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.电力供需总体平衡　　根据中国电力企业联合会发布的《2026年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，今年上半年，全国电力消费呈现总量增、结构优、动能新的特征，全国全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%，增速较上年同期提高1.6个百分点，其中高技术及装备制造业拉动第二产业用电量同比增长5.1%，新动能用电快速增长带动第三产业用电量同比增长8.0%，增速领先。上半年，全国统调最高用电负荷14.3亿千瓦，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。预计下半年全国全社会用电量同比增长5%-6%。　　2.多元... 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情况说明
　　1.电力供需总体平衡
　　根据中国电力企业联合会发布的《2026年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，今年上半年，全国电力消费呈现总量增、结构优、动能新的特征，全国全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%，增速较上年同期提高1.6个百分点，其中高技术及装备制造业拉动第二产业用电量同比增长5.1%，新动能用电快速增长带动第三产业用电量同比增长8.0%，增速领先。上半年，全国统调最高用电负荷14.3亿千瓦，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。预计下半年全国全社会用电量同比增长5%-6%。
　　2.多元电源格局加快形成
　　截至2026年6月底，全国发电装机容量40.4亿千瓦，成为全球首个装机超过40亿千瓦的国家，非化石能源发电装机容量25.2亿千瓦，占总装机容量比重的62.4%，风电和太阳能发电新增装机合计占总新增装机比重的七成，电力装机结构延续绿色低碳转型趋势。非化石能源发电量增量占总发电量增量的七成，煤电发电量占总发电量的49.7%，降至一半以下。新能源规模快速增长，水电、核电平稳有序投产，煤电逐步向调节型电源转型，抽水蓄能、新型储能配套加快布局，逐步形成新能源为主力、常规电源压舱、调节资源协同支撑的多元电源格局。
　　3.电力市场化改革全面提速
　　2026年是全国统一电力市场加速成型的关键之年。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），首次提出“电源全面市场化”，明确到2030年各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）分类完善容量电价机制，煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。上述政策标志着电力行业市场化已从“试点探索”迈入“全面施工”阶段，对发电企业的战略定位、交易决策产生全方位、深层次影响，核心竞争力正从“发电量规模”转向“市场化运营能力”。
　　4.煤炭市场价格稳中有升
　　2026年上半年国内煤炭市场呈现供给持续收缩、价格震荡上行、淡季不淡、供需紧平衡的态势。国际层面，受地缘冲突及印尼煤炭出口相关管控政策影响，海外煤炭供给调节空间有所收窄。国内方面，安全生产监管力度持续加大，行业生产端执行更为严格的安全管控要求，部分矿井生产释放节奏有所放缓。受供给收缩影响，市场维持小幅供需缺口，煤炭价格季节性特征弱化，市场运行重心较上年同期有所抬升。
　　（二）报告期内公司主营业务情况说明
　　2026年上半年，面对市场波动加剧、电力系统转型深化的经营环境，公司认真落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进、向新图强，统筹能源保供与结构升级，低碳发展快速推进，提质增效成果显著。主要经济技术指标完成情况如下：
　　营业收入：790.29亿元，同比增加1.77%。
　　利润总额：70.38亿元，同比减少19.88%。
　　归属于上市公司股东的净利润：30.14亿元，同比减少18.25%。
　　加权平均净资产收益率：4.934%，同比减少1.423个百分点。
　　基本每股收益：0.169元/股，同比减少18.36%。
　　电量热量：发电量2189.10亿千瓦时，上网电量2078.73亿千瓦时，同比分别增长6.25%和6.17%；供热量1.16亿吉焦，较上年同期增长2.65%；发电利用小时1715小时，较上年同期下降46小时。
　　入炉综合标煤单价：836.84元/吨，同比上涨5.36元/吨。
　　供电煤耗：292.80克/千瓦时，同比上升0.70克/千瓦时。
　　发电厂用电率：3.80%，同比上升0.10个百分点。
　　资本性支出：公司固定资产投资152.46亿元，其中前期、基建项目投资143.43亿元（52.68亿元用于新能源项目，43.82亿元用于水电项目，44.38亿元用于火电项目，2.54亿元用于其他项目），技改项目投资8.62亿元，信息化项目投资0.41亿元。股权项目投资3.53亿元。科技项目支出1.87亿元。
　　新能源项目发展：2026年上半年公司新增新能源控股装机103.26万千瓦，其中风电17.96万千瓦，光伏85.30万千瓦；获取新能源资源量947.63万千瓦，完成核准或备案新能源容量290.50万千瓦，其中风电91.60万千瓦，光伏198.90万千瓦。截至2026年6月末公司在建风电项目186.59万千瓦，主要分布在内蒙古等区域，在建光伏发电项目522.43万千瓦，主要分布在天津、四川等区域。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　1.经营质效承压求进
　　2026年上半年，面对电价下行的市场形势，公司抢抓电量增长机遇，深挖降本增效潜力，夯实高质量发展根基。公司实现营业收入790.29亿元，比上年增加1.77%；归属于上市公司股东的净利润实现30.14亿元，同比减少18.25%。火电板块净利润38.45亿元，水电板块净利润14.49亿元，风电及光伏板块净利润8.08亿元。基本每股收益0.169元/股，比上年同期减少18.36%。
　　2.绿色转型蹄疾步稳
　　截至2026年6月末，公司控股装机容量13029.12万千瓦，较2025年末增加350.26万千瓦，其中火电增加75万千瓦，包括廊坊能源70万千瓦，宿迁发电5万千瓦；水电增加172万千瓦，枕头坝、沙坪、金川、双江口分别投产30万千瓦、6万千瓦、86万千瓦、50万千瓦；新能源增加103.26万千瓦，其中风电增加17.96万千瓦，太阳能光伏增加85.30万千瓦。
　　截至2026年6月末，公司控股装机中火电8302.30万千瓦，占比63.72%；水电1685.06万千瓦，占比12.93%；风电1067.48万千瓦，占比8.19%；太阳能光伏1974.28万千瓦，占比15.15%，风电、光伏、水电等非化石能源控股装机合计4726.82万千瓦，占比36.28%。
