一、报告期内公司从事的业务情况　　公司是由中国大唐集团有限公司控股的大型发电上市公司。公司所属运营企业及在建项目遍及全国20个省、市、自治区，现已发展成为绿色低碳、多能互补、高效协同的大型综合能源上市公司。　　截至2025年底，公司在役装机容量约86,192.081兆瓦。其中，火电煤机49,134兆瓦，约占57.01%；火电燃机9,479.38兆瓦，约占11.00%；水电9,204.73兆瓦，约占10.68%；风电11,196.89兆瓦，约占12.99%；光伏7,177.081兆瓦，约占8.33%。　　　　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，2025年，我国全... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司是由中国大唐集团有限公司控股的大型发电上市公司。公司所属运营企业及在建项目遍及全国20个省、市、自治区，现已发展成为绿色低碳、多能互补、高效协同的大型综合能源上市公司。
　　截至2025年底，公司在役装机容量约86,192.081兆瓦。其中，火电煤机49,134兆瓦，约占57.01%；火电燃机9,479.38兆瓦，约占11.00%；水电9,204.73兆瓦，约占10.68%；风电11,196.89兆瓦，约占12.99%；光伏7,177.081兆瓦，约占8.33%。
　　
　　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，2025年，我国全社会用电量规模首次突破10万亿千瓦时，达10.37万亿千瓦时，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达到1.02万亿千瓦时，是全球范围内首次突破1万亿千瓦时大关。2025年，第一产业用电量1,494亿千瓦时，同比增长9.9%；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%。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%。
　　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，其中抽水蓄能6,594万千瓦；核电6,248万千瓦；并网风电6.4亿千瓦，同比增长22.9%，其中，陆上风电5.9亿千瓦，海上风电4,739万千瓦；并网太阳能发电12.0亿千瓦，同比增长35.4%。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6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3,119小时，同比降低312小时。分类型看，水电3,367小时，同比提高12小时。火电4,147小时，同比降低232小时；其中，煤电4,346小时，同比降低269小时；气电2,187小时，同比降低190小时。核电7,809小时，同比提高126小时。并网风电1,979小时，同比降低148小时。并网太阳能发电1,088小时，同比降低113小时。
　　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”规划的收官之年，面对外部环境、行业形势深刻变化和生产经营艰巨任务，公司乘势而上、拼搏进取，在安全保供、提质增效、转型发展等工作取得新的重要突破。
　　1.能源保供坚强有力
　　公司始终扛牢保供政治责任与社会责任，“风光火热”多能互补、协同发力，安全生产平稳有序、持续向好，2025年公司累计完成上网电量约2,731.092亿千瓦时，圆满完成迎峰度夏度冬、抗战胜利80周年纪念活动、党的二十届四中全会等重要保供任务，彰显了中央能源企业的压舱石作用。
　　2.经营业绩再创新高
　　2025年，公司锚定高质量发展目标，持续构建“市场为导向、利润为中心、营销为龙头、燃料为保障、生产为基础”的“大经营”格局，以市场为导向优化经营策略，以精益化管理深挖盈利潜力，实现利润总额128.47亿元，同比上升48.99%，归属于上市公司股东的净利润实现73.86亿元，同比上升63.91%，公司盈利水平稳步提升。
　　3.低碳转型步伐加快
　　公司坚定践行“双碳”目标，持续推进低碳转型，积极推进煤电三改联动，能源利用效率稳步提升，节能减排取得积极成效。清洁能源占比持续提升，公司2025年新增清洁能源装机5,120.854兆瓦，清洁能源装机容量合计达37,058.081兆瓦，约占总装机容量的42.99%，较上年提升2.62个百分点。
　　4.融资成本持续下降
　　公司立足资金精细化管理，持续优化融资结构，积极把握市场利率下行窗口期，大力推进低成本融资渠道拓展，切实压降融资成本，票面利率持续保持行业领先，为公司高质量发展提供稳定支撑，综合融资成本完成2.33%，同比压降30个BP，创公司“十四五”期间最低水平。
　　5.燃料成本稳控有效
　　2025年，全国煤炭市场供应稳健、需求平缓、价格理性回归，公司深化采购策略，精准把握市场节奏，强化精益运营，将成本管控贯穿全链条。2025年，公司采购煤炭总量11,977.49万吨，煤机入炉标煤单价完成742.4元/吨（不含税），同比下降128.94元/吨，降幅14.80%，为公司经营创效奠定坚实基础。
　　6.治理水平稳步提升
