湖北能源 000883

公司主营业务为能源投资、开发与管理,从事或投资的主要业务包括水电、火电、新能源发电、天然气输销和煤炭物流。

已初步建成鄂西水电和鄂东火电两大电力能源基地,新能源项目覆盖全省,建成陕武直流一期210万千瓦光伏基地项目,并积极构建煤炭和天然气供应保障网络,基本形成了“水火互济、风光互补、煤气协同”的综合能源布局。

报告期内,公司积极融入新型电力系统建设,推进风光水火储一体化协同发展,持续优化业务布局,加快推动能源结构绿色低碳转型。

（一）报告期公司生产经营工作的主要特点报告期内,面对清江流域来水时空不均、市场竞争日益激烈等困难挑战,公司统筹做好水库调度、市场营销、煤炭集采等各项工作,扎实推进提质增效、降本增收,进一步夯实高质量发展基础。

1.以精益管理赋能提质增效,生产经营持续向好报告期内,公司聚焦价值创造,优化提升整体运营效能。

水电方面,精益运行梯级水库群,实现清江梯级与上游中小水库联合调度,有效增发电量6.49亿千瓦时,江坪河电站2台机组获中电联“优胜”评级；火电方面,全面推进精益生产管理,持续提升机组设备可靠性和机组性能,在深调时长增加38%、机组启停113次的情况下,6台机组实现超100天长周期运行；新能源方面,严控非必要电量损失与24小时长停风机、光伏场站,新能源发电量增长26.02%,6座场站获中电联“优胜”评级,其中1座场站获5A级最高评级。

此外,公司严控生产经营成本,深挖降本增效潜力。

一是加强煤炭市场研判,积极应对长协与市场煤价阶段性倒挂,优化长协资源、现货采购策略,煤炭采购综合成本优于区域平均水平；二是严控非生产性支出,在业务实现增长的情况下“六公经费”持续压降；三是灵活选择各类债务融资工具,综合债务融资成本率下降约10个基点；四是积极应对136号文带来的电价变化影响,动态优化交易策略,保量争价完成各类中长期、现货及辅助服务交易。

2.调整优化能源产业布局,转型步伐更加坚实报告期内,公司立足“湖北省能源安全保障平台”和“三峡集团综合能源发展平台”（以下简称“两个平台”）功能定位,加快构建“水火风光储”多元布局,持续优化产业结构,绿色低碳转型取得实质性进展。

一是积极布局新能源业务,报告期内公司新能源新增装机31.74万千瓦（不含储能）,储备优质资源85万千瓦,新增纳规、核准（备案）装机50.14万千瓦；湖北省首个“以大代小”项目齐岳山一期改造工程于年内实现全容量并网,陕武直流一期210万千瓦光伏基地项目全容量投产。

二是优质高效发展清洁煤电,江陵电厂二期1号机组实现汽机扣盖、首次并网等重要节点“九个一次成功”,2号机组完成锅炉水压试验；宜城电厂一期完成工程竣工结算,获评中国电力建设企业协会“2025年中国电力优质工程奖”。

三是稳步推进抽蓄项目建设,罗田平坦原项目实现厂房开挖向混凝土浇筑转序,完成上水库主坝填筑；长阳清江项目完成主厂房第一层开挖支护、南漳张家坪项目完成主厂房第二层开挖支护,工程进度、安全质量可控在控。

四是探索发展“两新”业务（即“新业务、新模式”）,新能源技术公司取得电力涉网试验CMA资质,获评省级“科技型中小企业”。

3.深化国企改革攻坚突破,创新动能持续迸发报告期内,公司国企改革深化提升行动圆满收官,连续2年获评国务院国资委“双百企业”考核最高“标杆”等级。

服务公司需求,抓好科技创新,年内申请专利357件,取得授权177件,均创历史新高；获批1项国家自然基金项目和4项省部级重大项目；荣获国家行业学会级一、二、三等奖各1项。

同时稳步推进数智转型,建成公司新一代数据中心,上线试运行生产运营管控一体化平台与财务共享系统、工程建设管理系统等4个关键信息系统。

4.守牢安全生产底线红线,风险防控平稳有序报告期内,公司扎实开展安全生产治本攻坚三年行动、“雷霆行动”、天然气安全治理等专项任务,着力打造本质安全型企业。

创新实施“零隐患”场站试点建设,枣阳兴隆光伏电站获评中国电力设备管理协会“2025年度电力安全文化建设精品工程一等奖”；建立基建项目视频监控巡屏机制；2025年安全生产继续实现“零事故、零死亡”目标。