　　截至2026年6月末，公司权益装机容量7518.93万千瓦，其中火电3705.01万千瓦，占比49.28%；水电1296.96万千瓦，占比17.25%；风电922.62万千瓦，占比12.27%；太阳能光伏1594.34万千瓦，占比21.20%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计3813.92万千瓦，占比50.72%。
　　3.电力保供能力彰显
　　2026年上半年，公司累计完成发电量2189.10亿千瓦时，较上年同期增长6.25%，上网电量2078.73亿千瓦时，较上年同期增长6.17%；火电企业累计完成发电量1741.44亿千瓦时，上网电量1637.24亿千瓦时，较上年同期分别增长7.85%和7.83%；水电企业累计完成发电量232.63亿千瓦时，上网电量230.65亿千瓦时，较上年同期分别增长1.72%和1.68%；风电企业累计完成发电量102.45亿千瓦时，上网电量99.69亿千瓦时，较上年同期分别下降9.77%和9.98%；光伏企业累计完成发电量112.58亿千瓦时，上网电量111.14亿千瓦时，较上年同期分别增长8.93%和8.94%。
　　4.市场创效巩固拓展
　　2026年上半年，公司平均上网电价393.31元/兆瓦时，同比下降16.40元/兆瓦时。参与市场化交易电量1948.14亿千瓦时，占上网电量的93.72%。受电力供需总体宽松等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成1715小时，同比下降46小时，其中：火电完成2119小时，同比下降36小时；水电完成1521小时，同比下降9小时；风电完成965小时，同比下降162小时；光伏完成577小时，同比下降29小时。供热量完成1.16亿吉焦，同比增长2.65%。
　　5.燃料管控持续深化
　　2026年上半年，煤炭市场呈现价格上行的态势，公司充分利用“煤电路港航”一体化产业协同优势，发挥长协煤“压舱石”作用，加大燃料成本管控，多措并举控降采购价格。公司共采购原煤8767万吨，其中长协煤总量8651万吨，占比99%；入炉标煤量5337万吨，入炉综合标煤单价836.84元/吨，同比上升5.36元/吨，涨幅0.64%。
　　6.煤电升级纵深推进
　　2026年上半年，公司围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四大技术方向，系统梳理攻关目标，持续优化管理体系，全面支撑国家新一代煤电升级行动。公司火力发电机组平均供电煤耗为292.80克/千瓦时，较上年同期上升0.70克/千瓦时。发电厂用电率为3.80%，较上年同期上升0.10个百分点。
　　2026年上半年分板块主要经营数据

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.常规能源布局优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，资产分布在全国30个省、市、自治区，抵御单一地区市场波动风险能力较强。火电机组广泛布局在电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域，60万千瓦及以上煤电机组共79台，占煤电装机容量的73.17%；100万千瓦及以上煤电机组26台，占煤电装机容量的32.22%。水电机组主要集中在四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流域，均为流域梯级电站开发，实现了流域集控联调，盈利能力较强。
　　2.水电资源开发优势
　　公司依托国家能源集团协同效应，锁定大渡河、开都河等流域资源，超前储备开发权并系统论证梯级规划。大渡河水风光一体化基地正式上升为国家级重大能源战略布局，正全力争取基地内服务特定电源的抽蓄项目和优质风电、光伏资源，双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级等机组投产发电，新增装机172万千瓦，今年预计还将投产162万千瓦，作为四川省网主力调峰调频电源、能源保供主力军作用更加凸显。开都河清洁能源基地将促进常规水电与抽蓄项目深度联动，充分发挥抽蓄调峰填谷作用，有效破解水电运行调节局限，构建“水—风—光—蓄”一体化运行模式，优化多能源品种调度协同机制，提升能源供给灵活性与整体利用效率，打造流域清洁能源协同发展示范样板。
　　3.火电转型优势
　　为抢占能源转型制高点，促进新能源消纳，推动煤电在新型电力系统中更好发挥兜底保障和支撑调节作用，公司积极开展火电综合能源转型，为周边提供综合能源服务，按照“一厂一策”细化实施路径、量化转型目标，高效建设“发电+”综合能源示范基地；大力推动电、热、冷、汽、水等多联供和固废综合利用，深入实施新一代煤电升级专项行动，降低碳排放因子，进一步提升煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力，提供长期可靠的有效调节容量，并从中获取较高电量和容量电价收入，同时取得一次调频服务、AGC、无功补偿等电力辅助服务收入。
　　4.新能源发展优势
　　公司持续聚焦新能源资源富集区及自身优势区域，深化产业布局，围绕新能源高水平消纳和高质量发展主线，以集中式基地化为重点，高标准推进大基地项目建设，项目的经济价值和社会生态效益持续显现。公司主动适应新能源市场化改革趋势，积极探索绿电直连等新模式，推动新能源与新业态融合发展，为建设安全高效的新型电力系统提供支撑。投资严把“四关”，深入研究项目所在地电力市场状况，重点强化综合电价及消纳情况的分析测算，科学预判电价与限电趋势，加强对标分析与成本管控，不断提升项目的市场竞争力。
　　5.成本管控优势
　　公司充分发挥国家能源集团“煤电路港航”一体化优势，深化上下游主体协同联动，密切研判煤炭市场行情变化趋势，贴合企业实际生产耗用需求，动态科学调整燃料采购布局与采购时序，合理配置不同煤源、不同煤种资源，持续优化热值匹配度与煤质结构。纵深推进配煤掺烧精细化管理工作，对照机组设备运行特性以及综合成本管控目标，细化完善各类煤种掺配实施方案，持续压降企业综合燃料耗用成本。
　　6.科技创新优势
　　公司坚持科技创新与产业创新深度融合，围绕构建新型电力系统培育电力新质生产力，注重以创新驱动激发高质量发展动能。2026年上半年，廊坊热电二期项目4号机组应用的世界首例耦合烟气熔盐储热锅炉顺利实现一次点火成功，各项运行参数平稳达标、系统联动正常。国内首台千吨级实烟气碳捕集试验系统顺利通过72h试运；智能发电技术、数字化转型关键技术研究与应用等项目鉴定为国际领先。
　　7.控股股东支持优势
　　作为国家能源集团常规能源整合平台及核心上市公司之一，公司依托国家能源集团全产业链资源禀赋，持续受益于同业竞争承诺履行与优质常规能源资产注入机遇。国家能源集团在煤炭保供、项目开发、技术创新、资金融通、产业协同等方面为公司提供有力支撑，助力公司优化资产结构、稳固能源保供基本盘，推动绿色低碳转型落地。同时，在公司治理、资本运作、市场信心维护等层面给予战略赋能，为公司高质量可持续发展筑牢坚实后盾。

　　四、可能面对的风险
　　1.煤电运行风险
　　“十五五”时期，以新能源为主体的新型电力系统加速落地，煤电从主力电源向保障调节电源转型，新能源替代效应进一步凸显，煤电利用小时数被持续挤压，同时电力系统仍存在尖峰供应能力不足、抗扰动能力薄弱等问题，部分煤电机组既面临长期深度调峰运行，又要承担尖峰保供、应急备用的核心责任，平衡保供责任与低碳转型需求难度增大。
