经营分析☆ ◇601991 大唐发电 更新日期：2026-04-15◇ 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】
发电业务
【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(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 1139.68亿 93.99 212.59亿 91.88 18.65
其他(行业) 72.87亿 6.01 18.78亿 8.12 25.77
─────────────────────────────────────────────────
电力销售(产品) 1050.91亿 86.67 232.92亿 100.67 22.16
其他产品(产品) 95.85亿 7.91 33.12亿 14.31 34.55
热力销售(产品) 65.79亿 5.43 -34.66亿 -14.98 -52.69
─────────────────────────────────────────────────
京津冀地区(地区) 249.88亿 20.61 29.43亿 12.72 11.78
内蒙古地区(地区) 164.13亿 13.54 43.55亿 18.82 26.54
广东省(地区) 159.47亿 13.15 17.45亿 7.54 10.94
东北地区(地区) 128.60亿 10.61 18.76亿 8.11 14.59
江西省(地区) 88.23亿 7.28 23.24亿 10.04 26.34
川渝地区(地区) 79.22亿 6.53 32.15亿 13.90 40.59
浙江省(地区) 76.95亿 6.35 9.79亿 4.23 12.73
江苏省(地区) 69.13亿 5.70 6.83亿 2.95 9.89
福建省(地区) 58.71亿 4.84 15.82亿 6.84 26.94
安徽省(地区) 53.42亿 4.41 3.63亿 1.57 6.79
山西省(地区) 45.26亿 3.73 5.63亿 2.43 12.44
其他地区(地区) 39.56亿 3.26 25.10亿 10.85 63.45
─────────────────────────────────────────────────
直接销售(销售模式) 1197.90亿 98.79 219.48亿 94.86 18.32
其他业务(销售模式) 14.65亿 1.21 11.90亿 5.14 81.21
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力板块(产品) 542.05亿 94.78 --- --- ---
其他板块(产品) 29.88亿 5.22 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 1158.77亿 93.85 164.80亿 89.78 14.22
其他(行业) 75.97亿 6.15 18.77亿 10.22 24.71
─────────────────────────────────────────────────
电力销售(产品) 1075.94亿 87.14 191.27亿 104.19 17.78
其他产品(产品) 95.94亿 7.77 28.37亿 15.45 29.57
热力销售(产品) 62.86亿 5.09 -36.07亿 -19.65 -57.38
─────────────────────────────────────────────────
京津冀地区(地区) 256.20亿 20.75 12.39亿 6.75 4.84
广东省(地区) 168.85亿 13.68 21.25亿 11.58 12.59
内蒙古地区(地区) 168.64亿 13.66 31.79亿 17.32 18.85
东北地区(地区) 126.06亿 10.21 15.04亿 8.19 11.93
浙江省(地区) 87.93亿 7.12 11.22亿 6.11 12.77
江苏省(地区) 83.60亿 6.77 4.89亿 2.66 5.85
川渝地区(地区) 73.44亿 5.95 34.06亿 18.55 46.38
江西省(地区) 64.58亿 5.23 12.87亿 7.01 19.93
福建省(地区) 62.72亿 5.08 11.93亿 6.50 19.03
安徽省(地区) 58.40亿 4.73 2.35亿 1.28 4.02
山西省(地区) 45.38亿 3.68 1.01亿 0.55 2.23
其他地区(地区) 38.94亿 3.15 24.77亿 13.49 63.60
─────────────────────────────────────────────────
直接销售(销售模式) 1217.96亿 98.64 169.64亿 92.41 13.93
其他业务(销售模式) 16.77亿 1.36 13.93亿 7.59 83.07
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
发电板块(业务) 552.88亿 94.82 --- --- ---
其他板块(业务) 30.21亿 5.18 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
【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980.87亿元，占营业收入的80.89%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 8108315.80│ 66.87│
│合计 │ 9808725.00│ 80.89│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【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428.56亿元，占总采购额的43.68%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│合计 │ 4285617.30│ 43.68│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【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
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86192.081兆瓦。其中，火电煤机49134兆瓦，约占57.01%；火电燃
机9479.38兆瓦，约占11.00%；水电9204.73兆瓦，约占10.68%；风电11196.89兆瓦，约占12.99%；光伏7177
.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10.3
7万亿千瓦时，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1494亿千瓦时，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6594万千瓦；核电6248万
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4739万千瓦；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336
7小时，同比提高12小时。火电4147小时，同比降低232小时；其中，煤电4346小时，同比降低269小时；气
电2187小时，同比降低190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。
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2731.092亿千瓦时，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5120.854兆瓦，清洁能源装机
容量合计达37058.081兆瓦，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11977.49万吨，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86192.081兆瓦，其中火电装机容量58613.38兆瓦，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9204.73兆瓦，项目大多位于西南地区；风电、光伏合计装机容
量18373.971兆瓦，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15320MW，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2731.092亿千瓦时，同比上升约1.41%。实现经营收入约1212.55亿元
，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3335.27亿元
，比上年末上升3.39%；负债总额约为2339.54亿元，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。
●未来展望:
(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”。
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