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发展情况　　1.全社会用电需求　　2026年1-6月，全社会用电量累计50999亿千瓦时，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33057亿千瓦时，同比增长5.1%；其中，工业用电量32760亿千瓦时，同比增长5.3%，高技术及装备制造业用电量6008亿千瓦时，同比增长9.8%。第三产业用电量9916亿千瓦时，同比增长8.0%。城乡居民生活用电量7315亿千瓦时，同比增长3.1%。　　2.电源装机　　截至6月底全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦，同比增加10... 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发展情况
　　1.全社会用电需求
　　2026年1-6月，全社会用电量累计50999亿千瓦时，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33057亿千瓦时，同比增长5.1%；其中，工业用电量32760亿千瓦时，同比增长5.3%，高技术及装备制造业用电量6008亿千瓦时，同比增长9.8%。第三产业用电量9916亿千瓦时，同比增长8.0%。城乡居民生活用电量7315亿千瓦时，同比增长3.1%。
　　2.电源装机
　　截至6月底全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦，同比增加10.8%，新增装机1.59亿千瓦，成为全球首个迈上40亿千瓦这一台阶的国家。光伏总装机12.7亿千瓦（同比增长15.8%），分布式光伏、沙戈荒大基地双线推进，年底光伏装机预计超越煤电成为国内第一大电源。风电总装机6.8亿千瓦（总装机18.5%），增速首次超过光伏，陆上风光基地+海上风电同步放量，海风产业链加速落地。风电光伏总装机合计19.5亿千瓦，占总装机48.3%。火电总装机15.7亿千瓦（同比增加6.4%），存量火电装机仍为系统保供压舱石，上半年新增火电装机3836万千瓦，同比多投产918万千瓦，核心用于顶峰调峰、新能源配套兜底。
　　3.发电运行
　　上半年全国规模以上工业总发电量4.8万亿千瓦时，同比增加3.5%；清洁能源（水、核、风、光）发电量占比36.2%，同比提升0.4个百分点。全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时1392小时，同比降低113小时。分类型看，水电1452小时，同比提高74小时；火电1895小时，同比降低73小时；其中，煤电1998小时，同比降低59小时；核电3598小时，同比降低284小时；并网风电917小时，同比降低170小时；并网太阳能发电527小时，同比降低33小时。上半年全国完成跨区输送电量4621亿千瓦时，同比增长4.9%，其中西北外送电量2124亿千瓦时，同比增长17.2%，占全国跨区送电量的46.0%；全国完成跨省输送电量9812亿千瓦时，同比增长2.7%。其中，内蒙古净输出电量超过1000亿千瓦时；新疆、云南、山西等3个省份净输出电量均超过600亿千瓦时。
　　全国电力市场绿电交易电量较快增长。上半年，全国累计完成电力市场交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%。从交易范围看，省内交易电量29136亿千瓦时，同比增长27.9%；跨省跨区交易电量7713亿千瓦时，同比增长12.1%。从交易品种看，中长期交易电量32568亿千瓦时，现货交易电量4280亿千瓦时。绿电交易电量1641亿千瓦时，同比增长6.6%。电网企业市场化代理购电电量3985亿千瓦时。
　　4.全国电力供需平衡情况
　　上半年，全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。全国统调最高用电负荷14.3亿千瓦，同比增长9.3%。5月，南方区域电力供需偏紧，5月下旬南方电网负荷连续创历史新高，最高达2.75亿千瓦；6月，全国大部分地区气温低于上年同期，全国城乡居民用电量负增长，全国电力供需形势阶段性偏松。
　　5.全国电力供需形势预测
　　电力消费预测。预计下半年全国全社会用电量同比增长5%-6%。下半年，我国宏观经济将继续保持向新向优的发展态势，高技术制造业、数字产品制造业和新型基础设施建设将继续拉动电力消费增长。同时，国际形势复杂多变，世界经济增长总体放缓，强厄尔尼诺现象的概率不断增大，影响电力消费不确定因素仍然较多，综合分析，预计下半年全国全社会用电量同比增长5%-6%；统调最大负荷在15.7-16.3亿千瓦（若2026年夏季全国平均气温偏低于2025年同期，则最高用电负荷在15.7亿千瓦左右）。
　　电力供应预测。预计太阳能发电装机规模在三季度超过煤电装机规模，到2026年底，风电和太阳能发电累计装机规模达到总发电装机的一半。预计2026年全年新增发电装机有望达到4亿千瓦。到2026年底，全国发电装机容量将达到43亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机约27亿千瓦，占总装机的63%左右；煤电装机占总装机的比重将降至31%左右。
　　电力供需形势预测。迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体平衡。其中，华中、西南、华东、南方电网区域局部地区电力供需平衡偏紧；如遇大范围极端高温天气，局部地区高峰时段存在电力缺口，通过省间购电、跨省跨区互济及需求侧响应等措施后可基本消除。华北、东北、西北电网区域电力供需平衡。迎峰度冬期间，全国电力供需基本平衡。其中，华中电网区域电力供需平衡有余，其他区域电力供需平衡。
　　（二）主要业务情况
　　报告期内公司所从事的主要业务未发生重大变化，公司仍属电力行业，主要经营火力发电业务、配电业务。
　　1.经营模式：公司核心业务为发电、配电业务。
　　发电企业：按照山西省发展改革委员会商品价格管理部门制定的上网电价机制，将生产的电力产品通过山西省电力交易中心以市场价格成交后，全部与国网山西省电力有限公司结算收入，按照当地政府指导的热价将生产的热力产品全部销售给阳泉热力公司结算收入。
　　配电企业：分类用户按趸售电价和市场化电价与国网山西省电力有限公司进行结算，其中居民、农业用电按山西省发展和改革委员会规定的分类电价销售给终端用户，同时按商品价格管理部门确定的趸售电价与国网山西省电力有限公司结算购电费；工商业用户按市场成交电价和商品价格管理部门确定的输配电价向终端用户收取售电费，同时按市场成交电价和网间输配电价与国网山西省电力有限公司结算。
