二零二五年上半年，中国的用电量累计达到4,841.8亿千瓦时，同比增长为3.70%。随着促消费系列政策的逐步落地，本年第二季度部分省份的工业用电量开始回暖，电力需求增速回稳。同时，电力交易现货市场的全面铺开和新能源的广泛应用，将继续带动经济社会全方位绿色转型。

本公司及其附属公司（「本集团」）风电及光伏发电均持续维持收入增长，因多家风电及光伏发电项目公司作为预重组建议（详情请参阅本公司日期为二零二五年一月十七日的公告及下文「重大收购及出售」一节）的一部分而整合至本集团，以及期内多个新发电机组的收购及投产所致。我们于去年第二季度取得一家风电公司控股权后，该风电公司由联营公司重新分类为本公司附属公司，亦进一步促进期内风电板块的利润增长。

本集团火电板块受益于燃料成本下降及实施有效的煤炭采购措施，促使回顾期内利润实现正增长。然而，一家合计装机容量1,260兆瓦的燃煤发电公司于去年底由本公司附属公司重新分类为联营公司（详情请参阅本公司日期为二零二四年十二月三十一日的公告），加上煤电的功能在电力系统内转向专注于以稳定电力供应的调频削峰为主，导致售电量及收入同比有所下降。

本集团光伏发电的利润录得同比下降，主要因为市场化可再生能源电价政策的实施导致平均上网电价的调整所致。本集团水电厂所在地区的降雨量较去年同期减少亦导致水电板块的收入及利润整体均有所下降。

截至二零二五年六月三十日止六个月，本集团权益持有人应占利润为人民币2,834,655,000元（二零二四年：人民币2,802,197,000元）。本公司普通股股东应占利润为人民币2,586,638,000元（二零二四年：人民币2,569,879,000元）。每股基本盈利约为人民币0.21元（二零二四年：人民币0.21元）。于二零二五年六月三十日，每股资产净值（不包括非控股股东权益和其他权益工具）约为人民币3.24元。

回顾期内，本集团主要业务发展及表现如下：

装机容量

于二零二五年六月三十日，本集团发电厂的合并装机容量为53,940.6兆瓦，同比增加5,612.8兆瓦或11.61%。本集团清洁能源的合并装机容量（包括水电、风电、光伏发电、气电及环保发电）为44,120.6兆瓦，占本集团合并装机容量总额约81.79%，较去年同期上升约4.72个百分点。

本集团于二零二五年六月三十日的合并装机容量详情载列如下：

本集团于二零二四年七月一日至二零二五年六月三十日期间投入商业运营及收购的发电机组按类型列示如下：

重点项目情况

二零二五年是国家布局「十五五」规划承上启下的关键之年，本公司将积极响应国家战略，聚焦发展绿色低碳能源，加速构建新型电力体系，并坚持高质量发展。回顾期内重点项目情况如下：

中电普安风光火储一体化示范项目

本公司附属公司中电（普安）新能源有限责任公司的风光火储一体化示范项目规划装机容量1,000兆瓦，涵盖700兆瓦的光伏发电及300兆瓦的风力发电，以及不同阶段的储能设施。该项目位于中国贵州省，采用集中控制智慧化调度，实现24小时全站设备运行监控，深度融入智慧场站建设思路等先进模式，保障项目营运创优、安全高效。该项目不仅是贵州省「十四五」电力发展规划重点项目之一，也是南方电网所属区域能源结构创新创优的典型范例。二零二五年上半年，该项目项下的席草冲及金竹坪光伏电站合计容量146兆瓦已并网发电并投入商业运营，该项目能有效降低大气污染物排放，改善环境品质，同时促进当地产业多元化转型，协助解决当地就业难题。

新疆电力源网荷储一体化项目

本公司附属公司中电呼图壁新能源有限公司的300兆瓦源网荷储一体化项目已于二零二五年上半年全容量并网。该项目位于中国新疆维吾尔自治区呼图壁县，充分利用当地丰富的光照资源，建设及配套75兆瓦╱300兆瓦时的储能设备。每年预期可节约标准煤消耗，减少二氧化碳排放，且有助减轻环境污染、保护生态环境及促进当地经济发展。