　　公司坚持“双碳”目标与能源保供并重，紧跟国家最新政策导向，着力提升机组对新型电力系统的适配能力，依托“风光火储一体化”基地模式，加快推动煤电与可再生能源深度协同发展，充分发挥煤电调峰优势，助力新能源消纳，实现能源资源优化配置，破解煤电利用小时下降难题，筑牢能源保供底线。
　　2.新能源发展风险
　　新能源装机持续快速增长，部分地区新能源消纳压力增大，利用小时下降趋势明显，电量全面入市导致电价波动、优质土地和资源日趋紧张，生态保护要求不断提高，项目获取难度持续增大。可以预见，在未来一段时间内，广阔的市场空间与挑战并存，对新能源市场开发主体的市场研判能力与全流程管控能力提出了更高的要求。
　　公司将坚持规模与质量并重发展新能源，全面准确把握国家和地方最新政策部署，系统研究煤电与新能源打捆开发、绿电直连等创新方案，实现优质资源的多元化获取。牢固树立“算赢再投”理念，严格落实项目边界条件，严把投资关口，强化对政策变化、市场走势、负荷波动、成本变动等关键因素的动态分析，持续深化项目敏感性因素、电量电价及造价等全流程管控，提升项目的经济性与抗风险能力，推动新能源发展质效全面提升。
　　3.电力市场风险
　　全国统一电力市场体系建设加速推进，电力现货市场全面落地，电价峰谷时段分化显著，低谷收益持续承压，且新能源装机规模持续增长挤占常规电源空间，机制电价托底存在不确定性，市场竞争日趋激烈。交易规则、政策动态调整，叠加用电负荷以及风光出力的波动性，进一步加大运营压力，整体盈利面临多重挑战。
　　公司将建立前瞻性研判机制，密切跟踪产业政策与交易规则更新，健全市场分析、交易决策、实施与复盘全流程高效运行体系，强化交易人才培养选拔，运用大数据、AI等手段提升市场预测精准度；科学统筹中长期与现货交易规模配比，灵活运用电量置换、合约调整等工具平滑收益波动；持续优化出力预测精度，依托储能与聚合调控改善新能源出力稳定性，拓宽省内及跨省外送渠道，通过多元举措稳定经营预期。
　　4.煤炭市场风险
　　下半年煤炭市场整体有望维持供需基本平衡格局，煤炭供给弹性偏弱，市场需求随季节变化存在阶段性波动，煤价或呈小幅震荡运行态势。市场结构性差异特征显现，高热值优质煤资源相对紧张，低热值煤供给较为充足，中长期合同仍将持续发挥稳定市场的“压舱石”效能。公司燃料采购成本易受市场行情影响，给公司火电成本管控带来一定压力。
　　公司将持续提升市场研判与风险防控能力，密切跟踪国家及主产省区政策动态，主动应对复杂多变的燃料市场形势，持续加强电煤产、运、需全链条分析研判，精准把握煤炭市场、电力供需、铁路及港口运输走势变化，加强库存精细化管控，保持安全合理库存区间，根据机组运行特性、环保要求及市场价格变化，科学优化采购节奏与采购结构，合理把握采购时机与采购力度，掌握燃料保供主动权。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　1.经营质效向稳向好
　　2025年，公司实现营业收入1702.44亿元，比上年减少4.99%；归属于上市公司股东的净利润实现71.61亿元，其中火电板块44.00亿元，水电板块16.27亿元，风电及光伏板块15.62亿元，受上年同期转让国电建投50%股权投资收益增加基数较高影响，归属于上市公司股东的净利润同比下降27.15%。基本每股收益0.402元/股，比上年同期减少27.04%。
　　2.产业结构持续优化
　　截至2025年末，公司控股装机容量12678.86万千瓦，其中火电8227.30万千瓦，占比64.89%；水电1513.06万千瓦，占比11... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　1.经营质效向稳向好
　　2025年，公司实现营业收入1702.44亿元，比上年减少4.99%；归属于上市公司股东的净利润实现71.61亿元，其中火电板块44.00亿元，水电板块16.27亿元，风电及光伏板块15.62亿元，受上年同期转让国电建投50%股权投资收益增加基数较高影响，归属于上市公司股东的净利润同比下降27.15%。基本每股收益0.402元/股，比上年同期减少27.04%。
　　2.产业结构持续优化
　　截至2025年末，公司控股装机容量12678.86万千瓦，其中火电8227.30万千瓦，占比64.89%；水电1513.06万千瓦，占比11.93%；风电1049.52万千瓦，占比8.28%；太阳能光伏1888.98万千瓦，占比14.90%,风电、光伏、水电等非化石能源控股装机合计4451.56万千瓦，占比35.11%。公司控股装机容量较2024年增加1508.86万千瓦，其中火电增加764.40万千瓦，包括常州发电、浙江北仑各投产200万千瓦，福州热电、池州公司各投产132万千瓦，肇庆燃机投产100.4万千瓦，大容量高参数机组占比进一步提升；新能源控股装机增加726.46万千瓦，其中风电增加65.54万千瓦，太阳能光伏增加660.92万千瓦。
　　截至2025年末，公司权益装机容量7215.60万千瓦，其中火电3633.54万千瓦，占比50.36%；水电1174.23万千瓦，占比16.27%；风电904.72万千瓦,占比12.54%；太阳能光伏1503.11万千瓦，占比20.83%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计3582.06万千瓦，占比49.64%。
　　3.火电转型提速升级
　　2025年，公司紧扣“降碳、减污、扩绿、增长”目标，加快清洁高效煤电建设，浙江北仑、常州发电等超700万千瓦火电机组高质量投产；深化新一代煤电升级专项行动，加快煤电机组清洁低碳、灵活高效转型，大力推进存量机组“三改联动”、生物质掺烧和新能源耦合开发，深入拓展综合能源业务，非煤非电收入显著增加。公司火力发电机组平均供电煤耗为293.85克/千瓦时，发电厂用电率为3.80%。
　　4.稳产保供坚强有力
　　2025年，公司累计完成发电量4674.22亿千瓦时，上网电量4443.40亿千瓦时，较上年同期分别增长1.73%和1.75%；剔除2024年6月转让国电建投50%股权影响，同比分别增长2.50%和2.51%。火电企业累计完成发电量3691.44亿千瓦时，上网电量3473.77亿千瓦时，较上年分别增长0.17%和0.10%；水电企业累计完成发电量551.21亿千瓦时，上网电量547.04亿千瓦时，较上年分别下降7.31%和7.32%；风电企业累计完成发电量212.91亿千瓦时，上网电量206.93亿千瓦时，较上年分别增长5.53%和5.96%；光伏企业累计完成发电量218.66亿千瓦时，上网电量215.66亿千瓦时，较上年分别增长93.78%和94.27%。
　　5.市场创效深化拓展
　　2025年，公司平均上网电价400.90元/兆瓦时，较上年下降28.92元/兆瓦时；参与市场化交易电量4075.93亿千瓦时，占上网电量的91.73%；市场化电量电价溢价32.10元/兆瓦时，较上年下降24.14元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮11.73%。
　　2025年，受新能源装机增长、水电电量同比降低等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成3906小时，同比下降395小时，其中火电完成4781小时，同比下降357小时，水电完成3680小时，同比下降298小时，风电完成2108小时，同比下降14小时，光伏完成1259小时，同比增加198小时。供热量完成2.04亿吉焦，同比下降0.23%。