　　2.主要业绩驱动因素：公司所属发电企业主要源于发电量的增加及发电成本和其他管理成本的控制，实现稳定经营。公司所属配电企业基于报告期内营业区域内用户用电量增加，同时新能源接入、供电企业投资界面延伸、煤改电等供电方式和区域内供电量增加；持续优化电网结构，降低网损、线损。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，公司按照全年经营目标和工作部署，围绕“煤电与新能源一体化”发展方向，紧扣绿色能源转型发展主线，强化党的建设，筑牢安全根基，优化产业结构，深化改革创新，提升治理效能，防范化解风险，各项工作稳步推进，为完成全年目标任务奠定了坚实基础。2026年1-6月，发电量完成25.29亿千瓦时，售电量完成101.03亿千瓦时，实现营业收入55.32亿元，利润总额4.70亿元，净利润3.92亿元，每股收益0.3416元。
　　1.党建质量持续提升。上半年，公司坚持将党的政治建设摆在首位，认真落实“首要议题”“第一议题”制度，深入学习贯彻习近平总书记关于国有企业改革发展和党的建设的重要论述，高质量开展树立和践行正确政绩观学习教育，持续巩固深化国企党建工作规范提升专项行动成效，探索建立符合企业实际的党建工作新模式，党组织标准化、规范化建设水平得到有效提升。
　　2.安全生产平稳可控。上半年，公司持续深化“136”安全管理模式，以安全生产治本攻坚三年行动为载体，严格落实风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，开展了重大高频电力安全隐患百日攻坚专项排查整治行动、输配电线路火灾隐患排查整治、雨季“三防”等安全专项检查，积极组织危化品火灾应急演练、电力综合应急演练等安全培训，持续夯实安全生产基础，安全生产形势总体平稳可控。
　　3.项目建设有序推进。上半年，公司围绕服务国家构建新型电力系统的战略部署，坚持智能化、绿色化、融合化方向，全面推进清洁能源项目建设，进一步推动产业结构焕新升级。上半年，平鲁高家堰100MW风电项目等在建项目按计划推进，繁峙170.5MW风电项目等项目获得山西省国资委备案/批复，涵盖高效煤电、清洁绿电、地方电网的综合能源产业格局正在逐步形成。
　　4.经营质效显著改善。上半年，公司以精益管理为核心，重点围绕电量、电价、煤价、成本和精细化五个方面对标对表先进企业，全面落实提升“三个竞争力”实施方案和对标提升治理效能专项行动，加快推动企业向“经营型、效益型”转变，不断提升经营管理水平，成本、科技、市场“三个竞争力”得到进一步提升。
　　5.治理效能不断增强。上半年，公司全面贯彻“两个一以贯之”，严格落实《上市公司治理准则》，进一步优化权责法定、权责透明、协调运转、有效制衡的中国特色现代国有企业治理体系。严守披露红线，信息透明度和质量稳步提高，强化市值管理，推进落实估值提升与提质增效行动，建立形成了常态化、多渠道的投资者关系管理机制，规范治理效能得到进一步增强。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司核心竞争力未发生重大变化，仍在经营、设备、管理及产业发展方面保持一定优势。
　　1.经营优势
　　公司发电业务主要面向华北电网及山西省开展电力销售，同时承担阳泉市及平定县采暖供热任务，在阳泉市供热市场占据约70%的份额，具有明显区域主导地位。公司配电业务为省属国有供电企业，持有山西省经信委核发的《供电营业许可证》，拥有独立供电营业区和完善的输配电网络结构，能够有效支撑服务区域的经济社会发展。公司持续优化经营质量与效益，整体呈现稳中有进、持续向好的发展态势。
　　2.设备优势
　　公司高度重视设备安全管理，持续加大重大技改和电网投资建设力度，发电及配电主业设备优势逐年增强，整体资产质量优良。发电企业强化设备基础管理与技术监督，持续提升机组可靠性与健康水平，实现全年无非计划停运的安全目标。配电企业已形成以220千伏为电源点、110千伏和35千伏为主干的较完整电压等级电网结构，实现区域电网架构升级，供电能力和互联互通水平显著提高，有效保障经济社会发展用电需求。同时，公司积极推动运维模式向数字化、智能化转型，逐步构建覆盖“三跨”区段及山火易发区等重点区域的在线监测网络，强化高风险区段设备状态实时感知，探索应用雷电定位、卫星遥感等先进技术，建立72小时风险预警机制，推动运维由“被动应对”向“主动预防”转变，持续提升电网安全可靠运行水平。
　　3.管理优势
　　公司坚持合法合规、诚信经营，持续完善内部治理机制，致力于打造绿色、可持续的现代化企业。以客户需求为导向，不断优化服务体系，提升“获得电力”服务水平，提供安全、可靠、绿色、高效、智能的供电服务。同时，规范公司运作，统筹推进治理与信息披露，持续优化董事会建设，保障运营透明高效。在人才方面，实施人才优先发展战略，拥有一支经验丰富的专业化管理、经营及运维团队，注重人才培养与干部梯队建设，着力提升干部综合素质，营造干事创业的良好氛围，为可持续发展提供坚实人才支撑。
　　4.产业发展优势
　　公司立足“煤电与清洁能源一体化”战略方向，充分发挥间接控股股东晋能控股集团的产业资源优势，稳步拓展清洁能源发电业务，着力构建涵盖高效煤电、清洁绿电、地方电网等多元资产的综合能源产业体系，推动能源结构优化升级，增强产业协同效应，提升可持续发展能力。

　　四、可能面对的风险
　　报告期内，公司未新增重大风险因素。
　　1.电价市场化风险
　　2026年上半年，火电现货与长协电价中枢继续下行，报价趋近变动成本，低价竞争加剧，收益波动加大。容量补偿与调峰能力挂钩，执行不到位将扣减容量电费。多地取消固定分时电价，由市场供需决定，峰谷价差扩大，利用小时及收益承压。中长期合约比例放宽且与现货联动增强，电量计划稳定性下降。公司将主动适应市场，推进提质增效，优化报价策略，提升辅助服务收益，加速灵活性改造，强化调峰能力，动态跟踪政策，确保资产盈利水平。
　　2.环保与碳管控风险
　　排放标准持续收紧，超低排放常态化，固废及生态管控趋严。2026年起实施碳排放双控（强度为主、总量为辅），碳配额收紧、碳价上行，履约成本增加，碳核算边界收缩。公司将加大环保投入，推进煤电与新能源多能互补，提升绿色发展质量。
　　3.能源结构转型风险
　　新能源占比持续提升，火电功能从“主力电量”转向“容量+调峰”，容量补偿及辅助服务收益难以完全弥补电量电价下行影响。频繁启停与深度调峰增加维护成本，煤耗及碳成本上升，利用小时数继续下滑。金融机构对高碳资产融资趋严，火电项目融资成本上升，转型投入大、收益波动，现金流承压。公司将持续加大技术创新与市场拓展，不断提升抗风险能力，推进多元化发展。
　　4.项目建设风险
