一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所属行业情况说明　　1.全国煤炭行业情况　　根据中国煤炭工业协会数据，2026年上半年，全国原煤产出同比小幅回落。1—6月，规模以上工业原煤产量23.7亿吨，同比下降1.7%。进口煤方面，2026年上半年全国共进口煤炭2.25亿吨，同比增长1.7%，整体供应结构呈现国内产能为主、进口煤阶段性补充的动态格局。需求端受清洁能源持续扩容分流火电空间、传统高耗煤行业需求偏弱等因素叠加影响，下游煤炭需求增速平缓。受供需因素交互影响，上半年主产区安全整治持续收紧，国内原煤供给增量受限，叠加迎峰度夏前置补库需求释放，动力煤市场供需呈结构性紧... 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）报告期内公司所属行业情况说明
　　1.全国煤炭行业情况
　　根据中国煤炭工业协会数据，2026年上半年，全国原煤产出同比小幅回落。1—6月，规模以上工业原煤产量23.7亿吨，同比下降1.7%。进口煤方面，2026年上半年全国共进口煤炭2.25亿吨，同比增长1.7%，整体供应结构呈现国内产能为主、进口煤阶段性补充的动态格局。需求端受清洁能源持续扩容分流火电空间、传统高耗煤行业需求偏弱等因素叠加影响，下游煤炭需求增速平缓。受供需因素交互影响，上半年主产区安全整治持续收紧，国内原煤供给增量受限，叠加迎峰度夏前置补库需求释放，动力煤市场供需呈结构性紧平衡态势，市场煤价重心整体震荡上行。总体来看，2026年上半年，国内煤炭市场总体呈现“量缩价涨、结构性偏紧”的运行特征。
　　2.全国电力行业情况
　　（1）发电装机容量情况
　　根据中电联发布的数据，截至2026年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，火电装机15.69亿千瓦，同比增长6.4%；风电装机容量6.8亿千瓦，同比增长18.5%；太阳能发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长15.8%；水电装机4.5亿千瓦，同比增长3.5%。清洁能源装机占比持续提升，能源结构绿色转型稳步推进。
　　（2）全社会用电量情况
　　根据中电联发布的数据，截至2026年6月底，全社会用电量累计50,999亿千瓦时，同比增长5.3%。从分产业看，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%。
　　（3）电力市场交易情况
　　根据中电联发布的数据，截至2026年6月底，全国累计完成电力市场交易电量36,848亿千瓦时，同比增长24.2%。从交易范围看，省内交易电量29,135亿千瓦时，同比增长27.9%；跨省跨区交易电量7,713亿千瓦时，同比增长12.1%。从交易品种看，中长期交易电量32,568亿千瓦时；现货交易电量4,280亿千瓦时。绿电交易电量1,641亿千瓦时，同比增长6.6%。电网企业市场化代理购电电量3,985亿千瓦时。电力市场化改革持续深化，市场化交易电量占全社会用电量比重进一步提升，现货市场交易规模稳步扩大，全国统一电力市场体系建设加快推进。
　　（4）行业政策
　　2026年上半年，电力行业政策密集出台，围绕电力市场建设、新型储能发展、绿电消纳等重点领域持续完善制度体系。1月27日，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》（发改价格〔2026〕114号）首次在国家制度层面明确新型储能的容量价值，将电网侧独立新型储能正式纳入发电侧容量电价机制。2月8日，国务院办公厅印发《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），明确“两步走”目标（2030年基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量70%左右；2035年全面建成）。5月14日，国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），推动绿电直连模式由单用户向多用户拓展，支持工业园区、零碳园区就近消纳新能源，构建新型源荷互动模式。5月6日，国家发改委、国家能源局等五部门联合印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号），建立全国统一的非化石能源电力消费核算体系，明确物理认定、交易认定、分摊认定三类确权方式，严格执行“一度电唯一归属”规则，推动绿电交易、绿证管理、碳排放核算有效衔接，进一步规范绿电价值实现机制。
　　3.黑龙江省电力市场情况
　　2026年上半年，全省发电量706.84亿千瓦时，同比增长2.91%，其中，火电发电量442.83亿千瓦时，同比降低0.99%；水电发电量17.58亿千瓦时，同比降低21.75%；风电发电量185.57亿千瓦时，同比增长12.86%；光伏发电量60.86亿千瓦时，同比增长15.55%。
　　2026年上半年，省内累计交易总量531.293亿千瓦时。其中，省内电力直接交易累计成交283.488亿千瓦时，电网企业代理购电挂牌交易累计成交电量239.937亿千瓦时，省内绿电交易累计成交电量7.868亿千瓦时；跨区跨省外送电累计交易293次，交易电量172.84亿千瓦时。
　　4.全国及黑龙江省供热行业情况
　　热电联产是国家重点推广的节能环保能源利用方式，是城市供暖的主力热源。全国集中供热面积约160亿平方米，北方地区集中供热面积中热电联产占比超60%。我国热价实行政府定价，遵循“准许成本+合理收益”原则，2026年上半年，供热行业仍面临燃料成本高位运行与热价调整滞后的双重压力，部分企业存在成本倒挂现象。黑龙江省供热期长达半年以上，清洁取暖率超过86%，报告期内，黑龙江省内城市居民供热价格未有调整。各地市持续完善供热管理政策，保障民生供暖需求。未来，热价调整机制优化及智慧供热转型将成为行业改善的关键方向。
　　（二）报告期内公司主营业务情况说明
　　公司的主要业务是生产和销售煤炭，以及向本公司发电资产所在的区域销售电力、热力产品。报告期内，公司始终坚持绿色低碳与高质量发展方向，紧扣“十五五”发展目标，统筹煤炭产销与能源保供，深耕热电联产主业，扎实推进煤电与新能源一体化联营，全力构建安全、绿色、高效的综合能源业务体系。
　　1.煤炭业务：利润“压舱石”
　　公司所属锦兴公司肖家洼煤矿位于山西吕梁，核定产能1,200万吨/年，主产优质动力煤及配焦煤，是晋西北重要的能源基地，销售辐射山东、安徽、河南、河北、湖北、江苏、福建、山西等省份，具备良好的品牌形象。报告期内，实现煤炭产量499.27万吨，同比下降11.99%；销量504.12万吨，同比下降12.20%。2026年上半年，公司积极响应国家政策，煤炭售价严格执行国家发改委全国煤炭交易中心中长期指导价，及时跟进市场价格变化。在煤炭市场下行等不利条件下，公司积极对接铁路部门争取多地阶段性运费下浮，打通山东中转运输通道，持续压降物流成本，推动长协兑现水平提升；依托日照港开拓福建下水煤外运通道，上半年发运系统内电厂下水煤27万吨，有效消化矿井库存、延伸保供辐射范围，进一步增强市场保供韧性。
　　2.电热业务：保供“稳定器”
