财务数据关键指标变化：收入与利润 - 2025年营业收入为154.63亿元，同比下降7.24%[16] - 2025年归属于上市公司股东的净利润为1.96亿元，同比大幅增长511.52%[16] - 2025年归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润为1.84亿元，同比增长325.92%[16] - 2025年第四季度归属于上市公司股东的净利润为-1.19亿元，为全年唯一亏损季度[20] - 2025年基本每股收益为-0.0128元/股，同比改善85.60%[16] - 2025年加权平均净资产收益率为-0.65%，较上年上升3.69个百分点[16] - 截至报告期末，母公司未分配利润为-15.74亿元，存在未弥补亏损[4] - 公司净利润为1.21亿元，但经营活动现金流量净额达20.82亿元，差异19.61亿元，主因折旧及摊销减少净利润23.72亿元等非现金项目影响[64] - 投资收益为2.71亿元，占利润总额比例高达94.12%，主要来自权益法核算的长期股权投资收益，不具有可持续性[66] 财务数据关键指标变化：成本与费用 - 公司营业成本中电力成本为106.64亿元，同比下降11.05%[45] - 电力业务燃料费同比下降15.80%至61.42亿元，占营业成本比重从48.51%降至45.35%[47] - 电力业务修理费同比增长16.50%至4.14亿元，热力业务修理费同比大幅增长40.07%至4886.58万元[47] - 公司财务费用同比下降13.17%至12.93亿元，主要因利息费用减少[53] - 研发费用同比增长15.56%至2.26亿元，主要因研发投入增加[53] 财务数据关键指标变化：现金流 - 2025年经营活动产生的现金流量净额为20.82亿元，同比大幅改善312.72%[16] - 经营活动产生的现金流量净额由负转正，同比大幅增长312.72%，达到20.82亿元[63] - 经营活动产生的现金流量净额同比激增312.72%，主要受购买商品支付现金减少影响[64] - 投资活动产生的现金流量净额为-26.39亿元，同比减少14.55%[63] - 投资活动产生的现金流入同比增长86.70%，主要因处置子公司收回的现金净额增加[64] - 筹资活动产生的现金流量净额同比大幅增长163.27%至12.34亿元，主要因归还永续债减少[64] 业务线表现：发电与供热生产量 - 2025年公司发电量383.82亿千瓦时，同比降低11.65%[25] - 2025年公司供热量4,398.01万吉焦，同比增幅5.32%[25] - 2025年公司全年累计完成发电量383.82亿千瓦时，折合发电利用小时数3,469.11小时[31] - 2025年发电厂利用小时数为3,469.11小时，较上年同期的3,969.7小时下降[28] - 2025年发电厂平均用电率为6.07%，较上年同期的5.93%有所上升[28] - 2025年上网电量350.61亿千瓦时，平均上网电价（含税）为42,125,270元/亿千瓦时[28] - 2025年公司常规火电平均利用小时为3,910.75小时，同比减少580.51小时；水电平均利用小时为5,948.32小时，同比增加127.24小时；风电平均利用小时为2,120.99小时，同比增加178.15小时；光伏平均利用小时为1,133.20小时，同比减少202.65小时[32] - 2025年电力销售量为3506.14亿千瓦时，同比下降12.12%[44] - 2025年热力销售量为4393.20万吉焦，同比增长5.48%[44] 业务线表现：收入与毛利率 - 电力业务收入为130.70亿元，占总收入84.53%，同比下降6.74%[40] - 燃煤业务收入为57.02亿元，占总收入36.87%，同比下降18.59%[40] - 热力业务收入同比增长3.20%至17.59亿元，占营业成本比重从11.33%升至12.98%[50] - 火电电力产品毛利率为15.69%，同比提升5.58个百分点[43] - 风电电力产品毛利率为48.81%，同比提升1.31个百分点[43] - 光伏电力产品收入为8.00亿元，同比下降18.75%，毛利率为27.43%，同比下降15.33个百分点[43] 业务线表现：装机容量与市场地位 - 2025年末总装机容量1,106.38万千瓦，较上年同期的1,094.38万千瓦增加12万千瓦[28] - 公司控股装机容量1,106.38万千瓦，其中火电880万千瓦，水电12.8万千瓦，新能源213.58万千瓦（光伏134.08万千瓦，风电79.5万千瓦）[31] - 公司在山西省内煤电装机容量880万千瓦，占省内总装机（6,979万千瓦）的12.61%[30] - 公司2025年燃煤发电机组完成发电量344.15亿千瓦时，占山西省燃煤发电总量（3,033.92亿千瓦时）的11.34%[30] - 公司2025年供热量完成4,398.01万吉焦，占山西省总供热量（34,761.26万吉焦）的12.65%[30] - 公司2025年累计代理电量为11.84亿千瓦时，占公司总销售电量的3.38%[29] - 