　　公司依法合规，持续规范治理结构，报告期内顺利完成董事会换届工作，进一步提升董事会决策的专业性和有效性，完成监事会取消及章程修订，整体治理体系和治理能力现代化水平实现稳步提升，为企业高质量发展提供坚实保障。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）电源布局及发展优势
　　公司是中国大型独立发电公司之一，公司及子公司发电业务主要分布于全国20个省、市、自治区。截至2025年末，公司总装机容量86,192.081兆瓦，其中火电装机容量58,613.38兆瓦，京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域；水电装机容量9,204.73兆瓦，项目大多位于西南地区；风电、光伏合计装机容量18,373.971兆瓦，主要分布在全国各资源富集区域，有效构建“绿色低碳、多能互补、高效协同”的能源发展格局。
　　（二）设备技术优势
　　公司燃煤机组中，共有20台超超临界机组，容量达到15,320MW，其中百万级超超临界机组8台。公司严格按照国家环保部门要求，持续强化环保工作，公司在役燃煤火电机组累计完成超低排放环保改造100台，均已按照超低排放环保改造限值达标排放。公司在中电联火电机组能效对标中，共计有24台机组获得优胜奖，1台机组获得单项指标最优称号。
　　（三）融资能力优势
　　公司在境内外市场信誉良好，拥有广泛的融资渠道，可以确保公司整体资金链顺畅，有效降低公司融资成本。结合公司资金需求及货币市场利率走势，年内累计发行中期票据、超短期融资券、公司债共计17期，总发行规模365亿元，各期债券均较好地把握住发行窗口，有效降低公司综合融资利率水平。
　　（四）企业管理优势
　　公司董事会成员背景多元化，董事的知识结构和专业领域既具有专业性又互为补充，保障了董事会决策的科学性。公司积极践行人才强企战略，建立了有效的员工激励机制和评聘体系，注重人才培养、成长成才、形成了一支专业过硬、素质优良的人才队伍。公司深耕能源行业多年，管理团队拥有丰富的能源行业知识与企业管理经验，同时深刻了解相关监管机制，积极谋划拓展新产业方向，紧跟行业发展趋势，能够持续推进公司业务拓展，为股东创造价值。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年，公司累计完成上网电量约2,731.092亿千瓦时，同比上升约1.41%。实现经营收入约1,212.55亿元，比上年同期下降1.80%；经营成本完成约981.18亿元，比上年同期下降6.66%；实现净利润约100.23亿元，同比上升46.15%；归属于母公司所有者的净利润约为73.86亿元，同比上升63.91%；资产总额约3,335.27亿元，比上年末上升3.39%；负债总额约为2,339.54亿元，比上年末上升2.11%；资产负债率约为70.15%,比上年末下降0.87个百分点。
　　
　　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等方面分析如下：
　　1.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%。
　　2.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。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。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。
　　3.电力供需方面，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
　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，立足新发展阶段,坚持新发展理念,深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略,全面落实公司结构调整、绿色转型发展战略，积极融入和服务京津冀协同发展和雄安新区建设、长三角一体化及长江经济带发展、粤港澳大湾区建设、黄河流域生态保护和高质量发展等国家重大战略，以碳达峰碳中和为目标,坚持坚定不移地走创新引领发展、绿色低碳发展之路，大力发展可再生能源，全力推动能源结构调整，在构建以清洁能源为主体的新型电力系统中发挥国有控股上市公司的平台作用，切实提升资产管理和资本保值增值等能力，打造管理规范、业绩优秀、绿色低碳、可持续发展、竞争力强、受投资者青睐的一流上市能源公司。
　　(三)经营计划
　　2026年是“十五五”开局之年，公司将立足“开好局、起好步”，推动管理体系再优化、管理水平再提升，加快构建与高质量发展相适应的管理体系和能力体系，切实开展好“管理提升年”各项工作任务，确保“十五五”良好开局。
　　1.着力推进本质安全提升。夯实安全管理基础，以“治本攻坚，效能提升”为主题，打好“治本攻坚”三年行动收官战。注重高品质保暖保供，提高发电供热可靠性水平，确保关键时刻发得出、顶得上。落实生产提质增效，以“调节能力”为核心，提升煤电机组调峰深度与负荷响应速率，提高新能源设备功率预测系统精度，增强机组核心竞争力。加强生态环保管控，以管理制度和工作流程为抓手，筑牢依法合规底线。
　　2.着力推进价值创造提升。优化经营机制，坚持以营销为龙头，紧盯边际成本、调节价值等关键要素，加快推动经营模式向“以销定产”转型，提升生产经营联动创效能力。抓好市场营销，针对不同交易类型，强化市场调研，统筹机组运行方式，全力抢发效益电量。抓好保供控价，强化燃料成本管控，加强煤炭市场形势研判，优化采购策略，挖掘控价潜力。抓好增盈减亏，充分发挥全面预算的价值引领作用，坚持融资规模和融资利率双降导向，持续开展成本领先攻坚行动。