　　作为黑龙江省最大的热电联产企业，公司可控发电装机容量641.2万千瓦，占黑龙江省统调煤机装机容量31.75%。火电及供热资产分布于哈尔滨、齐齐哈尔、牡丹江、佳木斯等中心城市，承担核心区域、重点单位的供电、供热任务，用户黏性强。报告期内，公司完成发电量98.12亿千瓦时，上网电量83.17亿千瓦时，机组平均利用小时1,530小时，发电量同比下降；完成供热量3,756万吉焦，供热安全稳定。面对电力市场竞争加剧，公司积极增发效益电，通过科学参与电力现货交易，在保障民生用电的同时实现发电效益最大化。公司圆满完成两节、两会等重点时段保供任务，“华电供热”品牌影响力持续提升。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻习近平总书记系列重要讲话和重要指示批示精神，认真贯彻落实股东会、董事会的各项决议，各项工作取得积极成效。2026年上半年，公司实现营业收入80.34亿元，同比下降3.03%，实现归属于母公司股东的净利润5.92亿元，同比增长29.16%；实现归属于母公司股东的扣除非经常性损益的净利润4.92亿元，同比增长31.98%；每股收益0.07元，同比增长16.67%，盈利能力呈现持续提升态势。
　　（一）能源保供坚实有力，安全底线持续筑牢
　　公司始终把能源保供作为首要政治任务，全力保障电力热力安全稳定供应，圆满完成两节、两会、“五一”等重要时段保供任务。一是安全管理从严从细。层层压实安全责任，深入推进安全生产治本攻坚“效能提升年”专项行动；组织学习《高频人身事故防范典型措施》，推动防范措施在一线刚性执行、有效落地；完善应急预案，组织应急演练，备足抢险物资，成功应对历史罕见沙尘暴等极端天气；严格落实“无监控不作业”要求，井下投用196路AI视频监控，高危作业全程可视、全程可追溯。二是生产治理精益求精。完成15台次火电机组精品检修，坚持应修必修、修必修好；加大隐患排查力度，开展年度技术监督检查，确保机组健康水平持续提升。三是供热服务优质高效。圆满完成2025—2026采暖期供热任务，所属9家供热主体全部进入政府信用评价“红榜企业”；深入开展“访民问暖”活动，各级管理人员深入热网末端及投诉集中区域，靠前服务解决供热问题，报修办结率、回访率均达100%。
　　（二）精益管理多元赋能，经营质效持续改善
　　公司坚持价值导向，深化精益管理，盈利能力稳步增强。一是市场营销承压奋进。受省内新能源装机快增与用电缓增双重影响，电力市场供大于求，中长期及现货电价同比走低，公司发电量价空间收窄，主营收入同比下降。同时，通过挖掘机组顶峰能力，容量电费实现同比增收；统筹碳资产精细化运营，推动碳交易收益保值增值。二是燃料成本管控持续加强。稳固长协煤基本盘，提高长协煤合同量，2026年度签订长协煤合同数量同比增加13%，上半年长协煤兑现率完成99.66%；坚持“冬煤夏储、淡储旺用”策略，规范采购市场煤。上半年入厂标煤单价同比降低70.89元/吨，节约燃料成本3.03亿元。三是拓宽营销创效路径。通过调整精煤电煤销售配比、煤种竞价、拓宽销售渠道，上半年平均坑口价格（不含税）同比上涨70.47元/吨，增加收入3.55亿元。四是多元融资格局持续优化。公司依托稳健的经营发展态势与良好的信用形象，动态优化融资结构、精准抢抓政策红利，全面提升资金集约化管理与价值创造水平，上半年财务费用同比节约0.7亿元。落实设备更新和技术改造再贷款、黑龙江省规上工业企业贴息贷款合计36.21亿元，预计可享受贴息约5,100万元，有效降低经营期财务费用及工程造价。
　　（三）绿色转型步伐加快，发展动能持续增强
　　公司坚持绿色低碳发展方向，以“两个联营”为抓手，加速推动能源结构优化。一是新能源项目。北安建华20万千瓦、孙吴10万千瓦、汤原一期20万千瓦风电项目加速推进基础浇筑与吊装。二是火电项目。哈尔滨第三发电厂66万千瓦“上大压小”热电联产项目完成锅炉大板梁吊装、烟囱到顶、水塔完成施工50%等关键节点。富发电厂2台66万千瓦项目于6月6日开工建设。锦兴电厂2×35万千瓦低热值煤发电项目1号机组168小时试运一次成功，为机组顺利转入商业运营奠定坚实基础。
　　（四）规范运作全面深化，治理效能持续增强
　　报告期内，公司圆满完成董事会换届，治理结构进一步优化；借上市三十周年契机发布《致投资者的一封信》，传递长期价值理念；通过及时召开业绩说明会、推出“提质增效重回报”专项方案，有效增强市场信心。同时，公司正式加入中国上市公司协会，并以理事单位身份积极参与行业共建，品牌影响力和市场认可度持续提升。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）煤炭资源优势。公司所属锦兴公司肖家洼煤矿资源禀赋优异，产能1,200万吨/年，井田面积58.578km，地质资源量118,221万吨，可采储量70,045万吨，煤类主要为气煤和1/3焦煤，少量1/2中粘煤和弱粘煤，开拓方式为斜井开拓，生产工艺为综合机械化采煤，产品特点为低硫、高发热量，可做动力煤和炼焦配煤，是良好的发电用煤和气化用煤，同时是很好的炼焦（配）煤，兼具发电、气化、炼焦三重价值。
　　（二）煤电资产迭代优势。公司正加速推进煤电“上大压小”和设备更新改造，包括哈尔滨第三发电厂66万千瓦“上大压小”热电联产项目、富拉尔基发电厂2×66万千瓦“上大压小”热电联产项目。这些技术升级举措将持续降低能耗，提升机组运行的灵活性与环保水平，进一步巩固煤电作为能源安全“压舱石”的兜底保障能力，实现传统能源的“新旧动能转换”。
　　（三）“煤电+新能源”协同优势。公司紧抓国家支持煤电与新能源“两个联营”政策机遇，风电项目投资开发作为业务转型的关键方向，加速构建清洁低碳安全高效的能源供给新格局。通过“煤电+新能源”协同模式，发挥煤电调峰支撑作用，有效降低投资风险与保供成本，形成“稳定器+增量器”的组合优势，增强了公司的绿色转型动能，体现了“一体化协同”的核心竞争力。
　　（四）区域市场优势。公司火电装机容量位居黑龙江省首位，作为省内最大的热电联产企业，公司供热面积达1.47亿平方米，占全省集中供热面积的15%，在哈尔滨、齐齐哈尔、牡丹江、佳木斯等四大中心城市的供热市场占有率超过60%，服务人口超过600万，承担着重要的民生保障任务，具备极强的区域优势和客户黏性。
　　（五）精益管理优势。一是市场运营方面，作为黑龙江省最大市场发电主体，积极参与省内中长期合同交易，保证省内交易占比不低于容量占比；积极与交易部门和受电省份沟通，推动扩大外送电规模和范围，大力拓展外送空间，有效发挥中长期“压舱石”作用。依托市场研判能力精准捕捉价格波动，持续提升现货市场收益水平，实现发电效益最大化。二是成本管控方面，对燃料实施全流程精益管理，强化长协煤履约执行与市场煤统筹调配，积极推行经济煤种掺烧与智能库存管理，有效控制燃料成本。持续推进绿色矿山建设，实现环保提升与降本增效双赢。通过物资全周期管理、维修费压降等举措，优化煤炭生产成本。三是人才队伍方面，坚持实施人才强企战略，引进2026届优秀高校毕业生189名，构建一体化人才培养体系。利用好黑龙江省首家热电运维工匠学院，广泛开展岗位练兵与技术比武，加快高素质人才队伍建设。聚焦战略决策、改革攻坚、经营管控能力提升，实施人才培育计划，把优秀人才放到新能源开发、项目攻坚、市场拓展一线淬炼历练，锻造政治过硬、视野开阔、治企有方的人才队伍，为公司高质量发展提供了坚实人才支撑与核心动能。
