一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）公司主要业务　　公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。　　公司在水电、火电、风电、光伏等方面均有业务布局，同时也积极探索清洁能源相关新业态、新模式，清洁能源投资开发为公司业务增长的主要着力点。截至2026年6月末，公司已投产控股装机容量4766.06万千瓦，其中水电2130.45万千瓦、火电1307.48万千瓦（含垃圾发电）、风电420.53万千瓦、光伏838.94万千瓦、储能68.66万千瓦。　　（二）公司经营模式　　从事水电、火... 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）公司主要业务
　　公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。
　　公司在水电、火电、风电、光伏等方面均有业务布局，同时也积极探索清洁能源相关新业态、新模式，清洁能源投资开发为公司业务增长的主要着力点。截至2026年6月末，公司已投产控股装机容量4766.06万千瓦，其中水电2130.45万千瓦、火电1307.48万千瓦（含垃圾发电）、风电420.53万千瓦、光伏838.94万千瓦、储能68.66万千瓦。
　　（二）公司经营模式
　　从事水电、火电、新能源等能源电力项目的全生命周期投资、开发、建设与运营管理，并针对不同业务板块形成差异化、标准化运营体系。
　　（三）电力行业情况
　　2026年上半年全国全社会用电量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，一、二季度同比分别增长5.2%和5.5%，增速较上年同期分别提高2.7个和0.6个百分点。分产业看，上半年，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3.31万亿千瓦时、同比增长5.1%；第三产业用电量9,916亿千瓦时，同比增长8.0%；城乡居民生活用电量7,315亿千瓦时，同比增长3.1%。分区域看，上半年，全国30个省份全社会用电量同比正增长，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.8%、3.6%、6.0%和3.3%。15个省份用电量增速超过5%，其中，西藏（15.5%）、海南（12.5%）、广西（10.9%）、新疆（9.3%）、广东（9.1%）、吉林（8.8%）、云南（7.9%）、内蒙古（7.3%）8个省份用电量增速相对领先。
　　截至2026年6月底，全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦。分类型看，水电占发电总装机容量的11.2%，煤电占31.5%，核电占1.6%；并网风电装机容量6.8亿千瓦，装机占比16.8%；并网太阳能发电装机容量12.7亿千瓦、占31.5%。非化石能源发电装机容量25.2亿千瓦，同比增长13.6%，占总装机容量比重的62.4%，比上年同期提高1.5个百分点，电力装机结构延续绿色低碳转型趋势。
　　上半年，规模以上工业火电、水电、太阳能发电量分别同比增长2.9%、9.3%和12.3%，规模以上口径核电、风电发电量同比分别下降0.7%和1.9%。上半年，全口径非化石能源发电量同比增长8.5%，占总发电量的44.5%，同比提高1.4个百分点；非化石能源发电量增量占总发电量增量的70.7%。煤电发电量占总发电量的49.7%，降至一半以下。
　　上半年，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。
　　（四）公司所处行业地位
　　从装机结构来看，公司是一家以清洁能源为主、水火风光并济的综合型电力上市公司，水电控股装机为2,130.45万千瓦，为国内第三大水电装机规模的上市公司，在同行业公司中处于领先地位。公司大力开拓清洁能源业务，截至2026年6月末，清洁能源装机占比已提升至72.57%，电源结构优质稳健，多能协同优势显著。
　　从业务分布来看，公司是一家国内业务为主、海外稳步开拓的电力上市公司，境内业务主要分布在四川、云南、甘肃、福建、广西、天津、贵州、青海、宁夏、新疆、海南、湖南、陕西、江苏、浙江、河北、辽宁、湖北、西藏、山西、内蒙古、安徽、江西等二十多个省、自治区和直辖市，境外业务主要分布在英国、印尼和泰国等。
　　与其他的同行业公司对比，在市场竞争加剧、节能环保压力大的背景下，公司以清洁能源为主的能源结构优势明显，经济效益与社会效益突出，旗下各项目资产质量高，抗风险能力强。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，公司实现营业收入238.86亿元，同比下降7.05%；营业成本145.58亿元，同比下降2.76%。实现归属于上市公司股东的净利润35.35亿元，同比下降6.83%。实现基本每股收益0.4330元/股，同比下降9.09%。
　　截至2026年6月30日，公司总资产3,174.66亿元，较期初增长38.86亿元；总负债1,944.91亿元，较期初增长47.00亿元。报告期末资产负债率61.26%，较上年末增加0.74个百分点，归属于上市公司股东的净资产719.54亿元，较期初减少6.88亿元。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）雅砻江水电资产优势突出，水风光一体化赋能未来发展
　　公司持股52%的雅砻江公司是雅砻江干流唯一水电开发主体，具有规模化开发及集中调度控制等突出优势。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，运营效率突出，经济技术指标优越。该流域可开发水电装机容量约3,000万千瓦，在我国十三大水电基地排名第三，报告期末已投产水电装机1,920万千瓦，核准及在建水电装机372万千瓦。未来公司将持续深耕流域水电开发，统筹推进抽水蓄能、风电、光伏项目建设，发挥水风光能源互补优势，开拓算电协同等新领域，不断巩固放大竞争优势。
