经营分析☆ ◇600795 国电电力 更新日期：2026-07-18◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
电力、热力生产及销售
【2.主营构成分析】
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
火力发电行业(行业) 1417.19亿 83.24 155.76亿 58.88 10.99
新能源发电行业(行业) 146.85亿 8.63 48.04亿 18.16 32.71
水力发电行业(行业) 115.08亿 6.76 54.62亿 20.65 47.46
其他行业(行业) 24.27亿 1.43 6.35亿 2.40 26.18
内部抵消数(行业) -9507.99万 -0.06 -2459.55万 -0.09 25.87
─────────────────────────────────────────────────
火力发电产品(产品) 1417.19亿 83.24 155.76亿 58.88 10.99
新能源发电产品(产品) 146.85亿 8.63 48.04亿 18.16 32.71
水力发电产品(产品) 115.08亿 6.76 54.62亿 20.65 47.46
其他产品(产品) 24.27亿 1.43 6.35亿 2.40 26.18
内部抵消数(产品) -9507.99万 -0.06 -2459.55万 -0.09 25.87
─────────────────────────────────────────────────
华东地区(地区) 1081.87亿 63.55 144.12亿 54.48 13.32
华北地区(地区) 283.74亿 16.67 41.35亿 15.63 14.57
西南地区(地区) 106.13亿 6.23 48.00亿 18.15 45.23
东北地区(地区) 90.09亿 5.29 2.28亿 0.86 2.53
华南地区(地区) 50.10亿 2.94 6.23亿 2.35 12.43
西北地区(地区) 42.20亿 2.48 12.21亿 4.62 28.94
华中地区(地区) 25.30亿 1.49 4.39亿 1.66 17.33
其他业务(地区) 23.97亿 1.41 6.20亿 2.34 25.88
内部抵消数(地区) -9507.99万 -0.06 -2459.55万 -0.09 25.87
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
火力发电行业(行业) 636.60亿 81.98 66.02亿 52.26 10.37
新能源发电行业(行业) 74.51亿 9.59 28.98亿 22.94 38.90
水力发电行业(行业) 55.04亿 7.09 26.47亿 20.95 48.09
其他业务(行业) 10.35亿 1.33 4.73亿 3.75 45.72
科技环保行业(行业) 1897.18万 0.02 388.25万 0.03 20.46
其他行业(行业) 1041.70万 0.01 --- --- ---
内部抵消数(行业) -2487.07万 -0.03 -226.33万 -0.02 9.10
─────────────────────────────────────────────────
火力发电产品(产品) 636.60亿 81.98 66.02亿 52.26 10.37
新能源发电产品(产品) 74.51亿 9.59 28.98亿 22.94 38.90
水力发电产品(产品) 55.04亿 7.09 26.47亿 20.95 48.09
其他业务(产品) 10.35亿 1.33 4.73亿 3.75 45.72
科技环保产品(产品) 1897.18万 0.02 388.25万 0.03 20.46
其他产品(产品) 1041.70万 0.01 --- --- ---
内部抵消数(产品) -2487.07万 -0.03 -226.33万 -0.02 9.10
─────────────────────────────────────────────────
华东地区(地区) 479.04亿 61.69 62.83亿 49.73 13.12
华北地区(地区) 135.20亿 17.41 20.43亿 16.17 15.11
西南地区(地区) 54.17亿 6.98 25.62亿 20.28 47.29
东北地区(地区) 43.18亿 5.56 2.23亿 1.76 5.16
华南地区(地区) 22.76亿 2.93 1.87亿 1.48 8.22
西北地区(地区) 20.40亿 2.63 6.81亿 5.39 33.36
华中地区(地区) 11.68亿 1.50 1.84亿 1.45 15.73
其他业务(地区) 10.35亿 1.33 4.73亿 3.75 45.72
内部抵消数(地区) -2487.07万 -0.03 -226.33万 -0.02 9.10
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
火力发电行业(行业) 1514.38亿 84.52 144.22亿 56.54 9.52
水力发电行业(行业) 126.50亿 7.06 62.44亿 24.48 49.36
新能源发电行业(行业) 123.49亿 6.89 45.21亿 17.73 36.61
其他(行业) 20.94亿 1.17 10.02亿 3.93 47.87
科技环保行业(行业) 14.22亿 0.79 5490.89万 0.22 3.86
煤炭行业(行业) 0.00 0.00 -6.41亿 -2.51 ---
内部抵消数(行业) -7.70亿 -0.43 -9539.83万 -0.37 12.38
─────────────────────────────────────────────────
火力发电产品(产品) 1514.38亿 84.52 144.22亿 56.54 9.52
水力发电产品(产品) 126.50亿 7.06 62.44亿 24.48 49.36
新能源发电产品(产品) 123.49亿 6.89 45.21亿 17.73 36.61
其他(产品) 20.94亿 1.17 10.02亿 3.93 47.87