　　6.燃料成本有效控降
　　2025年，全国煤炭供需总体平稳，公司持续深入实施成本领先战略，推广应用“作业成本法”，加大燃料成本管控，多措并举控降采购价格。全年共采购原煤1.88亿吨，其中长协煤总量1.84亿吨，占比97.73%，入炉标煤量1.12亿吨，入炉标煤单价825.06元/吨，同比下降97.11元/吨，降幅10.53%。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1.全社会电力消费实现突破
　　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》，2025年，我国全社会用电量10.37万亿千瓦时，首次突破10万亿千瓦时，同比增长5.0%，稳居全球电力消费第一大国地位；7月我国全社会用电量1.02万亿千瓦时，月度用电量在全球范围内首次突破1万亿千瓦时大关。“十四五”期间，我国全社会用电量年均增长6.6%，较“十三五”年均增速提高0.9个百分点。2025年煤电发电量同比下降1.9%，占总发电量比重为51.1%，比“十三五”末降低9.6个百分点；新能源新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，成为新增电量主体。
　　2.新型电力系统建设成效显著
　　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”末增加16.9亿千瓦，“十四五”年均增长12.0%。非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长23.0%，占总装机容量比重超六成，比“十三五”末提高17.0个百分点；风电和太阳能发电装机占总装机比重为47.3%，比“十三五”末提高23.1个百分点。2025年全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，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%，气电和抽水蓄能建设同步加快，有助于电力系统调节能力进一步提升。
　　3.电力市场化改革加快完善
　　2025年，遵循“市场化、统一化、绿色化”的核心主线，我国电力市场出台了以《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》（136号文）为代表的一系列政策文件；2026年初《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，提出适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，“价格发现+容量补偿+制度保障”的协同体系逐步形成，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，同时更好发挥政府作用，现货市场价格信号作用充分体现，精准指引电力市场改革与行业转型方向。
　　4.煤炭市场价格走势平稳
　　2025年国内煤炭供应平稳有序，进口煤供给从历史高位回落，全年原煤产量48.3亿吨，同比增长1.2%，进口量4.90亿吨，同比下降9.6%。受可再生能源快速发展和节能减排政策影响，煤炭消费量保持平稳。2025年煤炭价格呈现先抑后扬走势，年初至年中持续下行，6月触及年内低点；随后在超产核查、迎峰度夏与迎峰度冬需求带动下触底回升，下半年逐步企稳反弹。行业整体从高速增产阶段，转向稳产能、提效率、降排放、优结构的高质量发展阶段。
　　三、经营情况讨论与分析
　　公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电等领域，业务分布在全国30个省、市、自治区。公司业绩主要受发电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格直接影响，技术创新、发展战略等对公司业绩产生长期驱动作用。2025年是“十四五”收官之年，公司有力应对市场环境、行业政策变化，克服顶峰保供、极端天气等风险挑战，推动能源保供、绿色发展、生产运营、科技创新等各项工作取得重要进展。
　　扛牢保供首责。抓实抓细电力保供措施，高质量投产一批清洁高效煤电，严格安全管理，强化环保治理，不断夯实保供基础。持续强化“公司统筹、企业主责、场站落实”三级联动机制，加强设备治理，优化机组运行，实现生产稳定运行，圆满完成二十届四中全会、“9.3”阅兵、迎峰度夏度冬等重点时段、重点区域保供任务，以硬核担当守牢民生用能底线。
　　强化市场创效。完善营销工作体系，紧扣能源保供与营销提质双重目标，多措并举争发抢发效益电，不断优化营销模式，提升营销效能，全力拓宽供能市场、夯实客户基础，实现了发电供热规模与营销成效双提升。开展“一企一策”电量督导，加强两个细则和辅助服务管理，积极参与电力市场交易，优化交易策略，构建覆盖执行层与决策层的电力交易人才梯队。
　　提速火电转型。加快清洁高效煤电建设，截至2025年末公司在建火电项目345万千瓦；常州电厂4号机组、陈家港电厂2号机组入选国家能源局新型电力系统建设第一批试点，承担“新一代煤电”示范任务，推动煤电清洁低碳、灵活高效转型取得标志性突破；上海庙公司一期项目入围国家优质工程奖，火电支撑保障显著提升。深化新一代煤电升级专项行动，多台机组完成灵活性改造，纯凝调峰能力进一步增加；深入拓展综合能源业务，全年综合能源业务收入显著增长。
　　提质清洁能源开发。聚焦“双碳”战略目标，研判国家政策影响及产业格局趋势，提质新能源开发，质量规模并重推动新能源发展，严格落实“算赢再投”，持续优化风光结构与布局，全面提升项目投资质效，绿色低碳转型步伐显著加快。蒙西300万千瓦蓝海光伏电站各项运行指标达到国内领先水平，盈利水平优良。积极推进水电建设，在建水电项目566.65万千瓦，主要分布在四川、新疆等省份，世界最高坝双江口水电站启动二阶段蓄水，沙坪一级首台机组投产发电。
　　提级新兴产业。积极布局“新能源+”业态，科研成果加快向现实生产力转化，安徽宿州全国最大“火电+熔盐”储能、蓬莱电厂国内首个四维复合型储能项目、浙江宁海国内首个煤电万吨级低压吸附碳捕集等项目相继投产，神皖能源首家虚拟电厂正式投入商业运营，开展构网型储能研究，在安徽霍山及新疆和静布局抽水蓄能电站。加快数智化转型，构建电力能源数智化生态，有效降低风机故障频率；取得国家能源集团火电数据分中心预授牌，为国家能源集团全球首个千亿级发电行业大模型“擎源”提供有力支撑。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.常规能源布局优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，火电机组广泛布局在电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域。煤电机组清洁高效，60万千瓦及以上煤电机组共79台,占煤电装机容量的73.86%，同比提高2.36个百分点；100万千瓦及以上煤电机组26台,占煤电装机容量的32.52%，同比提高2.5个百分点。水电机组主要集中在四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流域，均为流域梯级电站开发，实现了流域集控联调，盈利能力较强。
