财务数据关键指标变化：收入和利润 - 公司收入为8.57亿美元[16] - 公司权益股东应占溢利为1.64亿美元[18] - 公司每股盈利为4.28美仙[22] - 2025年上半年公司收入为856.5百万美元，同比下降12.8%[136][138][142][143] - 2025年上半年公司股东应占溢利为163.5百万美元，同比下降10.9%[136][142] - 2025年上半年经营溢利为254.0百万美元，同比下降16.4%[140][145] - 每股基本及摊薄盈利从2024年上半年的4.28美仙下降至2025年上半年的3.81美仙[162] - 公司普通权益股东应占期内溢利从2024年上半年的183.454百万美元下降至2025年上半年的163.53百万美元[162] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 2025年上半年经营开支为602.5百万美元，同比下降11.2%[139][144] - 2025年上半年财务费用为80.3百万美元，同比下降12.3%[148][155] - 2025年上半年其他收入为9.0百万美元，同比下降11.1百万美元[141][146] - 2025年上半年所得税开支为43.6百万美元，同比增加1.5百万美元[150][157] - 出售南通美亚热电获得收益23.8百万美元[147][154] 装机容量和项目发展 - 公司权益装机容量为10,501兆瓦[26] - 公司权益装机容量达10,501.4兆瓦，同比增长835.0兆瓦或8.6%[73] - 太阳能权益装机容量达2,657.4兆瓦，同比增长898.0兆瓦或51.0%[73] - 风电和太阳能权益装机容量占比达67.6%，其中风电4,436.4兆瓦，太阳能2,657.4兆瓦（同比增长898.0兆瓦或51.0%）[77] - 2025年上半年新增太阳能权益装机容量112.0兆瓦（山东50.0兆瓦/江苏12.0兆瓦/天津50.0兆瓦）[75][77] - 2024年下半年新增太阳能权益装机容量898.0兆瓦，其中山东招远海上光伏项目贡献350.0兆瓦[61][74] - 2024年下半年新增江苏如东储能电站项目，储能容量200兆瓦/400兆瓦时[76][78] - 2025年上半年完成江苏热电联产项目股权转让，总装机容量63.0兆瓦[76][78] - 截至2025年6月30日主要在建项目：河北145.0兆瓦太阳能项目及海南100.0兆瓦太阳能项目[76][78] - 清洁及可再生能源项目占比权益装机容量85.7%，传统能源项目占比14.3%[54][69][70] 发电量和利用小时 - 公司发电量为9,660吉瓦时[23] - 2025年上半年总发电量9,575.5吉瓦时，同比下降0.9%（2024年同期：9,660.4吉瓦时）[86] - 集团综合发电量9,575.5吉瓦时，同比减少0.9%[91] - 中国风电项目发电量5,506.7吉瓦时，同比增长4.1%[87][91] - 中国太阳能项目发电量1,154.5吉瓦时，同比增长11.5%[88][91] - 中国热电联产及燃气项目发电量78.9吉瓦时，同比下降56.3%[89][91] - 中国水电项目发电量84.0吉瓦时，同比减少28.4%[92] - 韩国项目发电量2,751.4吉瓦时，同比减少9.4%[94][96] - 集团蒸汽销售量460,000吨，同比减少71.0%[95][96] - 中国燃煤项目平均利用小时2,176小时，同比增加191小时[98] - 中国热电联产项目平均利用小时2,123小时，同比减少149小时[98] - 韩国燃气项目平均利用小时1,517小时，同比减少166小时[98] 电价和燃料成本 - 中国风电项目加权平均电价从2023年每千瓦时人民币0.57元降至2024年0.55元，降幅3.5%[100] - 中国太阳能项目加权平均电价从2023年每千瓦时人民币0.58元降至2024年0.52元，降幅10.3%[100] - 中国燃煤项目加权平均电价从2023年每千瓦时人民币0.49元降至2024年0.46元，降幅6.1%[100] - 中国热电联产项目电价从2023年每千瓦时人民币0.46元降至2024年0.44元，降幅4.3%[100] - 韩国燃气项目加权平均电价从2023年每千瓦时韩元190.01元降至2024年175.67元，降幅7.5%[100] - 中国加权平均标准煤价从2024年每吨人民币1,099.47元降至2025年915.65元，降幅16.7%[102][105] - 韩国加权平均天然气价格从2024年每标准立方米韩元906.15元降至2025年816.88元，降幅9.8%[102][105] 各业务线表现 - 韩国项目期内溢利下降至2360万美元，主要因电价下跌及发电量减少[58][62] - 中国燃煤热电及燃气项目期内溢利增长至3420万美元，主要因出售热电项目收益2380万美元[59][63] - 中国风电项目期内溢利保持稳定为1.46亿美元[60][64] - 中国太阳能项目期内溢利下降至1160万美元，主要因电价下跌及一次性报废损失330万美元[61][65] 各地区表现 - 中国业务占比权益装机容量79.4%，韩国业务占比20.6%[54] 现金流和财务状况 - 公司经营溢利加折旧与摊销为9.82亿美元[20] - 公司现金及现金等价物从2024年底158.4百万美元增至2025年中197.1百万美元[151][158] - 净债务权益比率从2024年底3.49降至2025年中3.35[152][159] - 贸易应收账款净额从2024年底的886.638百万美元增加至2025年中的986.997百万美元[162] - 超过180天账龄的贸易应收账款从2024年底的622.105百万美元增加至2025年中的718.869百万美元[164] - 