达10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%。电力生产供应方面，2025年度全国规模以上97159亿千瓦时，同比增长2.2%，其中火力发电量62945.5亿千瓦时，占总发电量的64.8%，同比下滑1%；水力发电量13143.6亿千瓦时，占总发电量的13.5%，同比增长2.8%；核能发电量4811.8亿千瓦时，占总发电量的5%，同比增长7.7%；风力发电量10530.8亿千瓦时，占总发电量的10.8%，同比增长9.7%；太阳能发电量5725.73亿千瓦时占总发电量的5.9%，同比增长24.4%。
　　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%，其中火电15.39亿千瓦，同比增长6.3%；太阳能发电12.02亿千瓦，同比增长35.4%；风电6.4亿千瓦，同比增长22.9%；水电4.48亿千瓦，同比增长2.9%；核电6248万千瓦，同比增长2.7%。
　　2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3119小时，同比降低312小时。分类型看，水电3367小时，同比提高12小时。火电4147小时，同比降低232小时；其中，煤电4346
　　小时，同比降低269小时；气电2187小时，同比降低190小时。核电7809小时，同比提高126小时。并网风电1979小时，同比降低148小时。并网太阳能发电1088小时，同比降低113小时。
　　2025年2月，《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）发布，明确新能源发电价格全面市场化，电价由交易形成。2025年4月《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）发布，明确2025年底前实现现货市场基本覆盖，为新能源出清提供价格基础。2025年7月，《2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2025〕669号）发布，明确量化责任权重，对地方消纳能力提出硬约束。2025年5月，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）发布，明确推行“绿电直连”，促进新能源就地消纳。2025年9月，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）发布，首次明确新能源项目年自发自用电量比例要求提出输配电价优惠和系统服务费用差异化政策。2025年11月《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）发布，从电力系统适配性出发，解决新能源在并网、调度、交易等环节的系统性约束，将相关政策整合上升为系统层面的顶层设计，重点从电力系统适配性出发，解决新能源在并网、调度、交易等环节的系统性约束，我国新能源发展将不再仅以装机规模为核心指标，而是以系统可承载能力与调控体系成熟度为衡量标准。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。
　　2025年，中国煤炭市场总体呈现“供需相对宽松，价格中枢下移”的运行态势。供给侧：全国规模以上企业原煤产量为48.3亿吨，同比增长1.2%，其中，晋陕蒙新四大主产区产量占全国总产量的81.76%；需求侧：除化工行业保持增长外，电力、钢铁、建材三大主力耗煤行业表现均偏弱，全国火力发电量自2016年以来首次出现负增长，电力行业煤炭消费量29.1亿吨，同比下降2.1%。价格方面：在政策调控下回归合理区间。2025年煤炭价格呈“先抑后扬”的V型震荡，全年均价较2024年明显下移。年中，煤炭行业针对“内卷”和超产问题的“反内卷”、“查超产”政策（如要求月度产量不得超过公告产能的10%）有效遏制了价格下跌，煤价维持在700-850元/吨的区间。
　　公司产能分布主要集中在内蒙、山西、河北、宁夏等地。
　　2025年，公司内蒙古地区17家企业装机容量1616.35万千瓦时，其中煤电1372万千瓦，新能源244.35万千瓦，同比增加82.51万千瓦。全年完成发电量633亿千瓦时（煤电597亿千瓦时，新能源35亿千瓦），同比减少29亿千瓦时，占公司全年发电量的66.5%。全年完成供热量5389万吉焦，同比增加308万吉焦，占公司全年供热量的56%。