　　（六）产业协同优势。一是技术攻关方面。结合发电供热生产实际，与科研院所策划申报热电联产企业多场景热电解耦与多目标产销协同优化技术、自主可控小型PLC供热领域研发验证及供热设备健康管理技术等科技项目。二是重大装备方面。深挖基建项目科技创新潜力，依托富发电厂“上大压小”煤电机组建设项目与设备制造厂家共同策划科技项目，“国产化36吨级620℃超超临界机组FB2转子”作为黑龙江省第一号首台（套）装备完成公示并申报国家能源局第六批能源领域首台（套）重大技术装备。三是智能化建设方面。煤矿智能通风、岗位无人值守、全矿井AI智能分析管控平台等一批智能化项目相继落地应用，矿山智能化建设水平位居行业前列。公司全面强化三级科技创新管理体系建设，全力打造“技术突破+产业应用”成果转化新范式，为产业协同高效发展提供强劲持续的创新动能。

　　四、可能面对的风险
　　1.煤炭市场风险
　　一是市场需求持续承压风险。新能源装机持续扩容，煤电功能加快向调峰、兜底备用转型，电煤需求增长受限；钢铁、冶金等传统耗煤行业复苏力度偏弱，叠加节能改造持续推进，煤炭中长期需求呈峰值回落态势，传统市场竞争加剧，增收难度加大。二是煤炭价格震荡波动风险。国内煤炭供给保持充足，进口煤受地缘及贸易政策影响波动较大，市场整体维持供强需弱格局。叠加季节性供需转换、能源调控政策、国际能源行情扰动，煤价阶段性震荡特征明显，市场预期不稳，行业低价竞争时有发生，企业盈利稳定性承压。
　　应对措施：一是稳定长协煤履约率，筑牢收益基本盘。二是强化市场研判，灵活开展竞价交易，深挖精煤盈利空间；持续完善多元化销售布局，积极拓展煤化工等非电用煤市场；深化煤电一体化协同运营，拓宽外运通道，提升抵御市场波动能力，平抑煤价波动带来的经营冲击。
　　2.电力行业及碳市场风险
　　随着全国统一电力大市场加速推进，新型电力市场体系建设逐步完善，电力价格形成机制更趋市场化，市场价格变化幅度、市场供需波动风险显著放大，对公司经营盈利稳定性形成多重现实挑战。同时，随着全国碳排放权交易市场进入常态化运行与深化发展阶段，未来碳配额管控将逐步收紧，碳市场政策也将持续完善。
　　应对措施：公司将紧盯国家政策，深入研究电力市场各项政策，持续跟踪电力市场运行规律与价格波动趋势，优化完善交易策略和风险管控机制，通过精细化的中长期与现货市场的统筹运营，坚持稳中提质、主动施策，筑牢经营收益的稳定基础。针对碳市场相关风险，公司将持续深化碳资产精细化管理，密切跟踪碳市场政策调整动向，提前做好配额测算与管理规划，合理开展碳配额交易运作，积极探索碳资产增值路径，主动防范碳市场带来的经营风险。
　　3.供热市场风险
　　省内经济增速有所放缓，煤炭价格虽趋于稳定，但公司供热区域所在地方政府出于民生维稳角度考虑，对热价调整持谨慎态度，供热区域热价调整难度较大。
　　应对措施：一方面持续对内挖潜，开展精益化供热参数调节，确保“水、电、热”三项供热能耗指标持续下降，降低供热成本；另一方面积极争取外部政策，向属地政府争取热价上调和供热补贴等相关政策。
　　4.安全环保方面风险
　　一是国家安全、环保法律法规及行业标准日趋严格，对机组稳定运行、瓦斯治理、污水治理、固（危）废处置等方面提出更严格的要求。二是公司部分发电机组投产较早、运行时间长，设备老化问题逐步显现，设备检修维护、环保设施提效升级等费用支出可能增加。
　　应对措施：一是压紧压实安全责任。认真落实国务院国资委安全生产“十条硬措施”，健全安全责任体系，强化隐患排查治理，坚决防范生产安全事故。二是狠抓环保合规运行。环保设施精细化运维，保障全部机组大气污染物稳定达标排放，有效对冲非正常停运、气象、煤质、负荷波动带来的管控压力，加快推进煤矿瓦斯综合治理及利用项目建设和利用。三是统筹推进设备改造。有序实施机组提质改造及环保设施提标升级，科学合理安排技改资金，统筹污水治理、危废规范化管理、灰渣资源化利用及节能降碳项目，建立安全环保风险常态化排查化解机制，系统防范化解各类安全环保风险。
　　5.电力建设风险
　　在电力工程建设过程中，外部环境复杂、极端天气增多等因素可能对项目建设工期造成一定影响。
　　应对措施：公司将主动防范化解各类风险，强化全过程统筹管控，压实各方主体责任，优化施工方案与资源配置，全力保障项目安全有序推进，确保按期达标投产，助力公司可持续高质量发展。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　公司的主要业务是生产和销售煤炭，以及向本公司发电资产所在的区域销售电力、热力产品。报告期内，公司始终坚持绿色低碳与高质量发展方向，紧扣“十四五”发展目标，统筹煤炭产销与能源保供，深耕热电联产主业，扎实推进煤电与新能源一体化联营，全力构建安全、绿色、高效的综合能源业务体系。　　1.煤炭业务：利润“压舱石”　　公司所属锦兴公司肖家洼煤矿位于山西吕梁，核定产能1,200万吨/年，主产优质动力煤及配焦煤，是晋西北重要的能源基地，销售辐射山东、安徽、河南、河北、湖北、江苏、福建、山西等省份，具备良好的品牌形象。报告期内，实现煤炭产量1,138.31万吨，连续8年突破... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主要业务是生产和销售煤炭，以及向本公司发电资产所在的区域销售电力、热力产品。报告期内，公司始终坚持绿色低碳与高质量发展方向，紧扣“十四五”发展目标，统筹煤炭产销与能源保供，深耕热电联产主业，扎实推进煤电与新能源一体化联营，全力构建安全、绿色、高效的综合能源业务体系。
　　1.煤炭业务：利润“压舱石”
　　公司所属锦兴公司肖家洼煤矿位于山西吕梁，核定产能1,200万吨/年，主产优质动力煤及配焦煤，是晋西北重要的能源基地，销售辐射山东、安徽、河南、河北、湖北、江苏、福建、山西等省份，具备良好的品牌形象。报告期内，实现煤炭产量1,138.31万吨，连续8年突破1,000万吨大关，销量1,130.99万吨，同比增加3.78%，煤炭产销率连续多年保持99%以上，荣获第八届CCTD“2025年度煤炭运销优质品牌”，肖家洼煤矿获评国家矿山安全监察局安全生产标准化管理体系一级矿井。2025年，受国内煤炭市场供需格局变化影响，煤炭销售价格中枢整体下移。在此背景下，公司煤炭销售价格有所下降。公司通过深化精益管理、优化运输方案及严控采购成本等多措并举，有效对冲了煤价下行压力。报告期内，公司煤炭业务销售毛利率为52.02%，较上年同期略有下降，但仍保持在较高水平，体现了较强的成本管控能力，对公司整体盈利的稳定性形成了有力支撑。
　　2.电热业务：保供“稳定器”
　　作为黑龙江省最大的热电联产企业，公司可控发电装机容量641.2万千瓦，占黑龙江省统调煤机装机容量31.75%。火电及供热资产分布于哈尔滨、齐齐哈尔、牡丹江、佳木斯等中心城市，承担核心区域、重点单位的供电、供热任务，用户黏性强。报告期内,公司完成发电量210.92亿千瓦时，上网电量181.77亿千瓦时,机组平均利用小时3,289小时,发电量同比稳中有升；完成供热量6,624万吉焦，供热安全稳定。面对电力市场竞争加剧，公司积极增发效益电，通过优化报价策略参与电力现货交易，在保障民生用电的同时实现发电效益最大化。报告期内，公司圆满完成亚冬会等重点时段保供任务，九家供热单位获政府信用评价“红榜”，“华电供热”品牌影响力持续提升。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）全国煤炭行业总体情况