　　（二）清洁能源占比高，多电源品种协同发展优势明显
　　公司始终坚持绿色、高质量发展，构建起水火风光多电源品种协同发力的电源结构，绿色低碳属性与结构优势显著，投资能力与抗风险能力较强。截至2026年6月末，公司清洁能源装机占比72.57%，其中水电占比44.70%，新能源（含储能）占比27.87%，其余是清洁高效的火电项目。
　　水电是公司最大的业务板块，资源禀赋优异，项目整体规模可观，雅砻江流域水风光一体化基地凭借流域梯级水电稳定、可灵活调峰的卓越特性，为基地内大规模的新能源高效消纳提供核心支撑。新能源装机保持稳健增长，建立覆盖项目全生命周期管控体系，重点布局优质区域，严控项目运营成本，深度参与电力市场化交易，持续完善绿电、绿证市场营销体系，保障项目投资收益。火电装机主要集中在沿海等经济发达、电力需求旺盛的地区，区位优势较为明显，机组以高参数大机组为主，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的61.35%，公司稳步推进煤电“三改联动”，持续提升机组能效与调节能力，调峰保供能力突出。水火风光多电源品类优势互补、协同发展，为公司经营效益的稳定增长提供了有力保障。
　　（三）境内外电力业务经营创效能力强
　　公司始终坚持“效益第一”的投资管理原则，深耕境内外电力市场，具备项目全生命周期的开发、建设、运营管理能力，创效能力强。境内业务方面，水电业务精细化管理能力突出，利润回报较高；火电业务依托沿海区位优势，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，推进精细化配煤掺烧，降低综合燃料成本；新能源盈利表现稳健，投研能力和运营管理能力得到验证。海外业务方面，坚持围绕核心主业、立足自身优势，加强公司及项目管理，稳步推进项目建设与运营，持续积累国际可再生能源项目经验。境内外业务协同发展，持续夯实公司整体盈利水平与抗风险能力。
　　（四）持续优化的公司治理体系
　　公司作为中英两地上市公司，认真贯彻落实上市地监管要求，持续完善市值管理体系，积极主动接受广大投资者的监督。通过构建股东会、董事会及经理层组成的治理结构，实现了决策与执行权力的有效制衡与协同运作。2026年上半年持续修订完善《公司章程》《董事会审计委员会工作细则》《信息披露事务管理制度》等治理配套制度，进一步夯实以董事会审计委员会为核心的内部监督体系，持续提升信息披露规范性与透明度。持续迭代的治理机制、严谨的风险管控体系以及规范化的制度设计，为公司高效合规运营提供了坚实保障。
　　（五）丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持
　　公司自2002年借壳上市以来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增发、可转债、公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金支持，实现公司资产、装机、利润、市值的快速增长。2026年7月，公司控股股东国投集团计划自公告披露之日起6个月内以集中竞价交易方式增持公司股票，合计增持金额1.5亿元，彰显了大股东对公司长期价值的高度认可，为公司高质量发展提供坚实支撑。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　随着全国统一电力市场加速构建，电力市场化改革持续深化，公司所处各区域电力市场经营形势波动加剧，面临多重风险挑战。一是现货市场实现连续运行，新能源全面参与市场交易，市场交易规模快速扩张，交易价格区域分化显著、波动幅度加大，直接对公司经营收益带来扰动；二是各地现货市场仍处于建设优化阶段，规则动态调整，增加了交易决策的不确定性；三是新能源大规模并网改变供需格局，市场竞争加剧，进一步加大了经营不确定性。
　　应对措施：公司将持续跟踪研判区域电力市场动态，精准把握规则调整与供需变化，动态优化中长期与现货交易协同策略，不断提升市场营销专业化水平与风险应对能力，积极适配市场变化，保障经营效益平稳。
　　2.新能源经营风险
　　随着国家“双碳”战略深入推进，能源绿色低碳转型持续提速，新能源行业规模化发展过程中经营风险同步显现。一是消纳风险加剧，全国各地新能源装机增速较快，源荷时空错配突出，部分区域弃风弃光率继续增长，项目发电运营空间受到挤压。二是投资收益风险加大，电量市场化比例提升带来电价下行压力，叠加原材料价格波动抬升设备采购成本，项目投资收益率存在下行风险。
　　应对措施：公司聚焦优势区域加大优质资源获取力度，严守投资经济性底线；强化项目全周期管控，优化采购策略严控成本；深化电力市场研究，优化交易策略，提升运营效益；优化电源布局与调度，降低消纳风险；坚持创新驱动，探索新业态，培育新增长点。
　　3.火电业务盈利性风险
　　在能源绿色低碳转型背景下，火电由基础保障性电源转为支撑调节性电源，盈利稳定性面临双重挑战。一是燃料价格波动风险，2026年煤炭市场供给端不确定性增强，地缘政治、安全事故和极端天气等多重因素影响带动煤价震荡上行，直接挤压火电盈利空间。二是运营收益下行风险，新能源装机快速增长导致火电利用小时数持续承压，叠加机组灵活性调节要求提升，设备运营成本增加，盈利不确定性加剧。
　　应对措施：强化燃料全流程管控，积极争取长协煤供应支持，统筹国内国际两个市场，强化市场形势研判，控制采购节奏，严控燃料成本；夯实设备可靠性，足额获取容量电费，深挖辅助服务收益，拓展综合能源业务，增强火电板块盈利稳定性与抗风险能力。
　　4.境外业务风险
　　国际政治经济格局深度调整，境外政治政策环境的不确定性、不稳定性持续凸显，境外业务持续面临复杂多变的挑战；全球大宗商品价格、汇率、利率和区域电力市场价格波动可能导致项目收益面临较大挑战。
　　应对措施：高度关注国际政治形势变化，精准识别国别风险，持续监测重点国别政策变化，项目投资谨慎布局、战略聚焦；加强对境外存量项目运营、财务情况的监管，优化商务和财务安排，严控项目成本和风险；加强具有国际化视野与经营思维的管理人员的选聘、培养与储备；加强境外合规体系建设，坚持法人治理结构，提高对境外项目的管控水平；系统梳理境外业务发展风险，持续增强境外业务运营管理能力，持续优化海外布局。