　　新能源项目推进受制于政府审批及环保、土地等合规要求，建设中存在技术路线与设备选型不确定性，投后收益与市场需求、电价政策及行业竞争密切相关，资金成本与预期回报的匹配度直接影响项目效益。公司将紧跟政策导向，强化全生命周期精益管理，建立立项、建设、运营全链条管控与后评价机制，优化投资决策，保障系统安全稳定，力争综合效益最大化。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　1.公司主营业务：公司属电力行业，报告期内主要经营火力发电业务、配电业务。　　2.经营模式：公司核心业务为发电、配电业务。　　发电企业：按照山西省发展改革委员会商品价格管理部门制定的上网电价机制，将生产的电力产品通过山西省电力交易中心以市场价格成交后，全部与国网山西省电力有限公司结算收入，按照当地政府指导的热价将生产的热力产品全部销售给阳泉热力公司结算收入。　　配电企业：分类用户按趸售电价和市场化电价与国网山西省电力有限公司进行结算，其中居民、农业用电按山西省发展和改革委员会规定的分类电价销售给终端用户，同时按商品价格管理部门确定的趸售电价与国网山西省电力... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　1.公司主营业务：公司属电力行业，报告期内主要经营火力发电业务、配电业务。
　　2.经营模式：公司核心业务为发电、配电业务。
　　发电企业：按照山西省发展改革委员会商品价格管理部门制定的上网电价机制，将生产的电力产品通过山西省电力交易中心以市场价格成交后，全部与国网山西省电力有限公司结算收入，按照当地政府指导的热价将生产的热力产品全部销售给阳泉热力公司结算收入。
　　配电企业：分类用户按趸售电价和市场化电价与国网山西省电力有限公司进行结算，其中居民、农业用电按山西省发展和改革委员会规定的分类电价销售给终端用户，同时按商品价格管理部门确定的趸售电价与国网山西省电力有限公司结算购电费；工商业用户按市场成交电价和商品价格管理部门确定的输配电价向终端用户收取售电费，同时按市场成交电价和网间输配电价与国网山西省电力有限公司结算。
　　3.主要业绩驱动因素：公司所属发电企业主要源于发电量的增加及发电成本和其他管理成本的控制，实现稳定经营。公司所属配电企业基于报告期内营业区域内用户用电量增加，同时新能源接入、供电企业投资界面延伸、煤改电等供电方式和区域的增加供电量同比增加；持续优化电网结构，降低网损、线损。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）2025年全国电力供需情况
　　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。
　　全国所有省份用电量均实现同比正增长，东部地区用电量增速领先。2025年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.5%、4.9%、4.4%和4.4%，东部地区用电量增速领先。“十四五”期间，东、中、西部和东北地区年均增速为6.5%、6.9%、7.2%和4.0%，西部地区用电量增速领先。2025年，全国所有省份全社会用电量均实现同比正增长，其中，西藏、贵州、浙江、河北、吉林、福建等13个省份增速高于全国平均水平。
　　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。
　　风电和太阳能发电新增装机占总新增装机比重超过八成，电力系统调节能力建设同步加快。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%。
　　非化石能源发电装机规模占比超六成。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，并网风电6.4亿千瓦，同比增长22.9%；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，比“十三五”末降低16.7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，比“十三五”末提高23.1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，全口径煤电发电量同比下降1.9%，增容减量效果逐步显现，煤电发电量占总发电量比重为51.1%，比“十三五”末降低9.6个百分点；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，比“十三五”末提高9.0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。
　　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。其中，火电4147小时，同比降低232小时；煤电4346小时，同比降低269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。
　　电网工程投资较快增长。2025年，全国电网工程建设完成投资6395亿元，同比增长5.1%。近年来，风光大基地建设推动特高压直流输电通道工程投资快速增长，2025年直流工程投资同比增长25.7%；交流工程投资同比增长4.7%。2025年，全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）32043万千伏安，同比少投产1519万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度47529千米，同比多投产13814千米。交直流输电通道的建设打通区域电力输送动脉，资源配置能力进一步提高。
　　（二）2026年全国电力供需形势预测
　　1.电力消费预测
　　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。
　　2.电力供应预测
　　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。
　　3.电力供需形势预测
　　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。度夏期间，西南、华中、华东等区域部分省份电力供需平衡偏紧；度冬期间，各地电力供需基本平衡。若出现大范围极端天气、一次能源供应紧张等极端情况，局部地区部分时段电力供需形势偏紧，通过供需两侧共同发力，可以保障电力平稳有序供应。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，董事会紧扣提升上市公司质量的核心目标，统筹推进公司战略落地、治理完善、风险防控与价值提升。一年来，董事会严格遵循《公司法》《上市公司治理准则》及《公司章程》赋予的职责，勤勉忠实执行股东会决议，确保各项决策科学规范、高效落地。独立董事及各专门委员会充分发挥专业优势，在战略咨询、重大事项决策、风险研判中积极建言献策、严格审核把关，为董事会科学决策提供了有力支撑。通过董事会与各方的协同努力，公司在经营发展、规范运作、投资者关系管理等方面实现多维突破，核心竞争力持续增强。