　　国家统计局数据显示，2025年，规模以上工业原煤产量达48.3亿吨，同比增长1.2%，创历史新高。全国煤炭供给体系质量持续优化，应急保供能力稳步增强。山西、陕西、内蒙古和新疆四省区煤炭产量合计占全国总产量的82%左右，成为保障能源安全的核心支撑。受先进产能加速释放及能源结构优化调整影响，2025年煤炭市场价格整体较2024年明显回落，价格中枢较2024年明显下移。
　　（二）全国电力行业情况
　　1.发电装机容量情况
　　根据中电联发布的数据，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%，较“十三五”末装机容量增加16.9亿千瓦，“十四五”时期全口径发电装机容量年均增长12.0%；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，比“十三五”末提高17.0个百分点。新能源（风、光、生物质）新增发电量成为新增电量主体。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，电力行业绿色低碳转型成效显著。
　　2.社会用电量情况
　　根据中电联发布的数据，2025年我国全社会用电量同比增长5.0%；“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（5.7%）提高0.9个百分点。我国全社会用电量规模在2025年实现两大突破：一是我国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。该规模超过美国全年用电量的两倍，高于欧盟、俄罗斯、印度、日本全年全社会用电量的总和，稳居全球电力消费第一大国地位。二是月度用电量规模首次突破1万亿千瓦时大关，7月我国全社会用电量达到1.02万亿千瓦时，这也是全球范围内首次。
　　2025年，随着一批保障性、支撑性电源及多条特高压直流输电工程陆续投产，我国电力资源配置能力进一步增强。度夏期间，通过提升发电能力、强化资源配置、强化负荷管理等措施，电力系统有效应对平均气温历史最高、尖峰时段历史最长、负荷创新高历史次数最多的挑战，电力供需整体平衡。度冬期间全国电力供需总体平衡，短时寒潮引起负荷冲高，通过市场化手段、跨省跨区余缺互济后，供需形势平稳。
　　3.电力市场交易情况
　　根据中电联发布的数据，2025年，全国累计完成电力市场交易电量66,394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重64.0%，同比提高1.3个百分点。从交易范围看，省内交易电量50,473亿千瓦时，同比增长6.2%；跨省跨区交易电量15,921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。从交易品种看，中长期交易电量63,522亿千瓦时；现货交易电量2,872亿千瓦时。绿电交易电量3,285亿千瓦时，同比增长38.3%。跨省和跨区输送电量较快增长，全国统一电力市场建设加快推进。
　　4.行业政策
　　国家发改委、国家能源局发布《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025-2027年)》，明确提出支持现役煤电改造升级机组、新建机组和新一代煤电试点示范机组与新能源实施联营，鼓励联营的新能源项目优先并网。
　　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“两重”“两新”相关政策及《黑龙江省推动大规模设备更新和消费品以旧换新实施方案》要求，电力行业抢抓煤电优化升级与“上大压小”政策机遇，加快推进高效清洁煤电项目建设，依托政策支持推动老旧机组更新换代、持续优化电源结构。
　　（三）黑龙江省电力市场情况
　　2025年，黑龙江省总发电装机容量5,611.96万千瓦。其中：火电装机容量2,584.33万千瓦，占比46.05%（其中煤机装机容量2,211.1万千瓦）；水电装机容量235.37万千瓦，占比4.19%；风电装机容量1,875.14万千瓦，占比33.41%；光伏装机容量917.12万千瓦，占比16.35%。
　　2025年，除燃煤背压机组或只在供热期运行的燃煤发电机组外，黑龙江省其他燃煤发电机组上网电量全部参与市场交易；黑龙江省电力现货市场从8月份开始连续结算试运行；全年全省累计成交省内电力直接交易、电网代理购电交易以及绿电交易合计608.97亿千瓦时；跨区跨省外送电交易288次，累计成交183.29亿千瓦时。
　　（四）全国及黑龙江省供热行业情况
　　热电联产是国家重点推广的节能环保能源利用方式，是城市供暖的主力热源。全国集中供热面积约160亿平方米，北方地区集中供热面积中热电联产占比超60%。2025年，供热行业面临燃料成本高位运行与热价调整滞后的双重压力，部分企业存在成本倒挂现象。我国热价实行政府定价，遵循“准许成本+合理收益”原则，全国已有多个区县启动热价调整。
　　黑龙江省供热期长达半年以上，清洁取暖率超过86%。报告期内，黑龙江省内部分城市居民供热价格有所调整。各地市持续完善供热管理政策，保障民生供暖需求。未来，热价调整机制优化及智慧供热转型将成为行业改善的关键方向。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，公司深入贯彻新发展理念，锚定高质量发展目标，统筹安全与效益，在经营质效、绿色转型、资金筹措及社会责任方面取得全面突破。全年实现营业收入166.58亿元，实现归属于母公司股东的净利润2.00亿元，同比增长20.81%；实现归属于母公司股东的扣除非经常性损益的净利润0.13亿元，同比增利1.63亿元；每股收益0.03元，同比增长50%，扭转多年经营亏损局面，盈利能力呈现持续提升态势。
　　1.深化精益管理，经营业绩明显改善
　　公司坚持“量价统筹、降本增效”双轮驱动，有效应对市场波动，经营业绩显著改善。一是电力市场营销量价统筹，增收创效能力明显增强。深入研究市场规则，深挖机组调节潜能，精准研判市场供需变化，全面优化现货报价策略，电力销售同比实现量价齐升。二是燃料成本管控精耕细作，降本增效成果持续扩大。通过提高长协煤合同兑现率，争取长协煤合同增量，长协煤覆盖率由82.94%提升到90.91%。拓展市场煤采购渠道，充分发挥电煤竞价平台优势，规范阳光采购、引导区域煤价理性回归，灵活运用“冬煤夏储、淡储旺用”策略平抑价格波动，全年入厂标煤单价同比降低61.42元/吨，节约燃料成本5.24亿元，降本成效显著。三是煤炭板块通过产销协同与物流优化双轮驱动，有效应对煤炭价格下行压力。坚持零库存战略，保持产销率99%以上。优化铁路中转发运与“铁汽”联运方式，利用梁山北站等物流通道降低运输成本，铁路发运量显著提升。强化从回采、洗选到仓储销售的全链条煤质管控，实行毛煤热值奖罚制度，提升商品煤质量。结合灵活定价与竞价销售，毛利率较上年同期略有下降，但仍保持在较高水平。四是强化市值管理,提升市场认同。制定市值管理制度，构建市值管理长效机制。加强信息披露与投资者关系管理，切实维护股东利益。
　　2.拓宽融资渠道，资金创效能力提升