　　山西地区4家企业装机容量339万千瓦，全年完成发电量117.1亿千瓦时（煤电114.42亿千瓦时，新能源2.69亿千瓦时），同比减少4.9亿千瓦时，占公司全年发电量的12.3%；全年完成供热量1595万吉焦，同比增加180万吉焦，占公司全年供热量的16.6%。
　　河北地区2家煤电企业装机容量140万千瓦，全年完成发电量55.8亿千瓦时，同比减少7.2亿千瓦时，占公司全年发电量的5.86%；全年完成供热量1081万吉焦，同比减少14万吉焦，占公司全年供热量的11.25%。京津冀分布式能源装机78兆瓦，发电量4300万千瓦时。
　　宁夏、河南、湖北和江西地区各1家煤电企业，总装机容量311万千瓦，全年完成发电量139.86亿千瓦时，同比增发9.86亿千瓦时，占公司全年发电量的14.7%；全年完成供热量1544万吉焦，同比增加210万吉焦，占公司全年供热量的16%。湖北、河南和宁夏各1个新能源项目，总装机容量32.55万千瓦，年发电量5.64亿千瓦时，同比增加6400万千瓦时。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年是“十四五”规划收官之年，也是公司管理提升之年。京能电力以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，积极践行国家能源战略，全面落实集团第二次党代会精神，“抢”的势头更加强劲，“稳”的基础更加牢固，“进”的特征更加鲜明，“保”的担当更加有为，各项工作取得显著成效，为“十五五”开局积蓄了坚实力量。
　　（一）坚定不移树牢底线思维，以高水平安全护航企业高质量发展
　　1.能源保供彰显国企担当
　　2025年，公司锚定能源安全战略高位，统筹推进季节性、重要时段专项督导检查，多维发力、综合施策，以“首善”标准完成了“全国两会”“迎峰度夏”“9-3阅兵”“迎峰度冬”以及党的二十届四中全会等关键时期的能源保供政治任务。
　　2.安全管理基础不断夯实，安全治理效能稳步提升
　　2025年，公司持续构建责任落实考评机制，推动岗位安全责任刚性落地；全面梳理制定风险辨识清单，提升风险辨识与分级管控规范化水平；推行安全监督计划清单，强化日常监督及全过程安全管控；扎实开展安全巡查及专项检查，深入开展治本攻坚三年行动，从根源上化解安全风险；聚焦国家火电企业生态环境保护底线、红线，推进“法治化、体系化、专业化”环保管理；公司全年实现安全生产“零”事故，未发生环境污染事故。
　　（二）坚定不移深耕“四个市场”，以差异化优势提升企业核心竞争力
　　1.电力市场逆势突围。
　　充分发挥“1+3+N”快速决策和市场营销机制，实施“一企一策、一机一法”差异化策略，形成“纵向三条线贯通、横向一条心努力”的大营销格局。全口径电价同比升高。售电公司全年取得绿电交易合同量77.81亿千瓦时，其中北京绿电25.9亿千瓦时，约占全市市场交易绿电总量的20%。
　　2.供热市场稳步拓展。
　　依托煤电“压舱石”优势，全面做好供热市场量、价营销工作。加强与属地政府沟通，深化合作，拓展供热面积，提高工业供汽量，着力提升热、汽市场收益。18家热电联产企业供热量同比增加548万吉焦，热力市场收益持续提升。
　　3.燃料供给稳供价优。
　　坚持“长协为主、市场为辅”采购原则，长协覆盖率超过100%，圆满完成全年保供任务。通过长协管理和区域集中采购，入厂标煤单价同比下降15%。加快推进燃料采制化、输煤系统智能化建设，实现采样过程自动化全覆盖，燃料规范化管理水平有效提升。
　　4.碳资产管理日益完善。
　　公司积极抢占“碳”市场发展先机，精准做好碳排放数据管理。统筹碳配额交易，加强碳资产管理人才培养和储备，实现企业碳经营效益最大化。
　　（三）坚定不移深化管理提升，以对标一流促进企业提质增效
　　1.机组性能更加可靠。
　　积极应对火电机组深调时间加长、启停频次增多的新变化，精准剖析潜在隐患，多维强化检修质效，切实提高机组可靠性水平。依托智慧生产平台精准调控核心参数，综合厂用电率同比降低0.04个百分点。公司在中电联行业机组对标中收获荣誉14台次，其中2台机组获“5A金牌机组称号”，7台机组跻身4A行列，3台机组单项指标居行业首位。
　　2.成本管控精准有力。
　　公司坚持一切成本皆可控原则，通过全流程精细化核算、各环节流程优化、全要素集约化管理，抓实成本费用管控与精准压降，全年成本费用占营业收入比重同比降低，成本管控成效显著。
　　3.“两金”压降成果丰硕。