　　5.工程项目管理风险
　　公司部分水电建设项目具有海拔较高、工程地质条件复杂、地理位置偏僻、施工范围广、专业技术人员不足等难题，如果在项目建设过程中发生工程设计把关不严格，安全、质量管控不到位，施工工序验收检查有缺失等情况，可能导致工程安全、质量出现问题。
　　应对措施：指导控股投资企业根据项目特点做好工程策划，编写安全技术及质量管理措施，并在实施中严格对照执行；督促控股投资企业加强对项目监理的管理，严控设计质量管理，严把设备质量关，严格过程监理，设置安全、质量红线；要求控股投资企业进一步加强安全、质量意识，做好工程施工过程检查和验收工作，确保工程安全及质量。
　　6.极端气候及自然灾害风险
　　公司水电占比高，运营的水电机组分布在四川、云南、甘肃等不同区域和流域，极端气候和来水不稳定会对公司水电发电量产生较大影响。公司投运及在建的水电机组多处于高山峡谷地带，雨季可能受到泥石流、枯季可能受到突发山火等自然灾害影响，给机组运行及项目建设带来不安全因素。公司新能源项目亦受极端气候影响，风光资源异常将影响发电量，极端天气可能损毁设备设施，运营与建设安全承压。
　　应对措施：公司将充分利用现代化预测技术、合理调度或协调梯级电站，进一步统筹流域水调与电调关系，同时做好内部设备维护工作，提高设备可靠性，力争使水能资源发挥最大效用；树立安全责任意识，健全隐患排查与应急预案体系，通过加密气象监测、完善预警联动、落实专项防护、常态化应急演练等措施，关键时期加强设备巡检，强化全周期安全管控，最大限度降低极端气候对在建、在运项目的不利影响。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　(一)公司主要业务
　　公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。
　　公司在水电、火电、风电、光伏等方面均有业务布局，同时也积极探索清洁能源相关新业态、新模式，清洁能源投资开发为公司业务增长的主要着力点。截至2025年末，公司已投产控股装机容量4,689.56万千瓦，其中水电2,130.45万千瓦、火电1,307.48万千瓦(含垃圾发电)、风电414.03万千瓦、光伏768.94万千瓦、储能68.66万千瓦。从事各类型能源电力项目的全生命周期投资、开... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　(一)公司主要业务
　　公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。
　　公司在水电、火电、风电、光伏等方面均有业务布局，同时也积极探索清洁能源相关新业态、新模式，清洁能源投资开发为公司业务增长的主要着力点。截至2025年末，公司已投产控股装机容量4,689.56万千瓦，其中水电2,130.45万千瓦、火电1,307.48万千瓦(含垃圾发电)、风电414.03万千瓦、光伏768.94万千瓦、储能68.66万千瓦。从事各类型能源电力项目的全生命周期投资、开发、建设与运营管理，并针对不同业务板块形成差异化、标准化运营体系。
　　(二)公司经营模式
　　从事各类型能源电力项目的全生命周期投资、开发、建设与运营管理，并针对不同业务板块形成差异化、标准化运营体系。
　　(三)公司市场地位
　　从装机结构来看，公司是一家以清洁能源为主、水火风光并济的综合型电力上市公司，水电控股装机为2,130.45万千瓦，为国内第三大水电装机规模的上市公司，在同行业公司中处于领先地位。公司大力开拓清洁能源业务，截至2025年底，清洁能源装机占比已提升至72.12%，电源结构优质稳健，多能协同优势显著。
　　从业务分布来看，公司是一家国内业务为主、海外稳步开拓的电力上市公司，境内业务主要分布在四川、云南、甘肃、福建、广西、天津、贵州、青海、宁夏、新疆、海南、湖南、陕西、江苏、浙江、河北、辽宁、湖北、西藏、山西、内蒙古、安徽、江西等省区。
　　与其他的同行业公司对比，在市场竞争加剧、节能环保压力大的背景下，公司以清洁能源为主的能源结构优势明显，经济效益与社会效益突出，旗下各项目资产质量高，抗风险能力强。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据中国电力企业联合会发布的数据，全国电力系统安全稳定运行，电力供应持续绿色低碳转型，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡。
　　(一)电力消费需求情况
　　2025年我国全社会用电量10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%。分产业看，第一产业用电量1494亿千瓦时，同比增长9.9%，增速比上年提高3.6个百分点；第二产业用电量6.64万亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量1.99万亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量1.59万亿千瓦时，同比增长6.3%。分区域看，全国所有省份用电量均实现同比正增长，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，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。
　　(二)电力生产供应情况
