二零二五年上半年，中國的用電量累計達到4,841.8億千瓦時，同比增長為3.70%。隨著促消費系列政策的逐步落地，本年第二季度部分省份的工業用電量開始回暖，電力需求增速回穩。同時，電力交易現貨市場的全面鋪開和新能源的廣泛應用，將繼續帶動經濟社會全方位綠色轉型。

本公司及其附屬公司（「本集團」）風電及光伏發電均持續維持收入增長，因多家風電及光伏發電項目公司作為預重組建議（詳情請參閱本公司日期為二零二五年一月十七日的公告及下文「重大收購及出售」一節）的一部分而整合至本集團，以及期內多個新發電機組的收購及投產所致。我們於去年第二季度取得一家風電公司控股權後，該風電公司由聯營公司重新分類為本公司附屬公司，亦進一步促進期內風電板塊的利潤增長。

本集團火電板塊受益於燃料成本下降及實施有效的煤炭採購措施，促使回顧期內利潤實現正增長。然而，一家合計裝機容量1,260兆瓦的燃煤發電公司於去年底由本公司附屬公司重新分類為聯營公司（詳情請參閱本公司日期為二零二四年十二月三十一日的公告），加上煤電的功能在電力系統內轉向專注於以穩定電力供應的調頻削峰為主，導致售電量及收入同比有所下降。

本集團光伏發電的利潤錄得同比下降，主要因為市場化可再生能源電價政策的實施導致平均上網電價的調整所致。本集團水電廠所在地區的降雨量較去年同期減少亦導致水電板塊的收入及利潤整體均有所下降。

截至二零二五年六月三十日止六個月，本集團權益持有人應佔利潤為人民幣2,834,655,000元（二零二四年：人民幣2,802,197,000元）。本公司普通股股東應佔利潤為人民幣2,586,638,000元（二零二四年：人民幣2,569,879,000元）。每股基本盈利約為人民幣0.21元（二零二四年：人民幣0.21元）。於二零二五年六月三十日，每股資產淨值（不包括非控股股東權益和其他權益工具）約為人民幣3.24元。

回顧期內，本集團主要業務發展及表現如下：

裝機容量

於二零二五年六月三十日，本集團發電廠的合併裝機容量為53,940.6兆瓦，同比增加5,612.8兆瓦或11.61%。本集團清潔能源的合併裝機容量（包括水電、風電、光伏發電、氣電及環保發電）為44,120.6兆瓦，佔本集團合併裝機容量總額約81.79%，較去年同期上升約4.72個百分點。

本集團於二零二五年六月三十日的合併裝機容量詳情載列如下：

本集團於二零二四年七月一日至二零二五年六月三十日期間投入商業運營及收購的發電機組按類型列示如下：

重點項目情況

二零二五年是國家佈局「十五五」規劃承上啟下的關鍵之年，本公司將積極響應國家戰略，聚焦發展綠色低碳能源，加速構建新型電力體系，並堅持高質量發展。回顧期內重點項目情況如下：

中電普安風光火儲一體化示範項目

本公司附屬公司中電（普安）新能源有限責任公司的風光火儲一體化示範項目規劃裝機容量1,000兆瓦，涵蓋700兆瓦的光伏發電及300兆瓦的風力發電，以及不同階段的儲能設施。該項目位於中國貴州省，採用集中控制智慧化調度，實現24小時全站設備運行監控，深度融入智慧場站建設思路等先進模式，保障項目營運創優、安全高效。該項目不僅是貴州省「十四五」電力發展規劃重點項目之一，也是南方電網所屬區域能源結構創新創優的典型範例。二零二五年上半年，該項目項下的席草沖及金竹坪光伏電站合計容量146兆瓦已併網發電並投入商業運營，該項目能有效降低大氣污染物排放，改善環境品質，同時促進當地產業多元化轉型，協助解決當地就業難題。

新疆電力源網荷儲一體化項目

本公司附屬公司中電呼圖壁新能源有限公司的300兆瓦源網荷儲一體化項目已於二零二五年上半年全容量併網。該項目位於中國新疆維吾爾自治區呼圖壁縣，充分利用當地豐富的光照資源，建設及配套75兆瓦╱300兆瓦時的儲能設備。每年預期可節約標準煤消耗，減少二氧化碳排放，且有助減輕環境污染、保護生態環境及促進當地經濟發展。

