湖北能源（000883）2025年半年度管理层讨论与分析

证券之星消息，近期湖北能源（000883）发布2025年半年度财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：

发展回顾：

一、报告期内公司从事的主要业务

    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，并积极构建煤炭和天然气供应保障网络。报告期内，公司积极融入新型电力系统建设，坚持风光水火储及煤炭、天然气一体化协同发展，持续优化业务布局，加快推动能源结构绿色低碳转型。

    （一）报告期内公司所处的行业情况

    1.电力供需总体平衡

    2025年上半年，我国能源消费总体保持增长，能源安全保障能力稳步提升。根据国家能源局统计数据，2025年1-6月，全社会用电量累计48418亿千瓦时，同比增长3.7%，其中规模以上工业发电量为45371亿千瓦时，同比增长0.8%。2025年1-6月，全国发电设备累计平均利用1504小时，同比减少162小时。

    报告期内，湖北省电力供应安全稳定，电力供需总体平衡。2025年1-6月，湖北省全社会用电量1408.81亿千瓦时，同比增长4.45%；全省发电量1222.61亿千瓦时（不含三峡电站发电量），同比下降0.46%。

    2.绿色低碳转型步伐加快

    2025年上半年，我国节能降碳稳步推进，绿色低碳转型步伐加快。截至2025年6月底，全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，太阳能发电装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。

    报告期内，湖北省深入践行“双碳”目标，能源结构优化与新型电力系统建设加速推进，清洁能源装机规模持续增长。截至2025年6月底，全省发电总装机容量达13253.76万千瓦（含三峡电站2240万千瓦），其中新能源装机容量突破5322万千瓦，较2024年末增加859万千瓦，增幅达19%。新能源发电装机占比提升至48%（不含三峡电站2240万千瓦），稳居省内第一大电源类型。

    3.电力交易市场化改革持续深化

    2025年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》。《通知》旨在按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。推动新能源上网电价全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制，提出结算机制电量规模、机制电价和执行期限有关要求，以2025年6月1日为节点，对存量项目与增量项目实施分类管理。

    2025年3月6日，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、商务部、国家数据局五部门联合印发《国家发展改革委等部门关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》。《意见》提出完善全国统一的绿证交易体系，推进多年、年度、月度以及月内绿色电力交易机制建设，推动分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易。

    2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》。《规则》与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》共同构筑全国统一电力市场三个主要交易品种，标志着三大交易品种的规则顶层设计基本建立。

    4.煤炭生产稳中有增价格震荡下行

    根据国家统计局数据，2025年上半年我国规模以上工业原煤产量24亿吨，同比增长5.4%，原煤生产平稳增长，能源供应基础进一步夯实。2025年在暖冬电力煤耗较低背景下，国内产量增加导致煤炭价格下跌，截至2025年6月底，秦皇岛5500大卡下水动力煤长协价格为669元/吨，较年初693元/吨下降24元/吨，降幅3.46%；现货市场价格为619元/吨，较年初769元/吨下跌150元/吨，跌幅19.51%。

    （二）报告期内公司生产经营工作的主要特点

    1.电力生产形势稳中向好

    报告期内，公司充分发挥水火互济、风光互补的电源结构优势，推动生产形势稳中向好。水电方面，公司克服来水总体偏枯、极度不均的不利影响，加强梯级水库联合优化调度，科学调控水库水位，提高水资源利用率；火电方面，抓住全省水电减发缺口抢发、多发，2025年上半年火电发电量为115.80亿千瓦时，同比增长3.00%，创历史新高。新能源方面，公司科学制定市场交易策略，积极开展绿电绿证交易，实现发电量43.09亿千瓦时，同比增长53.84%。上半年，公司实现归属于上市公司股东的净利润9.56亿元。

    2.绿色低碳发展加快推进

    报告期内公司持续优化能源产业布局，加快推进项目建设。一是加速推动清洁煤电建设，江陵电厂二期1号锅炉受热面焊口全部完成，具备锅炉水压试验条件；宜城火电入围2025年中国电力优质工程奖候选名单。二是稳步推进抽蓄项目建设，罗田平坦原项目完成地下厂房施工向机电安装转序，上库主坝填筑21万立方米；长阳清江项目主厂房中导洞贯通，进场交通洞开挖39%；南漳张家坪项目主厂房第一层开挖52%。三是全力攻坚新能源项目，京山汇能光伏全容量并网；襄阳黄集、河东风电项目完成31台风机吊装、11台风机并网；齐岳山一期“以大代小”改造项目完成全部风机拆除。

