公司财务与运营表现 * 公司2025年上半年营收131.85亿元 同比下降5.8% 净利润10.82亿元 同比增长1% 利润总额18.8亿元 同比增长9%[3] * 公司控股发电装机容量达1,787万千瓦 其中经营期1,467万千瓦 建设期和核准待建各160万千瓦[3] * 2025年上半年发电量273.8亿千瓦时 同比下降3.9% 综合电价429元/兆瓦时 同比下降4% 剔除新疆机组后存量电价仅下降2%左右[2][3] * 2025年上半年标煤单价790元/吨 同比下降14% 剔除新疆因素后存量标煤单价同比下降7.4%[2][3][4] * 2025年二季度发电量超过130亿千瓦时 同比降幅收窄至不到1% 省内煤电约100亿千瓦时 气电约2.5亿千瓦时 新疆煤电贡献20亿千瓦时 环保发电贡献约5亿千瓦时[5] * 2025年二季度总体电价水平0.44元/千瓦时 同比下降不到4% 省内煤电价格约0.44元/千瓦时 气电实现约8%增长[5] * 2025年二季度容量电费折算约0.02元/度 公司设备状态良好 全额获取容量费[6] * 2025年二季度标煤单价较上半年进一步降低 省内煤电标煤单价约850元/吨 同比降幅超10% 新疆新投产机组标煤单价同比降幅接近20%[7] * 江部电厂2025年上半年净利润同比下降约10% 因所得税优惠政策变化和电量下降约20%[18] * 公司2025年上半年投资收益下降约20% 主要因参股煤炭企业发电公司收益减少[23] * 首港公司投资收益下降接近30% 因煤价弹性较小 电量基数较高及电价下降[33] 煤炭采购与成本结构 * 市场协议采购比例增长 价格介于长协和现货之间 长协与纯现货比例缩减[8] * 市场协议采购价格变动较小 比市场现货略高但低于长协价格[9] * 明年的长协定价主要受成本端影响 现货价格指导作用不确定[11] * 煤耗整体稳定 与去年同期基本持平 第三季度煤耗最高 一、四季度相对最低[10] 电力市场与政策动态 * 安徽省现货电价自2025年1月起试运行 月度综合出清电价波动 1月至5月基本维持0.3元/度左右 6月下降后7月恢复至0.3元以上 全年平均水平约0.3元/度[12][13] * 安徽省现货市场交易量占比个位数 90%以上交易通过合同进行[16] * 长三角区域市场一体化建设可能拉近江苏、浙江与安徽之间的长期定价 江苏月度综合出清价格约0.39元/度[18] * 安徽省2025年7月用电量同比增长约15% 8月火力发电量同比增长约9%[14] * 2025年下半年新能源挤压效应预计减弱 用电增速将回升[15] * 安徽省2025年至2026年预计新增若干火电机组 包括煤电和气电项目[24] * 安徽省到2026年底预计投产超过1,000万千瓦煤电、气电和抽水蓄能项目 十五期间初步规划新增煤电装机容量约400万千瓦[25] * 安徽省十四五期间核准的1,000多万千瓦装机预计按预期时间投产 关注用电量增长是否达6%至8%的预估[26] 新能源项目与发展规划 * 新疆80万千瓦光伏项目预计2025年9月全容量并网 总成本约2.7元/千瓦时 预期收益较好[29] * 公司在建新能源项目包括新疆80万千瓦光伏和吐鲁番50万千瓦风电 预计2025年9月全容量并网 宿州埇桥区30万千瓦风电计划今年完成首笔建设[30] * 公司重点关注省外并购 在新疆和陕西积极推进新能源项目 陕西闪电送网通道配置1,100万千瓦新能源 公司争取约200万千瓦[30] * 核聚变项目处于总装阶段 预计2027年底完成 对公司研发费用影响不大[21][22] 其他重要事项 * 公司可能存在新增机组重大技改或大检修过程中的资产减值[19] * 研发费用同比增加主要因原材料相关投入增加[20] * 国能集团2025年上半年收入和利润受煤价下降影响[27] * 十五期间全国规划建设超过20条特高压通道 蒙西至安徽输送线路受关注 新疆阿克苏至安徽第二通道项目处于谋划阶段[28] * 2025年二季度安徽电价较一季度高0.01元/度 因电量下降和现货出清价格略高[31][32]