　　公司精准识别应收款项清收难点，加大催收力度，科学合理控制期末燃煤库存金额，着力清理长账龄库存物资。截至2025年底，“两金”占比较期初降低9.18个百分点，三年以上应收款项较期初降低13.11%。
　　4.经营质效稳步向好。
　　公司精心谋划部署，强化治亏工作过程管控，建立月度调度机制，狠抓各项措施落实见效，以管理赋能筑牢长期盈利根基，有效破解发展不平衡问题。2025年度无经营性亏损企业，经营质效更加均衡，实现历史性突破。
　　（四）坚定不移加速绿色转型，以“四千精神”推动产业结构升级
　　1.发展布局不断优化。
　　依托特高压外送通道优势，践行基地化、规模化开发理念，累计取得风光项目建设指标730万千瓦。
　　2.工程建设高效推进。
　　公司通过OKR管理聚焦核心目标与关键成果，科学划定基础目标与挑战目标的合理区间。察右后旗32万千瓦风电、查干40万千瓦风光、酒泉20万千瓦风电、武乡一期13万千瓦光伏等项目年度实现并网发电。涿州二期项目按照“树行业标杆、铸典范工程、创国优金奖”标准开工建设，实现“出零米”的年度目标。
　　3.转型模式探索创新。
　　公司锚定综合能源发展目标，结合企业属地发展和自身特点，初步形成具有京能电力特色的发展模式，构建综合能源服务体系，打造综合能源（示范）基地，提升多能互补运营能力，拓展新能源盈利空间。
　　（五）坚定不移全面深化改革，以专业化管理引领企业高质量发展
　　1.“深化提升行动”圆满收官。
　　通过优化股权结构、推行任期制契约化、厘清企业治理边界等一系列举措，京能电力在遵循市场化机制运营上取得明显成效，在增强服务国家重大战略和北京市重点工作上取得明显成效，在加快推进世界一流企业建设上取得明显成效，更好实现了经济属性、政治属性、社会属性的有机统一。
　　2.数字效能初步释放。
　　通过构建统一技术架构，有效打破数据孤岛与业务孤岛，深度融合业务需求与技术体系。智慧生产搭建火电与新能源对标体系，助力降低煤耗和提升风能利用率；智慧安全十项标准功能覆盖所有控股企业，推动安全管理线上化、规范化，为公司发展注入“数字新动能”。积极推进业务AI化，以岱海发电AI试点项目为抓手，推进“AI+检修管理”“AI+安全管理”“AI+运行优化”三大场景建设，并与“七大智慧”相融合，提升业务赋能水平。
　　3.科技创新驱动发展。
　　公司科技创新生态持续优化，获得省部级科技进步二等奖1项，授权专利120项。十堰热电、京宁热电、锡林发电、康巴什热电4家企业科技成果鉴定达国际先进水平，涿州热电百万机组入选国家首台套，京泰发电、锡林发电、锡林能源3家企业获评专精特新企业。
　　4.“三项制度”改革成效显著。
　　公司深入开展“90-95工程”，大力推行竞聘上岗，全面开展干部挂职，加强年轻干部选育。完善“1+3+N”薪酬体系，深化全员绩效管理，实现收入与效益联动，激发了职工干事创业的内生动力。
　　（六）坚定不移加强企业治理，以合规管控防范化解企业风险
　　1.法律合规屏障更加牢固。
　　法律合规工作向“前端介入”和“全程护航”转变，深度嵌入重大项目投资决策与建设流程，以“强内控、防风险、促合规”为目标，全面推行合规管理“三张清单”，探索内控、合规、风险融合，实现风险有效防控与管理效率有效提升。建立“审核—履行—评估—整改”全链条合同风控机制，实现合同风险可追溯、可监控、可评价，从源头及时排查履约隐患，提前防控潜在风险。
　　2.企业治理体系更加健全。
　　公司完善董事会授权管理办法，构建权责清晰、科学高效的企业治理机制，保障各治理主体不缺位、不越位。决策科学性和效率稳步提升，为企业高效运转提供了有力支撑。
　　3.资产股权结构更加优化。
　　加强与股东方的沟通交流。年内完成岱海新能源、京能东风股权收购及京武新能源、京堰新能源股权整合，加强低效无效资产的处置工作。
　　（七）坚定不移坚持党的全面领导，充分发挥国有企业政治优势
　　1.筑牢思想根基，凝聚行动共识。
　　公司始终把学习党的理论作为企业管理的首要政治任务，确保生产经营各项工作在思想上、政治上、行动上同党组织保持高度一致。
　　2.深化党建融合，践行使命担当。
　　公司在能源保供、乡村振兴等工作中主动作为，不断深化京蒙协作机制，按照优势互补、合作共赢原则，推进产业协作和绿色发展，加快风光互补、分布式能源建设，助力“京蒙百企情”等活动，提升京蒙产业园效能。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.高质量生产运营优势