推进重点业务领域标准化建设,顺利完成国际合规贯标认证；坚持科学研判,做好年度重大经营风险预测评估,持续健全风险内控体系；以风险为导向,深化审计成果应用,强化“防未病”预警提示机制,着力提升风险防范能力与治理水平。

（二）报告期公司主营业务情况2025年,公司新增可控装机97.74万千瓦；截至报告期末,公司可控装机容量为1,927.71万千瓦,其中,水电装机465.73万千瓦,火电装机729.00万千瓦,风电装机151.96万千瓦,光伏发电装机572.42万千瓦,储能装机8.60万千瓦。

公司在湖北省内可控发电装机1,580.93万千瓦（不含储能）,占全省发电总装机容量11,661.45万千瓦（不含三峡电站2,240万千瓦）的13.56%。

其中,在湖北省内水电装机420.13万千瓦、火电装机699.00万千瓦、风电装机151.96万千瓦、光伏发电装机309.84万千瓦。

截至报告期末,公司天然气业务已在湖北省内建成38座场站,省内天然气长输管线675公里,城市燃气中压管线317.94公里,覆盖湖北全省13个省辖市、州中的12个；煤炭业务方面,荆州煤炭铁水联运储配基地全年运转煤炭538.10万吨。

（三）报告期公司生产经营情况2025年,湖北省发电量2,628.76亿千瓦时（不含三峡电站发电量）,同比下降0.79%。

其中,水电495.57亿千瓦时,同比增长2.83%；火电1,520.15亿千瓦时,同比减少7.81%；风电179.44亿千瓦时,同比增长4.34%；光伏发电432.15亿千瓦时,同比增长24.61%。

2025年,公司完成发电量427.01亿千瓦时,同比减少3.04%。

其中,公司水电发电量为112.49亿千瓦时,同比增长2.58%,水电机组平均利用小时数2,415小时；火电发电量为231.90亿千瓦时,同比减少12.55%,火电机组平均利用小时数3,498小时；风电发电量19.97亿千瓦时,同比减少8.01%,风电机组平均利用小时数1,552小时；光伏发电量62.66亿千瓦时,同比增长42.86%,光伏发电机组平均利用小时数1,097小时。

报告期内,天然气输销气量为18.49亿标方,同比减少3.29%。

2025年,公司售电量409.24亿千瓦时,同比下降2.84%；公司所属境内电站市场化交易结算总电量254.67亿千瓦时,较去年同期增加2.24亿千瓦时,占公司所属境内电站上网电量的65.79%。

（四）报告期内公司总体经营业绩报告期内,公司实现营业收入174.67亿元,同比减少25.64亿元,降幅12.80%。

营业收入下降的主要原因：一是由于本期全省新能源、水电发电量增加,火力发电空间受挤压,发电量减少,叠加省内电力市场化交易竞争加剧影响,火电上网电价整体下降,公司本期火电业务收入同比减少17.95亿元；二是本期因公司境外水电业务现货交易电量比例增加,售电均价下降,公司本期水电业务收入同比减少2.16亿元；三是因上游气源价格上涨及市场竞争加剧,天然气业务收入同比减少2.95亿元；四是为防控煤炭贸易业务风险,公司煤炭业务主要为保障内部火电企业燃料供应,降低发电燃煤综合采购成本,对外煤炭贸易量同比减少,公司煤炭板块业务收入同比减少1.11亿元。

2025年,公司实现归属于上市公司股东的净利润19.09亿元,同比增加0.95亿元,增幅5.26%。

归母净利润变动的主要原因：一方面,公司年内转让长江证券股权,实现净利润6.93亿元；同时,本期计提资产减值准备较上期同比下降3.42亿元。

另一方面,由于湖北省新能源、水电本期发电量增加,火力发电空间受挤压,导致公司火力发电量同比下降；此外受湖北省电力市场化交易竞争加剧的影响,公司火电和新能源电价同比下降,火电及新能源业务净利润同比分别减少4.81亿元和6.31亿元。