　　2.水电资源开发优势
　　公司依托国家能源集团协同效应，锁定大渡河、开都河等流域资源，超前储备开发权并系统论证梯级规划。大渡河公司负责建设投运的水电总装机约占四川省调水电总装机1/4，电源点交通便利，距成都负荷中心较近，是四川省网主力调峰调频电源、能源保供主力军，2025年大渡河丹巴水电项目取得国家发改核准批复，成为大渡河流域千万千瓦级水风光一体化基地的重要组成部分。开都河流域水电建成后可形成大型水电基地，为电网提供稳定零碳电力；水电机组启停灵活，是电网重要的调峰调频资源；流域周边可配套建设风电、光伏项目，形成“水风光储”一体化基地，提升流域周边可再生能源利用率20%以上。
　　3.火电转型优势
　　公司全力推进低碳发展，抢占能源转型制高点，积极开展火电综合能源转型，加速融入城市发展，为周边提供综合能源服务，“一厂一策”细化实施路径、量化转型目标，高效建设“发电+”综合能源示范基地；积极开展电、热、冷、汽、水等多联供和固废综合利用，打开区域用能“蓝海市场”。深化火电机组“三改联动”，降低碳排放因子，更多机组实现20%深调能力，提供长期可靠的有效调节容量，从中获取较高电量和容量电价收入，同时取得一次调频服务、AGC、无功补偿等电力辅助服务收入。
　　4.新能源发展优势
　　公司聚焦新能源资源富集区与自身优势区域深耕布局，以集中式基地化为重点，高标准推进大基地项目建设，蒙西蓝海光伏电站投运以来效益良好，经济价值与社会生态效益持续显现；立足煤电资源优势，推动新能源与煤电等融合发展，上海庙电厂拟开展400万火电+300万光伏火光联营策略与协控关键技术研究，火光互济互调，为建设安全高效的新型电力系统提供支持。投资严把“四关”，深入研究项目所在地电力市场情况，加强对区域或目标市场的电力供需、电力交易价格、电网消纳等对比分析；持续压降新能源项目开发建设成本，增强项目市场竞争力。
　　5.成本管控优势
　　深入实施成本领先战略，充分发挥年度长协“压舱石”作用，通过稳定、可靠、性价比高的长协资源筑牢燃料供应基本盘；依托国家能源集团“煤电路港航”一体化产业协同优势，强化上下游联动与跨环节统筹，提升整体运营效率与抗风险能力；精准把握市场走势与生产需求，科学优化采购结构与采购节奏，合理配置不同煤源、不同煤种资源，持续优化热值匹配度与煤质结构；深入推进精细化配煤掺烧，降低综合燃料成本。发挥上市公司平台优势，持续探索多元化、创新型融资方式，多渠道引入低成本资金，降低融资成本。
　　6.科技创新优势
　　公司坚持科技创新与产业创新深度融合，围绕构建新型电力系统培育电力新质生产力，注重以创新驱动激发高质量发展动能。持续推进新一代煤电灵活高效和节能降碳技术研发，全力推进熔盐储热等2个“能源局首台（套）”项目，CCUS领域多项成果国际领先，入选国际能源署年度报告；建成国内“沙戈荒”地区规模最大光伏户外实证基地，成功研发适用多种机型的国产化主控系统，全面推进改造应用；完成报警预警与运行优化等两个场景建设，构建电力能源数字化生态，布局风电光伏功率预测；火电管控数字化平台构建融合AI模型和机理模型的机组状态评价体系，预警准确率达90%以上。
　　7.上市公司价值提升优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台和核心上市公司之一，始终致力于提高上市公司质量，为股东提供持续稳定较高回报。自2023年连续3年实施中期分红，2025年制定并发布三年现金分红规划，半年度利润分配成为常态化机制，通过稳定、可持续的回报政策，传递长期投资价值，市场认可度与品牌影响力持续提升。坚持稳健审慎、求真务实的投资理念，始终将价值创造与提升置于核心地位，严格遵循资本约束要求，持续强化自由现金流管控，提高资本使用效率，不断夯实上市公司资本增值能力，切实保障公司整体资产质量与长期稳健发展，维护全体股东的长远利益。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入为1,702.44亿元，比上年同期减少4.99%；营业成本为1,437.92亿元，比上年同期减少6.43%；归属于上市公司股东的净利润为71.61亿元；基本每股收益为0.402元/股。
　　
　　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.电力消费保持增长
　　根据中电联预测，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十五五”规划、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。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，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。
　　2.绿色低碳转型持续加快
　　“十五五”规划提出，持续提高新能源供给比重，煤电功能定位由基础保障转向支撑调节，风光由“电量补充型电源”加速向“系统主力电源”转变，新增电力需求主要由绿电满足。2035年我国风光装机将力争达到36亿千瓦，中电联预测2026年全年新增发电装机有望超过4亿千瓦，其中新能源有望超过3亿千瓦；2026年底，全国发电装机容量将达到43亿千瓦左右，其中非化石能源装机占比63%左右，风、光装机合计占比有望达到总装机的一半左右，太阳能发电装机规模预计将首次超过煤电，煤电装机占总装机比重降至31%左右。
　　3.新兴产业提质赋能
　　“十五五”时期是我国培育壮大新兴产业和未来产业、因地制宜发展新质生产力的关键阶段。能源电力科技革命和产业革命加速突破，人工智能、数字技术与能源电力系统深度融合，新型储能、绿色氢氨醇、碳捕集利用、新一代核能等新兴未来产业加速布局，零碳园区、绿电交易等新业态不断拓展价值新空间，战略性新兴产业将成为我国构建新型能源体系、培育新质生产力的关键支撑。国家将实施产业创新工程，加快战略性新兴产业集群发展，要求企业精准研判技术趋势，捕捉发展机遇，构建可持续竞争优势。
　　4.全国统一电力系统加快建设
　　“十五五”时期是全国统一电力市场建设的关键时期，到2030年全国统一电力市场体系将基本建成。“十五五”规划建议提出，加快建立适应新型能源体系的市场和价格机制。全国统一电力市场体系建设正向纵深推进，电能量、辅助服务市场多品种交易体系日趋多元，容量补偿机制日趋完善，经营环境复杂性增强，要求企业准确把握市场竞争新格局，增强市场竞争意识，优化完善市场营销机制，提升复杂市场环境下的价值创造能力。
　　5.煤炭市场格局总体平衡
　　2026年国内煤炭市场预计呈现总体平衡、时段性偏紧的运行格局。煤炭产量预计总体保持稳定，保供应和产能核查等政策共同引导煤炭有序供应，考虑到印尼煤炭出口限制政策，进口量或小幅收缩。随着“碳达峰”节点临近、清洁能源加速替代化石能源，预计动力煤消费保持平稳，全年煤炭供需呈“淡季宽松、旺季偏紧”的阶段性特征，迎峰度夏度冬易出现区域性、时段性供应紧张。