　　公司坚定不移深化管理提升，持续开展对标一流工作。2025年，在中电联行业对标中14台机组收获荣誉，其中：京宁热电3号机组、京隆发电1号机组获得一等奖，京宁热电4号机组、漳山发电3号机组、十堰热电2号机组、盛乐热电2号机组、京秦热电1号机组、京玉发电2号机组获得二等奖；吕临发电1号机组、京海发电2号机组获评标杆机组，机组性能更加可靠，高水平、高质量生产管理能力助推企业市场竞争实力。
　　2.成熟的管理优势
　　公司拥有悠久的历史，拥有一批经验丰富、年富力强的公司管理者和技术人才，在电力安全生产、市场营销、投资建设、经营管理、资本运作等领域发挥重要作用，作出积极贡献，为企业绿色高质量发展提供坚实智力支撑与持续人才保障。
　　3.市场差异化的优势
　　公司坚定不移深耕“四个市场”，充分发挥“1+3+N”快速决策和市场营销机制，实施“一企一策、一机一法”差异化策略，加强市场形势分析，实现营销、生产、经营、燃料深度衔接，快速响应。
　　4.人才激励的优势
　　公司“三项制度”改革成效显著，深入开展“90-95工程”，大力推行竞聘上岗；完善“1+3+N”薪酬体系，深化全员绩效管理，实现收入与效益联动，激发了职工干事创业的内生动力，极大提升企业活力和竞争力。
　　5.不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　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，公司已完成监事会改革，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。公司紧跟金融市场形势，拓展多元化融资渠道，优化融资结构，积极应对利率市场变化，用足用好金融政策红利，依托集团内部金融体系，深化内部协同，全年融资成本同比下降33BP，连续三年大幅降低，成本管控成效显著。
　　6.稳定回报的价值优势
　　公司治理规范，品牌声誉良好，财务结构健康，具有稳定盈利和现金流，坚持长期高比例分红政策，具有稳健防御性资产价值。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　截至2025年末，公司总资产1002.26亿元；负债总额643.97亿元；归属于母公司所有者权益285.58亿元；归属于上市公司股东净利润35.30亿元。
　　2025年，公司下属控股各运行发电企业全年累计完成发电量951.88亿千瓦时，同比降幅3.09%，其中火力发电累计完成发电量907.88亿千瓦时，同比降幅5.91%，新能源累计完成发电量44.01亿千瓦时，同比增长154.01%。2025年全年累计完成上网电量882.26亿千瓦时，同比降幅2.99%，其中火力发电累计完成上网电量839.08亿千瓦时，同比降幅5.98%，新能源累计完成上网电量43.18亿千瓦时，同比增长153.29%。
　　
　　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。
　　电力消费情况：预计2026年全社会用电量同比增长5%-6%。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，拉动电力消费需求平稳较快增长。按照2026年我国GDP预计增长5%左右，并结合近年来我国电力消费弹性系数水平，以及不同预测方法对全社会用电量的预测结果，综合判断，预计2026年全国全社会用电量10.9-11万亿千瓦时、同比增长5%-6%；全年统调最高用电负荷在15.7-16.3亿千瓦。
　　电力供应情况：预计2026年太阳能发电装机规模将首次超过煤电装机规模，年底风电和太阳能发电合计装机规模达到总发电装机的一半。在国家“双碳”目标下，新能源继续保持较大投产规模，预计2026年全年新增发电装机有望超过4亿千瓦，其中，新增新能源发电装机有望超过3亿千瓦；新增有效发电能力1亿千瓦左右，与最大负荷增量基本持平。风、光装机合计占比有望达到总装机的一半左右，其中太阳能发电装机规模预计将首次超过煤电装机规模。预计2026年底，全国发电装机容量达到43亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机27亿千瓦，占总装机的比重在63%左右；煤电装机占总装机比重降至31%左右。
　　电力供需情况：预计2026年全国电力供需总体平衡。综合需求增长、电源电网投产以及一次能源情况，预计2026年，全国电力供需总体平衡，局地高峰时段电力供需偏紧，供应不足部分可以通过跨省跨区余缺互济后基本消除
　　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：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