大稼平革水光互補農業光伏發電項目

本公司附屬公司黎平清水江新能源有限公司的200兆瓦水光互補農業光伏發電項目已於二零二五年上半年全容量投入商業運營。該項目位於中國貴州省黎平縣，充分利用可再生能源，不佔用基本農田及林地。由於發電過程不產生廢氣、廢水或固體廢棄物，可有效保護當地環境，實現產業多元發展與鄉村振興的融合。

柳毛湖風電項目

本公司附屬公司密山市北嶺風力發電有限公司的200兆瓦風電項目已於二零二五年上半年全容量併網投運。該項目位於中國黑龍江省，配備40台風機及配套建設儲能削峰系統。預計每年可節省標準煤消耗及減少二氧化碳排放，為密山市乃至黑龍江省構建一體化能源體系提供重要支撐。

濱州漁光互補光伏發電項目

本公司附屬公司濱州電投新能源發展有限公司的200兆瓦漁光互補光伏發電項目已於二零二五年上半年投產。該項目位於中國山東省，充分利用鹽鹼灘塗地資源，推動光伏發電與漁業深度融合，有效助力綠色低碳轉型，為當地創造大量就業機會，為推動地方穩增長、調結構、促民生發揮積極作用。

大通湖漁光互補光伏發電項目

本公司附屬公司中電（大通湖）能源發展有限公司的290兆瓦漁光互補光伏發電項目已於二零二五年上半年投入商業運營。該項目位於中國湖南省，配套建設一座220千伏升壓站及一回220千伏送出線路。光伏電站按「無人值班，少人值守」的原則進行設計，採用「板上發電、板下養魚」的漁光互補模式實現土地資源高效複合利用。該項目可節約標準煤消耗及減少二氧化碳、二氧化硫及氮氧化物排放，促進農村用能清潔化，從而為「漁、電、環保」帶來顯著的經濟、環境和社會效益。

能源科技創新

本集團加速推進科技創新，增加科技研發投入，聚焦關鍵技術創新與數字化智慧化的發展，旨在進一步鞏固自身在清潔能源領域的競爭優勢。此外，我們積極培養和引進高端技術人才，加快培育與能源相關的戰略性新興產業，從而推動與能源相關的科技創新成果的實際應用。

智慧儲能

回顧期內，本公司附屬公司新源智儲能源發展（北京）有限公司（「新源智儲」）在儲能系統研發、市場拓展及運營能力方面均實現重大突破。期內共落地儲能工程總承包及設備集成項目17個，容量總額達3.23吉瓦時，位居全國中標規模第二，儲備項目亦有42個。另外，新源智儲推出多款新型儲能產品及核心控制系統，包括5兆瓦時交直流一體艙中央控制器、 SEC2000儲能監控與能量管理系統。新源智儲持續加強品牌建設，榮獲近10項行業大獎，進一步鞏固其在國內儲能領域的技術優勢和市場領先地位。

綠電交通

二零二五年上半年，本公司聯營公司上海啟源芯動力科技有限公司（「啟源芯動力」）在國內外市場均取得顯著成果。啟源芯動力與國際礦業巨頭力拓集團訂立合約，在力拓集團位於蒙古國的奧尤陶勒蓋礦開展礦山電動礦卡運輸項目，旨在打造國際綠色礦業的新標桿。在國內，啟源芯動力與多家礦企深度合作推動無人駕駛的綠色運力建設。同時，1,200公里G110國道幹線－全國最長的重卡充換電幹線的貫通，進一步鞏固了其在國內充換電網路中的領導地位。技術創新上，啟源芯動力進一步升級電池系統，推出更高能量密度的車儲共用電池；打造電網友好型超充+快換+送電的超級補能中心；發揮車儲共用電池特性，大範圍推廣移動送電業務在影視拍攝、工地施工、高速應急補能等場景的應用，提高資源利用效率和拓展品牌市場範圍。

在建項目

於二零二五年六月三十日，在建項目的合併裝機容量為3,591.1兆瓦，全部皆為清潔能源項目，包括位於貴州省、江蘇省、廣西壯族自治區、湖南省及安徽省等多個大型風電和光伏發電項目。

新發展項目

本集團目前正在開展前期工作的新項目（包括已向中國政府申請審批的項目）裝機容量總額約為30,000兆瓦，全部皆為清潔能源項目，並主要分佈於山東省、廣西壯族自治區、新疆維吾爾自治區及山西省等具有發展潛力的區域。該等項目包括山東半島南裝機容量總額7,000兆瓦海上風電項目、山東日照東部國管海域一期2,000兆瓦海上風電項目、欽州900兆瓦海上風電示範項目、新疆中電阿勒泰市600兆瓦風電項目等。