　　依托稳健的经营实力与优良的市场信誉，多措并举优化债务结构，精益成本管控，财务费用同比节约超7,300万元，综合融资成本率同比降低44BP，资金保障能力和创效水平显著提升。一是加大存量高利率贷款置换，持续压降新增融资成本，推动银行承兑汇票、信用证等低利率融资产品占比稳步提升。二是精准把握资本市场机遇，拓宽直接融资渠道，凭借良好的市场认可度，成功发行超短期融资券、中期票据合计20亿元，3期债券均创黑龙江省同期限债券利率新低。三是积极争取各级财政贴息政策，落实国家设备更新改造再贷款和黑龙江省规上工业企业贷款共计18.56亿元，预计贷款期限内可取得贴息约3,700万元，有效降低公司融资成本。
　　3.运营指标领跑，供热保障能力持续增强
　　作为黑龙江省最大的热电联产企业，公司持续优化供热管理，巩固区位优势。一是能效指标持续优化。公司直供单位热耗、一级网水耗、二级网水耗、二级网电耗分别同比下降5.31%、7.95%、8.26%、2.60%。二是营业收入稳中有升，全年实现热力收入31.43亿元，同比增长1.27%。完成含税平均热价51.80元/吉焦，同比升高1.72元/吉焦。当期热费回收率完成98.05%，陈欠热费回收率完成28.56%，应收热费较年初降低1.15亿元，圆满完成供热各项经营目标。三是保供底线坚实有力。公司坚守“心系百姓冷暖”的初心，面对极寒天气与亚冬会保供双重考验，所属9家供热企业全部跻身地方政府供热红榜，2025-2026年供暖季实现提前开栓，兑现“暖屋子”的庄严承诺。
　　4.科技产业协同，培育绿色发展新动能
　　公司深入践行“双碳”战略，以技术革新驱动产业升级。一是突破技术壁垒，筑牢自主可控根基。公司完成多台主机及辅机DCS系统国产化改造，打破国外电力工业软件垄断，以自主技术引领智能转型。完成机组灵活性改造，提升负荷调节能力与市场竞争力。深化与哈工大等高校及中国一重等企业合作，攻克大型转子锻件、发电机碳刷等关键部件国产化难题，保障产业链供应链安全。二是优化机组结构，煤电与新能源一体化联营项目取得关键突破。哈尔滨第三发电厂66万千瓦“上大压小”热电联产项目7月1日开工，当年实现主厂房基础出“零米”、锅炉钢结构三段安装等关键节点，创下高寒地区火电建设新速度。富拉尔基发电厂2×66万千瓦“上大压小”热电联产项目完成投资决策、三大主机招标。煤电一体化布局持续深化，锦兴电厂2×35万千瓦项目建设高效推进，土建基本完工，发电机转子穿装、锅炉水压试验等重要节点相继完成，中水管线顺利通水，为2026年“双投”奠定基础。黑河孙吴、佳木斯汤原、北安建华等一体化联营配套风电项目顺利开工，加速构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）煤炭资源优势。公司所属锦兴公司肖家洼煤矿资源禀赋优异，井田面积58.578km，地质资源量118,221万吨，可采储量70,045万吨，煤类主要为气煤和1/3焦煤，兼具发电、气化、炼焦三重价值。公司2025年成功获批1,200万吨/年产能核增，产能规模进一步提升。全年实现原煤产量1,138.31万吨、销量1,130.99万吨，煤炭业务实现营业收入55.77亿元、净利润14.64亿元，是公司持续稳健的核心盈利支撑。
　　（二）煤电资产迭代优势。公司正加速推进煤电“上大压小”和设备更新改造，包括哈尔滨第三发电厂66万千瓦“上大压小”热电联产项目、富拉尔基发电厂2×66万千瓦“上大压小”热电联产项目以及锦兴电厂2×35万千瓦机组项目。这些技术升级举措将持续降低能耗，提升机组运行的灵活性与环保水平，进一步巩固煤电作为能源安全“压舱石”的兜底保障能力，实现传统能源的“新旧动能转换”。
　　（三）“煤电+新能源”协同优势。公司紧抓国家支持煤电与新能源“两个联营”政策机遇将清洁、高效、低成本、高收益的风电项目投资开发作为业务转型的关键方向，加速构建清洁低碳安全高效的能源供给新格局。通过“煤电+新能源”协同模式，发挥煤电调峰支撑作用，有效降低投资风险与保供成本，形成“稳定器+增量器”的组合优势，增强了公司的绿色转型动能，体现了“一体化协同”的核心竞争力。
　　（四）区域市场优势。公司火电装机容量位居黑龙江省首位，作为省内最大的热电联产企业，公司供热面积达1.47亿平方米，占全省集中供热面积的15%，在哈尔滨、齐齐哈尔、牡丹江、佳木斯等四大中心城市的供热市场占有率超过60%，服务人口超过600万，承担着重要的民生保障任务，具备极强的区域优势和客户黏性。
　　（五）精益管理优势。一是市场运营方面，构建“政策研判—市场交易—客户服务”全链条体系，深度参与黑龙江电力市场建设，通过精准研判、精细管控与量价协同扩大效益电量规模，保持区域领先电价水平，从交易优化、用能管理等方面升级客户服务能力，巩固区域市场优势。二是成本管控方面，对燃料实施全流程精益管理，强化长协煤履约执行与市场煤统筹调配，积极推行经济煤种掺烧与智能库存管理，有效控制燃料成本。持续推进绿色矿山建设，实现环保提升与降本增效双赢。通过物资全周期管理、维修费压降等举措，优化煤炭生产成本。三是人才队伍方面，坚持实施人才强企战略，2025年全年引进优秀高校毕业生565名，构建一体化人才培养体系，建成黑龙江省首家热电运维工匠学院，培育涌现出一批行业先进典型与技术骨干，结构合理、素质优良的人才梯队为公司高质量发展提供了坚实人才支撑与核心动能。
　　（六）产业协同优势。公司联合清华大学、哈尔滨工业大学等高校及科研院所，成功实现主机及辅机DCS系统从操作系统到控制芯片的全面国产化替代，关键核心技术实现自主可控，有效打破国外技术垄断。依托自主研发技术成果，建成全国首台高温热网高精度动态孪生系统，并完成对9家热电联产企业的数智化升级改造，树立智慧供热行业新标杆。煤矿智能通风、岗位无人值守、全矿井AI智能分析管控平台等一批智能化项目相继落地应用，矿山智能化建设水平位居行业前列。公司全面构建三级创新管理体系，形成“技术突破+产业应用”的创新闭环，为产业协同高效发展提供强劲持续的创新动能。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入166.58亿元，同比下降8.22%；营业成本137.95亿元，同比下降6.56%；归属于上市公司股东的净利润2.00亿元，同比上升20.81%；基本每股收益为0.03元。
　　
　　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”开局之年。中央经济工作会议强调，要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，狠抓提质增效，实施更加积极有为的宏观政策，不断增强政策前瞻性、针对性和协同性，持续扩大内需、优化供给结构，推动经济实现质的有效提升和量的合理增长。全国能源工作会议明确部署，到2030年我国非化石能源消费比重提高至25%，新能源发电装机占比超过50%,新型能源体系建设已进入关键攻坚阶段。当前，我国能源发展正处于低碳转型加快推进、安全风险交织演变、能源创新加速突破、体制机制系统重塑、国际合作全面提升“五期叠加”的新阶段，面临的机遇与挑战前所未有。
　　1.煤炭市场方面
　　2026年，预计呈现“供需双弱、总体平衡”的格局，但结构性、时段性、区域性紧张风险依然存在。从需求侧看，全国电煤消费受新能源替代影响同比微降，但煤电作为调峰电源的“压舱石”作用依然稳固；化工用煤将成为主要增量。从供给侧看，国内产量受安全监管约束增速放缓，进口煤受印尼减产、国际地缘政治等因素影响预计同比减少。煤炭作为兜底保障能源的地位依然稳固，国家正推动煤炭行业向绿色、高效、智能方向发展，加强化石能源清洁高效利用。企业需优化采购策略，提高长协煤兑现率，灵活运用库存调节手段，平抑价格波动风险。