　　公司将坚持以服务新时代首都发展为统领，以“稳中求进，服务首都，提质增效，严控风险”为工作主线，坚持“抓安全，控成本，转作风，促发展”工作思路不动摇，严格落实“四增四提”“四控四降”工作要求，牢牢把握“抢、稳、进、保”工作措施，深耕“四个市场”，着力打造差异化竞争优势，全力以赴保障能源安全，坚定不移推进能源绿色低碳转型，全面推进公司高质量发展。公司将持续聚焦安全生产，加强过程管控，确保能源供给持续可靠；聚焦“四个市场”，确保经营质效持续提升；聚焦清洁低碳，主动把握机遇，确保转型发展持续向好；聚焦对标一流，抓实强弱补短，确保深化改革持续创效。公司将以打造综合能源服务商为战略核心，深化煤电清洁低碳转型，加大新能源规模化开发力度，前瞻性布局氢能、储能等纽带业务；聚焦核心业务领域，强化“电能、热能、氢能、储能”多能互补体系建设，彰显首都综合能源服务商的核心价值。
　　(三)经营计划
　　2026年是“十五五”规划开局之年，是京能电力的“精益管理年”。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神。积极践行国家能源发展部署，锚定集团“8755”战略目标，坚定不移贯彻落实“六做”战略方向，以“服务首都、精益管理、创新引领、提质增效”为工作主线，以“抓安全、控成本、转作风、促发展”为工作思路，严格落实“四增四提”“四控四降”经营策略。按照“做细减法、做精减法，做精加法、做实加法”的管理要求，以价值创造引领综合能源转型，围绕京能电力核心煤电资产，区域化、规模化发展综合能源，形成差异化竞争优势，打造“电热氢储”多能互补的综合能源公司，构建与战略高度匹配的价值创造体系。
　　（一）坚守安全底线，完善管理体系，在提升能源保供能力上见成效
　　1.深化安全管理体系建设。坚持“1234”安全管理长效机制，深入推进“党政保安、依法治安、管理强安、基础固安、科技兴安、文化创安”。不断完善全员安全生产责任清单评价体系，推广积分量化体系，实现“逐级负责、权责明晰、全面覆盖”。
　　2.落实“75108”安全管理要求。锚定“七零目标”，强化“五必须”，确保“十做到”，明确“八禁止”，积极探索实施路径，实现人防、物防、技防有机统一。
　　3.强化设备可靠治理。开展设备寿命损耗规律研究，建立关键部件健康档案，实施精准研判和分类治理。推行机组精益化检修，加强检修全过程管控，确保机组时刻处于健康状态，具备快速响应能力。
　　（二）加速绿色转型，强化工程管理，在推动能源结构优化上见成效
　　1.着力打造综合能源基地。稳字当头、稳中求进，逐步建成“电热氢储”多能互补的综合能源基地，有力支撑京能电力建设综合能源服务商的奋斗目标。
　　2.探索推进转型项目落地。聚焦新型电力系统行业动态和政策变化，以竞配、绿电直连为重点开发手段，优化与产业方合作模式，持续围绕京能电力核心资产所在区域开展能源项目开发工作。
　　3.加快推进基建项目建设。做好工程项目“四控两管一协调”，科学制定“里程碑”计划，提高设计标准，加强过程管控。
　　（三）深耕市场运营，优化经营策略，在提升市场竞争力和盈利能力上见成效
　　1.持续践行低成本战略。在生产成本方面，要做实项目全流程优化，深挖各环节降本增效潜力；要做优集约化采购管理，推行框架、集中采购模式，提升议价能力；要做强集中运维管控，全面落地“四个一体化”，有效压降单位运营成本。在工程成本方面，要优化设计，从项目源头把控成本；要加强过程管控，确保项目在既定工期内高质量竣工。在财务成本方面，要通过创新融资形式，丰富融资手段，进一步压减融资成本，降低财务费用；要持续加强“两金”压降力度，避免形成新增欠款。
　　2.持续完善市场营销机制。深化“1+3+N”市场营销机制，强化“三个中心”职能，发挥区域售电公司“电量蓄水池”和“电价稳定器”作用。牢固树立发“效益电”意识，合理制定交易方案和报价策略，以“电量、电价指标对标区域领先”为出发点，以“增售电量、提售电价”为目标，建立“以销定产”协同机制，形成纵向贯通、横向协同的大营销体系。
　　3.持续强化燃料精细管控。发挥集中采购优势，坚持“长协为主、市场为辅”的采购策略，与优质长协供应商建立稳定、可靠的合作关系。着力推动“公转铁”运输，全力降低运输成本。不断完善入厂验收、入炉化验以及出库管理，保持合理库存，控制热值差，降低存储损失，确保燃料全过程管控更加精细、成效更加明显。