大稼平革水光互补农业光伏发电项目

本公司附属公司黎平清水江新能源有限公司的200兆瓦水光互补农业光伏发电项目已于二零二五年上半年全容量投入商业运营。该项目位于中国贵州省黎平县，充分利用可再生能源，不占用基本农田及林地。由于发电过程不产生废气、废水或固体废弃物，可有效保护当地环境，实现产业多元发展与乡村振兴的融合。

柳毛湖风电项目

本公司附属公司密山市北岭风力发电有限公司的200兆瓦风电项目已于二零二五年上半年全容量并网投运。该项目位于中国黑龙江省，配备40台风机及配套建设储能削峰系统。预计每年可节省标准煤消耗及减少二氧化碳排放，为密山市乃至黑龙江省构建一体化能源体系提供重要支撑。

滨州渔光互补光伏发电项目

本公司附属公司滨州电投新能源发展有限公司的200兆瓦渔光互补光伏发电项目已于二零二五年上半年投产。该项目位于中国山东省，充分利用盐碱滩涂地资源，推动光伏发电与渔业深度融合，有效助力绿色低碳转型，为当地创造大量就业机会，为推动地方稳增长、调结构、促民生发挥积极作用。

大通湖渔光互补光伏发电项目

本公司附属公司中电（大通湖）能源发展有限公司的290兆瓦渔光互补光伏发电项目已于二零二五年上半年投入商业运营。该项目位于中国湖南省，配套建设一座220千伏升压站及一回220千伏送出线路。光伏电站按「无人值班，少人值守」的原则进行设计，采用「板上发电、板下养鱼」的渔光互补模式实现土地资源高效复合利用。该项目可节约标准煤消耗及减少二氧化碳、二氧化硫及氮氧化物排放，促进农村用能清洁化，从而为「渔、电、环保」带来显著的经济、环境和社会效益。

能源科技创新

本集团加速推进科技创新，增加科技研发投入，聚焦关键技术创新与数字化智慧化的发展，旨在进一步巩固自身在清洁能源领域的竞争优势。此外，我们积极培养和引进高端技术人才，加快培育与能源相关的战略性新兴产业，从而推动与能源相关的科技创新成果的实际应用。

智慧储能

回顾期内，本公司附属公司新源智储能源发展（北京）有限公司（「新源智储」）在储能系统研发、市场拓展及运营能力方面均实现重大突破。期内共落地储能工程总承包及设备集成项目17个，容量总额达3.23吉瓦时，位居全国中标规模第二，储备项目亦有42个。另外，新源智储推出多款新型储能产品及核心控制系统，包括5兆瓦时交直流一体舱中央控制器、 SEC2000储能监控与能量管理系统。新源智储持续加强品牌建设，荣获近10项行业大奖，进一步巩固其在国内储能领域的技术优势和市场领先地位。

绿电交通

二零二五年上半年，本公司联营公司上海启源芯动力科技有限公司（「启源芯动力」）在国内外市场均取得显著成果。启源芯动力与国际矿业巨头力拓集团订立合约，在力拓集团位于蒙古国的奥尤陶勒盖矿开展矿山电动矿卡运输项目，旨在打造国际绿色矿业的新标杆。在国内，启源芯动力与多家矿企深度合作推动无人驾驶的绿色运力建设。同时，1,200公里G110国道干线－全国最长的重卡充换电干线的贯通，进一步巩固了其在国内充换电网路中的领导地位。技术创新上，启源芯动力进一步升级电池系统，推出更高能量密度的车储共用电池；打造电网友好型超充+快换+送电的超级补能中心；发挥车储共用电池特性，大范围推广移动送电业务在影视拍摄、工地施工、高速应急补能等场景的应用，提高资源利用效率和拓展品牌市场范围。

在建项目

于二零二五年六月三十日，在建项目的合并装机容量为3,591.1兆瓦，全部皆为清洁能源项目，包括位于贵州省、江苏省、广西壮族自治区、湖南省及安徽省等多个大型风电和光伏发电项目。

新发展项目

本集团目前正在开展前期工作的新项目（包括已向中国政府申请审批的项目）装机容量总额约为30,000兆瓦，全部皆为清洁能源项目，并主要分布于山东省、广西壮族自治区、新疆维吾尔自治区及山西省等具有发展潜力的区域。该等项目包括山东半岛南装机容量总额7,000兆瓦海上风电项目、山东日照东部国管海域一期2,000兆瓦海上风电项目、钦州900兆瓦海上风电示范项目、新疆中电阿勒泰市600兆瓦风电项目等。