　　(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引，深入践行新发展理念和“双碳”战略，围绕“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略使命，统筹能源安全和绿色发展，协同推进“降碳、减污、扩绿、增长”，积极适应新型电力系统构建和市场化改革带来的行业变革和运营环境变化，体系化、系统化提升发电机组可靠性水平，全面增强电热供应保障核心功能。持续推动结构优化调整，清洁可再生能源高质量规模化发展，煤基能源清洁高效和低碳发展水平显著提升，全面建成绿色低碳技术体系，大幅增强创新发展支撑能力，构建能源领域新质生产力，把公司建设成为具有全球竞争力的世界一流电力上市公司。
　　(三)经营计划
　　1.市场营销拓市增收
　　加强供需格局与价格走势的预判，围绕综合收益最大化制定量价协同营销策略，深入研究电力现货市场交易规则和政策变化，盘活用好各类营销资源，统筹做好中长期、现货、绿电等市场交易，全力争发效益电。深耕市场化交易，精准研判现货、中长期及绿电交易价格走势，优化跨省跨区交易布局。开展火电深度调峰认证，及时优化运营报价策略，增加辅助服务市场收益。做好供热业务开发，深挖工业用户潜力，扩大供热半径和服务能力。持续加强碳资产管理，及时全面完成碳交易履约，保持全产业100%绿电消费，提升碳资产收益能力。
　　2.生产优化经济运行
　　火电企业开展火电机组适网能力考核分析，制定2026年适网建设方案，持续推进控降非停专项行动，抓好新投机组性能诊断分析，确保容量电价收益。新能源企业全力提升风光功率预测精度，开展涉网能力评价、考核分析、储能研究和电能质量评估，探索构网型储能应用。水电企业加强天气、来水预测，优化水库调度，提高水能利用率。紧盯高风险作业、极端天气影响、重要时段保供等关键领域，严格落实安全措施，加强隐患“动态清零”，常态化抓好灾害预警和应急值守，确保安全生产。扛牢生态环保责任,全面提升生态环保治理效能。
　　3.战新产业加快布局
　　强化科技创新主体地位，推进全机型风机控制系统国产化改造，开展风功率预测准确度提升、发电效率提升、远海风电、新能源大基地等项目科研攻关，持续打造“技术高地”，推进产业发展。以场景化应用为导向，加速AI智能体开发与迭代，推动擎源大模型数据应用、视频智能识别等技术攻关，逐步实现经验驱动向数据驱动、价值驱动转型。加强共享储能投资运营模式研究，开展新型低成本储能灵活调峰技术研发；挖掘新能源配建储能调节潜力，加大生物质掺烧探索应用；因地制宜开展清洁供暖、绿氢（氨醇）、电算协同等领域布局，提升新能源就地消纳与跨界协同价值，不断开辟“第二增长曲线”。
　　4.绿色发展走深走实
　　强化“存量提质、增量做优”双轮驱动，全力推进降碳扩绿。完成大同湖东等机组高质量投产，推进存量机组“三改联动”，提升现役机组深度调峰与快速响应能力，夯实煤电机组兜底保障与支撑调节核心作用；加快火电企业向综合能源服务商转型，提高综合能源营收占比。深度挖掘算电协同、零碳园区、火电调峰、绿电直连等新能源发展机会，把好投资“四关”，加强项目投资全周期质量效益管理；依托已投产火电、水电布局及送出通道优势，深化水火风光储多能互补与产业协同，创新开拓“煤电+新能源”一体化发展模式，集中力量打造一批具有战略性、引领性、突破性的项目。2026年计划投产火电345万千瓦、水电379.65万千瓦、新能源677.27万千瓦。
　　5.降本增效持续深化
　　践行成本领先战略，深入推行作业成本法，构建权责清晰的管控体系，深耕过程挖潜，坚持“全生命周期成本最优”原则，落实基建、生产、运营全流程精益化成本管控举措，全力降本增效。强化燃料全流程对标管理，积极优化采购节奏和结构，优化管理流程、完善管控机制、提升人员专业能力，推动燃料管理由经验驱动向数据驱动、由粗放管理向精益管控转变，全面提升燃料管理标准化、精细化、智能化水平，深挖降本增效潜力。加大多渠道、多品种、多结构低成本融资力度，强化设备采购源头降本管理，推动采购向价值创造转变。
　　(四)可能面对的风险
　　1.煤电运行风险
　　进入“十五五”，以新能源为主体的新型电力系统加速落地，煤电从主力电源向保障调节电源转型，新能源替代效应进一步凸显，煤电利用小时数被持续挤压，同时电力系统仍存在尖峰供应能力不足、抗扰动能力薄弱等问题，部分煤电机组面临长期深度调峰运行，同时承担尖峰保供、应急备用的核心责任，平衡保供责任与低碳转型需求难度增大。
　　公司坚持“双碳”目标与能源保供并重，紧跟国家最新政策导向，提升机组对新型电力系统的适配能力，利用“风光火储一体化”基地模式，加快推动煤电与可再生能源深度协同发展，依托煤电调峰优势，助力新能源消纳，实现能源资源优化配置，破解煤电利用小时下降难题，筑牢能源保供底线。
　　2.新能源发展风险
　　近年来，新能源装机规模快速提升，优质项目资源日益稀缺，电网消纳能力不足、新能源项目用地紧张、生态保护要求提高等因素增加新能源项目开发难度。136号文发布后，推动新能源全面入市，电力市场竞争不断加剧，电价存在下行趋势，项目收益更依赖预测精度、辅助服务及绿色属性收益。
　　公司将坚持规模质量并重发展新能源，牢固树立“算赢再投”理念，严格落实项目边界条件，把好投资关，强化电力市场研究，加强项目投资全周期质量效益管理，持续加强新增项目敏感性因素、电量电价、造价等管控，提升项目经济性和抗风险能力。系统研究政策文件，充分应对市场化交易、分时电价等交易模式带来的考验，全力提升风光功率预测精度，做好项目综合电价预测分析。
　　3.电力市场风险
　　国内新能源装机规模显著增长，电力供应总体充裕，叠加电力消费增长节奏平稳，预计2026年新能源及火电设备利用小时数将继续走低。电力市场化改革将持续推进，中长期交易频次加快，价格机制快速重构，电价形成机制将更趋灵活，市场化交易电价存在下行压力，不同电源品种、不同时段的电价波动可能加剧，价差扩大将成为新常态，给企业营销能力、生产能力、协同能力提出系统性考验。
　　公司将坚持以市场为导向，不断提升市场价值创造能力。加强政策研判和交易能力建设，熟悉掌握市场规则，牢固树立“量价兼顾、效益优先”理念，统筹好中长期和现货市场，通过“长协锁量+现货调价”组合策略，多发效益电、实现保量稳价目标；加强运营管理，强化技术创新与成本控制，充分利用设备更新和技术创新降低运维成本，提升发电效率，不断增强市场抗风险能力和竞争力。
　　4.煤炭市场风险
　　预计2026年煤炭供需整体稳定，但国内煤炭产能释放受安全生产监管、超产核查、产能核减等约束，供给弹性不足，叠加环保检查、迎峰度夏/度冬、极端天气以及进口煤增量空间有限等因素，仍可能导致区域性、时段性供应紧张，推动煤价小幅震荡上行，给公司成本管控带来一定压力。
　　公司将持续提升市场研判与风险防控能力，密切跟踪国家及主产省区政策动态，精准把握煤炭市场、电力供需、铁路及港口运输走势变化，牢牢掌握燃料保供主动权；合理设置、科学调配长协煤与市场现货比例，充分发挥长协煤保供应、稳价格的“压舱石”作用，灵活运用市场煤调节余缺，实现长协保基本、现货补缺口、多元抗风险，为公司安全稳定运行和降本增效提供坚实支撑。 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情况说明　　1.全社会用电量稳步增长结构优化　　根据中国电力企业联合会发布的《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。全国全社会用电量累计达4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，一、二季度全社会用电量同比分别增长2.5%、4.9%，总体呈现回升态势，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.4%、3.8%、2.8%和3.1%，东部地区用电量增速相对领先。整体而言，2025年上半年电力供应整体充足，供需总体平衡。　　2.电力行业绿色低碳转型成效显著　　截至2025年6... 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.全社会用电量稳步增长结构优化
