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你好 👋, 这是调取相关机构调研会议后，结合网站相关观点框架做的总结，仅供您参考：

2026-05-21 公告，业绩说明会,音频直播,网络文字互动

接待于2026-05-20

一、发展规划

  • 十四五完成情况：截至2025年底，可控发电装机规模达1,928万千瓦，基本实现翻番目标；2025年发电量427亿千瓦时，基本实现规划目标；清洁能源占比超三分之二；主营业务利润距规划目标存在一定差距。
  • 十五五规划：2025年启动编制，预计到2030年装机总量、资产规模和盈利指标将有较大幅度增长，清洁能源占比进一步提高，规划仍在优化中。
  • 分红比例：十五五期间将综合考虑发展阶段、盈利水平、资本开支资金需要确定，兼顾股东回报与公司长远发展。

二、新能源业务

  • 行业前景：受市场化交易让利、限电率提升影响，当前压力较大；中长期随源网协同提升、调节性电源投产，发展前景将改善。
  • 提升盈利措施：深挖潜能、提质增效，加强项目精细化管理；结合大数据科学制定交易策略，缓解电价下行影响。

三、水电火电运营

  • 2026年一季度来水：清江水布垭累计来水13.75亿立方米，同比偏多103.2%；溇水江坪河累计来水2.93亿立方米，同比偏多80.1%。
  • 2026年全年来水预测：清江水布垭80.1亿立方米，较多年平均偏少约1成；江坪河20亿立方米，偏少1成左右。
  • 火电电价：2026年湖北省月度交易电价有边际改善预期，非光伏集中发电时段中长期价格稳中有升；年度长协电价同比降幅较大，主因用电增速放缓、煤价下降、新能源入市竞争加剧。
  • 煤炭采购：2025年长协煤兑现率65%，全口径含税到厂标煤价格876.28元/吨；2026年一季度长协兑现率74%（同比+10%），长协价860.73元/吨（同比-53.12元），现货价922.5元/吨（同比-47.98元）。

四、项目投资与融资

  • 2026年新增装机：主要为江陵火电二号机组及新能源、电化学储能项目；储能投资坚持收益导向和项目优选原则，科学布局。
  • 抽蓄项目收益：三个在建抽蓄均适用“容量电价+市场收益分享”模式，湖北省相关政策尚未出台，后续动态评估。
  • 投资意愿：不会削弱，但将动态调整收益预期，推动从单一电量收益向“电量+容量+服务”综合收益转变，聚焦优质项目。
  • 股权融资计划：目前尚无明确方案及时间，后续将统筹研究资本市场融资工具，选取最有利方式满足资金需求。

五、财务与业绩

  • 可再生能源补贴：2025年新增补贴电费6.76亿元，回收7.54亿元；截至2025年底应收补贴余额27.35亿元。
  • 2026年一季度业绩：利润总额8.19亿元，同比增加2.97亿元（+56.82%）。水电利润同比增加4.96亿元（来水好，发电量同比+85.63%）；火电利润同比增加0.42亿元（江陵火电投产及煤价下降）。

2025-09-07 公告，业绩说明会

接待于2025-09-05

  • “十五五”规划编制情况：已于2025年一季度启动，完成重点业务及新业务专题研究、外部对标企业调研、未来发展定位与目标研讨；战略目标为”立足湖北,点拓全国,辐射海外”，做精水电、做强火电、做大新能源、做优综合能源；新业务探索包括检修检测、新型储能技术开发与应用、氢能制储运销等新兴业务。
  • 2025年上半年毛利情况：毛利20.18亿元；水电业务毛利7.75亿元，同比减少6.44亿元，原因包括初起调水位偏低、来水偏枯，发电量同比下降34.10%；火电业务毛利6.69亿元，同比增加0.48亿元；新能源发电业务毛利4.48亿元，同比减少1.24亿元，原因包括市场化交易竞争加剧、上网电价同比下降、装机规模增加导致固定成本增加。
  • 提高收入及改善毛利率措施：加强市场营销，科学制定电力市场交易方案；提升精细化管理水平，提高设备可利用率和稳定性；严控成本支出，控制燃煤采购价格，通过煤炭集采降低价格；发挥”水火互济、风光互补”结构优势，优化调度。
  • 2025年投产装机及在建项目：预计新增装机100万千瓦；主要在建项目包括三个抽水蓄能项目（罗田平坦原抽蓄项目预计2028年投产、长阳抽蓄项目预计2030年投产、南漳张家坪抽蓄项目预计2030年投产）、江陵电厂二期火电项目预计2026年投产、宜城河东150MW风电项目预计2025年12月投产。
  • 风电及光伏项目单位装机建设成本：在建风电项目单位造价约5.5元/瓦特；2024年投产光伏项目单位造价约3.5元/瓦特。
  • 主要水电站水位及全年来水情况：截至8月31日，水布垭电站坝前水位390.11米，较去年同期升高6.28米；隔河岩电站坝前水位195.49米，较去年同期升高7.08米；江坪河电站458.25米，较去年同期降低2.97米；清江流域全年来水预计偏少3成。
  • 稳定水电收益措施：获取气象水文预报信息，与调度部门沟通，优化水位控制，提高水能利用率；加强梯级电站联合调度能力，优化运行、水库联合蓄泄。
  • 新能源补贴现状：截至2025年6月末，尚未收回新能源补贴31.39亿元；2024年收回新能源补贴4.25亿元。
  • 太阳能电价情况：7、8月光伏发电项目售电均价略高于二季度。
  • 湖北省电力市场化交易政策及影响：加快推动各类电源品种及新型市场主体入市，市场竞争激烈；电力交易机制调整，现货交易权重提高，电价水平下降。
  • 136号文影响及新能源布局：136号文增加机制电价兜底保障，鼓励资源合理布局、技术进步、成本控制等；公司继续坚定新能源业务发展方向，优化区域布局、加强成本控制、推进存量项目提质增效；根据政策变化考虑是否调整新能源项目收益率标准。
  • 2025年上半年市场化交易情况：在鄂煤电及统调新能源项目全电量参与电力交易，水电项目未参与；外省项目按各省规则参与；年度交易电量占中长期交易总量的70%及以上，剩余通过短周期交易补充。
  • 现货市场运行后营销措施：建立”每日研判、每周统筹”工作机制，加强信息收集和分析；构建多能源品种协同分析模型，动态调整交易方案；深化跨部门协作，保障经营效益。
  • 综合融资成本及降低财务成本措施：截至2025年6月末，带息负债规模470亿元，综合融资成本率控制在3%以内；择机推进债券发行，优化融资结构；推进高息贷款置换，调整债务结构。
  • 分红比例考虑：持续稳定实施现金分红；年度分红考虑盈利水平、项目投资资金需求、融资环境、投资者回报等因素；积极探索提升分红频次、比例的可行性。
  • 定增进展：2025年4月16日深交所审核通过；已向中国证监会提交注册申请材料，尚待同意注册；将及时公告进展。