　　4.持续开拓热（汽）市场。积极向热力市场、冷端市场下游延伸产业链，加强与属地政府沟通，争取有利定价，有效获取增量，实现“拓量增价”。
　　5.持续提升碳创效能力。主动跟踪研究碳市场政策变化，通过运行小指标竞赛、节能技术改造等措施有效降低碳排放强度，做好碳排放数据管理，统筹碳配额、CCER及绿证交易，实现碳资产效益最大化。同时，研究内部碳配额协同优化机制，平抑市场波动风险，实现碳成本精益管控。
　　（四）深化改革创新，推进数字赋能，在激发企业内生动力上见成效
　　1.深化“三项制度”改革。持续推进“三项制度”改革。深化实施“90-95工程”，继续扩大干部挂职交流范围，丰富干部培养途径，健全“干部能上能下”长效机制。做实“1+3+N”薪酬体系，突出绩效激励作用，提升“收入能增能减”实效性。
　　2.突出数字化应用实效。加强内部协同，做好“七大智慧”常态化运维与迭代，持续释放数字效能。落实七大智慧、数字监督的规划和落地，筑牢网络安全与数据安全防线。开展数据资产盘点，规范数据采集存储应用，夯实数据基础。以数字化技术、AI技术赋能主辅一体、新火一体建设，提升设备自动化与集中管控水平。深挖AI应用新场景，推动相关技术向更多业务渗透。
　　3.强化科技创新驱动。建立科技指标量化考评体系，压实企业主体责任，培育和实施高质量科技项目。紧密围绕综合能源、四个一体化和新一代煤电等中心任务开展项目，做好技术支撑。加强与知名高校、科研院所的深入合作，推动更多成果转化为新质生产力。持续做好科技创效奖的激励作用，建好“星光社区”，激活全员创新热情，扩大创新载体覆盖面。
　　（五）树牢底线思维，规范合规治理，在企业风险防范上见成效
　　1.推进内控合规有机融合。运用合规、内控与风险一体管控手册，融合提升合规管理效能。持续开展合规文化建设，对重点业务领域、关键岗位管理人员开展专项培训，强化合规管理制度的理解和执行。
　　2.深化合同管理效能提升。实现合同全寿命、全流程规范化、数字化管理，加强对所属企业合同的在线实时监管。做实做细合同管理各项机制，推动合同风险管控向“数据驱动”转变。
　　3.推动案件管理更加高效。深化“以案促管”与源头治理，建立纠纷预警机制与快速响应通道，强化案件复盘与风险溯源，将典型案例转化为合规管理改进举措，降低纠纷发生概率与损失。
　　4.增强股权资本运作能力。关注国家相关政策，合理运用多种资本运作工具，提升公司股权融资能力与资本运作水平，实现“资产动起来、资本活起来、价值溢出来”。
　　（六）坚持党建引领，提高政治站位，在厚植国企政治根基上见实效
　　1.坚持党建引领企业高质量发展。旗帜鲜明讲政治，坚决贯彻习近平总书记重要指示批示精神和党中央决策部署，将党的领导优势转化为企业发展动能，在高质量发展中实现国有资产保值增值。
　　2.推动党建与业务工作深度融合。坚持党建工作与生产经营、改革创新、风险防控等中心工作同谋划、同部署、同考核，以高质量党建引领高质量发展。依托集团区域党建共同体优势，加深成员单位的合作与联系，实现区域内企业优势互补、协同发展，推动党建与业务深度融合。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　根据预测，2026年底风电和太阳能发电合计装机规模达到总发电装机的一半，将首次超过煤电装机规模，预计2026年全年新增发电装机有望超过4亿千瓦，当前，全国新能源装机与电量增速持续增长，挤占火电发展空间，电力供应能力增长高于用电需求，供需整体宽松且部分地区新能源消纳压力突出。新能源全面入市让中长期市场供给量大幅提升，其低边际成本对市场价格形成冲击，叠加现货市场全面铺开，市场竞争愈发激烈，不确定性显著增加，火电企业总体收益受到影响，公司面临较大的保量稳价压力。
　　公司将加快综合能源转型速度，加快在建新能源项目工程进度，争取早日投产，增加风光发电增量与火电减量对冲幅度；同时进一步加快煤电机组的技术升级和转型发展，及时调整定价和交易策略。充分利用电力辅助服务、容量补偿等完善机制，提升市场化经营与风险防范能力，打造低成本、高效率的市场竞争优势。
　　2.燃料供给市场风险
　　宏观经济复苏推高全社会用电量，迎峰度冬夏及极端天气时段火电保供压力加剧，煤炭需求季节性回升，市场供需宽松格局或将面临阶段性调整。
　　公司将坚持“长协为主，市场为辅”的采购策略不动摇，与优质长协供应商建立稳定、可靠的合作关系，密切跟踪煤炭市场变化，强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制燃料采购成本，保障收益贡献。
　　3.碳市场风险