    3.改革创新动力持续增强

    报告期内，公司统筹推进国企改革深化提升行动、“双百行动”、对标一流及“价值创造行动”等任务，获评国务院国资委2024年度中央企业“双百行动”专项考核“标杆”等级。报告期内，公司申报专利165件，获得授权95件，创新成果加速涌现；成立水电智慧检修、新能源技术等2个子企业创新平台，完成数字基础设施建设与数据治理项目设备安装部署，实现襄阳茗峰光伏功率预测等7套生产系统自主可控替代，数字化转型稳步推进。

    4.安全生产态势平稳有序

    报告期内，公司深入开展安全生产治本攻坚三年行动，压紧压实全员安全生产责任，着力打造本质安全型企业。一是能源保供全面发力，圆满完成迎峰度冬、夏初高温等重点时段保供任务；发挥煤电灵活调节和兜底保供作用，深调工况运行时长占比达37%、同比增长15个百分点。二是安全形势保持平稳，扎实开展冬春季集中攻坚、天然气安全治理等专项行动，妥善应对入梅以来的连续强降雨，江坪河水库累计拦洪2.1亿立方米、最大削峰率达65%，有效缓解下游防洪压力。三是生产管理基础持续夯实，6座新能源场站获评中电联“优胜”等级，其中1座获5A级最高评级。公司上半年未发生一般及以上生产安全事故及非计划停运事件。

    （三）报告期内公司主营业务情况

    2025年上半年，公司新增可控装机3.02万千瓦，均为新能源装机；截至报告期末，公司可控装机容量为1832.99万千瓦，其中，水电装机465.73万千瓦，火电装机663.00万千瓦，风电装机124.51万千瓦，光伏发电装机571.15万千瓦，储能装机8.60万千瓦。

    公司在湖北省内可控发电装机1486.22万千瓦（剔除储能），占全省发电总装机容量11013.76万千瓦(不含三峡电站2240万千瓦）的13.49%。其中，在湖北省内水电装机420.13万千瓦，占湖北省水电总装机容量1573.43万千瓦（不含三峡电站2240万千瓦）的26.70%；在湖北省内火电装机633.00万千瓦，占湖北省火电总装机容量4118.80万千瓦的15.37%；在湖北省内风电装机124.51万千瓦，占湖北省风电总装机容量1038.71万千瓦的11.99%；在湖北省内光伏发电装机308.58万千瓦，占湖北省光伏发电总装机容量4282.82万千瓦的7.21%。

    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（含东湖燃机管道），城市燃气中压管线306.3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上半年完成煤炭中转量259.58万吨。

    （四）报告期内公司生产经营情况

    2025年上半年，湖北省发电量1222.61亿千瓦时（不含三峡电站发电量），同比下降0.46%。其中，水电182.33亿千瓦时，同比减少30.84%；火电739.42亿千瓦时，同比增长0.05%；风电94.54亿千瓦时，同比增长25.22%；光伏发电205.36亿千瓦时，同比增长36.85%。

    2025年上半年，公司完成发电量204.56亿千瓦时，同比减少2.47%。其中，公司水电发电量为45.67亿千瓦时（含查格亚电站），同比减少34.10%，水力发电厂平均用电率0.89%，水电机组平均利用小时数981小时；火电发电量为115.80亿千瓦时，同比增长3.00%，火力发电厂平均用电率6.64%，火电机组平均利用小时数1747小时；风电发电量10.44亿千瓦时，同比增长7.96%，风力发电厂平均用电率2.90%，风电机组平均利用小时数840小时；光伏发电量32.65亿千瓦时，同比增长78.03%，光伏发电厂平均用电率2.02%，光伏发电机组平均利用小时数573小时。报告期内，天然气输销气量为10.16亿标方，同比减少6.96%。

    2025年上半年，公司售电量195.87亿千瓦时，同比下降2.41%；平均售电价格为0.44元/千瓦时（含税），较上年同期下降0.04元/千瓦时。上半年，公司所属境内电站市场化交易结算总电量129.88亿千瓦时，较去年同期增加24.99亿千瓦时，占公司所属境内电站上网电量的72.14%。