科技环保产品(产品) 14.22亿 0.79 5490.89万 0.22 3.86
煤炭产品(产品) 0.00 0.00 -6.41亿 -2.51 ---
内部抵消数(产品) -7.70亿 -0.43 -9539.83万 -0.37 12.38
─────────────────────────────────────────────────
华东地区(地区) 1177.31亿 65.70 147.48亿 57.82 12.53
华北地区(地区) 271.24亿 15.14 11.48亿 4.50 4.23
西南地区(地区) 115.80亿 6.46 55.95亿 21.93 48.32
东北地区(地区) 104.26亿 5.82 6.83亿 2.68 6.55
华南地区(地区) 43.32亿 2.42 5.23亿 2.05 12.07
西北地区(地区) 41.02亿 2.29 15.80亿 6.19 38.50
华中地区(地区) 26.05亿 1.45 3.64亿 1.43 13.96
其他业务(地区) 20.51亿 1.14 9.64亿 3.78 46.99
内部抵消数(地区) -7.70亿 -0.43 -9539.83万 -0.37 12.38
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
火力发电行业(行业) 729.73亿 85.02 73.68亿 55.87 10.10
新能源发电行业(行业) 59.63亿 6.95 27.04亿 20.50 45.35
水力发电行业(行业) 56.07亿 6.53 25.89亿 19.63 46.16
其他业务(行业) 9.49亿 1.11 5.03亿 3.81 52.99
科技环保行业(行业) 5.37亿 0.63 2251.47万 0.17 4.19
其他行业(行业) 2191.56万 0.03 1398.54万 0.11 63.81
内部抵消数(行业) -2.23亿 -0.26 -1199.98万 -0.09 5.39
煤炭行业(行业) --- --- --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
火力发电产品(产品) 729.73亿 85.02 73.68亿 55.87 10.10
新能源发电产品(产品) 59.63亿 6.95 27.04亿 20.50 45.35
水力发电产品(产品) 56.07亿 6.53 25.89亿 19.63 46.16
其他业务(产品) 9.49亿 1.11 5.03亿 3.81 52.99
科技环保产品(产品) 5.37亿 0.63 2251.47万 0.17 4.19
其他产品(产品) 2191.56万 0.03 1398.54万 0.11 63.81
内部抵消数(产品) -2.23亿 -0.26 -1199.98万 -0.09 5.39
煤炭产品(产品) --- --- --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
华东地区(地区) 547.09亿 63.74 73.90亿 58.90 13.51
华北地区(地区) 150.32亿 17.51 5.91亿 4.71 3.93
西南地区(地区) 53.71亿 6.26 25.00亿 19.93 46.54
东北地区(地区) 50.64亿 5.90 3.86亿 3.08 7.62
华南地区(地区) 20.50亿 2.39 2.43亿 1.94 11.84
西北地区(地区) 18.64亿 2.17 7.53亿 6.00 40.39
华中地区(地区) 10.12亿 1.18 1.93亿 1.53 19.02
其他业务(地区) 9.49亿 1.11 5.03亿 4.01 52.99
内部抵消数(地区) -2.23亿 -0.26 -1199.98万 -0.10 5.39
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售1543.76亿元，占营业收入的90.67%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 14402681.58│ 84.60│
│内蒙古电力（集团）有限责任公司 │ 507956.26│ 2.98│
│中国南方电网有限责任公司 │ 451234.02│ 2.65│
│镇江蓝天环科管理有限公司 │ 41126.99│ 0.24│
│京能大同热力有限公司 │ 34555.47│ 0.20│
│合计 │ 15437554.32│ 90.67│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购997.20亿元，占总采购额的93.49%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家能源投资集团有限责任公司 │ 9754389.00│ 91.46│
│山西焦煤集团有限责任公司 │ 76999.00│ 0.72│
│中国中煤能源集团有限公司 │ 52641.00│ 0.49│
│淮北矿业（集团）有限责任公司 │ 44074.00│ 0.41│
│晋能控股集团有限公司 │ 43868.00│ 0.41│
│合计 │ 9971971.00│ 93.49│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-12-31
●发展回顾:
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660.9
2万千瓦。
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1174.2
3万千瓦，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1702.44亿元，比上年同期减少4.99%；营业成本为1437.92亿元，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。
●未来展望:
(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。
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