　　3.着力推进绿色转型提升。健全发展工作机制，深化“一项目一策略”，基于资源禀赋和发展阶段差异区分优先级，加快资源获取、转化。做实优质“基因工程”，牢固树立成本意识，推进煤电优化升级。深入推进绿色低碳为底色的新业态、新技术、新模式发展，拓宽产业发展新路径。严抓施工安全，狠抓质量管理，发挥规模化采购优势，积极控降工程造价，全力抓好工程建设。
　　4.着力推进公司治理提升。持续完善中国特色现代企业公司治理，保证董事会规范运作，强化董事会成员履职服务，有力推动科学、理性、高效董事会建设。深化“法治央企”建设，切实提升法律、合规、风险、内控“四合一”效能，持续增强风险防控能力。以投资者需求为导向，提高信息披露质量，守牢上市公司合规管理底线。持续维护多层次投资者沟通渠道，加强股东回报重视程度，有力有序推动公司价值合理回归，系统性开展市值管理工作，提升“大唐发电”品牌价值。
　　(四)可能面对的风险
　　电量风险：预计2026年全国电力供需整体偏松，新能源装机高速增长致部分区域结构性过剩，火电利用小时数承压。叠加部分区域电网接入、调峰资源配套不足，或推高弃风弃光率，影响新能源项目发电及收益水平。同时，电力市场改革深化，中长期市场规则全面落地、现货市场覆盖扩大，交易周期缩短，对电量预测及交易执行能力要求显著提升，对全年电量挑战加剧。
　　应对措施:强化市场营销，提升交易水平。深化中长期合同签订，确保年度合同电量不低于上年上网电量的70%，锁定基础电量与电价，降低市场波动风险。建立“精准预测 +动态优化+敏捷执行”的交易体系，提升电量预测精度，优化现货与辅助服务市场报价策略。加强跨省跨区交易，拓展外送通道，充分利用区域电价差异，提升电量综合收益。实施机组检修精益化管理，优化检修计划，减少非计划停运，提升设备可用系数。
　　电价风险：市场竞争加剧，电价下行压力加大风险，预计2026年年度交易部分地区电力市场竞争激烈，长协电价逼近低位，136号文后新能源电价全部市场化，新能源项目大量入市，绿电交易价格波动加剧影响其收益稳定性；同时新能源参与现货市场，可能进一步拉低整体市场电价水平。电价机制持续变革，部分地区固定分时电价政策取消，市场形成的分时电价波动加剧。
　　应对措施:充分利用政策红利，优化电价结构。积极争取容量电价政策支持，确保煤电容量电价足额回收，缓解固定成本压力；优化电价申报策略，根据不同时段市场供需与机组边际成本，合理申报现货与辅助服务价格，提升电价水平。参与绿电交易与碳市场，挖掘环境价值，提升新能源项目综合收益。深化市场研究，提升电价管理能力密切跟踪政策变化与市场动态，提前预判电价走势，及时调整经营策略。
　　燃料风险：国际形势复杂严峻，中东地缘冲突持续升级，推高国际油气价格，带动国际煤价大幅上涨，全球能源市场不确定性显著增加。进口煤持续收紧，印尼实施出口配额管控与出口关税政策，俄罗斯、澳大利亚等主要出口国供应受限，进口煤价格优势消失、补充能力减弱，对国内市场平抑价格作用下降。国内产能管控趋严，“反内卷”与安全环保监管常态化，超产受到严格约束，优质资源供给弹性不足，部分矿井逐步退出，供应稳中有紧。长协价格形成机制更趋市场化，价格波动与履约管控压力加大。多重因素叠加，导致2026年煤炭市场供需转向紧平衡，价格波动加剧，市场整体不确定性显著增强，保供与控价双重压力突出。
　　应对措施:强化市场研判预警，紧盯国际形势、进口政策、国内供需等变化，完善日监测、周分析、月研判机制，提升风险预判与应对主动性。筑牢长协保供底线，提高长协履约质量，强化战略供应商合作，严格执行国家长协政策，稳定核心资源渠道，不以短期波动影响保供大局。优化采购策略，坚持淡储旺耗，把握市场窗口期灵活调控采购节奏，严控市场煤比例与采购成本，稳妥开展进口煤补充采购。深化全链条管控，落实“日管控周调度”，推进智慧掺烧与精益管理，持续压降成本。
　　资源开发风险：伴随资源配置方式调整，优质资源竞争加剧，项目开发成本依然高企不下，叠加山地光伏征租地成本、限电率、电价市场化等综合因素，可能导致新能源项目盈利下滑。
　　应对措施:公司将综合统筹投资规模与投资质量协同发展，加速存量项目转化，全力推进大基地建设、高效开发陆上与海上风电，助推煤电项目优化升级，并立足区域实际，深入推进绿电直连、电算协同、零碳园区、清洁能源供暖等新业态、新技术的试点示范，打造差异化竞争优势。狠抓优化设计、造价管控、合规管理，加强开工投产计划正点率管控，着力打造优质“基因工程”。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）所属行业情况　　2025年上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。根据中国电力企业联合会统计的数据，全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，其中第一产业用电量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%。　　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6,129万千瓦；核电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）所属行业情况