    （五）报告期内公司总体经营业绩

    报告期内，公司实现营业收入84.93亿元，同比减少13.28亿元，降幅13.52%。营业收入下降的主要原因：一是年初起调水位低，本期水电来水不及上期，水电发电量减少，致本期水电业务收入同比减少9.08亿元；二是因本期火电售电均价同比下降，致火电业务收入同比减少1.14亿元；三是因天然气销售量减少，致天然气业务收入减少4.30亿元。另一方面，因新能源装机容量增加，发电量增加，致新能源业务收入同比增加1.75亿元。

    2025年上半年，公司实现归属于上市公司股东的净利润9.56亿元，同比减少4.69亿元，降幅32.91%。归母净利润下降的主要原因：一是年初起调水位低，本期水电来水不及上期，水电发电量减少，水电业务净利润减少4.95亿元；二是新能源业务因电力现货市场竞争激烈，市场电价下降，同时叠加因新能源装机增加导致的固定成本增加，新能源业务净利润同比减少1.46亿元。

    报告期内，公司新能源项目合计可控发电装机容量695.66万千瓦（不含储能），新能源发电量43.09亿千瓦时，同比增长53.84%，新能源业务实现净利润0.96亿元。

    二、核心竞争力分析

    （一）区位布局优势明显

    公司作为湖北省能源保障平台，主要发电业务集中于湖北省内。截至2025年6月30日，公司湖北省内可控装机容量为1494.82万千瓦，火电装机主要临近武汉或处于襄阳，水电分布在鄂西，均位于区域负荷中心，市场消纳能力较强；风电、光伏主要装机位于省内风资源、光伏资源较丰富区域，有利于提高机组利用效率，保障新能源项目收益。

    （二）电源结构多元互补

    公司拥有水电、火电、风电、光伏发电等多种类型的发电机组，且水电、火电、新能源装机比例约为25.4%、36.2%、38.4%，电源结构较为均衡，有效平滑单一类型发电业务业绩波动影响，实现了“水火互济、风光互补”的优势互补。同时稳健发展天然气和煤炭物流业务，多元化产业结构有效平滑单个业务波动影响，有利于保障公司业绩稳定，降低经营风险。

    公司坚持绿色发展理念，坚定不移落实“双碳”目标，顺应构建新型电力系统的政策趋势，绿色低碳转型效果显著。截至2025年6月30日，公司清洁能源可控装机（含储能）达到1169.99万千瓦，占公司可控装机容量的63.83%，“十四五”以来，公司新能源可控装机增长435.31%，新能源可控装机容量明显提升。此外，公司积极推进罗田平坦原等三个抽水蓄能电站项目，合计装机440万千瓦，绿色低碳转型成效显著。

    （三）生产技术精益高效

    公司在电力生产运营领域具备技术与管理优势。水电方面，公司主要水电站所属清江公司在清江干流运营管理水布垭、隔河岩、高坝洲三级电站，通过全面推进清江流域梯级电站优化调度，开展清江三级电站与三峡电站、葛洲坝电站五库联调，水资源利用率大幅提高，水库安全生产和精益管理能力不断提升。火电方面，公司已投产4台100万千瓦超超临界发电机组，占公司火电装机的60.33%，在发电效率和运营成本等方面均有较强的竞争优势，在机组运行安全性、可靠性、稳定性等方面均处于先进水平。

    （四）改革创新动能强劲

    公司扎实推进国企改革深化提升行动等工作，通过区域业务整合优化资源配置，提升区域资产集约化管理水平和投资效能，获评国务院国资委2024年度中央企业“双百行动”专项考核“标杆”等级。探索发展“新业务、新模式”（以下简称“两新”业务），布局新能源检测检修、虚拟电厂、零碳园区等前瞻性战略性新兴产业，加快培育新质生产力。建立健全专项激励机制，统筹投资控制节余、科技创新等专项奖励，完善评价和奖励发放机制，切实发挥激励的导向作用。构建新型经营责任制，全面实施高级管理人员任期制和契约化管理，推行管理人员新型经营责任制扩围深化，强化刚性考核与兑现，激发核心骨干人员干事创业积极性，促进企业经营效益提升和战略规划落地实施。

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