公司于2017年投资设立全资子公司湖北能源集团售电有限公司（以下简称售电公司）。

2018年4月,售电公司获批成为湖北省首批准许售电公司之一。

售电公司定位为公司市场化电力交易管理平台和客户开发服务平台,主要职责是维护和开拓电力市场化交易用户,配合公司所属电厂完成市场交易电量消纳工作,实现保量控价营销目标,提升公司发电业务整体效益。

2025年售电公司代理零售用户交易电量138.23亿千瓦时,占公司境内总售电量的35.71%,其中绿电交易1.66亿千瓦时。

涉及到新能源发电业务报告期内,公司新增可控新能源装机31.74万千瓦,新能源项目合计可控发电装机容量达到724.38万千瓦；新能源发电量82.63亿千瓦时,同比增加17.06亿千瓦时,增幅26.02%。

“十五五”期间,公司将持续推进能源绿色低碳转型,大力发展新能源,加快风电、光伏及储能等绿色能源项目开发建设；同时,主动适应新能源由以量为先、孤立分散转向量质并重、系统协同发展的新趋势,发挥综合能源协同优势,加快推进新能源与多能源品种、多产业、多种利用形式的集成融合发展,积极拓展多能互补、绿电直连等应用场景,推动业务布局进一步提质升级。

（一）行业格局和趋势1.电力供需总体平衡根据中电联《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》,预计2026年全国全社会用电量10.9万亿-11万亿千瓦时、同比增长5％-6％,电力消费需求平稳较快增长；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,占总装机约63％,电力供应持续绿色低碳转型。

综合需求增长、电源电网投产以及一次能源情况,预计2026年,全国电力供需总体平衡,局部地区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.煤炭市场供需平衡、价格维持相对平稳根据中国煤炭报发布的《2025年煤炭供需分析及2026年市场展望》,预计2026年,煤炭市场上半年将继续保持供需宽松,下半年逐步趋向平衡,煤价维持在合理区间稳定运行,行业将在能源安全与低碳转型的平衡中保持总体稳定,煤炭清洁化、多元化转型持续推进。

3.新型能源体系建设加快推进在“双碳”目标引领下,我国加速构建清洁低碳、高效安全的新型能源体系。

一方面,全力推动可再生能源规模化跃升。

根据中电联《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》,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,新能源装机占比持续提升。

2026年3月,第十四届全国人民代表大会第四次会议通过《中华人民共和国生态环境法典》,“绿色低碳发展”独立成编,协同推进降碳、减污、扩绿、增长,对发展循环经济、提高非化石能源消费比重、积极应对气候变化等作出制度安排,以法治的力量引领全社会形成绿色低碳发展的共识与行动,推动经济社会发展全面绿色转型。

另一方面,统筹煤电转型发展。

2025年3月,国家发展改革委、国家能源局印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》,严控煤电新增规模,推动存量煤电向兜底保供、调频调峰的保障性电源转型,兼顾清洁能源扩容与能源安全保供。

同时,立足资源禀赋统筹区域布局,重点建设西部大型清洁能源基地,因地制宜开发东部分布式清洁能源,优化全国能源资源配置,夯实新型能源体系的供给基础。

4.新型电力系统建设加快完善国家全面加快新型电力系统建设。

2025年8月,国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》,将储能作为系统稳定运行的关键支撑,推动储能与新能源协同发展。

截至2025年底,全国新型储能累计装机规模达到1.447亿千瓦,同比增加85%；抽水蓄能装机规模持续扩大,储能并网、电价及辅助服务补偿机制不断完善,有效平抑新能源发电波动、破解消纳难题。

配套健全跨区电力交易、绿电消纳考核机制,实现源网荷储高效协同、多能互补运行,全面提升电力系统稳定性、灵活性与适配性。

2025年12月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》,提出到2030年,新型电网平台初步建成,并明确新型电网平台功能定位,优化主配微网协同发展格局,有序推进跨省跨区输电通道规划建设,健全电网自然垄断业务监管机制,为推进中国式现代化提供坚强电力支撑。

5.全国统一电力市场体系加速构建2026年1月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》,分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制,建立发电侧可靠容量补偿机制,推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场,优化煤电中长期市场交易价格下限,鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制,保障电力系统安全稳定运行。

2026年2月,国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》,系统部署了5方面19项重点任务,包括探索建立容量市场、助力新能源更好参与电力市场、推动更多民营企业参与电力市场等举措,进一步深化电力体制改革,加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制,完善全国统一电力市场体系,在全国范围内有效实现电力资源市场化配置。