　　（一）战略转型坚定有力，绿色低碳底色更加鲜明
　　面对能源结构调整和电力行业绿色转型的宏观趋势，公司董事会坚持以“双碳”目标为战略引领，聚焦电力主业，持续推动各产业发展提质升级，资产结构持续优化，绿色发展的基础得到进一步夯实。
　　报告期内，清洁能源领域的布局加速推进，取得积极进展。聚焦风电、光伏等重点方向，持续加大项目投资建设力度，宁武盘道梁二期5万千瓦风电项目、平鲁高家堰四期10万千瓦风电项目首批机组成功并网发电，实现项目落地投产，为公司新增绿色发电量0.68亿千瓦时。原平15万千瓦光伏项目已全面开工建设，武乡20万千瓦光伏发电等项目前期工作有序推进；繁峙、右玉、临猗等区域近40万千瓦风电项目获得核准，为公司清洁能源持续发展提供了有力的项目支撑。同时，公司参股的晋北新能源基地项目建设全面提速、扎实推进，有效促进了新能源开发与采煤沉陷区生态保护治理的协同发展，为多元化清洁能源发展提供了有益示范。
　　传统产业升级提效。发电企业坚持清洁高效与灵活智能并重，持续加大环保技改投入，环保设施运行水平与可靠性显著提升，全年自行监测数据100%达标。同时，依托智慧电厂建设，开展低负荷稳燃、深度调峰等关键技术攻坚，取得积极进展。电网企业持续优化网架结构、应用智能电网技术，加快构建“立体巡检+数字驱动”的智慧运维体系，以数字化智能化手段驱动能源输送效率与清洁能源消纳能力双提升。
　　（二）运营管理质效双升，经营业绩稳健增长
　　董事会紧扣“稳中求进、提质增效”工作主线，突出高质量发展导向，精益管理，不断提升成本、科技、市场“三个竞争力”，在履行保供责任的同时，实现了经营质效的稳步提升。
　　发电企业持续提升精益运维水平和经营管理效能，健全经营与成本管控治理体系，燃煤等成本要素精细化管控不断深化。通过优化营销策略，科学制定中长期交易策略、动态调整现货报价，推动机组运行效能与现货增收能力同步增强，实现电力交易收益最大化。强化新建项目并网消纳与运行管控，优化场站运维策略，保障新投机组稳发满发。全年完成发电量57.14亿千瓦时、供热量872万吉焦。加强碳资产专业化管理，科学统筹盈余配额，全年碳交易10.8万吨，实现增收621万元。
　　电网企业聚焦风险管控与规范管理，着力增强主动运维、优质服务、有效经营、合规管理及高效执行五方面能力，持续提升运营效率与效益。全年售电量首次突破200亿千瓦时大关，完成202.96亿千瓦时，同比增长5.48%。围绕网架优化与安全治理需求，高质量完成“十四五”电网发展规划任务，全年完成基建工程量2.41亿元，重点输电线路工程建成投运，区域电网供电能力与互联互通水平显著提升。办电服务流程全面优化，信息化平台加速构建，用户用电体验持续改善，推动供电服务品质更加卓越。
　　（三）规范治理体系迭代升级，决策效能全面提升
　　董事会将完善公司治理作为高质量发展的根基，深入贯彻落实《公司法》及国资国企改革深化提升行动等文件要求，推动治理架构系统性优化、决策机制科学化运行。
　　全面对标《上市公司章程指引》等资本市场政策新规，系统修订《公司章程》及各项治理制度33项，实现公司治理架构与最新监管标准深度融合。结合董事会、监事会换届工作，全面完成监事会改革和监督职能优化，实现审计委员会及内部审计监督部门监督职能的有效承接。设立战略和可持续发展委员会，将ESG理念深度融入顶层设计，以绿色治理赋能可持续发展。
　　持续优化董事会运作，有效提升决策规范性。全年组织召开董事会6次、各专门委员会及独立董事工作会议10次，审议通过定期报告、利润分配、关联交易、董事会换届、董事及高级管理人员薪酬等重大议案。所有重大事项严格履行党委前置研究、专门委员会专业审核及独立董事事前审议程序，依托严谨的专业审议和充分沟通，保障董事会决策高质量落地。持续加强子公司治理管控，督导完善规范运作机制，推动公司战略有效传导，形成上下贯通、协同高效的治理合力，切实以治理改革赋能企业高质量可持续发展。
　　（四）投资者关系纵深推进，价值传递效能持续增强
　　董事会将投资者关系管理作为市值提升的关键举措，坚持规范运作与主动沟通并重，持续完善投资者沟通机制与价值传递渠道，市场认可度与品牌影响力稳步提升。
　　以投资者需求为导向，保持了高质量的信息披露。全年合规披露定期报告4份、临时公告36份，涵盖经营数据、关联交易、制度修订等关键内容，实现保障信息披露的真实、准确、完整、及时、公平。发布首份可持续发展报告，打造公司绿色名片，荣获晋能控股集团上市公司ESG报告发布优秀企业，入选中国上市公司协会2025年上市公司可持续发展优秀实践案例。
　　投资者关系工作质效稳步提升，以多元化沟通渠道拉近与投资者的距离。公司主动“走出去”，积极“请进来”，管理层走访重点机构投资者，主动讲好公司故事；接待机构调研，邀请股东走进上市公司，加强沟通、增进了解。通过电话、邮箱、“E互动”等网上渠道，回复投资者关切。公司荣获第六届全景投资者关系杰出IR进取奖，市场沟通的广度与深度持续拓展，有效增强了资本市场对公司的信心。
　　持续优化股东服务，积极运用股东会网络投票“一键通”服务，为中小投资者参与股东会、行使表决权提供便利。建立健全舆情应对工作机制，及时做好重大舆情的澄清与说明，切实维护公司市场形象。将市值管理融入日常经营，通过价值创造与价值传递的有机衔接，持续提升公司投资价值和股东回报水平。
　　（五）风险防控保障有力，发展根基更加稳固
　　董事会坚持底线思维与系统观念，构建“全领域、全流程、全要素”风险防控体系，为公司稳健经营提供坚强保障。
　　持续巩固安全生产防线，通过深化安全生产治本攻坚三年行动，深入实施“136”安全管理模式，压实全员安全生产责任制，强化现场作业全过程风险刚性管控。大力开展环境风险隐患排查整治，发电企业全年实现无非停，电网企业实现“三个不发生”目标，多家单位获评全国安全文化建设示范企业，本质安全水平显著提升。
　　不断完善合规管理体系，建立了以“三张清单”和《合规手册》为核心的管理框架，严格落实法律“三项审核”制度，对新能源投资、融资等关键领域法律审核实现100%全覆盖。聚焦燃料管理、招标采购、工程建设等关键领域，深入开展专项整治与合规审查，推动监督执纪从“事后问责”向“事中干预、事前预防”延伸。开展年度内控评价获审计机构标准无保留意见，内控体系持续完善。夯实财务合规根基，实现对财务与投资风险的有效管控，建立了覆盖投前、投中、投后的全周期投资风险管理机制，强化资金债务监测与融资担保管理，规范关联交易与或有事项的会计处理，确保财务数据真实完整、资金安全可控。
　　（六）党建引领凝聚合力，人才文化赋能发展