　　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%。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，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。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，水电4.5亿千瓦，核电6,248万千瓦，并网风电6.4亿千瓦，并网太阳能发电12.0亿千瓦。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。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；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。
　　(三)全国电力供需平衡情况
　　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。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年是“十四五”全面收官、“十五五”谋篇布局之年，公司在股东会的科学决策、董事会的正确领导下，以打造专业化运营管理平台为主线，以高质量发展为核心，统筹安全生产、经营发展、科技创新等重点工作，迎难而上、主动作为，推动各项工作取得显著成效。
　　(一)主要经营成果
　　2025年，公司实现营业收入530.14亿元，同比降低8.31%，归属于上市公司股东的净利润73.93亿元，同比增加11.30%，基本每股收益0.9166元/股，同比增加5.73%。
　　(二)业务发展情况
　　业务开发布局持续提速
　　公司紧跟国家及地方政策导向，聚焦重点区域和重大项目，多措并举抢抓优质项目资源，全力争取沙戈荒大基地、新一代煤电、海上风电等重点领域开发资源；依托煤电保供贡献，成功获取一批新能源项目核准(备案)，“煤电+新能源”联营模式实质性落地。同时，公司在四川、广西、云南、山西、河北、贵州、山东、福建等多区域加大优质新能源项目开发力度，多个项目完成核准(备案)，同步储备了优质新能源资源。
　　聚焦雅砻江流域水风光一体化基地开发
　　公司在水电开发、配套送出工程等重点领域及核心项目上实现多项新突破，年度重点任务均取得阶段性重要成效。流域水电开发方面，牙根二级、楞古水电站正式列入长江流域水电开发重点项目；配套送出工程方面，完成基地输电规划研究工作。
　　(三)运营管理情况
　　资本运作赋能高质量发展
　　公司积极响应党中央、国务院关于加强中长期资金入市的政策号召，完成向特定对象全国社会保障基金理事会发行A股股票登记，募集资金总额70亿元，募投项目雅砻江中游孟底沟、卡拉两座水电站顺利实现大江截流，主体工程建设有序推进，为公司高质量发展注入持续动能。
　　营销管理提质增效
　　公司推进营销专业化运营(管理)平台建设，完成营销体系顶层设计，并在主要业务区域落地实施。此外，公司深化电力市场研究，开展多领域专题研究、密切跟踪政策动态，为公司科学决策和经营创收提供有力支撑。
　　专业化管理水平持续提升
　　公司系统推进管理体系优化与组织架构调整，建成财务共享中心，有序开展本部及投资企业机构优化，完善各电源品类标准化管理体系；推行多家新能源企业区域整合，逐步建立省域统筹管理机制，管理效能与协同运营能力显著提升，为公司高质量发展提供坚实支撑。
　　科技创新赋能发展
　　公司完善科创组织与制度体系，围绕水电、火电等七大核心领域完成技术布局，形成技术图谱。深入落实国资委“AI+”专项行动，成立人工智能专班，雅砻江公司“高海拔大型光伏电站全生命周期智能管控”案例成功入选国资委首批中央企业人工智能战略性高价值场景。
　　财务管控协同赋能
　　公司持续提升财务专业化管理能力，深入挖掘价值创造潜力，通过精细化管理与资源高效配置，推动企业经营效益稳步提升。全面推进财务数字化与智能化转型，以财务数据为核心依托，推动业务与财务深度融合，为业务发展提供决策支持。深化银企合作，创新融资方式与渠道，保障资金安全，助力公司实现高质量发展。
　　采购管理提效降本
　　公司强化招标采购全流程专业化管理，大力推行集中采购模式，持续增强采购议价能力；深化煤炭市场走势研判，优化长协煤调运计划，灵活把控市场煤采购节奏，切实降低煤炭采购成本；从严抓实燃料厂内指标管控，全面提升燃料精益化管理水平。
　　(四)基建生产情况
　　项目建设高质量推进
　　雅砻江流域水风光一体化基地在建项目有序推进，孟底沟水电站、牙根一级水电站同步完成大江截流，国内最大超高海拔山地光伏项目茶布朗光伏电站全容量投产发电，索绒光伏电站顺利并网。华夏电力5号机组顺利投产，湄洲湾5号、6号机组开工建设，国投钦州二电3号、4号机组和舟山燃机1号、2号机组建设稳步推进。
　　安全生产持续强化
　　公司深化安健环管理体系落地应用，安全生产管理绩效稳步提升。华夏电力实现连续安全生产超8000天，多家投资企业连续安全生产天数再创新高。
　　能源保供成效显著
　　公司积极履行能源保供责任，圆满完成“两会”“迎峰度夏”等重要时期保供任务,保供工作多次获得政府部门通报表扬。
　　节能环保水平显著提高
　　公司全面提升煤电机组供热保障与灵活调节能力，实现煤电机组超低排放全覆盖，万元产值综合能耗、单位电量二氧化碳排放水平达历史最优。
　　(五)党建与文化建设情况
　　党建引领坚强有力
　　公司党委坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面落实新时代党的建设总要求，扎实开展中央八项规定精神学习教育，紧扣融合攻坚、专业化运营、“十四五”收官等中心任务，持续完善党建组织架构与工作体系，坚定不移推进全面从严治党。
　　品牌文化彰显实力
　　公司深入开展品牌引领行动，全面推行品牌文化创建工程，重塑符合时代特点的品牌文化理念，树立更具自身优势和发展特色的品牌文化形象，品牌文化宣传片和ESG报告获业内多方认可。
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　(一)雅砻江水电资产优势突出，水风光一体化赋能未来发展
　　公司持股52%的雅砻江公司是雅砻江干流唯一水电开发主体，具有规模化开发及集中调度控制等突出优势。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，运营效率突出，经济技术指标优越。该流域可开发水电装机容量约3,000万千瓦，在我国十三大水电基地排名第三，报告期末已投产水电装机1,920万千瓦，核准及在建水电装机372万千瓦。未来公司将持续深耕流域水风光一体化基地开发，稳步推进流域水电、抽水蓄能及新能源项目建设，巩固放大竞争优势。