　　根据中国电力企业联合会发布的《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。全国全社会用电量累计达4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，一、二季度全社会用电量同比分别增长2.5%、4.9%，总体呈现回升态势，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.4%、3.8%、2.8%和3.1%，东部地区用电量增速相对领先。整体而言，2025年上半年电力供应整体充足，供需总体平衡。
　　2.电力行业绿色低碳转型成效显著
　　截至2025年6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，风电和太阳能发电装机分别达5.73亿千瓦和11亿千瓦，分别同比增长22.7%、54.2%，合计装机规模超过火电，风电和太阳能发电合计新增装机2.64亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重近九成，达到89.9%。新能源发电量保持快速增长，占总发电量比重超四分之一。在“双碳”目标背景下，煤炭消费面临结构性调整，氢能、储能等新兴技术需实现规模化应用，支撑高比例可再生能源并网消纳，倒逼能源生产端向智能化、低碳化方向深度变革。
　　3.电力行业市场化改革加速推进
　　国家发改委、能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖、全面开展连续结算试运行的目标，电力交易全面进入“现货时代”。《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》（136号文），推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期，重构新能源发展业态，推动新能源行业从“政策哺育型”向“市场主导型”转型，对新能源行业健康可持续发展产生深远影响。
　　4.煤炭市场运行基本平稳
　　2025年上半年，全国煤炭产量明显增长，进口量同比有所下降，全国规模以上原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%；全国共进口煤炭2.2亿吨，同比下降11.1%。可再生能源快速发展，火电发电量下降，煤炭市场整体呈宽松态势，煤炭价格震荡下行，7月以来“迎峰度夏”需求支撑煤价小幅上行。
　　（二）报告期内公司主营业务情况说明
　　2025年上半年，面对不断变化的电力市场形势，公司深入贯彻党中央、国务院决策部署，统筹高质量发展和高水平安全，抓实稳增长举措，推动公司发展行稳致远。主要经济技术指标完成情况如下：
　　营业收入：776.55亿元，同比减少9.52%。
　　利润总额：87.84亿元，同比减少27.39%。
　　归属于上市公司股东的净利润：36.87亿元，同比减少45.11%。
　　归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润：34.10亿元，同比增长56.12%。
　　基本每股收益：0.207元/股，同比减少45.09%。
　　扣除非经常性损益后的基本每股收益：0.191元/股，同比增长56.56%。
　　电量热量：发电量2060.26亿千瓦时，上网电量1958.01亿千瓦时，可比口径分别下降2.03%和1.96%；供热量1.13亿吉焦，较上年同期增长1.41%；发电利用小时1761小时，较上年同期下降262小时。
　　入炉综合标煤单价：831.48元/吨，同比下降87.46元/吨。
　　供电煤耗：292.10克/千瓦时，同比上升0.10克/千瓦时。
　　发电厂用电率：3.7%，同比下降0.14个百分点。
　　资本性支出：公司前期及基建支出211.91亿元（72.24亿元用于新能源项目，66.28亿元用于水电项目，73.04亿元用于火电项目，0.35亿元用于其他项目），技改及零购支出12.64亿元，信息化及科技项目支出4.95亿元，股权投资11.51亿元。
　　新能源项目发展：2025年上半年公司新增新能源控股装机645.16万千瓦，其中风电32.93万千瓦，光伏612.23万千瓦；获取新能源资源量353.48万千瓦，完成核准或备案新能源容量377.39万千瓦，其中风电144.45万千瓦，光伏232.94万千瓦。截至2025年6月末公司在建风电项目211.83万千瓦，主要分布在内蒙、甘肃等区域，在建光伏发电项目343.34万千瓦，主要分布在天津、新疆、内蒙等区域。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　1.盈利质效稳步增长
　　2025年上半年，在电力量价下行的市场形势下，公司逆势求进，突出价值创造，实现营业收入776.55亿元，同比减少9.52%；归属于上市公司股东的净利润36.87亿元，同比减少45.11%，其中火电板块19.67亿元，水电板块8.83亿元，风电及光伏板块11.20亿元。考虑上年转让国电建投内蒙古能源公司影响，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润实现34.10亿元，同比增长56.12%。
　　2.能源保供彰显担当
　　2025年上半年，公司累计完成发电量2060.26亿千瓦时，较上年同期下降3.61%，可比口径下降2.03%，上网电量1958.01亿千瓦时，较上年同期下降3.53%，可比口径下降1.96%；火电企业累计完成发电量1614.67亿千瓦时，上网电量1518.40亿千瓦时，较上年同期分别下降7.40%和7.51%；水电企业累计完成发电量228.70亿千瓦时，上网电量226.85亿千瓦时，较上年同期分别下降6.44%；风电企业累计完成发电量113.55亿千瓦时，上网电量110.74亿千瓦时，较上年同期分别增长10.37%和11.11%；光伏企业累计完成发电量103.35亿千瓦时，上网电量102.02亿千瓦时，较上年同期分别增长122.55%和122.85%。
　　3.运营能力持续提升
　　2025年上半年，公司积极应对“量价双降”市场形势，聚力价值创造和市场竞争力提升。平均上网电价409.70元/兆瓦时，同比下降29.51元/兆瓦时。参与市场化交易电量1793.52亿千瓦时，占上网电量的91.60%，煤机电价较基准价上浮12.56%。受电力供需总体宽松，新能源出力挤压常规能源发电空间等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成1761小时，同比下降262小时，其中：火电完成2155小时，同比下降248小时；水电完成1530小时，同比下降105小时；风电完成1127小时，同比增加22小时；光伏完成606小时，同比增加81小时。供热量完成1.13亿吉焦，同比增长1.41%。公司将继续强化生产运营组织，加强生产管控，全力稳量保价。