　　2025年上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。根据中国电力企业联合会统计的数据，全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，其中第一产业用电量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%。
　　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6,129万千瓦；核电6,091万千瓦；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4,420万千瓦；并网太阳能发电装机11.0亿千瓦，同比增长54.2%。上半年，全国新增装机容量2.9亿千瓦，同比增加1.4亿千瓦，其中风电和太阳能发电合计新增装机2.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的89.9%。
　　上半年，全国火电利用小时1,968小时，同比降低130小时（煤电2,056小时、同比降低147小时，气电1,007小时、同比降低78小时）；水电利用小时1,377小时，同比降低100小时；核电3,882小时，同比提高167小时；并网风电利用小时1,087小时，同比降低47小时，并网太阳能发电利用小时560小时，同比降低66小时。
　　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。
　　中国电力企业联合会预计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，考虑到三季度高温因素及上年四季度基数偏低因素，2025年全年全社会用电量增速在5%-6%。
　　预计全国新增电源装机仍然保持快速增长，常规电源增量与用电负荷增量相当，特高压直流投产迎来高峰，资源配置能力进一步增强，2025年全国电力供需形势呈现总体平衡态势。
　　（二）主营业务情况
　　公司是大唐集团控股的大型发电上市公司。公司所属运营企业及在建项目主要分布全国20个省、市、自治区，截至报告期末，公司在役装机容量80,889.68兆瓦，其中，火电煤机47,834兆瓦、火电燃机7,135.27兆瓦、水电9,204.73兆瓦、风电10,226.14兆瓦、光伏发电6,489.54兆瓦。公司正逐步发展成为绿色低碳、多能互补、高效协同大型综合能源上市公司。
　　上半年，公司实现经营收入约571.93亿元，比上年同期下降11.25亿元；实现净利润约60.68亿元，同比上升17.81亿元；实现归属于母公司所有者的净利润约为45.79亿元，同比上升14.71亿元。
　　上半年，公司平均上网结算电价444.48元/兆瓦时（含税），同比降低约3.95%；累计完成上网电量约1,239.934亿千瓦时，同比上升约1.30%；全口径机组利用小时累计完成1,679小时，同比降低121小时，其中，煤机完成2,032小时，同比降低122小时，燃机完成1,256小时，同比降低157小时，水电完成1,471小时，同比增加22小时，风电完成1,149小时，同比降低6小时，光伏635小时，同比增加25小时。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司牢固树立“以实干为要、改革创新为魂、用业绩说话”的鲜明导向，坚持先知先觉、抢先抓早，安全保供有力有效，转型发展稳步推进，经营业绩好于预期，各项工作取得积极成效。
　　经营业绩创历史新高。公司聚焦“五精”理念，科学预判煤价、电价、电量、利率的经营态势，以降控煤价、抢发效益电、降低利率等为抓手，打造提质增效“升级版”，扩围升级开展成本领先行动，全面压降各项成本，以实际行动做强做大国有资本和国有企业，切实担负起发挥国有经济战略支撑作用的重大使命。上半年，公司整体经营局面持续向好，实现利润总额72.84亿元，同比增长36.14%，经营业绩创公司历史同期最好水平。
　　安全保供坚强有力。公司坚决抗牢安全生产和能源保供责任，本质安全水平和保供能力不断提升。全面从严管控，组织开展贯穿全年的生产基建督导工作，筑牢安全生产防线，扛牢首责，圆满完成了两节两会、迎峰度冬及“亚冬会”等重要时段保供任务，迎峰度夏取得阶段性成效，彰显了中央能源电力企业顶梁柱、压舱石作用。
　　高质量发展加力推进。公司全面贯彻发展新理念，以新能源为主的战略性新兴产业加快发展，传统产业升级取得积极成效。2025年上半年，公司前期项目核准共计66个，容量4,562.823兆瓦；在建容量9,195兆瓦；新增装机容量1,777.45兆瓦，其中清洁能源共计1,117.45兆瓦，公司低碳清洁能源装机占比进一步提升至40.87%，较2024年末提高0.5个百分点。
　　治理水平稳步提升。公司依法合规，持续规范治理结构，2025年上半年，公司顺利完成董事会换届工作，进一步提升董事会决策的专业性和有效性，夯实公司战略转型和高质量发展的基础，公司完成监事会取消及章程修订，调整分红政策，增强投资者回报，提振投资者信心，与投资者共享成果，市值管理工作成效显著，公司总市值较2024年末增幅14.84%，解决港股破净问题。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）电源布局及发展优势
　　公司是中国大型独立发电公司之一，公司及子公司发电业务主要分布于全国20个省、市、自治区。截至报告期末，公司总装机容量达到80,889.68兆瓦，其中京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域，水电项目大多位于西南地区，风电、光伏广布全国资源富集区域。公司大力推进低碳清洁能源转型，报告期内，公司清洁能源新增装机容量1,117.45兆瓦，其中火电燃机新增502.47兆瓦、风电新增167.45兆瓦、光伏新增447.53兆瓦，公司低碳清洁能源装机占比进一步提升至40.87%，较去年末提高0.5个百分点。