　　(二)清洁能源占比高，多电源品种协同发展优势明显
　　公司始终坚持绿色、高质量发展，构建起水火风光多电源品种协同发力的电源结构，绿色低碳属性与结构优势显著，投资能力与抗风险能力较强。截至2025年底，公司清洁能源装机占比72.12%，其中水电占比45.43%，新能源(含储能)占比26.69%，其余是清洁高效的火电项目。
　　水电是公司最大的业务板块，资源禀赋优异，项目整体规模可观，雅砻江流域水风光一体化基地凭借流域梯级水电稳定、可灵活调峰的卓越特性，为基地内大规模的新能源高效消纳提供核心支撑。新能源装机保持稳健增长，建立覆盖项目全生命周期管控体系，重点布局优质区域，严控项目运营成本，深度参与电力市场化交易，持续完善绿电、绿证市场营销体系，保障项目投资收益。火电装机主要集中在沿海等经济发达、电力需求旺盛的地区，区位优势较为明显，机组以高参数大机组为主，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的61.35%，公司稳步推进煤电“三改联动”，持续提升机组能效与调节能力，调峰保供能力突出。水火风光多电源品类优势互补、协同发展，为公司经营效益的稳定增长提供了有力保障。
　　(三)境内外电力业务经营创效能力强
　　公司始终坚持“效益第一”的投资管理原则，深耕境内外电力市场，具备项目全生命周期的开发、建设、运营管理能力，创效能力强。境内业务方面，水电业务精细化管理能力突出，利润回报较高；火电业务依托沿海区位优势，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，推进精细化配煤掺烧，降低综合燃料成本；新能源盈利表现稳健，投研能力和运营管理能力得到验证。海外业务方面，持续积累国际可再生能源项目投资经验，在海外重点市场与其他央企及海外投资伙伴等建立了良好的互信关系，在项目开发建设中优势互补、互利共赢。境内外业务协同发展，持续夯实公司整体盈利水平与抗风险能力。
　　(四)持续优化的公司治理体系
　　公司作为中英两地上市公司，认真贯彻落实上市地监管要求，持续完善市值管理体系，积极主动接受广大投资者的监督。通过构建股东会、董事会及经理层组成的治理结构，实现了决策与执行权力的有效制衡与协同运作。2025年积极响应治理规则，依规撤销监事会及监事，重塑董事会审计委员会制度以全面承接原监事会监督职能。持续迭代的治理机制、严谨的风险管控体系以及规范化的制度设计，为公司高效合规运营提供了坚实保障。
　　(五)丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持
　　公司自2002年借壳上市以来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增发、可转债、公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金支持，实现公司资产、装机、利润、市值的快速增长。2025年，公司顺利完成向特定对象全国社会保障基金理事会发行A股股票工作，进一步夯实资本实力，为公司长远高质量发展打开新空间。
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年，公司实现营业收入530.14亿元，同比降低8.31%；营业成本312.06亿元，同比降低13.68%。截至2025年12月31日，公司总资产3,135.80亿元，较上期期末增加170.43亿元；总负债1,897.91亿元，较上期期末增加23.28亿元。报告期末资产负债率60.52%，较上期期末下降2.70个百分点，归属于上市公司股东的净资产726.42亿元，较上期期末增加17.19%。
　　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
　　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》，从电力消费、电力供应及电力供需形势等方面分析如下：
　　电力消费方面
　　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。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%。
　　电力供应方面
　　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。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。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。
　　电力供需形势方面
　　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。
　　(二)公司发展战略
　　公司始终围绕服务国家战略，全力践行能源保供央企使命，锚定“成为全球信赖的综合能源投资运营商”的发展愿景，紧扣国家“双碳”目标与能源安全新战略，以“十五五”发展规划落地为核心，坚持发展是硬道理，聚焦主责主业，持续加大清洁能源开发力度，深化专业化管理能力建设，推动公司高质量可持续发展。
　　具体路径上，一是结构优化，以雅砻江流域水风光一体化基地建设为核心，加快构建多元互补、清洁低碳的能源发展格局，稳步扩大优质清洁能源装机规模，持续优化电源结构；二是质量优化，严控资产负债率管控红线、持续提升投资回报率与股东回报水平，持续夯实经营根基，全面提升可持续发展能力；三是资源优化，科学统筹区域布局与资金配置，抢抓优质资源开发机遇，积极布局能源转型新赛道，为公司长远发展提供坚实保障。
　　(三)经营计划
　　全年投资支出计划
　　2026年，公司股权投资计划72.7亿元，基本建设投资计划244.5亿元。
　　全年融资计划