　　4.燃料成本有效控降
　　2025年上半年，全国煤炭供需总体宽松，公司加大成本管控，多措并举控降采购价格，节约燃料成本。公司共采购原煤8097万吨，其中长协煤总量7858万吨，占比97.05%；入炉标煤量4972.60万吨，入炉综合标煤单价831.48元/吨，同比下降87.46元/吨，降幅9.52%。
　　5.火电转型加快推进
　　2025年上半年，公司积极开展新一代煤电升级专项行动，浙江北仑、广东肇庆共200万千瓦火电机组高质量投产，大力推进存量机组“三改联动”、生物质掺烧和新能源耦合开发。公司火力发电机组平均供电煤耗为292.10克/千瓦时，较上年同期上升0.10克/千瓦时。发电厂用电率为3.70%，较上年同期下降0.14个百分点。
　　2025年上半年分板块主要经营数据

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.常规能源布局优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，拥有优质的资产结构，展现出稳健且高效的发展态势，资产分布在全国30个省、市、自治区。火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域。煤电机组清洁高效，60万千瓦及以上煤电机组共72台,占煤电装机容量的71.88%,100万千瓦及以上煤电机组23台,占煤电装机容量的30.96%，持续盈利能力优良。水电机组主要集中在四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流域，均为流域梯级电站开发，实现了流域集控联调，盈利能力较强。
　　2.火电转型优势
　　公司全力推进低碳发展，抢占能源转型制高点。公司积极开展火电综合能源转型，加速融入城市发展，为周边提供综合能源服务，“一厂一策”细化实施路径、量化转型目标，高效建设“发电+”综合能源示范基地；积极开展电、热、冷、气、水等多联供和固废综合利用，打开区域用能“蓝海市场”。火电企业加快新能源开发，降低公司碳排放因子；深化火电机组“三改联动”，更多机组实现20%深调能力，提供长期可靠的有效调节容量，从中获取较高电量和容量电价收入，同时取得一次调频服务、AGC服务等辅助服务收入。
　　3.水电资源开发优势
　　公司水电板块前期开发优势显著，依托国家能源集团协同效应，锁定大渡河、开都河等流域资源，超前储备开发权并系统论证梯级规划。大渡河公司负责建设投运的水电总装机约占四川省调水电总装机1/4，电源点交通便利，距成都负荷中心较近，是省网主力调峰调频电源，是四川省能源保供主力军，大渡河流域水电站2025年计划投产136.50万千瓦、2026年计划投产215.50万千瓦。开都河流域水电建成后可形成大型水电基地，为电网提供稳定零碳电力；水电机组启停灵活，是电网重要的调峰调频资源；流域周边可配套建设风电、光伏项目，形成“水风光储”一体化基地，提升流域周边可再生能源利用率20%以上。
　　4.成本管控优势
　　公司挖潜增效，精益成本管控，深入落实全面成本领先战略，推广应用作业成本法，健全全周期成本管控体系，切实提升成本管控水平。扎实做好燃料保供控价，主动开展与外部长协供应商谈判，按照市场价格适时调降煤价。充分利用“煤电路港航”一体化产业协同优势，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，深入开展精细配煤掺烧。抓好全流程对标管理，准确掌握标杆企业情况，运用“结构化对标”分析方法，全面提升燃料管理水平。
　　5.科技创新驱动优势
　　公司大力推进科技创新，突出应用领航、数据赋能、智算筑基，有序布局实施现场数字化监控、火电低碳发电、风机和燃机控制系统国产化等工作，积极构建“1+M+N”大数据体系，推行“分域分级”治理。统筹推进“AI+”行动计划，通过系统性规划与创新实践，按照“高、实、精、快、效”五字方针和“六统一、大集中”建设原则，深度融合AI平台与大数据平台，围绕全业务链挖掘典型“AI+”应用场景，推进应用场景开发工作。

　　四、可能面对的风险
　　1.能源保供风险
　　今年以来，电力供需整体宽松，但高比例新能源下的电力系统安全稳定运行仍面临挑战，电力供应结构变化、电力需求增长等多方面因素交织，增加了供应与需求的不确定性，电力市场的供需关系易出现不平衡的情况。入夏以来，全国多地出现高温天气，叠加经济增长拉动，各地电力负荷快速攀升。据预测，全国最高负荷将达15.2-15.7亿千瓦，时段性、区域性电力供应紧张情况依然存在。
　　公司将做好能源保供应急准备和保障方案，打造“常态供应有弹性、短时紧张有措施、极端情况有预案”的能源保供新格局。火电做好煤炭储备、稳固进煤渠道，确保关键时刻发得出、顶得上、稳得住；充分利用数字化管控平台，加强功率预测和设备预知检修，提升可靠供电能力。
　　2.新能源发展风险
　　近年来，新能源装机规模快速提升，优质项目资源日益稀缺，电网消纳能力不足、新能源项目用地需求日益增长、生态保护要求提高等因素增加新能源项目开发难度。136号文发布后，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价不确定带来项目收益风险。
　　公司将坚持规模质量并重发展新能源，严格履行投资机会研究、立项、投资决策各阶段流程，确保项目合法合规；系统研究政策文件，充分应对市场化交易、分时电价等交易模式带来的考验，借助国家级智库平台，做好项目综合电价预测分析；合理控制项目造价，提升项目经济性，提高抗风险能力；积极谋划新能源与常规能源协同发展，深化综合能源基地模式，推进新能源规划可持续发展。
　　3.电力市场风险
　　当前，全国统一电力市场加速推进，电力现货市场全面铺开，价格信号对电力生产、消费的引导作用更加明显，电价由市场实时供需情况决定，波动性和不确定性增强。同时，新能源全面入市后，机制电价虽然能够对新能源收益形成托底，但保障水平仍存在不确定性，电价呈下行趋势，市场竞争日益加剧。
　　面对构建新型电力系统的多重挑战，公司将建立适应全电量现货市场需求的电力营销体系，健全市场分析、交易决策、交易实施、复盘优化的全流程高效运行机制；加强政策研判，密切跟踪电力产业政策信息，加强交易能力建设，重视交易员的培养和选拔，探索运用大数据、AI等科技手段，提升市场分析预测能力，围绕争电量、稳电价核心任务，研判电力市场趋势，加强电网负荷前瞻性、科学性预测，强化内外沟通协调、协同联动。
　　4.煤炭市场风险
　　下半年随着安全生产月结束和环保督察收尾，主产区煤矿开工率有望回升，产量存增长预期，进口煤价格优势与往年相比仍不明显，短期内煤炭进口增量空间不大。在新能源发电出力增强等客观局势下，预计煤炭供需维持整体宽松格局，火电企业燃料控价工作迎来有利契机，但受环保检查、迎峰度夏、迎峰度冬、极端天气等因素影响，煤炭价格仍有可能小幅震荡上行。
　　公司将准确研判煤炭市场走势，科学合理制定最高限价，择机开展低价现货采购。密切关注安全、环保、治超、极端天气等动态，认真研判电煤供需形势，精准把握煤炭、电力、运输三个市场走势，落实好稳定可靠的煤炭供应资源，优化采购节奏和结构，合理控制库存；发挥内部资源的兜底保障和外部煤源的优势互补作用。 收起▲