电价补贴收入应收账款从2024年底的749.5百万美元增加至2025年中的882.7百万美元[165][167] - 合同资产（可再生能源电价收入）从2024年底的390.81百万美元增加至2025年中的442.32百万美元[169] - 贸易应付账款从2024年底的46.577百万美元增加至2025年中的80.587百万美元[172] - 非流动资产从2024年底的6,922.7百万美元增加至2025年中的7,154.2百万美元[175][177] - 流动负债从2024年底的2,431.7百万美元增加至2025年中的2,935.0百万美元[176][177] - 非流动负债从2024年底的4,526.5百万美元减少至2025年中的4,279.4百万美元[176][177] - 资本开支从3.864亿美元增至3.985亿美元，主要因韩国燃气项目支出增加[189][195] - 抵押资产账面总值从19.83亿美元增至21.92亿美元[191][197] - 公司无2025年6月30日后重大投资或资本资产购入计划[200] 债务和融资 - 来自同系附属公司的一年内到期贷款总额从12.45亿美元增至13.56亿美元，其中中广核风电贷款从6.677亿美元增至7.801亿美元[179][182] - 银行借贷总额从49.26亿美元增至51.09亿美元，其中无抵押贷款从22.01亿美元增至24.81亿美元[183][184] - 未动用银行信贷额度从16.55亿美元增至20.37亿美元[184] - 一年内到期银行借贷从6.44亿美元大幅增至10.81亿美元[184] - 浮动利率银行借贷从35.87亿美元增至36.73亿美元，固定利率贷款从13.39亿美元增至14.35亿美元[187] - 来自中国清洁能源的贷款保持4.5亿美元不变，年利率4.50%[179][182] - 长期贷款来自中广核财务从1.312亿美元降至1.266亿美元[179][182] - 银行贷款利率区间从1.75%-5.85%收窄至1.75%-4.97%[185][186] 项目成就和技术发展 - 公司山东招远400兆瓦海上光伏项目实现全容量并网[108] - 江苏如东200兆瓦/400兆瓦时共享储能电站项目实现全容量并网[109] - 云南高原风光电站无人化运营关键技术项目达到国际先进水平[110] - 山东省招远400兆瓦海上光伏项目全容量并网发电[111] - 江苏省如东200兆瓦/400兆瓦时共享储能电站项目实现全容量并网[111] - 公司云贵高原风光电站无人化运营技术达国际领先水平[112] 奖项和ESG - 公司获香港投资者关系协会六项大奖包括最佳投资者关系公司和最佳ESG等[125][127] - 青海省电力行业协会质量管理团队交流活动三等奖[129] - 文昌翁田农渔光互补项目成功救助国家二级保护动物白鹭[114][119] - 钟祥朝阳山风电项目员工参与森林火灾扑救[115][119] - 龙南杨村风电场协助当地防洪设施建设[116][119] - 当涂渔光互补项目开展湖泊垃圾清理活动[117][119] - 枣阳农光互补项目清理灌溉水渠保障农田灌溉[118][121] 行业政策和市场环境 - 全国风电新增装机51.4吉瓦，同比增长98.9%[29] - 全国光伏新增装机211.6吉瓦，同比增长106.5%[29] - 全国总发电装机容量达3,648吉瓦，清洁能源占比约60%[29] - 全国风电和光伏发电装机之和突破1,600吉瓦[29] - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成[33][34] - 2025年6月1日前投产的存量项目机制电价不得高于当地煤电基准价[33][34] - 2025-2027年通过调节能力建设优化支撑年均新增超过200吉瓦新能源的合理消纳利用[36][38] - 全国新能源利用率目标设定为不低于90%[36][38] - 湖北电力现货市场2025年6月底前转入正式运行[35][37] - 浙江电力现货市场2025年底前转入正式运行[35][37] - 安徽和陕西电力现货市场力争2026年6月底前转入正式运行[35][37] - 2025年底前南方区域电力现货市场启动连续结算试运行[35][37] - 2025年底前福建等16个省市启动现货市场连续结算试运行[35][37] - 现货市场正式运行省份需在2025年底前实现用户侧主体参与市场申报、出清和结算[35][37] - 全国虚拟电厂调节能力目标2027年达到20吉瓦以上[44][45] - 全国虚拟电厂调节能力目标2030年达到50吉瓦以上[44][45] - 扩大碳市场行业覆盖范围并扩展交易主体、品种和方式[41] - 健全碳排放权、用水权、排污权配额分配和出让制度[41] - 推动储能电池及关键材料企业向可再生能源富集区域聚集[42][43] - 支持新型储能促进可再生能源大规模消纳[42][43] - 鼓励新型储能以独立主体参与电力市场[42][43] - 加快虚拟电厂参与电力中长期和现货市场交易[44][45] - 完善资源环境要素确权、登记、抵押、流转制度[41] - 拓展用户侧储能在数据中心、智算中心等大用电量场景应用[42][43] - 到2027年交通運輸行業電能佔終端用能比例目標達10%[46][47] - 交通基礎設施沿線非化石能源發電裝機容量不低於5吉瓦[46][47] - 氫能試點要求制氫電解槽裝機規模不低於100兆瓦[49][52] - 液氫工廠單套液化能力不低於5噸/天[49][52] - 氫氨燃料供電項目燃機規模要求不低於10兆瓦[49][52] - 燃煤鍋爐類項目規模要求不低於300兆瓦[49][52] - 氫儲能項目發電側容量要求不低於1兆瓦[49][52] - 燃料電池裝機要求不低於0.5兆瓦[49][52] - 可再生能源製氫替代規模不低於1,000噸/年[49][52] - 電解槽負荷調節能力要求不低於50%-100%[49][52]