　　2.电力供需方面
　　根据中电联发布的《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》，2026年全社会用电量预计同比增长5%-6%，继续保持平稳较快增长。迎峰度夏等局部高峰时段电力供需偏紧，但通过跨省跨区余缺互济可基本消除缺口。若出现极端天气、一次能源供应紧张等叠加因素，局部地区部分时段仍可能出现偏紧，但通过供需两侧共同发力可保障平稳供应。预计全年新增发电装机超过4亿千瓦，其中新能源超过3亿千瓦。到2026年底，全国发电装机容量约43亿千瓦，非化石能源装机占比约63%，其中太阳能发电装机规模预计首次超过煤电，煤电装机占比降至31%左右。风电、光伏合计装机有望达到总装机的一半，电力系统绿色转型步伐明显加快。与此同时，新能源大规模并网带来的消纳压力、系统调节能力不足等问题日益凸显，煤电加速向基础保障性和系统调节性电源转型。
　　3.电力市场方面
　　2026年是我国全国统一电力市场从体系搭建向高质量运行转型的关键一年，跨省区常态化交易全面落地，省间市场壁垒进一步破除，电力资源“全国一盘棋”配置能力显著提升。新能源全面入市，储能、虚拟电厂等新型主体全品类参与交易，工商业用户市场化准入全面放开，源网荷储全链条市场结构加速成型。中长期与现货、批发与零售市场联动更加顺畅，价差持续收窄，价格波动常态化，信号传导效率大幅提升。现货市场价格波动加剧，对发电企业的报价能力、风险管控能力提出更高要求。辅助服务与容量补偿机制持续完善，绿电交易规模高速增长，与碳市场耦合不断深化，为新型电力系统建设与“双碳”目标落地提供核心支撑。
　　4.碳市场方面
　　中共中央办公厅、国务院办公厅印发《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。2026年是落实中办国办顶层设计、实现扩容提质的关键过渡期。年内钢铁、水泥、铝冶炼行业正式纳入全国碳排放权交易市场，与发电行业共同实施配额全流程履管理，市场覆盖碳排放量占全国总量60%以上。配额基准线持续收严，有偿分配试点落地，叠加碳价长期上行趋势，煤机电量碳排放履约成本呈刚性增长，倒逼行业清洁低碳转型，发电企业需加快碳资产管理能力建设，积极参与碳交易，通过节能降碳、灵活调度等手段降低履约成本。
　　(二)公司发展战略
　　坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻习近平总书记关于能源安全、央企改革发展和党的建设的重要指示精神，全面落实党中央、国务院决策部署，认真落实省委省政府及华电集团的工作安排，牢牢把握高质量发展首要任务，坚持稳中求进工作总基调，主动服务国家“双碳”战略和新型电力系统建设，加快培育能源领域新质生产力。一是筑牢根基，发挥煤炭“压舱石”作用和热电兜底保障作用，确保能源安全稳定供应。二是锻造优势，深耕“煤电+新能源”联营模式，构建战略协同、物料循环、信息互通、管理融合的煤电一体化运营共同体，提升核心竞争力。三是壮大增量，加速清洁能源规模化发展，培育新质生产力。四是争创一流，打造“五位一体”跨行业跨地区一流综合能源上市公司。公司将坚持发展与安全并重、保供与转型协同，确保“十五五”高点起步、良好开局，以更清晰的路径、更务实的行动，为股东、客户和社会创造长期可持续价值。致力成为能源保障的“压舱石”和绿色转型的“主力军”，为能源强国战略与行业高质量发展作出更大贡献。
　　(三)经营计划
　　2026年是“十五五”开局之年，也是公司加快绿色转型、实现全面晋位升级的关键一年。公司将锚定高质量发展主线，充分发挥上市公司平台功能，强化市值管理，以“保供稳基、提质增效、绿色转型、价值重塑”为核心抓手，推动经营质效与核心竞争力双提升。2026年公司预计完成煤炭销售量1,086万吨，发电量209.44亿千瓦时，供热量6,751万吉焦。
　　　　一、抓牢能源保供根基，扛稳服务大局责任
　　全面落实华电集团及地方政府保供部署，确保全国两会、迎峰度夏、冬季采暖等重点时段保电保热任务。强化生产运行规范管理，提升保暖保供能力，确保机组顶得上、调得下。加强煤炭市场调研与应急响应，保持合理库存，发挥长协煤“压舱石”作用。高质量完成安全生产治本攻坚三年行动收官，推动隐患排查治理常态化，持续开展“控非停”行动。推行精品检修，强化全过程技术监督与质量验收。严守环保底线，确保大气污染物达标排放，深化固废、废水全要素治理，举一反三提升环保管理水平。
　　二、抓实提质增效攻坚，提升价值创造水平
　　市场营销方面。坚持量价统筹，确保煤机利用小时区域领先，保障容量电价全额兑现。拓展外送电及跨省交易规模，完善价格预测模型，力争现货收益优于中长期。推动“电—碳”协同，提升碳资产交易效率。
　　成本管控方面。提升长协煤兑现率与增量，强化燃料控价能力。严控四项费用支出，推进亏损企业治理。狠抓供热设备治理，持续降低“三耗”，争取趸售热价疏导，热费回收率保持98%以上。强化物资管理，持续消化专业库存，完成年度库存压降20%目标。
　　三、抓快绿色转型发展，巩固规模领先地位
　　牢牢把握煤电与新能源“两个联营”政策机遇，科学编制“十五五”规划，紧抓新型电力系统建设与“双碳”战略窗口期，加快电源结构优化与产业升级，确保哈尔滨第三发电厂、富拉尔基发电厂等重点火电与新能源一体化联营项目按节点推进，力争实现北安建华20万千瓦风电项目、佳木斯汤原20万千瓦风电项目、黑河孙吴10万千瓦风电项目、锦兴电厂2×35万千瓦火电项目全部投产发电。加速绿色转型，积极争取配套新能源建设指标，全面构建“两个联营”发展新格局。
　　四、抓优资金统筹管控，厚植经营发展根基
　　2026年，公司将把握宏观政策导向，精准研判利率周期与融资窗口期，以结构优化、成本压降、资金提效为核心主线，全面强化资金统筹与融资管理。持续优化债务结构，积极拓宽直接融资渠道。有序置换高息贷款，推动综合融资成本持续下降。强化政策对接与争取，积极抢抓再贷款、黑龙江省规上企业贷款等低成本政策资金，充分用好贴息等红利，进一步推动资金成本优化。统筹基建项目全周期资金管理，严格把控融资产品选择与规模投放，严控工程造价与资金支出。
　　(四)可能面对的风险
　　1.煤炭市场风险
　　近年来，受煤炭市场持续下行、新能源替代加速冲击双重影响，下游需求持续走弱，行业内部竞争日趋激烈。同时，需求缩减使得下游对产品验收标准愈发严苛，煤炭企业普遍面临盈利能力下滑、市场份额缩减、成本攀升等多重经营压力。
　　应对措施：一是提升长协煤兑现率，稳定基础销量与价格。二是精益生产降本增效，优化煤质满足验收要求。三是拓展化工煤等差异化渠道，对冲电煤需求下滑。四是动态调节产量与库存，减少低价损失。
　　2.电力行业及碳市场风险
　　随着电力现货市场在全国范围内加快推广和连续结算试运行，供需形势变化导致火电机组现货价格剧烈波动，中长期合约签约难度不断增大。与此同时，全国碳市场行业覆盖范围进一步扩大，市场机制逐步完善，在迎来发展机遇的同时，也面临一定的交易风险。
　　应对措施：公司将紧盯国家政策，深入研究电力市场交易规则，认真分析区域经济发展形势，深入了解现货市场交易规则，不断优化交易策略，合理利用交易规则，提价保量。进一步研究容量电价机制、辅助服务市场。实时跟踪全国碳市场交易动态，把握市场价值空间。
　　3.供热市场风险
　　公司供热成本居高不下，热价疏导机制有待完善，供热区域热价调整压力较大。