　　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，公司存在碳履约成本增加的风险。
　　公司将密切关注碳市场政策出台情况，统筹碳配额、CCER及绿证交易，实现碳资产效益最大化，并及时优化碳交易策略，努力控制火电履约成本。
　　4.机组设备可靠性运行风险
　　在电力现货交易模式下，机组启停调峰、顶峰压谷频次显著增加，机组累计启停次数逐年递增，设备分析诊断能力和检修动态适应性面临压力，机组设备适应能力面临考验。
　　公司将强化设备可靠治理，开展设备寿命损耗规律研究，建立关键部件健康档案，实施精准研判和分类治理。推行机组精益化检修，围绕深度调峰需求优化检修计划，重点抓好循环流化床机组非停风险防范，加强检修全过程管控，确保机组时刻处于健康状态，具备快速响应能力。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）行业情况及形势分析　　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，火电装机占比进一步降低，火电装机14.75亿千瓦，同比增长4.7%，占总装机容量40.4%；光伏、风电装机高速增长，新能源装机16.73亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量45.8%，其中，太阳能发电装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%... 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）行业情况及形势分析
　　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，火电装机占比进一步降低，火电装机14.75亿千瓦，同比增长4.7%，占总装机容量40.4%；光伏、风电装机高速增长，新能源装机16.73亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量45.8%，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%。
　　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。
　　2025年全年全社会用电量预计增速在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。
　　（二）公司主营业务说明
　　公司是首都大型能源国有控股上市公司，主营业务覆盖火电、风电、光伏发电多种业态，主要管理和控股的发电企业分布在内蒙、山西、河北、宁夏、河南、湖北等地，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、豫北电网等供电，经营业绩主要来源于发电及供热业务。截至本报告期末，公司控股装机容量2,362.18万千瓦，其中：火电装机容量2,139万千瓦；集中式风电和光伏容量216.54万千瓦，上半年新并网山西武乡13万千瓦光伏项目；分布式光伏容量6.64万千瓦，较年初新增4.69万千瓦。公司在建项目187.8万千瓦，均为新能源发电项目。
　　报告期内，公司控股各运行发电企业累计完成发电量438.95亿千瓦时，较上年同期减少5.4%，其中：火电发电量减少9.6%，新能源发电量增加344%（主要是岱海新能源140万并网风电增发）。18家热电联产企业累计完成供热量5482万吉焦，同比增长8.7%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司以“稳中求进，服务首都，提质增效，严控风险”为工作主线，坚持“抓安全，控成本，转作风，促发展”工作思路不动摇，严格落实“四增四提”“四控四降”工作要求，牢牢把握“抢、稳、进、保”工作措施，坚守安全生产底线，全力抢电量、争电价、降煤价，深化成本管控，强化责任落实，安全生产经营形势持续向好，盈利能力稳步提升。2025年上半年，公司实现营业收入170.80亿元，同比增长1.05%；实现归属上市公司股东的净利润为19.49亿元，同比增长116.63%，每股收益0.28元。
　　1.低成本战略实现煤电企业全部盈利
　　严格落实“四增四提”“四控四降”经营策略，全要素、全过程、全员参与的成本控制措施，全方位降低成本。2025年上半年，公司控股煤电企业实现全部盈利。
　　2.紧盯市场实现电价水平进一步提升