公司2025年省间现货、中长期电量电价、容量电费补偿等主要指标全省领先[37] 业务线表现：技术与能效改进 - 磨煤机单台最大出力从70吨/小时提升至超过75吨/小时，煤粉细度R90指标从25%提升至15%左右[55] - 飞灰含碳量可从10%左右降低2%左右[55] - 单台机组新增供热抽汽能力达约369吨/小时，两台机组最大抽汽供热能力可达约550兆瓦[55] - 供热系统改造后可稳定增加供热面积约1049万平方米[55] - 汽泵再循环调门维护周期从6个月延长至12个月，调门漏量从300吨/小时降至低于50吨/小时[55] - 汽泵再循环调门改造后每年可降低维护成本约20万元[55] - 锅炉分仓改造后，每日2炉两个分仓可节省高卡煤种约70吨，每月至少节省高卡煤2000吨[55] - 按高卡煤价格800元/吨计算，分仓改造每月可节省燃料费用约160万元[55] - 煤质在线监测系统使核心指标数据更新延迟压缩至5分钟内，年节约标煤超1万吨[55] - 煤质在线监测系统应用后，年节约费用超400万元[55] - 排烟热损失降低至8%以下，解决燃烧不充分问题[56] - NOₓ排放量下降20%—30%，硫化物排放达标率保持99.9%以上[56] - 机组灵活试验研究后运行约1年即可收回成本[56] - 机组KP值由2.0提高到3.7后，每年可获得调频补偿收益500万元[56] - 实现1000万平方米供热，全年供电煤耗可降低至315.2克/千瓦时[56] - 降低除盐站酸碱用量89%[56] - 减少除盐站工业废水量80%[56] - 煤粉细度R90控制在4%至10%[56] - 一次风粉流速热态偏差控制在±5%[56] - 河津发电分公司1机组修后额定状态下供电煤耗降低约7克/千瓦时[57] - 蒲洲热电公司HSR干粉脱硝系统使空预器清洗周期较尿素脱硝延长50%以上[57] - 蒲洲热电公司HSR干粉脱硝系统降低空预器堵塞时引风机电耗0.1%[57] - 蒲洲热电公司HSR干粉脱硝系统2025年预计全年节约厂用电324.8万度[57] - 蒲洲热电公司HSR干粉脱硝系统2025年预计节约费用113.68万元[57] - 蒲洲热电公司3炉原煤仓分仓掺烧优化预计节省投运油枪稳燃燃油消耗2.3吨/小时[57] - 蒲洲热电公司3炉原煤仓分仓掺烧优化技术年产生经济效益预计250万元[57] - 蒲洲热电公司3脱硫废水零排放系统处理能力由每天60吨提高到每天130吨[57] - 蒲洲热电公司3脱硫废水零排放系统全年预计节约废水处理成本203.3万元[57] - 各台磨煤机出力均提高至45吨/小时以上[57] - 电石渣作为脱硫吸收剂成本比生石灰降低35%–45%[58] - 采用电石渣后脱硫剂单位采购成本下降40%–45%[58] - 使用电石渣在特定工况下可实现SO₂排放总量比使用生石灰降幅20%[58] - 锅炉分仓精准配煤改造后，年可节约成本230万元以上[58] - 智能掺烧项目计划每年解决燃煤成本200万元以上[58] - 脱硝系统更新后，在锅炉35%THA至100%BMCR负荷范围内烟气脱硝效率均不低于90%[58] - A2平面通信设备优化后，年节能收益0.95万元[58] - 多煤种掺烧项目实施后，飞灰含碳量从10%降至4.5%[58] - 多煤种掺烧项目实施后，锅炉效率达91.5%，较之前提升2.06个百分点[58] - 飞灰含碳量从立项前10%降至5%以内，锅炉效率提升3个百分点[59] - 供电煤耗降低8.2克/千瓦时，预计2025年3-12月发电量18.4万千瓦时，可节约标煤1.4万吨[59] - 标煤单价按700元/吨计算，供电煤耗降低项目年经济效益为980万元[59] - 空冷岛智能冲洗项目使年冲洗期间发电量约5.1亿度，年节约标煤约571吨[59] - 空冷岛智能冲洗项目年经济效益为39.97万元，另使机组年增加发电量410万度[59] - 机组增加发电量410万度，按上网电价0.35元/度计算，年增加收入143.5万元[59] - 入炉煤颗粒度优化后，3mm以上占比<45%，10mm以上占比<5%[59] - 液压、螺旋千斤顶试验工具研发应用后，每年大约能节省20万元的检测和修理费用[59] - 捅焦项目预计每次可节约费用3万元[60] - 汽轮机螺栓螺母断开装置预计每台机组可节约备件材料费用5万元[60] - 汽缸检修支撑装置预计每个等级检修可节省人工费5万元[60] - 二号水轮发电机组转轮及转轮室改造后，预计每年可减少运行成本252万元[60] - 二号水轮机导叶密封装置性能优化后，预计每年可减少运行成本168万元[60] 研发与创新投入 - 2025年公司申请实用新型专利11项，取得实用新型专利授权7项、软件著作权登记15项，发表科技论文43篇[35] - 研发投入金额同比增长17.34%，达到2.33亿元[61] - 研发人员数量为512人，同比减少3.94%，占总员工比例为7.46%[61] - 研发投入资本化金额为717.3万元，同比减少19.64%，占研发投入比例为3.08%[61] 资产与负债状况 - 2025年末总资产为547.17亿元，同比下降6.56%[16] - 