　　应对措施：持续对内挖潜，开展精益化供热参数调节，确保“水、电、热”三项供热能耗指标持续下降，降低供热成本。积极争取外部政策，向属地政府争取热价上调和供热补贴等相关政策。
　　4.环保风险
　　国家有关环保法律、法规对污水治理、固（危）废处置、无组织排放治理等方面提出更严格的要求。
　　应对措施：公司所属企业全部实现超低排放，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。同时，积极跟进环保部门的关注，在污水整治、绿色节能、清洁生产、危废处置、完善灰渣综合利用等方面积极作为，建立环保风险动态监测与快速响应机制，确保各类环保风险得到及时识别和有效化解。
　　5.电力建设风险
　　在电力工程建设过程中，外部环境复杂、极端天气增多等因素可能对项目建设工期造成一定影响。
　　应对措施：公司将主动防范化解各类风险，强化全过程统筹管控，压实各方主体责任，优化施工方案与资源配置，全力保障项目安全有序推进，确保按期达标投产，助力公司可持续高质量发展。 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：　　根据中国电力企业联合会(“中电联”)发布的数据，截止2025年6月底，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增长3.7%。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%。2025年全年全国全社会用电量预计同比增长5%~6%，全国新增电源装机仍然保持快速增长。　　截止2025年6月，全国规模以上电厂发电量45,371亿千瓦时，同比增长... 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：
　　根据中国电力企业联合会(“中电联”)发布的数据，截止2025年6月底，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增长3.7%。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%。2025年全年全国全社会用电量预计同比增长5%~6%，全国新增电源装机仍然保持快速增长。
　　截止2025年6月，全国规模以上电厂发电量45,371亿千瓦时，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%。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；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。截止2025年6月，我国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，太阳能发电装机容量11亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。黑龙江省总发电装机容量5,431万千瓦。其中：火电装机容量2,582万千瓦(煤机2,217万千瓦，其他365万千瓦)，占比47.54%；水电装机容量235万千瓦，占比4.33%；风电装机容量1,755万千瓦，占比32.31%；光伏装机容量859万千瓦，占比15.82%。
　　今年以来，全国电力市场建设持续推进。2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布了《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），明确了各地区电力现货市场建设的关键时间节点。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》，进一步健全电力辅助服务市场价格形成机制和费用传导机制。
　　上半年，全国煤炭产量稳步增长，根据中国煤炭工业协会数据显示，1-6月，规模以上工业原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%,原煤生产平稳增长。在进口煤方面，今年上半年，全国共进口煤炭2.22亿吨，同比下降11.1%。整体供应结构呈现国内增量为主、进口结构性补充的动态格局。需求端受工业用电增速放缓、清洁能源加速替代火电、传统高耗煤行业消费量下滑等压力要素叠加影响，导致下游需求整体增速减缓。受供需因素交互影响，上半年，动力煤市场供应持续宽松，但需求端支撑明显不足，价格重心整体延续震荡下行趋势。整体来看，2025年上半年，国内煤炭市场总体呈现“量增价跌、供强需弱”的运行特征。
　　报告期内公司主营业务情况:
　　2025年上半年，公司实现营业收入82.84亿元，同比下降10.87%；实现归属于上市公司股东的净利润4.58亿元，同比下降27.24%，每股收益为0.06元。公司煤炭销售收入27.16亿元，同比下降27.49%，电力销售收入37.52亿元，同比升高2.91%，热力销售收入17.30亿元，同比下降4.38%，工程施工及其他收入0.86亿元，同比下降7.14%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司深入学习贯彻习近平总书记在黑龙江省考察时的重要讲话和重要指示精神，全面贯彻党的二十届三中全会和全国两会精神，认真贯彻落实股东大会、董事会的各项决议，保障能源安全，深化提质增效，推动改革深化提升，加强科技创新，各项工作取得积极成效。
　　（一）安全基础持续夯实，保供能力稳步提升。一是严格落实安全生产责任制，深入开展安全生产治本攻坚三年行动“强基固本年”活动，动态管控隐患、风险“两个清单”，提升设备可靠性，机组实现“零非停”。二是扛牢能源保供主力军责任，强化生产管理和组织协调，圆满完成“两节”“两会”“亚冬会”等重要时段的保供任务；成功启动山东梁山北、东平及日照南的煤炭发运，开辟保供新通道。三是创新应用“智能感知+大数据分析+AI决策”技术模式，建成覆盖全矿的UWB精准定位系统、全矿井AI分析管控平台、安全监控系统、实时监测气体等200余项关键指标，设备健康水平明显提升。四是积极应对暴雪冰冻等自然灾害重重考验，全面提升优质服务，热用户报修回访率、办结率达到100%，圆满完成保暖保供任务，所属9家供热主体均进入政府信用评价“红榜企业”，供热工作获省委省政府高度评价和百姓高度赞扬。
　　（二）积极应对市场影响，提质降本取得成效。一是以市场为导向，以客户为中心，以效益为目标，量价统筹，努力增发效益电量。扎实开展电力市场中长期交易，积极争取获得关停机组补偿电量3.3亿千瓦时；全力提升机组顶峰出力，获得容量电费2.58亿元；有效发挥电锅炉、切缸调峰作用，获得深调辅助服务收益2.35亿元。二是制定提质增效登高目标优化方案，狠抓关键要素指标管控，增收节支取得显著效果。努力降低燃料成本，入炉煤折标煤单价完成842.53元/吨，同比降低55.90元/吨，节支2.28亿元；直供热耗同比下降，节约燃料成本近5,000万元；取得保险理赔421.05万元。三是全力争取政策支持，上半年申报“超长期国债”“稳增长扩投资专项债”“技术改造再贷款”共32项，资金需求41.25亿元，累计已获批“稳增长扩投资专项债”3项，获得专项债资金2.14亿元；已获批“技术改造再贷款”15项，资金需求26.22亿元，已落实再贷款资金2.13亿元，已取得贴息55.78万元。取得相关奖励150万元。提升资金创效能力，可比口径财务费用同比节支0.43亿元。