　　公司深入研究电力市场政策，充分发挥“1+3+N”快速决策和市场营销机制，灵活调整机组运行方式和营销策略，抢发电量，精准参与电力现货市场和辅助服务市场交易，有效提高适应市场变化的敏感性和前瞻性，实现全口径电价同比升高。
　　3.分类施策实现燃料成本进一步降低
　　公司坚持“长协为主、市场为辅”的原则，实施长协A、B分类管理，推动长协供应商提质降价，积极开展区域集采价格谈判，推动区外优质供应商资源共享，入厂标煤单价大幅下降，同比降幅达13.5%。
　　4.机组运行进一步可靠
　　公司积极应对机组深调时间加长、启停频次增多的新变化，深入剖析设备潜在隐患，多维强化检修质效，上半年组织火电机组等级检修30台次，有力保障机组安全启停435台次。在2025年中电联行业机组对标中收获荣誉12台次，其中京宁热电、京隆热电2台机组获得最高认证5A机组称号，7台机组跻身4A行列实现集群式跃升，3台机组单项指标进入同类型机组前列。
　　5.多措并举实现财务成本进一步压降
　　不断拓展多元化融资渠道，优化融资结构。积极应对利率市场变化，用足用好金融政策红利，多措并举实现财务成本进一步压降，截至2025年6月末，加权平均融资成本较年初降低35个基点。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.低成本战略优势
　　公司严格落实“四增四提”“四控四降”经营策略，全要素、全过程、全员参与的成本控制措施，全方位降低成本，控股煤电企业全部实现盈利。
　　2.电力市场营销优势
　　2025年上半年，公司深入研究市场政策，在“1+3+N”电力市场营销机制的引领下，充分落实横向快速响应机制。装机重点分布区域实施扁平化管理，按照“一企一策、一机一法”实施差异化营销策略，公司整体电力营销工作取得较好的成效。
　　3.绿电市场拓展优势
　　公司积极把握市场机遇、大力拓展北京绿电市场。上半年，公司所属售电公司完成绿电交易68.01亿千瓦时，其中北京地区完成交易电量26.64亿千瓦时，占全市绿电比例约四分之一。
　　4.企业任期制和契约化管理优势
　　报告期内，公司纳入任期制契约化管理的人员由经理层延伸至中层管理人员，引入关键指标机制，激励各级管理人员全力以赴抓落实，挑战更高目标，极大提升企业活力和竞争力。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　根据国家能源局发布数据，上半年全国新投产发电装机容量2.93亿千瓦，同比增长92%，规模再创历史新高，新能源占比近九成，其中光伏、风电新增容量同比分别增长107%和99%，新能源电量增长大幅挤占火电空间。预计2025年电力供应能力增长高于用电需求增长，新能源企业全面参与电力市场交易竞争加剧，将带动电力市场电量价格走低的可能性加大。电力供需整体宽松，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　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，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．环保风险
　　国家持续完善环保政策，在京津冀等重点区域进一步提高水体保护、扬尘治理等要求标准，并加大现场检查力度，对第三方监测报告的监察力度也在持续加大，可能导致企业环保管控风险加大，环保支出增加。
　　公司将持续严格执行国家环保政策，主动识别并有效化解各类环保风险。
　　3.燃料市场采购风险
　　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，局部地区煤炭保供可能会面临较大压力。受国家产业政策，以及安全、环保和产能核查等因素影响，煤炭产量存在波动，煤炭价格可能出现大幅度波动。
　　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；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。
　　4.碳市场履约风险
　　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，加快煤电机组节能减排升级改造，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。
　　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▲