　　党的领导是企业沿着正确方向前行、实现高质量发展的根本保证。董事会坚持党对国有企业的全面领导，严格落实“党委把方向、管大局、保落实，董事会定战略、作决策、防风险”的治理机制，将党的领导融入公司治理各环节。完善党委前置研究重大经营管理事项清单，确保战略规划、重大投资、改革举措等与党建工作同频共振。深入贯彻中央八项规定精神，扎实推进清廉企业建设，营造风清气正的政治生态。
　　人才队伍建设持续强化，深入实施“人才强企”战略，构建管理、技术、技能“三通道”晋升体系，聚焦清洁能源、智能电网等核心领域优化人才梯队。弘扬“久安、诚信、绿色、创新”的核心价值观，深化企业文化与生产经营、ESG管理的深度融合，营造健康向上、团结和谐的文化氛围，员工满意度与企业凝聚力稳步提升。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.经营优势
　　公司发电业务为面向华北电网及山西省的电力销售业务，和面向阳泉市的热力销售业务，担负着山西省阳泉市及平定县采暖供热任务，在阳泉市供热市场中，供热规模已占有近70%的市场份额。公司配电企业是省属国有供电企业，拥有山西省经济及信息化委员会核发的《供电营业许可证》，具有独立的供电营业区，在所属供电区内拥有完善独立输配电网络结构，能够较好地满足与支撑服务区域的经济社会发展，公司持续提升经营质量与效益，总体上呈现出了稳中有进、持续向好的发展态势。
　　2.设备优势
　　公司重视不断提升设备安全管理水平，加大重大技改项目投入以及电网投资建设力度，发电及配电主营业务设备优势逐年显现，公司整体资产优良。发电企业注重设备基础管理，加强技术监督，持续提高机组设备的可靠性和健康水平，实现了机组全年无非停的安全目标。配电企业形成以220千伏为电源点、以110千伏、35千伏为主要骨干的电压等级比较完善的电网结构，实现了区域电网架构的升级革新，区域电网供电能力与互联互通水平显著提升，有效支撑了经济社会发展用电需求。持续推动生产运维模式向数字化、智能化加速转型。逐步搭建覆盖“三跨”区段、山火易发区等重点区域的在线监测网络，强化对高风险区段设备状态的实时感知，主动探索雷电定位、卫星遥感等先进技术，积极构建72小时风险预警机制，推动运维从“被动应对”向“主动预防”跨越，电网安全可靠运行水平持续提升。
　　3.管理优势
　　公司始终秉持合法合规、诚信经营的理念，持续完善内部治理机制，致力于打造绿色、可持续的现代化企业。坚持以客户需求为导向，不断优化服务体系，全面提升“获得电力”服务水平，为客户提供安全、可靠、绿色、高效、智能的供电服务。同时，规范公司运作，统筹推进公司治理与信息披露工作，持续优化董事会建设，保障公司运营透明高效。在人才建设方面，公司实施人才优先发展战略，拥有一支经验丰富的专业化管理团队、经营团队及运维队伍，注重人才培养与干部梯队建设，着力提升干部综合素质，积极营造干事创业的良好氛围，为可持续发展提供坚强的人才支撑。
　　4.产业发展优势
　　公司立足“煤电与清洁能源一体化”战略发展方向，充分发挥间接控股股东晋能控股集团的产业资源优势，逐步拓展清洁能源发电业务，着力构建涵盖高效煤电、清洁绿电、地方电网等多种资产的综合能源产业格局，推动能源结构优化升级，提升整体产业协同效应和可持续发展能力。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年，公司发电量完成57.14亿千瓦时，同比减少7.49%；售电量完成202.96亿千瓦时，同比增加5.48%；实现营业收入112.64亿元，较上年同期增加4.02%；实现归属于母公司净利润6.48亿元，较上年同期增加26.43%，基本每股收益0.5653元，较上年同期增加26.41%。截至2025年12月31日，公司资产总额120.62亿元，较年初增加14.49%，归属于母公司净资产83.78亿元，较年初增加8.92%。
　　
　　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
　　1.行业发展趋势
　　2026年我国电力行业将持续保持稳健发展态势，宏观经济复苏、政策持续扶持、供需格局优化、财务状况改善、债券市场稳健运行等多重有利因素支撑行业信用水平稳步提升，整体信用风险可控，同时需关注行业转型、市场竞争、成本波动等潜在风险，不同类型企业信用表现将呈现差异化特征。
　　从有利因素来看，宏观经济持续恢复向好，将带动电力需求稳步增长，为行业发展奠定坚实基础。“十五五”开局之年，我国经济有望保持平稳增长，高技术制造业、数字经济、新型基础设施建设等领域将持续发力，带动电力需求持续释放。根据中国电力企业联合会发布的《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计2026年全社会用电量10.9-11万亿千瓦时，同比增长5%-6%，将有力支撑电力企业营收稳步增长。政策层面，2026年电力市场评价制度正式实施，将推动电力市场规范化、市场化发展，打破省间壁垒，提升市场流动性与公平性，同时煤电容量电价机制进一步完善，保障煤电企业稳定收益，新能源上网电价市场化改革持续深化，助力新能源企业规范发展，电碳协同政策推动绿证与碳市场衔接，提升绿色电力价值，多重政策叠加支撑行业高质量发展，优化企业经营环境。供需格局方面，2026年我国电力装机容量将持续扩容，新能源装机增速保持高位，非化石能源占比持续提升，发电结构进一步优化，同时跨省跨区电力交易规模扩大，储能、辅助服务机制逐步完善，能够有效保障电力供需总体平衡，缓解区域供需偏紧压力，支撑企业稳定运营。债券市场方面，市场对电力行业认可度较高，发债主体融资渠道通畅，净融资规模能够覆盖到期债务，债券市场运行稳健，进一步支撑行业信用水平提升。此外，欧盟CBAM正式实施将倒逼国内电碳市场深度结合，推动绿色电力价值提升，助力新能源企业信用水平进一步优化。
　　从不利因素来看，一是成本波动，火电企业仍受动力煤价格波动影响，若2026年动力煤价格上涨，将增加火电企业成本压力，挤压盈利空间，影响企业财务状况与信用水平；二是新能源转型，新能源发电企业面临装机扩张带来的投资压力，部分企业杠杆水平偏高，若项目投产进度不及预期、发电量未达目标或市场化电价大幅回落，可能影响企业现金流与偿债能力，同时新能源发电受天气影响较大，发电稳定性不足，可能影响企业经营稳定性；三是市场竞争，售电环节市场化改革持续推进，竞争逐步加剧，部分中小型售电企业可能因竞争力不足出现经营困难，同时新能源发电领域竞争加剧，可能导致部分企业盈利下滑；四是政策与监管，电力市场化改革仍在推进过程中，电价机制、交易规则等可能进一步调整，若政策调整超出企业预期，可能影响企业经营规划与盈利水平。同时2026年电力市场评价制度的实施，对企业合规经营提出了更高要求，企业的调整和管理成本可能增加；五是集中到期，2026年电力行业债券到期规模超6000亿元，若部分企业现金流出现波动，可能面临短期偿债压力，影响行业债券市场表现。