（二）公司发展战略坚持“湖北省能源安全保障平台”和“三峡集团综合能源发展平台”战略定位,紧扣“深耕湖北、点拓全国、优选海外”布局,构建多层次、多支撑、互促进的发展格局,通过“做精水电、做强火电、做大新能源、做优综合智慧能源、做实非电业务”协同,加快构建多能互补、协同发展的现代能源产业体系,着力打造以电力为基础、以清洁低碳为导向、以多能协同为支撑的“一流区域综合能源服务商”。

（三）公司经营计划1.2025年生产经营计划完成情况（1）主要业务经营指标：计划完成发电量445亿千瓦时实际完成情况：2025年,公司完成发电量427.01亿千瓦时,低于预期值445亿千瓦时。

主要系公司新能源发电量不及预期所致。

（2）新增装机：100万千瓦实际完成情况：2025年,公司新增装机97.74万千瓦。

为适应新能源上网电量全面入市的新形势,公司秉持科学、稳健的投资策略,审慎开展项目投资,进一步提升项目质量,实际新增装机规模略低于年初预计额。

（3）安全生产指标：杜绝较大及以上质量安全事故,防范一般事故,有效控制重大安全风险。

实际完成情况：全年未发生一般及以上生产安全责任事故。

2.2026年经营计划主要业务经营指标：完成发电量456亿千瓦时；新增装机116.7万千瓦；不发生一般及以上生产安全责任事故。

2026年,公司项目建设、技改等主要资金来源为自有资金,或通过发行债券、金融机构贷款等方式筹集资金。

（四）2026年重点工作2026年是“十五五”规划开局之年,公司坚持稳中求进、提质增效,以能源保供为根本、以价值创造为核心、以绿色低碳为方向、以改革创新为抓手、以安全合规为底线,全力确保年度生产经营目标圆满达成,加快建设一流区域综合能源服务商,乘势而上开启“十五五”高质量发展新征程。

公司将重点做好以下工作：1.聚焦产业升级,加快绿色低碳转型发展。

一是强化战略引领,高质量编制公司“十五五”发展规划。

二是加快清洁煤电发展,高质量推进江陵电厂二期建设,精心组织设备安装调试,确保年内建成投产。

三是提升新能源规模质量,依托省内重大电源点,探索实施更多水风光储、火风光储一体化试点项目；优化新能源配储运行策略,提高储能利用率及综合效益。

四是巩固抽蓄业务优势,加快推进罗田平坦原、长阳清江、南漳张家坪项目建设。

五是推动“两新”业务发展,在高耗能地区规划建设低碳（零碳）园区、源网荷储、绿电直连项目,因地制宜发展微电网。

2.聚焦提质增效,提升公司价值创造能力。

一是提升存量资产质量和盈利能力。

科学开展气象预测与水库调度,提高水资源利用效率；优化电煤全流程管理,持续降低度电煤耗；提高新能源场站精益运营水平,全力降低故障、陪停等损失电量；增强机组调峰、调压、调频能力,提高“两个细则”考核收益。

二是深化成本管控。

严控单位装机运营成本、人均“六公”经费、管理费用支出,灵活选择各类债务融资工具,加强综合融资成本管控。

三是抓好电力市场营销。

动态优化交易策略,完成各类中长期、现货及辅助服务交易,确保省内煤电、新能源交易量价高于全省平均水平；深入研究水电与抽蓄电价政策,加强绿证绿电、碳交易市场协同,进一步提升公司盈利水平。

3.聚焦改革创新,激发公司高质量发展动能。

一是深化国企改革攻坚。

制定新一轮改革时间表、路线图,紧盯改革瓶颈和重难点问题策划“个性化改革举措”；健全中国特色现代企业制度,完善考核评价与激励约束机制,持续提升公司发展活力。

二是强化科技创新驱动。

高质量完成重点科研项目；深入开展数据治理,探索打造“数据看板”与经营管理“驾驶舱”等决策分析工具；加强新技术在水库调度、检修管理、功率预测等核心环节的应用。

4.聚焦风险管控,筑牢企业发展合规底线。

一是夯实安全生产工作基础,健全风险分级管控与隐患排查治理双重预防机制,狠抓高风险作业与重点领域管控。

二是聚焦投资、建设、环境保护等重点领域,进一步加强合规管理体系建设,提升合规管理标准化水平,完善风险防控机制,强化重大风险源头防控。