　　（二）设备技术优势
　　公司燃煤机组中，共有17台超超临界机组，容量达到13,940兆瓦，其中百万级超超临界机组8台。公司严格按照国家环保部门要求，持续强化环保工作，公司在役燃煤火电机组累计完成超低排放环保改造102台，均已按照超低排放环保改造限值达标排放。
　　（三）融资能力优势
　　公司在境内外市场信用良好，融资市场认可度进一步提高，融资渠道广泛，保障公司整体资金链条通畅。根据公司资金需求及货币市场利率走势，上半年累计发行中期票据、超短期融资券204亿元，票面利率持续保持行业领先，为公司能源保供和高质量发展提供有力支撑。综合融资成本完成2.43%，较年初压降20个BP，同比压降54个BP，创公司成立以来历史新低。
　　（四）企业管理优势
　　公司董事会成员背景多元化，董事的知识结构和专业领域既具有专业性又互为补充，保障了董事会决策的科学性。公司积极践行人才强企战略，建立了有效的员工激励机制和评聘体系，注重人才培养、成长成才、形成了一支专业过硬、素质优良的人才队伍。公司管理团队拥有丰富的能源行业企业管理经验，紧跟电力行业最新发展趋势，积极谋划拓展以新能源为主体的战新产业方向，推进公司业务快速发展，持续为股东创造价值。

　　四、可能面对的风险
　　1.公司可能面对的风险
　　燃料供应及价格风险。随着迎峰度夏大负荷期耗用增加以及国家能源局核查超能力生产煤矿、环保督查等因素影响，部分煤矿产能受限，同时，国家发改委及各省自治区政府持续加大长协履约监管力度，使得平台长协履约率提升与降煤价矛盾愈发突出，降控煤价压力加大。
　　电量风险。公司火电占比较高，随着我国新型电力系统加速建设，新能源装机占比将持续提高，新能源挤占煤机市场份额，煤机电量呈下降趋势。随着新能源装机占比提升，国家将进一步放宽新能源利用率限制，新能源利用率也将呈下降趋势。
　　电价风险。随着全国统一电力市场加速构建，现货市场叠加新能源全面入市，持续释放降价信号，增加电价下行风险。
　　2.应对措施
　　针对燃料供应及价格风险，公司将坚持上半年对标优势，持续严抓煤价对标管理不松劲，常态化执行督办机制。坚持价值导向，以“成本领先”为抓手，巩固煤价管控成果。科学深化配煤掺烧，结合安全、环保需要，根据实际管控采购热值，以低质市场煤满足掺烧需求，确保长协主烧煤种稳定供应。
　　针对电量及电价风险，持续加大优质新能源项目开发力度，提升新能源装机占比，拓展电量增量。加快适应新形势下市场需求，推动煤机热电解耦，谋划现役机组改造升级，提升机组安全性、灵活性、宽负荷经济性，力争抢峰控谷，确保发电效益最大化。建立适应新型电力系统的生产运营管理体系，提升市场感知力和市场竞争力。强化煤电容量电价执行督导，确保容量电费应收尽收。密切关注市场政策，争取政策支持和有利的市场环境。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2024年，是实现“十四五”规划目标任务的关键之年，同时也是公司三十年改革发展史上具有重要里程碑意义的一年。公司深刻学习领会党的二十届三中全会精神，攻坚克难、勇攀高峰，奋力推进质的有效提升和量的合理增长，公司经营利润创历史最高，新能源发展指标为历史最优，融资利率达历史最低，交出了一份“难中有为、干中有成、稳中有进”的高质量发展新答卷。　　1.能源保供能力实现新提升。公司始终牢记能源安全保障是须臾不可忽视的“国之大者”，着力推动能源安全保障能力实现突破性提升，圆满完成新中国成立75周年、党的二十届三中全会等重大政治保电任务，全力做好迎峰度夏、防汛度汛、抗寒供暖等能源... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年，是实现“十四五”规划目标任务的关键之年，同时也是公司三十年改革发展史上具有重要里程碑意义的一年。公司深刻学习领会党的二十届三中全会精神，攻坚克难、勇攀高峰，奋力推进质的有效提升和量的合理增长，公司经营利润创历史最高，新能源发展指标为历史最优，融资利率达历史最低，交出了一份“难中有为、干中有成、稳中有进”的高质量发展新答卷。
　　1.能源保供能力实现新提升。公司始终牢记能源安全保障是须臾不可忽视的“国之大者”，着力推动能源安全保障能力实现突破性提升，圆满完成新中国成立75周年、党的二十届三中全会等重大政治保电任务，全力做好迎峰度夏、防汛度汛、抗寒供暖等能源保供工作，以坚定的责任担当和实干实绩彰显了“顶梁柱”的央企风范。
　　2.经营业绩创造新纪录。公司坚持以利润为目标，统筹燃料、电量“两个市场”，坚持运行+调度“两个盘前”抢电量，坚持保供+控价“两个核心”降煤价，坚持内部+外部“两个维度”降利率，坚持户数+额度“两个目标”治亏损，坚持不懈开展“全要素、全流程”精益化管理，大力实施提质增效、亏损企业治理等专项行动，全力以赴降煤价、抢电量、稳电价、控成本、增收益，公司经营利润创历史最高，实现了经营质效的超预期增长。