　　2.区域地位变化趋势
　　公司现有火力发电企业是山西省百万千瓦级大型火力发电厂，是山西电网的主力电厂；配电企业是覆盖了山西省12个县（区）电网的建设运营，供电区域2.3万平方公里，占山西省15%的国土面积，构成山西省内重要供配电网络。公司在山西省内的市场地位不会出现重大变化。
　　(二)公司发展战略
　　公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻落实党的二十大和党的二十届历次全会精神，坚持服务国家战略，以高质量发展为目标，贯彻新发展理念，持续提升上市公司质量；加快绿色转型发展步伐，围绕“煤电与新能源一体化”发展方向，全力推进现有电厂、电网优化升级，形成集高效煤电、清洁绿电、地方电网等多种资产的上市公司，在煤电和新能源一体化中起示范引领作用，加快建设资产优良、实力雄厚、管理先进，在全国具有影响力和竞争力的一流上市公司。
　　(三)经营计划
　　1.2025年，公司完成发电量57.14亿千瓦时，同比下降7.49%；完成售电量202.96亿千瓦时，同比增加5.48%。实现营业收入112.64亿元，同比增加4.02%；营业成本101.32亿元，同比增加2.32%。
　　2.2026年主要经营计划指标：发电量完成60.49亿千瓦时、售电量完成200亿千瓦时；营业收入实现109亿元；营业成本控制在100亿元。
　　3.2026年重点工作：
　　（1）深化战略执行，加速绿色低碳转型
　　董事会将清洁能源布局作为核心战略任务，聚焦国家能源结构优化，锚定“双碳”目标，通过增量开拓与存量提质并举，加快推动发展方式绿色低碳转型。围绕智能化、绿色化、融合化发展方向，统筹推进传统产业升级与新兴产业培育，着力打造综合能源生产服务商。
　　攻坚清洁能源项目落地。加快风电光伏项目建设进度，重点推动繁峙、右玉两个风电项目开工建设，确保平鲁四期风电、原平一期光伏全容量并网发电，持续扩大清洁能源装机规模。加大优质资产培育力度，主动论证绿色能源项目投资并购机会，积极把握资本市场并购重组政策机遇，持续优化资产结构与产业布局。
　　坚持创新驱动，围绕智慧能源、节能降碳、智能配电网等重点领域加大投入，火电板块深化节能降碳技术改造与燃料精细化管理，精准参与市场化交易，拓展供热、供汽、绿电交易等增值服务；电网业务深化设备智能化与生产流程优化，为清洁能源消纳提供坚实支撑。深化产学研用融合，依托创新工作室推动“五小”成果转化，促进创新要素向生产一线集聚，以数字化转型与关键技术突破，为公司高质量发展注入强劲动力。
　　（2）强化精益运营，推动业绩稳定增长
　　紧紧围绕“提质增效”经营主线，深化精益运营，增强创新驱动，对标先进一流，系统提升成本竞争力、科技竞争力与市场竞争力，进一步提升企业发展质效。
　　发电业务着力推动传统煤电升级与新能源增效，强化电力企业设备运行管理，提升机组顶峰出力能力，积极增发效益电量。火电业务通过深化燃料成本管控、优化机组运行与设备治理，精准参与电力市场交易，抢抓容量电价新政带来的超额利润空间。新能源风光业务作为增长新引擎，聚焦电量、电价等关键因素，依托智慧运维平台提升运营效率，确保项目快速实现设计收益与规模效益。电网业务聚焦服务创新与智能化升级，持续巩固“三零、三省”服务成效，深化“获得电力”体验，加快智能配电网建设，全力构建“安全可靠、坚强智能”的现代化电网体系。加强参股企业管理，通过派出董事、高级管理人员深度参与公司治理，强化战略与业务协同，实现参股企业价值提升与公司整体投资回报率稳健增长。
　　（3）持续规范运作，提升公司治理水平
　　持续规范运作，提升治理水平。严格遵循《公司法》《上市公司治理准则》及国资监管最新要求，构建权责清晰、激励有效、约束有力的治理机制，系统推进治理体系与治理能力现代化。持续深化改革攻坚，巩固国企改革三年行动及深化提升行动成果，认真贯彻落实上市公司治理专项行动要求，推动改革效能加速向高质量发展转化。
　　强化决策规范运行，进一步优化股东会、董事会及各专门委员会运作机制，动态优化授权事项清单，进一步厘清各治理主体的权责事项。健全审计委员会履职机制，切实发挥监督制衡作用，保障公司治理革新落地见效。
　　从严规范股东、董事及高管人员履职，健全董事及高管履职评价、责任落实与激励约束机制，完善内部薪酬管理制度。加强对子公司的治理督导，强化对关联交易、投资决策、合规风险等重点事项的过程管控，提升整体治理效能。
　　（4）优化投资者关系，提升市场价值认同
　　遵循真实、准确、完整、简明清晰、通俗易懂的信息披露核心原则，严守信息披露合规底线，及时、公平履行信息披露义务，确保信息披露“零差错、零延迟”。
　　严格执行内部信息流转与保密机制，严防信息泄露与内幕交易，切实保护投资者权益。提升自愿披露质量，提升信息透明度与针对性。持续发布《可持续发展报告》并积极参与ESG评级，全面展示公司在环境、社会和治理方面的实践成效。以提升信息披露透明度为保障，实现公司整体价值的提升和投资者合法权益的有效保护。
　　构建高效、透明的投资者沟通机制，高质量举办业绩说明会，深度拓展“走进上市公司”“机构调研”等线下交流渠道。创新运用新媒体形式，精准解读公司战略，及时回应市场关切，持续增进投资者互信。全面优化E互动等沟通平台流程，确保投资者问询高效回复、合理诉求及时反馈，切实保障中小投资者的知情权与参与权。优化舆情快速响应机制，强化与投资者、媒体的常态化沟通，维护市场形象。
　　以《估值提升计划》为抓手推进系统化市值管理，推动公司价值与市场估值同步提升。制定并执行长期稳定、可预期的现金分红政策，增强投资者长期持有信心。建立市值监测与价值沟通机制，引导市场理性估值，促进公司价值合理回归。
　　（5）强化风险防控，守住安全发展底线
　　坚持底线思维与系统思维，紧盯安全、环保、资金、合规等重点领域，以“时时放心不下”的责任感筑牢发展屏障。
　　夯实安全生产防线，巩固深化“136”安全管理模式建设，压实全员安全生产责任制，强化风险分级管控与隐患排查治理双重预防机制，确保安全生产治本攻坚三年行动圆满收官。严守生态环保红线，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，完善碳排放管理体系，积极推进节能技术改造，深入打好污染防治攻坚战。严控合规经营风险，推动《内部控制手册》与《合规手册》深入业务流程，严格落实重大决策、经济合同、重要规章制度的“三项审核”，构建覆盖关键环节的数字化合规管理机制。坚守资金安全底线，统筹债券发行等融资安排，优化资金配置效率，保障项目建设与参股企业注资资金需求。强化与财务公司的风险隔离与协同管控，严格规范关联交易，防范资金占用与流动性风险。
　　（6）深化党建引领，凝聚高质量发展合力