　　2026年，公司本部全年计划境内融资总额123亿元人民币，拟通过发行债券，以及向国家开发投资集团有限公司、国投财务有限公司、银行等金融机构进行筹资。
　　2026年，公司及境外全资子公司计划境外债务融资总额177亿元人民币等值外币，拟通过向融实国际财资管理有限公司、其他金融机构等进行筹资。
　　(四)可能面对的风险
　　电力市场风险
　　随着电力市场化改革持续深化，公司各区域电力市场面临多重经营挑战。一是省级电力现货市场基本全覆盖，部分区域现货价格与中长期价格存在差异，对收益形成一定影响；二是各地现货市场仍处于建设优化阶段，规则动态调整，增加了交易决策的不确定性；三是新能源大规模并网改变供需格局，市场竞争加剧，进一步加大了经营不确定性。
　　公司将持续跟踪研判区域电力市场动态，精准把握规则调整与供需变化，动态优化中长期与现货交易协同策略，不断提升市场营销专业化水平与风险应对能力，积极适配市场变化，保障经营效益平稳。
　　新能源经营风险
　　随着国家“双碳”战略深入推进，能源绿色低碳转型持续提速，新能源行业规模化发展过程中经营风险同步显现。一是消纳风险凸显，新能源装机快速增长，源荷时空错配、系统调节资源不足，部分区域弃风弃光风险加剧，项目运营承压。
　　二是投资收益风险加大，电量市场化比例提升带来电价下行压力，叠加原材料价格波动抬升设备采购成本，项目投资收益率存在下行风险。
　　应对措施：
　　公司聚焦优势区域加大优质资源获取力度，严守投资经济性底线；强化项目全周期管控，优化采购策略严控成本；深化电力市场研究，优化交易策略提升运营效益；优化电源布局与调度，降低消纳风险；坚持创新驱动，探索新业态，培育新增长点。
　　火电业务盈利性风险
　　在能源绿色低碳转型背景下，火电由基础保障性电源转为支撑调节性电源，盈利稳定性面临双重挑战。一是燃料价格波动风险，2026年煤炭市场供需紧平衡预期增强，地缘政治、政策调控及极端天气等因素，或引发供需阶段性扰动，煤价波动加剧将直接挤压火电盈利空间。二是运营收益下行风险，新能源装机快速增长导致火电利用小时数持续承压，叠加机组灵活性调节要求提升，设备运营成本增加，盈利不确定性加剧。
　　应对措施：
　　强化燃料全流程管控，提升长协煤履约率，统筹国内国际两个市场优化采购策略，严控燃料成本；夯实设备可靠性，足额获取容量电费，深挖辅助服务收益，拓展综合能源业务，增强火电板块盈利稳定性与抗风险能力。
　　境外业务风险
　　国际政治经济格局深度调整，境外政治政策环境不确定性、不稳定性上升，境外电力产业投资方向和形势持续面临复杂多变的挑战；境外业务开拓面临的竞争可能更加激烈；全球大宗商品价格、汇率、利率和区域电力市场价格波动可能导致项目收益受到较大挑战。
　　应对措施：
　　高度关注国际政治形势变化，精准识别国别风险，持续监测重点国别政策变化，项目投资谨慎布局、战略聚焦；加强对境外存量项目运营、财务情况的监管，优化商务和财务安排，严控项目成本和风险；加强具有国际化视野与经营思维的管理人员的选聘、培养与储备；加强境外合规体系建设，坚持法人治理结构，提高对境外项目的管控水平。
　　工程项目管理风险
　　公司部分水电建设项目具有海拔较高、工程地质条件复杂、地理位置偏僻、施工范围广、专业技术人员不足等难题，如果在项目建设过程中发生工程设计把关不严格，安全、质量管控不到位，施工工序验收检查有缺失等情况，可能导致工程安全、质量出现问题。
　　应对措施：
　　指导控股投资企业根据项目特点做好工程策划，编写安全技术及质量管理措施，并在实施中严格对照执行；督促控股投资企业加强对项目监理的管理，严控设计质量管理，严把设备质量关，严格过程监理，设置安全、质量红线；要求控股投资企业进一步加强安全、质量意识，做好工程施工过程检查和验收工作，确保工程安全及质量。
　　极端气候及自然灾害风险
　　公司水电占比高，运营的水电机组分布在四川、云南、甘肃等不同区域和流域，极端气候和来水不稳定会对公司水电发电量产生较大影响。公司投运及在建的水电机组多处于高山峡谷区域，雨季可能受到泥石流、枯季可能受到突发山火等自然灾害影响，给机组运行及项目建设带来不安全因素。公司新能源项目亦受极端气候影响，风光资源异常将影响发电量，极端天气可能损毁设备设施，运营与建设安全承压。
　　应对措施：
　　公司将充分利用现代化预测技术、合理调度或协调梯级电站，进一步统筹流域水调与电调关系，同时做好内部设备维护工作，提高设备可靠性，力争使水能资源发挥最大效用；树立安全责任意识，健全隐患排查与应急预案体系，通过加密气象监测、完善预警联动、落实专项防护、常态化应急演练等措施，强化全周期安全管控，最大限度降低灾害对在建、在运项目的不利影响。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）公司主要业务　　国投电力经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。公司大力开拓以新能源为主的清洁能源业务，在水电、火电、风电、光伏等方面均有业务布局，同时也积极探索清洁能源相关新业态、新模式。　　（二）公司经营模式　　通过股权投资方式，主要从事各类型能源电力项目的开发、建设和运营。　　（三）电力行业情况　　根据中国电力企业联合会报告，2025年上半年全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。分月份看，1-2月、3月、4月、5月、... 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）公司主要业务
　　国投电力经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。公司大力开拓以新能源为主的清洁能源业务，在水电、火电、风电、光伏等方面均有业务布局，同时也积极探索清洁能源相关新业态、新模式。
　　（二）公司经营模式
　　通过股权投资方式，主要从事各类型能源电力项目的开发、建设和运营。
　　（三）电力行业情况