　　3.新能源发展跃上新高度。公司完整准确全面贯彻新发展理念，“四个一批”体系（“资源获取一批、核准备案一批、开工建设一批、竣工投产一批”的良性循环体系）初步建立，着力打好基层、基地、创新“三张牌”，大力发展以新能源为主体的战略性新兴产业，着力推进煤电等传统产业向绿色低碳、清洁高效能源转型升级。公司新能源基地化集约化开发实现新突破，托电基地一期、蔚县基地一期全容量投产，托电基地二期、蔚县基地二期、张电基地一期完成备案。报告期内，公司新增发电机组容量6,700.263兆瓦，其中风电项目2,594.2兆瓦、光伏项目1,704.823兆瓦，低碳清洁能源装机占比进一步提升至40.37%，较去年末提高2.62个百分点；核准电源项目14,744.9兆瓦，其中火电煤机项目核准容量4,660兆瓦、风电项目核准容量2,031.8兆瓦、光伏项目核准容量8,053.1兆瓦；在建项目装机规模10,004.24兆瓦，其中火电在建项目装机6,378.06兆瓦、风电在建项目装机1,759.3兆瓦、光伏在建项目装机1,866.88兆瓦。
　　4.上市公司治理取得新成效。公司在上交所年度信息披露考核中获得A级评价。董事会建设不断加强，构建“1+15”董事会建设制度体系，在所属董事会应建尽建企业中差异化落实“五项职权”。将新能源投资和财务管理相关事项授权至区域公司自主决策，精准科学优化授放权机制，治理效能实现稳步提升。公司年内先后荣膺金牛奖金信披奖、中国证券金紫荆“卓越高质量发展上市公司”、中国上市公司协会2024年度上市公司董办最佳实践案例等多项奖项，上市公司品牌形象获得有效彰显、市场认同度进一步提升。
　　
　　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，2024年，全国全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年提高0.1个百分点。各季度全国全社会用电量同比分别增长9.8%、6.5%、7.6%和3.6%。一季度受低温、闰年以及上年同期低基数等多因素叠加影响，用电量增速接近两位数；四季度受暖冬因素以及上年同期高基数因素等叠加影响，用电量增速比三季度放缓。2024年，包括第一、二、三产在内的全国全行业用电量8.36万亿千瓦时，同比增长6.2%。国民经济运行总体稳定以及电气化水平提升，拉动近年来全行业用电量保持平稳较快增长。
　　2024年，全国新增发电装机容量4.3亿千瓦，再创历史新高，同比多投产6255万千瓦；国家大力推进荒漠化防治与风电光伏一体化工程建设，加快建设大型风电光伏基地，实施“千乡万村驭风行动”，风电和太阳能发电全年合计新增装机3.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到82.6%。2024年，气电、抽水蓄能发电装机分别新投产1899万千瓦、753万千瓦，同比分别增长85.2%和38.1%，其中，气电新投产装机规模创历年新高，抽水蓄能新投产装机规模为历年第二高，电力系统调节能力进一步提升。截至2024年底，全国全口径火电装机14.4亿千瓦，其中，煤电11.9亿千瓦、同比增长2.6%，煤电占总发电装机容量的比重为35.7%，同比降低4.2个百分点；非化石能源发电装机容量19.5亿千瓦，同比增长23.8%，占总装机容量比重为58.2%，比上年底提高4.3个百分点。分类型看，水电4.4亿千瓦，其中抽水蓄能5869万千瓦；核电6083万千瓦；并网风电5.2亿千瓦，其中，陆上风电4.8亿千瓦、海上风电4127万千瓦；并网太阳能发电8.9亿千瓦，同比增长45.2%。风电和太阳能发电累计装机达到14.1亿千瓦，提前6年完成我国在气候雄心峰会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标。2024年底包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。
　　2024年，全国规模以上电厂火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长1.5%、10.7%、2.7%、11.1%和28.2%。2024年，全口径煤电发电量占总发电量比重为54.8%，比上年降低3.0个百分点。2024年，全国全口径非化石能源发电量同比增长15.4%，全口径非化石能源发电量同比增量占总发电量增量的比重达到84.2%。受资源等因素影响，2024年水电和风电月度间增速波动较大，煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。
　　2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3442小时，同比降低157小时。分类型看，水电3349小时，同比提高219小时；其中，常规水电3683小时，同比提高272小时；抽水蓄能1217小时，同比提高40小时。火电4400小时，同比降低76小时；其中，煤电4628小时，同比降低62小时；气电2363小时，同比降低162小时。核电7683小时，同比提高13小时。并网风电2127小时，同比降低107小时。并网太阳能发电1211小时，同比降低81小时。风电和太阳能发电设备利用小时同比下降，一方面是资源方面原因，2024年全国平均风速、全国水平面辐照量均同比下降；另一方面是部分地区风电和太阳能发电利用率同比下降。