　　坚持“两个一以贯之”，完善党委与董事会协同高效的公司治理机制，为董事会重大决策筑牢政治与合规防线。推动党的领导与公司治理深度融合，以党建赋能董事会履职，推动党建优势转化为治理效能，以高质量党建引领企业高质量发展。严格执行党委前置研究制度，优化事项清单，为董事会重大决策筑牢政治与合规防线。
　　贯彻落实创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，积极履行社会责任。实施人才强企战略，聚焦“十五五”转型需求，构建复合型人才梯队。优化薪酬福利与激励体系，进一步激发队伍活力。厚植企业文化底蕴，推动核心价值观与经营管理、ESG体系深度融合，推进清廉企业建设，营造风清气正、干事创业的良好环境，凝聚全员奋进合力。
　　(四)可能面对的风险
　　1.容量电价与分时电价市场化风险
　　随着一系列电价改革措施的实施，火电电价现货与长协价格中枢下行，挤压电量收益。火电报价转向“覆盖变动成本”，低价竞争加剧，拉低现货出清价，收益波动加大。容量补偿与可用率、调峰能力挂钩，执行不到位将扣减容量电费，合规与运营压力上升。2026年3月起多地取消固定分时电价，由市场供需定价，峰谷价差更剧烈，新能源大发时段易现零/负电价，利用小时与收益进一步承压。中长期合约比例放宽、鼓励与现货挂钩，火电需适应更频繁价格波动，电量计划稳定性下降。电量电价下行、容量补偿不确定，收入端承压，进一步影响其可持续发展，可能会导致火电行业的市场份额进一步降低，发电量和盈利能力受到影响。公司将主动适应市场推进提质增效，精益管理，争取更高容量补偿比例，优化报价策略，扩大辅助服务收益；加速灵活性改造，提升调峰能力，适配现货与分时市场；加强政策跟踪，动态调整项目与投资计划，持续提升资产的盈利水平。
　　2.环保与碳监管加码风险
　　随着环保要求的不断提高，火电行业面临更大的环保压力。国家出台了一系列政策，排放标准持续收紧，超低排放常态化，灰渣、渗滤液、噪声等固废与生态管控趋严，退役处置合规成本上升。2026年起实施碳排放双控（强度为主、总量为辅），强度为约束性指标，总量管控趋严，碳配额收紧、碳价上行，抬升运营成本，履约成本与违约风险增加，碳核算边界收缩、披露更严，碳绩效差的机组在电力市场、辅助服务中竞争力弱，收益进一步下滑，“三改联动”与低碳化改造投入大、回报慢，调峰增加煤耗，影响效率与安全。公司将持续推动绿色发展，加大环保投入，提高环保水平，坚定不移走生态优先、绿色发展的道路，扎实推进煤电和新能源等产业多能互补、协同发展，提升公司绿色发展的质量和效益。
　　3.能源结构调整风险
　　随着新能源技术的不断涌现和环保要求的日益严格，火电行业面临来自风能、太阳能等可再生能源的挑战，火电从“主力电量”转向“容量+调峰”，盈利逻辑重构，容量补偿与辅助服务收益不确定，难抵电量电价下行影响，频繁启停/深度调峰致维护成本升、效率降，煤耗与碳成本上升，随着新能源占比提升，火电利用小时数持续下滑，低价竞争加剧，电量收益被持续挤压，同时金融机构限制高碳资产融资，火电项目融资成本上升、额度收紧，转型投入大、收益波动，现金流承压，债务风险上升。为了应对这一挑战，公司加大技术创新和市场拓展力度，增强企业的竞争力和抗风险能力，提升市场占有率，实现多元化发展。
　　4.项目建设风险
　　新能源发电项目的推进受制于政府审批进度及环保、土地等合规性要求；建设过程中面临技术路线和设备选型的不确定性，而项目投产后的收益则与电力市场需求、电价政策波动及行业竞争态势紧密相关。此外，资金成本与预期回报率的匹配度直接决定了项目的经济效益水平。为此，公司将紧跟行业政策导向与市场趋势，强化全生命周期的精益化管理，通过建立覆盖立项、建设、运营的全链条管控体系及后评价机制，持续优化投资决策，保障系统运行的安全性与稳定性，力争实现项目综合效益最大化。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所属行业发展情况　　根据国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据，截至6月底，全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11.0亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1504小时，比上年同期降低162小时。　　中国电力企业联合会《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2025年上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%；全国电网工程建设完成投资2911亿元，... 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发展情况
　　根据国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据，截至6月底，全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11.0亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1504小时，比上年同期降低162小时。
　　中国电力企业联合会《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2025年上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%；全国电网工程建设完成投资2911亿元，同比增长14.6%；全国完成跨省输送电量9543亿千瓦时，同比增长8.4%，其中，内蒙古（1509亿千瓦时）、山西（717亿千瓦时）、新疆（593亿千瓦时）、四川（458亿千瓦时）、宁夏（439亿千瓦时）、陕西（355亿千瓦时）、贵州（331亿千瓦时）、甘肃（313亿千瓦时）8个省份净输出电量规模超过300亿千瓦时。
　　预计2025年我国宏观经济将继续保持稳定增长，拉动电力消费需求平稳增长，预计2025年全国全社会用电量同比增长5%-6%。全国新增发电装机规模有望超过5亿千瓦，再创历史新高，其中新增新能源发电装机达4亿千瓦左右。
　　根据国家统计局数据显示，2025年1-6月，山西省总发电量2147.3亿千瓦时，同比增长-0.8%；其中，火电发电量1682.5亿千瓦时，同比增长-5%；水力发电量19.6亿千瓦时，同比增长0.9%；风力发电量312.2亿千瓦时，同比增长22.7%；太阳能发电量132.9899亿千瓦时，同比增长12.4%。
　　（二）主要业务情况
　　报告期内公司所从事的主要业务未发生重大变化，公司仍属电力行业，主营业务为火力发电业务、配电业务。
　　1.经营模式：公司核心业务为发电、配电业务。