　　（三）绿色转型步伐加快，发展动能持续增强。安全与绿色发展并重，积极推进矿山生态修复。公司狠抓政策机遇，通过“两个联营”，快速推进哈尔滨第三发电厂66万千瓦“上大压小”热电联产项目，哈尔滨新能源、孙吴新能源、汤原新能源、北安新能源等70万千瓦一体化联营新能源项目建设，为企业优化资产结构、实现绿色转型、高质量发展注入新动能。
　　（四）改革创新纵深推进，内生动力有效激发。一是健全完善科技创新工作组织体系，成立科技创新委员会，设立科技与数智化部，推动科技创新任务落实见效。积极推进矿井智能化建设，依托万兆环网实现“一张图”系统的综合接入。智能调度中心及模块化数据中心投入使用，配套完成工业控制虚拟化、大数据云平台建设。二是强化市场营销体系建设，优化人员配置，提升公司电力营销市场竞争力。实施“焕新”行动，总结四个“首台”新一代睿蓝DCS改造经验，研究推进其他DCS的安全可靠应用替代改造，按照“能替尽替”原则逐步实现全覆盖。三是积极推进“三项制度”改革，严格实施市场化招聘，组织公开竞聘上岗，激发全员活力。
　　截至2025年6月30日，公司全资及控股电厂完成发电量101.01亿千瓦时，上网电量完成86.31亿千瓦时，机组含税平均电价480.4元/兆瓦时；机组平均利用小时1,575小时；上半年供热量完成3,752万吉焦；煤炭产量567.31万吨，煤炭销量574.20万吨。
　　截止2025年6月30日，公司总资产为296.83亿元。归属于上市公司股东的净资产为42.51亿元。2025年上半年实现营业收入82.84亿元。实现归属于上市公司股东的净利润4.58亿元。基本每股收益为0.06元，每股净资产为0.54元。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　经过多年的发展，公司不断提升核心竞争力，主要体现在以下几方面：
　　（一）装机结构布局优势。公司作为黑龙江省最大热电联产企业，发电装机分布在哈尔滨、齐齐哈尔、牡丹江、佳木斯等区域负荷中心城市，电、热源结构不断优化，市场份额不断提高；通过国家设备更新和“两个联营”等相关政策，采取老旧机组更新改造和“上大压小”等方式，优化煤电装机结构；积极推进公司绿色转型发展，有序开展新能源项目建设，逐步形成能源结构相互支撑、优势互补、协同发展的良好局面，为公司未来实现可持续发展提供了有力支撑。
　　（二）安全生产管理优势。强化企业主体责任落实，扎实开展安全生产治本攻坚三年行动、安全隐患排查治理，认真落实能源保供各项工作安排，完善安全机制推进本质安全型星级企业建设。加强应急管理体系建设，增强应急处突能力，夯实安全环保基础，能源保供能力持续增强。
　　（三）热电联产集中供热优势。公司作为黑龙江省内主要城市哈尔滨、齐齐哈尔、牡丹江、佳木斯中心区核心供热企业，服务对象集中分布于主城区核心商圈及大型生活区，市场资源丰富，热需求充足稳定，并承担省、市各级政府及部分大专院校等重要单位的供热任务，市场前景广阔。
　　（四）优质丰富的煤炭资源优势。公司所属锦兴公司肖家洼煤矿井田面积58.578km，煤类主要为气煤和1/3焦煤，少量1/2中粘煤和弱粘煤，发热量为属低—特高热值煤，是良好的发电用煤和气化用煤，同时是很好的炼焦（配）煤。肖家洼煤矿煤炭地质资源量118,221万吨，可采储量70,045万吨。
　　（五）售电业务运营和服务优势。公司持续做优做强售电业务，拓展电力用户开发渠道，不断提升用户满意度和签约率，增加用户签约黏性。积极推进用户侧用能开发，继续探索需求侧响应、虚拟电厂、负荷聚合商等多项业务，不断提升公司售电业务品牌影响力。
　　（六）高素质的职工队伍优势。公司精心打造全面且多元的人才培养体系，从新员工入职开始量身定制启航培训，到规范化岗位培训与导师带徒计划，为员工提供全方位、切实有效的技术技能提升支持，并组织员工参与各类外部专业培训和学术研讨。公司努力打造既懂专业技术，又具创新思维和战略眼光的复合型高素质人才队伍。
　　（七）规范完善的公司治理体系优势。公司严格遵循《公司法》《证券法》等法律法规要求，通过“三会一层”协同运作机制动态升级治理体系，同步构建合规管理、信息披露、决策监督等多维度风险防控机制，持续健全内部控制体系，加强公司规范运作与投资者关系管理，保障公司全体股东的利益。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　随着我国新型电力系统加速建设、电力市场化进程不断推进，黑龙江省新能源装机占比已突破50%，预计下半年新能源装机仍将保持较快增长态势。整体来看，黑龙江电网电力平衡仍呈供大于求态势，局部时段电热矛盾、风火矛盾、峰谷矛盾更加突出。电力现货市场条件下，由于新能源的边际成本低，在电力供需宽松时段可能压低市场交易电价，导致火电企业竞价区间受限，压缩利润空间。同时，由于新能源出力的随机性和波动性加剧了电力现货市场的价格波动，对于火电机组的宽负荷灵活性调整能力提出更高要求。
　　应对措施：公司将积极跟踪国家及行业有关政策，主动适应电力现货市场发展需要，持续优化经济运行管理，寻求公司发电效益最大化。深入研究制定中长期市场交易策略，巩固省内市场，拓展外送空间。同时深入研究省内中长期分时、分价交易政策和黑龙江省电力现货市场规则，进一步提升机组灵活性，积极探索现货市场条件下的盈利模式，全力提升机组创效水平。
　　2.供热市场风险
　　目前看，公司供热区域内地方政府调整供热指导价格的可能性不大，公司供热产业亏损的局面依然存在。
　　应对措施：一是强化网源协同，在确保达标供热的前提下，统筹做好供热期间的发电供热调配，实现发电供热收益最大化；二是全力争取“两重两新”政策、供热补贴政策支持，全力提升供热效益。
　　3.煤炭市场风险
　　在“双碳”目标引领下，国家对煤炭行业的环保、安全、产能调控等政策不断收紧和细化。煤炭行业投资周期长，产能释放存在滞后性，供给端与需求端难以紧密衔接，加之煤炭产业链协同机制不完善，难以及时应对市场波动。
　　应对措施：加强市场调研，密切跟踪市场形势，强化煤电联营等产业链协同模式，研判分析下游需求变化趋势，优化客户结构，稳固与下游客户的中长期战略合作关系，提升需求韧性。加强与监管部门沟通争取环保补贴、绿色信贷等支持。
　　4.安全环保风险
　　公司部分机组投产较早，环保设施运行时间较长，安全环保压力较大。随着国家环保政策不断完善和深化，在流域水体保护、大气治理等方面提出更严格的标准和要求，公司环保投入费用可能会增加。
　　应对措施：严格落实国家各项能源保供安全生产措施，扎实做好设备治理，深化各重点领域隐患排查，坚决防范事故发生严格执行国家环保政策，加大环保设备设施治理力度，不断提升环保管理业务水平，以谨慎的态度科学选取更加成熟可靠的技术方案，在水污染防治和优化用水、大气治理、绿色节能等方面积极作为，确保各类环保风险可控在控。
　　5.资金市场风险
　　受部分地方政府、国企债务违约等可能引发系统性风险的影响，金融机构贷款发放的标准及限制条件将更加严格。公司可能受短期债务集中到期、银行信贷收紧、供应链账期拉长的影响，出现阶段性资金短缺的情况。
　　应对措施：公司将加强政策研判，系统测算资金需求，匹配合理的融资结构，足额储备融资授信规模，避免出现债务违约情况，防范资金短缺风险。 收起▲