　　2024年，全国电力系统稳定运行，电力供需总体平衡。年初全国出现大范围寒潮天气，多地出现大幅降温，用电负荷快速增长，华北、华东、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供应偏紧，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季全国平均气温达到1961年以来历史同期最高，全国统调最高用电负荷达14.5亿千瓦，同比提高1.1亿千瓦，创历史新高；华东、华中、西南等区域夏季出现持续高温天气，部分时段电力供应偏紧，通过省间现货、应急调度、需求响应等多项措施协同发力，保障了电力系统安全稳定运行，未出现有序用电情况。冬季气温偏暖，全国最高用电负荷低于上年同期，同时，全国电煤库存整体处于较高水平，全国电力供应保障有力有效，为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保障。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司是由中国大唐集团有限公司控股的大型发电上市公司。公司所属运营企业及在建项目遍及全国20个省、市、自治区，现已发展成为绿色低碳、多能互补、高效协同的大型综合能源上市公司。
　　截至2024年底，公司在役装机容量约79,111.227兆瓦。其中，火电煤机47,174兆瓦，约占59.63%；火电燃机6,632.8兆瓦，约占8.38%；水电9,204.73兆瓦，约占11.64%；风电10,058.69兆瓦，约占12.71%；光伏6,041.007兆瓦，约占7.64%。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）电源布局及发展优势
　　公司是中国大型独立发电公司之一，公司及子公司发电业务主要分布于全国20个省、市、自治区。截至报告期末，公司总装机容量约79,111.227兆瓦，其中京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域，水电项目大多位于西南地区，风电、光伏广布全国资源富集区域。公司大力推进低碳清洁能源转型，截至报告期内新增装机容量6,700.263兆瓦，其中火电煤机新增2,400兆瓦、风电新增2,594.2兆瓦、光伏新增1,704.823兆瓦。公司天然气、水电、风电、太阳能等低碳清洁能源装机占比进一步提升至40.37%,较去年末提升2.62个百分点。
　　（二）设备技术优势
　　公司燃煤机组中，共有16台超超临界机组，容量达到13,280MW，其中百万级超超临界机组8台。公司严格按照国家环保部门要求，持续强化环保工作，公司在役燃煤火电机组累计完成超低排放环保改造102台，均已按照超低排放环保改造限值达标排放。公司在中电联火电机组能效对标中，共计有25台机组获得优胜奖，2台机组获得单项指标最优称号。
　　（三）融资能力优势
　　公司在境内外市场信誉良好，拥有广泛的融资渠道，可以确保公司整体资金链顺畅，有效降低公司融资成本。结合公司资金需求及货币市场利率走势，年内累计发行中期票据、超短期融资券11期，总发行规模160亿元，各期债券均较好的把握住发行窗口，有效降低公司综合融资利率水平。
　　（四）企业管理优势
　　公司董事会成员背景多元化，董事的知识结构和专业领域既具有专业性又互为补充，保障了董事会决策的科学性。公司积极践行人才强企战略，建立了有效的员工激励机制和评聘体系，注重人才培养、成长成才、形成了一支专业过硬、素质优良的人才队伍。公司深耕能源行业多年，管理团队拥有丰富的能源行业知识与企业管理经验，同时深刻了解相关监管机制，积极谋划拓展新产业方向，紧跟行业发展趋势，能够持续推进公司业务拓展，为股东创造价值。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2024年，公司累计完成上网电量约2,693.22亿千瓦时，同比上升约3.79%。实现经营收入约1,234.74亿元，比上年同期上升0.86%；经营成本完成约1,051.16亿元，比上年同期下降2.71%；实现净利润约68.58亿元，同比上升128.09%；归属于母公司所有者的净利润约为45.06亿元，同比上升229.70%；资产总额约3,226.02亿元，比上年末上升6.03%；负债总额约为2,291.18亿元，比上年末上涨6.23%；资产负债率约为71.02%,比上年末上升0.13个百分点。
　　
　　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等方面分析如下：
　　1.电力消费方面，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十四五”规划和2035年远景目标纲要、国家宏观调控政策措施，预计2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，预计2025年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右。
　　2.电力供应方面，预计2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。2025年底全国发电装机容量有望超过38亿千瓦，同比增长14%左右。其中，煤电所占总装机比重2025年底将降至三分之一；非化石能源发电装机23亿千瓦、占总装机比重上升至60%左右。水电4.5亿千瓦、并网风电6.4亿千瓦、并网太阳能发电11亿千瓦、核电6500万千瓦、生物质发电4800万千瓦左右。2025年太阳能发电和风电合计装机将超过火电装机规模，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　3.电力供需方面，从供应方面看，2025年，全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源增量与用电负荷增量基本相当，部分特高压直流工程投产，资源配置能力进一步增强；新能源发电装机占比持续提升，风、光资源及来水的不确定性增加了局部地区部分时段电力生产供应的风险。从需求方面看，2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，将为我国电力需求增长提供稳定支撑。但外部环境更趋复杂严峻，外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。综合考虑需求增长、电源投产以及一次能源情况，预计2025年迎峰度夏期间，华东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解。迎峰度冬期间，随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。