　　发电企业：按照山西省发展改革委员会商品价格管理部门制定的上网电价机制，将生产的电力产品通过山西省电力交易中心以市场价格成交后，全部与国网山西省电力公司结算收入；按照当地政府指导的热价将生产的热力产品全部销售给阳泉热力公司结算收入。
　　配电企业：分类用户按趸售电价和市场化电价与国网山西省电力公司进行结算，其中居民、农业用电按山西省发展和改革委员会规定的分类电价销售给终端用户，同时按商品价格管理部门确定的趸售电价与国网山西省电力公司结算购电费；工商业用户按市场成交电价和商品价格管理部门确定的输配电价向终端用户收取售电费，同时按市场成交电价与国网山西省电力公司结算。2.主要业绩驱动因素：公司业绩主要来源于电力业务，发电部分主要源于发电量的增加及发电成本和其他管理成本的控制。配电部分通过购电成本和其他管理成本的控制，增加优质客户，优化电网结构，降低网损、线损。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，通宝能源以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻山西省能源革命和“五个一体化”融合发展战略，围绕“煤电与新能源一体化”发展方向，以高质量发展为主线，强化党建引领，深化改革转型，优化公司治理，强化风险防控，各项工作稳步推进，为完成全年目标任务和“十四五”规划目标奠定了良好基础。2025年1-6月，发电量完成25.97亿千瓦时,售电量完成101.18亿千瓦时，实现营业收入55.61亿元，利润总额3.99亿元，净利润3.14亿元，每股收益0.2741元。
　　1.党的领导全面加强。坚持把学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想作为首要政治任务，严格落实“第一议题”制度，扎实开展中央八项规定精神学习教育，进一步深化巩固了风清气正、干事创业的良好生态。
　　2.安全形势总体平稳。深化“136”安全体系建设，强化风险分级管控与隐患排查治理工作，开展了春季安全大检查、雨季三防等安全大检查，大力实施“反三违、防事故”活动等，安全形势总体平稳。积极探索节能减排技术应用，加强污染物排放监测与治理，降低产值能耗，助力“双碳”目标实现。
　　3.经营质效持续提升。坚持成本管控和精益管理理念，全面推进降本增收，深入开展挖潜增效，全面落实“五抓”“五增一降”具体举措，靶向施策提高经营质量效益，经营业绩实现大幅增长。2025年1-6月，营业收入同比增长5.65%，利润总额同比增长25.87%，净利润同比增长24.87%，每股收益同比增长24.87%。
　　4.产业转型加速推进。深刻把握“两个核心”“三大作用”“三个集中”等国企改革新要求，围绕“煤电与新能源一体化”战略转型目标，全力发展清洁能源风电光伏项目，其中宁武盘道梁二期50MW风电项目已实现全容量并网发电，朔州平鲁高家堰四期100MW风电等项目开工建设，武乡200MW光伏发电等项目前期有序推进，绿色低碳、清洁高效的综合能源产业格局正在逐步形成。
　　5.公司治理深度优化。结合“新国九条”“1+N”等监管政策，全面贯彻落实新《公司法》，纵深推进国有企业改革深化提升行动，深入实施监事会改革，严格合规信息披露，持续加大关联交易等管控力度，多维度开展投资者关系管理和维护工作，“以提高上市公司质量为目标，以规范治理为根基、投资者需求为导向、信息披露为核心”的综合治理模式得到进一步优化完善。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司核心竞争力没有发生重大变化，仍在经营权、生产设备、企管理以及产业发展方面存在一定优势。
　　经营优势方面，公司发电业务是面向华北电网及山西省的电力销售业务，以及面向阳泉市的热力销售业务，担负着山西省阳泉市及平定县采暖供热任务；新投资建设风光项目，拓展了公司清洁能源发电业务。配电企业是省属国有供电企业，拥有山西省经济及信息化委员会核发的《供电营业许可证》，具有独立的供电营业区。
　　设备优势方面。公司重视不断提升设备安全管理水平，加大重大技改项目投入以及电网投资建设力度，整体资产优良。
　　管理优势方面，公司始终秉持合法合规、诚信经营的理念，不断完善内部管理机制，致力于打造绿色可持续发展的现代化企业。坚持客户需求导向，不断优化服务体系，持续提高“获得电力”服务水平，为客户提供“安全、可靠、绿色、高效、智能”的供电服务。持续规范运作，坚持公司治理和信息披露并重，完成监事会改革和治理制度的修订，实现治理结构调整的平稳落地。公司实施人才优先发展战略，具备经验丰富的专业化管理团队、经营团队和运维队伍，加强人才培养和干部梯队建设，强化干部素质提升，大力营造人才干事创业的良好环境。
　　产业发展优势，公司立足“煤电与清洁能源一体化”战略发展方向，依托间接控股股东晋能控股集团产业资源优势，全力构建发展涵盖高效煤电、清洁绿电、地方电网等多种资产的综合能源产业格局。

　　四、可能面对的风险
　　报告期内，公司没有新增重大风险因素。
　　1.政策风险
　　2025年电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性；新能源全面入市政策影响，电力市场交易规模将进一步扩大；现货市场价格下行且波动加剧，叠加保供调峰责任、碳税及煤价风险，火电盈利持续承压。公司将积极应对电价政策调整与产业结构变化，强化市场营销与风险管理能力，开拓增量电量，提升市场应变能力。
　　2.环保风险
　　随着环保要求的不断提高，火电行业面临更大的环保压力。火电企业需要投入更多的资金用于环保设施建设和污染物治理，以满足更加严格的排放标准。这可能会增加企业的运营成本，降低盈利能力。公司将持续推动绿色转型，加大环保投入，降低污染物排放，持续提高环保水平；扎实推进煤电和新能源等产业多能互补、协同发展，提升公司绿色发展的质量和效益。
　　3.能源结构调整风险
　　新能源的快速发展将改变电力市场的竞争格局和能源结构，火电与新能源盈利持续分化，火电行业在保供压力下仍承担主力调峰责任，不仅承担碳税及煤价波动风险，同时面临来自风能、太阳能等可再生能源的挑战。公司将持续推进清洁能源光伏风电项目建设，实现“传统产业改造提升”和“新兴产业培育壮大”，同时加大技术创新和市场拓展力度，增强企业的竞争力和抗风险能力，提升市场占有率，实现多元化发展。
　　4.项目建设风险
　　新能源发电项目需要获得政府的批准并符合环保、土地政策等法规要求；建设期存在技术和设备风险，运营期收益受电力市场的需求和电价政策及市场竞争等因素影响，资金成本和投资回报率的高低直接影响项目的经济效益。公司将结合行业政策和市场发展趋势，统筹项目建设，强化合规精益管理，建立项目全链条管控，推行项目后评价机制，确保系统的稳定性和安全性，提升项目经济效益。 收起▲