发电量及售电量

二零二五年上半年，本集团的发电量及售电量详情载列如下：

发电量

二零二五年上半年，本集团总售电量为62,536,560兆瓦时，较去年同期减少2.81%。各发电板块的售电量与去年同期比较，变化如下：

二零二五年上半年，本集团主要联营公司及合营公司的售电量详情载列如下：

售热量

二零二五年上半年，本集团附属公司总售热量达13,122,422吉焦，较去年同期增加1,703,673吉焦或14.92%。此增长主要受惠于本集团之积极市场拓展举措，显著扩大其客户群，以及用热需求有所增加。相反，本集团主要联营公司及合营公司合计录得售热量9,292,303吉焦，同比减少100,383吉焦或1.07%，主要是由于一家联营公司的供热面积减少。本集团的售热在综合损益表中被分类为其他收益及亏损。期内，售热及出售煤炭、煤炭副产品、备件与其他贸易所得的利润总计为人民币147,136,000元（二零二四年：人民币144,966,000元），较去年同期增加1.50%。

二零二五年上半年，为提升本集团的供热能力，开展了多项改造工程，其中包括福溪发电丝丽雅供热改造项目、三江新区四川时代供热改造项目、神头发电集中供热工程、商丘热电热网首站改造项目、霸州环保油田农场供热工程项目、中电（成都）综合能源有限公司爱乐达拓维支线管网建设项目等，这些工程将推动供热能力持续提升。

市场电交易

本集团积极应对国家电力行业的市场化改革，加强其对电力市场政策与规则的研究，特别是现货交易、绿证╱绿电及碳排放配额等方面。本集团通过增加参与市场电交易，已经争取更多市场售电量及扩大其市场份额。各省附属公司亦组建其电力营销中心，以优质服务吸引及留住目标客户。回顾期内，绿证及绿电的交易量同比增长约10%。

二零二四年，新的煤电电价在全国实施，通过「容量电价」和「电量电价」双重结构优化煤电收入。市场交易电价幅度的溢价略有下降，主要是由于其他电源增加参与现货市场，拉低市场交易电价，但容量电价（即按照回收燃煤发电机组固定成本的一定比例计算方式确定）提供了稳定的综合电价。

• 二零二五年上半年，本集团大型煤电机组发电指标全部通过市场交易获取，市场交易占销售的比例为100%（二零二四年：100%）。

• 平均市场上网电价较基准电价溢价约7.09%，而与二零二四年的比较则为12.43%。

尽管市场交易电价有所下降，但综合电价经考虑容量电价后基本保持平稳，显示容量电价政策对市场交易电价的调节作用。

平均上网电价

自二零二五年六月一日起，中国所有可再生能源电源所产生的电力（包括光伏发电及陆上和海上风电）必须全面参与电力市场，并按市场价格进行交易。在此背景下，本集团所产生的电力于二零二五年上半年各发电板块的平均上网电价与去年同期之比较如下：

发电机组平均利用小时

二零二五年上半年，本集团各发电板块的发电机组平均利用小时与去年同期比较如下：

• 水电平均利用小时为1,387小时，较去年同期下降434小时，主要是由于本集团水电厂所在流域期内平均降雨量下降令发电量减少所致。

• 风电平均利用小时为1,122小时，较去年同期上升56小时，主要是由于风资源较去年同期为佳。

• 光伏发电平均利用小时为665小时，较去年同期下降73小时，主要是由于光伏发电的太阳幅照度较去年同期有所下降，以及多个通常利用小时相对较低的分布式光伏项目投产。

• 煤电平均利用小时为2,469小时，较去年同期下降96小时。该下降主要是由于煤电在电力系统中的功能转换为调频及削峰以稳定电力供应的电源。

• 气电平均利用小时为1,871小时，较去年同期下降123小时。该下降主要是由于若干发电机组于期内为配合例行全面检修而暂停运行。

• 环保发电平均利用小时为3,087小时，较去年同期下降298小时。该下降主要是由于电价下调及燃料成本波动，导致若干发电机组暂停运行，以优化发电营运成本架构。

储能业务

由于储能业务交付周期相对较长，上半年所接获的订单尚未满足收入确认条件，因此收入及利润均录得同比下降。储能业务收入为人民币257,378,000元，同比减少人民币1,270,608,000元或83.16%。期内净亏损为人民币5,826,000元。