　　(二)公司发展战略
　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，立足新发展阶段,坚持新发展理念,深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略,全面落实集团公司结构调整、绿色转型发展战略，积极融入和服务京津冀协同发展和雄安新区建设、长三角一体化及长江经济带发展、粤港澳大湾区建设、黄河流域生态保护和高质量发展等国家重大战略，以碳达峰碳中和为目标,坚持坚定不移地走创新引领发展、绿色低碳发展之路，大力发展可再生能源，全力推动能源结构调整，在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥国有控股上市公司的平台作用，加快推动公司向国有资本投资公司转型，切实提升资产管理和资本保值增值等能力，打造管理规范、业绩优秀、绿色低碳、可持续发展、竞争力强、受投资者青睐的一流上市能源公司。
　　(三)经营计划
　　2025年，是“十四五”规划收官之年，也是公司以进一步全面深化改革推动高质量发展的攻坚之年。公司将围绕增强核心功能、提升核心竞争力，统筹抓好高质量发展、高水平安全、高效益运营，推动存量增效、成本领先、增量做优、晋位升级，坚决打赢高质量发展攻坚战、提质增效提升战、全面深化改革收官战、电量电价保卫战、亏损企业扭亏战，统筹抓好“十四五”高质量收官和“十五五”高标准开局，奋力开创高质量发展新局面。
　　1.保安全，守底线，夯实高质量发展基层基础。不断强化“大安全”管控力度，扎实推进“治本攻坚”三年行动，夯实安全生产基础。坚决对违章零容忍，强化安全责任意识，不断深化“双防”机制，巩固扩大“双零”成果，把“科技兴安”作为实现企业本质安全的重要手段。
　　2.稳效益、降成本，提升高质量发展价值贡献。积极抢抓市场机遇，着力统筹燃料、电量“两个市场”，坚持“两个盘前”抢发效益电量，坚持在稳电价、增热价上多方协同，科学把控采购与库存“两个节奏”，动态优化“市场+长协”的结构配比，加强过程管控，提高保供控价水平。主动应对电力市场竞争新格局，全面推进实施成本领先攻坚方案，久久为功，促进形成成本领先文化。
　　3.抓转型、促发展，厚植高质量发展绿色底蕴。推动完善资源获取一批、核准备案一批、开工建设一批、竣工投产一批的“四个一批”体系良性循环。加快推进煤电清洁高效利用，积极打造一批具备低碳性、灵活性、经济性、安全性、可靠性的新一代煤机，推动煤机转型提质升级；推动新能源基地化规模化开发，全力推进重点基地项目年底前全容量投产，积极开发各类优质新能源项目，持续提升绿色低碳转型发展能力。
　　4.强治理、提质量，推动高质量发展做强做优。持续完善中国特色现代企业公司治理，打造科学、理性、高效的董事会。以投资者需求为导向，提高信息披露质量，守牢上市公司合规管理底线。持续维护多层次投资者沟通渠道，加强股东回报重视程度，有力有序推动公司价值合理回归，系统性开展市值管理工作，努力打造创新力强、竞争力强、发展力强、抗风险力强的“四强”一流上市公司。
　　(四)可能面对的风险
　　1.公司可能面对的风险
　　（1）电量风险。2024年随着新型电力系统的建设，新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模，煤机利用小时逐年下降，公司煤机占比结构较高，存在煤机电量降低的风险。
　　（2）电价风险。煤炭市场价格整体呈现平稳下行趋势，叠加宏观经济影响，电价下行风险明显加大。随着新能源入市加快推进，新能源电价由市场形成，增大了电价不确定性。
　　（3）燃料供应及价格风险。当前燃料供应相对宽松，但受进口煤政策的调整，安全、环保和极端天气的影响，不排除燃料价格阶段性波动。
　　2.应对措施
　　针对电量及电价风险，强化运行优化，统筹机组检修、燃料采购、电网需求等因素，制定交易策略，优化机组运行方式。积极参与全国统一电力市场建设，加强与交易中心沟通，积极参与跨省区外送、省间现货交易，增加外送交易电量，为抢发电量奠定基础。深入开展对标分析，通过对标发现问题、查找差距，提升消纳比例，增加新能源电量。坚持大营销协同、小营销攻坚的模式，加强与电网公司相关部门沟通协调，优化龙头水库电站调度方式，降低水库蓄能值，做好水电管理，抢发电量。坚持“营销一盘棋、运营一体化”理念，以效益为中心，以市场为导向，争取高价发电指标，优化量价结构，稳定交易价格。
　　针对燃料供应及价格风险，公司将加强市场调研，科学调控采购节奏，在迎峰度夏、迎峰度冬、夏季大负荷等阶段，提前开展储煤工作，实现淡储旺耗。持续深化长协煤提质增效工作，深化与战略供应商的合作，持续拓展优质供应商，拓宽供应渠道。坚持开展燃料调运日管控周调度工作，每周开展分析评价，加强过程管控，提高保供控价水平，做到以日保周、以周保月、以月保年的工作机制。 收起▲