　　根据中国电力企业联合会报告，2025年上半年全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。分月份看，1-2月、3月、4月、5月、6月全社会用电量同比分别增长1.3%、4.8%、4.7%、4.4%、5.4%，总体呈现回升态势。1-2月受上年闰年和气温偏暖因素叠加影响，电力消费增速偏低；3-5月电力消费平稳回升至4%以上；6月，因高温天气居民生活用电快速增长，拉动全社会用电量回升至5.4%。分产业看，1-6月份，第一产业用电量677亿千瓦时，同比增长8.7%；第二产业用电量3.15万亿千瓦时，同比增长2.4%；第三产业用电量9164亿千瓦时，同比增长7.1%；城乡居民生活用电量7093亿千瓦时，同比增长4.9%。分区域、分省份看，上半年，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%。上半年，全国29个省份全社会用电量同比正增长，其中，西藏、贵州、浙江、福建、山西、重庆、江西、云南、上海9个省份用电量同比增速超过5%。
　　截至2025年6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦。分类型看，火电装机14.7亿千瓦，其中煤电装机12.1亿千瓦；水电4.4亿千瓦，其中抽水蓄能6129万千瓦；核电6091万千瓦；并网风电5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中，陆上风电5.28亿千瓦、海上风电4420万千瓦；并网太阳能发电装机11.0亿千瓦，同比增长54.2%，电力装机延续绿色低碳发展趋势。
　　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，水电5398亿千瓦时，同比下降2.9%；火电2.94万亿千瓦时，同比下降2.4%；太阳能、核电、风电发电量分别增长20.0%、11.3%、10.6%。上半年非化石能源发电量占全口径总发电量比重为43.1%，同比提高3.7个百分点；新能源发电量合计占全口径总发电量比重为26.0%，同比提高4.4个百分点。
　　上半年，全国6000千瓦及以上水电发电设备利用小时为1377小时，同比降低100小时。火电1968小时，同比降低130小时；其中煤电2056小时、同比降低147小时，气电1007小时、同比降低78小时。核电3882小时，同比提高167小时。并网风电1087小时，同比降低47小时，并网太阳能发电560小时，同比降低66小时；与风光资源水平较常年同期略低，风电和太阳能发电装机快速增长有关。
　　上半年，电力行业企业全力以赴抓好保电保暖保供工作，全国电力系统安全稳定运行。一季度，气温整体偏暖，电力供应整体充足，全国供需平衡有余。二季度，共有3轮高温过程影响华北、西南等地区，中东部地区出现区域性高温过程，拉动部分省份用电负荷屡创新高，电力供应方面整体充足，供需总体平衡。
　　（四）公司所处行业地位
　　从装机结构来看，公司是一家以清洁能源为主、水火风光并济的综合型能源电力上市公司，水电控股装机为2130.45万千瓦，为国内第三大水电装机规模的上市公司，在同行业公司中处于领先地位。公司正大力开拓清洁能源业务，截至2025年6月底，清洁能源装机占比71.84%。
　　从业务分布来看，公司是一家立足国内并积极拓展海外市场的电力上市公司，境内业务主要分布于四川、云南、广西、福建、天津、贵州、江苏、浙江、河北、新疆、甘肃、青海、安徽、陕西、宁夏、江西、海南、辽宁等二十多个省、自治区和直辖市，境外业务主要分布在英国、印尼和泰国等。
　　在市场竞争加剧、节能环保压力大的背景下，公司以清洁能源为主的能源结构优势明显，经济效益与社会效益突出，旗下各项目资产质量高，抗风险能力强，公司业绩变化符合行业发展现状。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司实现营业收入256.97亿元，同比下降5.18%；营业成本149.72亿元，同比下降9.41%。实现归属于上市公司股东的净利润37.95亿元，同比增长1.36%。实现基本每股收益0.4763元/股，同比下降2.84%。
　　截至2025年6月30日，公司总资产3,152.51亿元，较期初增长187.14亿元；总负债1,988.48亿元，较期初增长113.85亿元。报告期末资产负债率63.08%，较上年末下降0.14个百分点，归属于上市公司股东的净资产692.83亿元，较期初增长72.96亿元。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）绝对控股雅砻江公司优质水电资产
　　公司持股52%的雅砻江公司是雅砻江干流唯一水电开发主体，具有“水风光”一体化、规模化开发及集中调度控制等突出优势。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，运营效率突出，经济技术指标优越。该流域可开发水电装机容量约3,000万千瓦，在我国13大水电基地排名第3，报告期末已投产水电装机1,920万千瓦，核准及在建水电装机372万千瓦。
　　（二）清洁能源占比高，绿色低碳发展优势明显
　　公司始终坚持绿色、高质量发展，电源结构合理，投资能力较强。截至2025年6月底，公司清洁能源装机占比71.84%，其中水电占比48.32%，新能源（含储能）占比23.52%，其余是清洁、高效的火电项目。各电源间优势互补，抗风险能力较强。水电是公司最大的业务板块，资源禀赋优异，项目储备规模可观，雅砻江全流域可开发水电装机容量约3,000万千瓦，并依托水电资源，全力推进流域水风光一体化基地开发。新能源装机保持高速增长，投资达标率高，投产项目盈利能力强，项目资源储备丰富。
　　公司火电装机以高参数大机组为主，无30万千瓦以下机组（不含垃圾发电），百万千瓦级机组占控股火电装机容量的64.62%；控股火电主要集中在沿海等经济发达、电力需求旺盛的地区，区位优势较为明显。公司积极响应国家节能减排政策，不断提高火电机组的节能环保水平，脱硫、脱硝、除尘装置配备率均达100%，公司常规燃煤机组100%具备超低排放能力。
　　（三）境内外电力业务经营创效能力强