2025年末归属于上市公司股东的净资产为110.10亿元，同比下降3.43%[16] - 货币资金期末余额为42.60亿元，占总资产比例7.79%，较期初增加1.48个百分点，主要因银行存款增加[67] - 长期股权投资期末余额为36.53亿元，占总资产比例6.68%，较期初增加1.60个百分点，主因权益法核算的投资收益及投资成本增加[67] - 在建工程余额从期初的40.97亿元大幅下降至20.15亿元，占总资产比例减少3.32个百分点，主要受同赢热电公司股权转让影响[67] - 长期借款余额为232.02亿元，占总资产比例42.40%，较期初减少1.25个百分点[67] 投资与资产处置 - 报告期投资额为3.91亿元，较上年同期3.04亿元增长28.67%[72] - 公司出售晋北能源控股（山西）有限公司51%的股权，交易价格为26,569.14万元[76] - 该股权出售交易使公司当期投资收益增加341.36万元[76] - 该股权出售贡献的净利润占公司净利润总额的比例为1.74%[76] - 报告期内公司出售晋北能源同赢热电（山西）有限公司51%股权，取得转让收益341.36万元[80] - 公司出售晋北能源同赢热电（山西）有限公司51%股权，转让价格为26,569.14万元，对应资产账面价值26,230.13万元，评估价值26,569.14万元[165] - 上述股权出售交易产生投资收益341.36万元[165] 子公司与参股公司表现 - 2025年度公司合并范围子公司减少5户，总数为60户[48] - 2025年度合并报表子公司共60户，较上年度减少5户[157] - 主要子公司山西临汾热电有限公司报告期内净利润为2.0277亿元[79] - 主要子公司晋控电力塔山发电山西有限公司报告期内净利润为1.6599亿元[79] - 主要子公司晋控电力同华山西发电有限公司报告期内净利润为9932.41万元[79] - 主要子公司晋控电力同承热电（山西）有限公司报告期内净利润为1.3908亿元[79] - 主要子公司晋控电力山西新能源有限公司报告期内净利润为1.1040亿元[79] - 主要子公司晋控电力蒲洲热电山西有限公司报告期内净利润为9184.89万元[79] - 子公司山西王坪热力有限公司热力销售收入为6.156亿元，成本为1.718亿元，利润为1.835亿元[80] - 子公司宣化县源和新能源有限公司太阳能发电收入为6.795亿元，成本为1.586亿元，利润为2728.29万元[80] - 子公司山西长治发电有限责任公司电热生产销售收入为83.381亿元，成本为17.694亿元，利润为24.241亿元[80] - 子公司山西煤炭配售有限公司煤炭销售收入为39.224亿元，成本为9950.17万元，利润为5701.53万元[80] - 参股公司中铝山西新材料有限公司电解铝生产销售收入为686.223亿元，成本为223.482亿元，利润为110.192亿元[80] - 参股公司华润电力（唐山曹妃甸）有限公司电热生产销售收入为668.801亿元，成本为345.436亿元，利润为369.799亿元[80] - 参股公司陕西澄合山阳煤矿有限公司煤炭开采及销售收入为555.675亿元，成本为70.822亿元，利润为8.022亿元[80] 客户与供应商集中度 - 公司前五名客户销售额合计139.39亿元，占年度销售总额比例高达90.14%[49][51] - 最大客户国网山西省电力公司销售额为101.38亿元，占公司年度销售总额的65.56%[51] - 前五名供应商合计采购金额71.83亿元，占年度采购总额的61.54%，其中关联方采购占比达58.12%[51] - 最大供应商晋能控股集团有限公司采购额为67.84亿元，占年度采购总额的58.12%[51] 非经常性损益与政府补助 - 2025年计入当期损益的政府补助为30,497,815.58元，较2024年的31,447,023.53元略有下降[22] - 2025年非经常性损益合计为12,441,578.40元，显著低于2024年的113,395,874.10元[23] - 2025年其他营业外收入和支出净额为-44,100,536.18元，而2024年为净收入146,890,687.69元[23] - 2025年单独进行减值测试的应收款项减值准备转回4,552,779.31元[22] 行业与市场环境 - 2025年全国发电装机容量389,134万千瓦，同比增长16.1%；其中火电装机153,904万千瓦（增长6.3%），风电装机64,001万千瓦（增长22.9%），太阳能发电装机120,173万千瓦（增长35.4%）[30] - 2025年全国总发电量105,752.5亿千瓦时，同比增长4.8%；其中火电发电量63,271.5亿千瓦时，占比59.83%；风光总发电量23,011.60亿千瓦时，合计占比21.76%[30] 管理层讨论和指引：2026年经营计划 - 公司2026年重点工作包括坚持把安全工作摆在首位，以高水平安全护航高质量发展[82] - 公司2026年将坚持把生产管理作为高效运营的关键，持续提高机组安全经济运行水平[83] - 确保全年综合电价高于全省平均水平，运用调频、调峰等辅助服务手段[84] - 入厂标煤单价