發電量及售電量

二零二五年上半年，本集團的發電量及售電量詳情載列如下：

發電量

二零二五年上半年，本集團總售電量為62,536,560兆瓦時，較去年同期減少2.81%。各發電板塊的售電量與去年同期比較，變化如下：

二零二五年上半年，本集團主要聯營公司及合營公司的售電量詳情載列如下：

售熱量

二零二五年上半年，本集團附屬公司總售熱量達13,122,422吉焦，較去年同期增加1,703,673吉焦或14.92%。此增長主要受惠於本集團之積極市場拓展舉措，顯著擴大其客戶群，以及用熱需求有所增加。相反，本集團主要聯營公司及合營公司合計錄得售熱量9,292,303吉焦，同比減少100,383吉焦或1.07%，主要是由於一家聯營公司的供熱面積減少。本集團的售熱在綜合損益表中被分類為其他收益及虧損。期內，售熱及出售煤炭、煤炭副產品、備件與其他貿易所得的利潤總計為人民幣147,136,000元（二零二四年：人民幣144,966,000元），較去年同期增加1.50%。

二零二五年上半年，為提升本集團的供熱能力，開展了多項改造工程，其中包括福溪發電絲麗雅供熱改造項目、三江新區四川時代供熱改造項目、神頭發電集中供熱工程、商丘熱電熱網首站改造項目、霸州環保油田農場供熱工程項目、中電（成都）綜合能源有限公司愛樂達拓維支線管網建設項目等，這些工程將推動供熱能力持續提升。

市場電交易

本集團積極應對國家電力行業的市場化改革，加強其對電力市場政策與規則的研究，特別是現貨交易、綠證╱綠電及碳排放配額等方面。本集團通過增加參與市場電交易，已經爭取更多市場售電量及擴大其市場份額。各省附屬公司亦組建其電力營銷中心，以優質服務吸引及留住目標客戶。回顧期內，綠證及綠電的交易量同比增長約10%。

二零二四年，新的煤電電價在全國實施，通過「容量電價」和「電量電價」雙重結構優化煤電收入。市場交易電價幅度的溢價略有下降，主要是由於其他電源增加參與現貨市場，拉低市場交易電價，但容量電價（即按照回收燃煤發電機組固定成本的一定比例計算方式確定）提供了穩定的綜合電價。

• 二零二五年上半年，本集團大型煤電機組發電指標全部通過市場交易獲取，市場交易佔銷售的比例為100%（二零二四年：100%）。

• 平均市場上網電價較基準電價溢價約7.09%，而與二零二四年的比較則為12.43%。

儘管市場交易電價有所下降，但綜合電價經考慮容量電價後基本保持平穩，顯示容量電價政策對市場交易電價的調節作用。

平均上網電價

自二零二五年六月一日起，中國所有可再生能源電源所產生的電力（包括光伏發電及陸上和海上風電）必須全面參與電力市場，並按市場價格進行交易。在此背景下，本集團所產生的電力於二零二五年上半年各發電板塊的平均上網電價與去年同期之比較如下：

發電機組平均利用小時

二零二五年上半年，本集團各發電板塊的發電機組平均利用小時與去年同期比較如下：

• 水電平均利用小時為1,387小時，較去年同期下降434小時，主要是由於本集團水電廠所在流域期內平均降雨量下降令發電量減少所致。

• 風電平均利用小時為1,122小時，較去年同期上升56小時，主要是由於風資源較去年同期為佳。

• 光伏發電平均利用小時為665小時，較去年同期下降73小時，主要是由於光伏發電的太陽幅照度較去年同期有所下降，以及多個通常利用小時相對較低的分佈式光伏項目投產。

• 煤電平均利用小時為2,469小時，較去年同期下降96小時。該下降主要是由於煤電在電力系統中的功能轉換為調頻及削峰以穩定電力供應的電源。

• 氣電平均利用小時為1,871小時，較去年同期下降123小時。該下降主要是由於若干發電機組於期內為配合例行全面檢修而暫停運行。

• 環保發電平均利用小時為3,087小時，較去年同期下降298小時。該下降主要是由於電價下調及燃料成本波動，導致若干發電機組暫停運行，以優化發電營運成本架構。

儲能業務

由於儲能業務交付週期相對較長，上半年所接獲的訂單尚未滿足收入確認條件，因此收入及利潤均錄得同比下降。儲能業務收入為人民幣257,378,000元，同比減少人民幣1,270,608,000元或83.16%。期內淨虧損為人民幣5,826,000元。