　　公司始终坚持“效益第一”的投资管理原则，单位千瓦盈利水平高于行业平均，境内外电力业务的开发、建设、运营经验丰富，创效能力强。国内，火电业务积极开展“三改联动”改造，提高煤电机组灵活性调节能力；水电业务专业化、精细化管理能力强，机组运行及经营业绩稳定；新能源投资回报水平达标，投研能力和运营管理能力得到验证。国外，认真践行“双碳”政策，深耕“一带一路”沿线等国别，坚持围绕核心主业、立足自身优势，高质量参与“一带一路”建设；在OECD国家，公司加强公司及项目管理，稳步推进项目建设与运营。
　　（四）持续优化的公司治理体系
　　公司作为中英两地上市公司，认真贯彻落实上市地监管要求，持续完善投资者管理体系，积极主动接受广大投资者的监督。通过构建股东会、董事会及管理层组成的治理结构，实现了决策、监督与执行权力的有效制衡与协同运作。持续迭代的治理机制、严谨的风险管控体系以及规范化的制度设计，为公司高效合规运营提供了坚实保障。
　　（五）丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持
　　公司自2002年借壳上市以来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增发、可转债、公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金支持，实现公司资产、装机、利润、市值的快速增长。2025年年初，公司向特定对象全国社会保障基金理事会发行A股股票登记完毕，为公司主营业务发展注入了新的动能。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　在构建新型电力系统和全国统一电力市场建设提速的背景下，电力供需趋于宽松，新能源装机快速增长，现货市场全面铺开，136号文加速新能源全面入市进程，电价波动加剧。同时，省级现货市场建设加速，中长期与现货市场规则衔接有待完善，交易策略难度增加，市场竞争日趋激烈，电价下行压力增大。
　　应对措施：强化政策研判，动态跟踪全国统一电力市场建设、现货规则、各省136号文执行细则等政策，建立快速响应机制，优化中长期与现货交易组合策略；研究智能预测系统，提高供需与负荷预测精度，增强市场灵活性；强化风险对冲机制，稳定核心电量电价，降低市场波动冲击。
　　2.燃料价格波动风险
　　预计2025年煤炭整体供需格局保持基本平衡。尽管新能源装机规模持续扩张对火电出力形成挤压，且电煤消费处于阶段性峰值，但近年来国内煤炭产能保持高负荷运行，叠加国际地缘冲突不断导致全球能源市场波动加剧，煤炭供需关系仍将面临多重压力，阶段性、区域性及结构性紧张态势依然存在。
　　应对措施：重点关注市场波动趋势，强化发电需求预测分析，动态跟踪电量计划调整，科学制定电煤供应计划；深化市场形势研判，优化长协煤调运计划，持续推动合同履约效能，充分发挥区域优势，合理把控采购节奏；优化电煤库存结构，持续加强燃料厂内管理，严格管控厂内燃料重点指标，助力企业降本增效。
　　3.新能源发展风险
　　在"双碳"战略深入推进的背景下，新能源产业迅猛发展。当前，行业竞争日趋激烈，导致新能源项目投资收益空间持续承压。与此同时，随着新能源装机规模快速扩张，源荷时空错配叠加调节资源缺乏，新能源消纳风险逐渐显现。此外，部分消纳和电价情况较有保障的地区土地资源紧张，项目开发难度日益增长。
　　应对措施：一是紧跟市场走势，坚持战略驱动，强化科学布局，聚焦重点区域，加大资源获取力度，增加储备项目数量；二是不断提升公司投资决策能力，甄选优质新能源项目，确保项目投资的经济性；三是提升开发建设及后期运营管控能力，合理控制项目投产进度，提升项目经营效益；四是推动创新发展，重视对前沿技术的跟踪研判，积极探索新业务领域，为公司培育更多利润增长点。
　　4.工程项目管理风险
　　公司部分建设项目具有海拔较高、工程地质条件一般、地理位置偏僻、施工范围广、人员流动性大、专业技术人员不足等难题，项目建设过程中如发生工程设计把关不严格，安全、质量管控不到位，施工工序验收检查有缺失，前期准备不足和合规管理不到位等情况，可能导致工程安全、质量、进度出现问题。
　　应对措施：指导控股投资企业根据项目特点做好工程策划，编写安全技术及质量管理措施，并在实施中严格对照执行；督促控股投资企业加强对项目监理的管理，严控设计质量管理，严把设备质量关，严格过程监理，设置安全、质量红线；要求控股投资企业进一步加强安全、质量意识，做好工程施工过程检查和验收工作，确保工程安全及质量；持续优化完善基建标准化工作，形成标准化工作标准和工作流程,为基建工作规范开展筑牢根基。
　　5.境外业务风险
　　世界政治经济格局持续动荡，国际环境错综多变，部分OECD国家外资政策趋严，加剧境外电力投资的政治法律风险。全球大宗商品涨价及供应链压力推高项目关键成本。同时，能源转型与地缘因素导致多国电力供需失衡、电价波动加剧，显著提升市场风险与收益不确定性。
　　应对措施：国投电力国际业务将以集团战略布局为指导，认真落实国资委对境外业务的相关要求。国投电力将进一步深入研究和挖掘海外业务布局的机会和空间，坚持围绕核心主业、立足优势业务开发运营能力，聚焦“一带一路”优质国别，稳健开展境外投资。同时，系统梳理境外业务发展风险，持续增强境外业务运营管理能力，持续优化海外布局。
　　6.极端气候及自然灾害风险
　　公司水电占比高，运营的水电机组分布在四川、云南、甘肃等不同区域和流域，极端气候和来水不稳定会对公司水电发电量产生较大影响。公司投运及在建的水电机组多处于高山峡谷地区，雨季可能受到泥石流、枯季可能受到突发山火等地质灾害的影响，给机组运行及项目建设带来不安全因素。
　　应对措施：公司将充分利用现代化遥测、预测等技术，结合长江委、黄河委等大型流域管理机构指令，统筹流域水调与电调关系，合理调度或协调梯级电站各大库区水文水情，同时积极做好各控股管理电站设备维护检修工作，进一步提高设备可靠性，力争使水能资源发挥最大效用；树立安全责任意识，建立健全隐患排查及应急预案等制度，采取加强天气预测预报、加强地灾隐患排查、阶段性搬迁避险、组织专项值班联系、提前设置防范手段等有效措施加强汛期安全防范及枯季施工管理，尽可能降低对在建、在运项目的影响。 收起▲