全国统一电力市场建设成就 - 市场化交易电量2025年上半年达2.95万亿千瓦时，占全社会用电量比重约61%，预计全年超6万亿千瓦时，占全社会用电量比重约三分之二，占全国售电量比重约四分之三，交易电量较"十三五"末实现翻倍增长，交易电量占全社会用电量占比提升20个百分点 [3] - 跨省跨区交易实现质的飞跃，省间电力现货市场转入正式运行，跨经营区常态化交易机制正式建立，南方区域电力市场转入连续结算试运行，长三角电力市场互济交易机制建立 [4] - 中长期交易电量占市场电量比重达90%以上，7个省级电力现货市场转入正式运行，6个进入连续结算试运行，电力辅助服务市场基本实现全国覆盖 [5] 电力价格机制改革 - 燃煤发电电量上网电价全部放开，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，建立新能源可持续发展价格机制 [7] - 完成独立输配电价体系建设，开展四个监审周期的输配电成本监审，实现分电压等级核定输配电价，引入系统运行费归集和疏导系统调节性成本 [7] - 煤电容量电价机制建立，首次实现电能量价值和容量价值的区分 [7] 绿色电力交易体系发展 - 累计核发绿证63.26亿个，其中可交易绿证43.37亿个，绿色电力交易机制不断完善 [8] - 累计交易绿电超过4500亿千瓦时，年均增速接近150%，累计交易绿证9亿个，2025年上半年交易绿证达3.48亿个，"十四五"期间年均增速超过4倍 [8] - 建立强制与自愿相结合的绿色电力消费机制，畅通新能源通过绿电、绿证市场实现环境价值的路径 [8] 未来市场建设方向 - 推进"五统一、一开放"战略目标，包括电力市场基本规则统一、设施高标准统一和联通、全国要素和资源市场统一、服务和技术标准统一、市场监管体系公平统一、市场公平开放 [10][11][12] - 构建适应新型电力系统的市场交易机制和价格体系，通过市场化机制寻找能源转型最优解，发挥价格信号的引导作用，配套合理的容量保障机制 [13] - 完善新能源环境价值市场化实现机制，全面落实强制与自愿消费相结合的绿证市场机制，完善绿证交易定价体系，全面拓展绿证应用场景 [14]

核心财务表现 - 营业收入391.67亿元，同比下降0.53%[1] - 归属于上市公司股东的净利润同比下降16.31%[1] - 基本每股收益0.118元，稀释每股收益0.118元，均同比下降16.31%[1] - 加权平均净资产收益率4.88%，同比下降1.19个百分点[1] - 总资产4367.68亿元，较上年度末增长2.37%[2] 股东结构与债券情况 - 控股股东中广核持股58.89%，香港中央结算有限公司持股16.05%[2] - 恒健投资持股6.79%，其中质押6.62亿股[2] - 资产负债率60.23%，流动比率90.48%，速动比率66.75%[3] - EBITDA利息保障倍数7.26，较上年同期6.60有所提升[3] - 存续债券"广核转债"代码127110，于2025年7月25日上市交易[3][9][10] 运营数据 - 管理28台在运机组和20台在建机组，总装机容量分别为31,796兆瓦和24,222兆瓦[5] - 在运机组装机容量占全国核电总装机容量的44.46%[5] - 上半年完成10个换料大修，总日历天数414天[5] - 上网电量1,133.60亿千瓦时，同比增长6.93%[5][6] - 91.07%运行指标处于世界前1/4水平，90.47%指标处于世界前1/10水平[5] 项目建设进展 - 20台在建机组中：3台处于调试阶段、2台设备安装阶段、4台土建施工阶段、11台FCD准备阶段[6] - 惠州3号机组于2025年6月10日完成FCD[6] - 陆丰6号机组于2025年7月14日完成穹顶吊装[6] - 防城港三期、台山二期等5个项目于2025年4月27日获国家核准[3] 电力市场与销售 - 市场化交易电量占比56.1%，同比上升3.7个百分点[6] - 平均结算电价同比下降[6][7] - 南方区域电力市场于2025年6月28日启动连续结算试运行[4] - 国家推动2025年初步建成全国统一电力市场[4] 战略与政策环境 - 国家明确"积极安全有序发展核电"战略[3] - 2025年政府工作报告提出"加快发展绿色低碳经济"[3] - 国家能源局要求核准条件成熟的沿海核电项目[3] - 公司编制《核能产业中长期发展战略及"十五五"规划》[7] 未来发展重点 - 下半年计划开展8个换料大修[8] - 推进"华龙一号"持续优化改进及先进核能研发[8] - 加强电力营销"一省一策"策略，准备2026年市场化交易[8] - 通过可转债发行优化资本结构，择机收购控股股东保留业务[8] 核能综合利用 - 红沿河核能供暖项目已稳定运行3个供暖季[7] - 招远一期项目设计包含核能供暖方案[7] - 在核电省区探索储能项目建设，提升能源利用效率[7]

项目投产与市场意义 - 梅州抽水蓄能电站二期工程首台机组于8月26日投产，实现我国抽水蓄能电站首次"投产即入市" [1] - 该项目是"十四五"粤港澳大湾区首个抽蓄工程，也是国家"十四五"规划重点工程，2021年12月核准，2022年9月主体工程开工 [1] - 首台机组投产使梅蓄二期成为我国首个核准、开工、发电均在"十四五"期间完成的抽蓄工程 [1] 技术性能与装备特点 - 机组总重约2000吨（相当于1000台新能源汽车），总高超过30米（10层楼高），底座"蜗壳座环"最大直径超过12米 [3] - 机组铁心由超过10万张0.5毫米厚硅钢片叠加而成，运行时振动幅度控制在50微米（1根头发丝粗细） [3] - 机组转速达每分钟375转，每小时可将30万立方米水能转化为30万度清洁电能，满足5万居民用户单日用电需求 [2] - 调试试验项目多达70余项，包括分部调试、整机启动、涉网联调、考核试运行四个阶段 [3] 电力市场运营 - 新机组投产当日即参与广东电力市场交易，推动梅蓄电站市场交易规模达150万千瓦，位居全国抽蓄市场之首 [8][9] - 电站采用"报量报价"方式参与电力现货交易，累计交易市场电量17.4亿度，响应市场需求启动4200余次 [6] - 市场化运营后日均启动次数较"入市"前增长37% [6] - 二期机组直接按电力现货交易技术条件设计安装，实现"一步到位"市场化运营 [9] 生态环保与工程规模 - 电站总库容达9200万立方米（相当于六个半西湖），二期工程采用共用上下水库方式，降低建设施工量约30% [11] - 工程实现周边生态环境"零扰动"，废水零排放、施工除尘、噪声控制等环保指标均优于国家标准 [11] - 梅蓄电站获评"2025年度中国电力优质工程"，是我国两个获此荣誉的抽蓄电站之一 [13] 行业影响与发展规划 - 我国抽水蓄能在运规模超6100万千瓦，连续多年稳居世界第一，全产业链达世界领先水平 [10] - 二期工程全面投产后，电站总装机规模将达240万千瓦，调节能力达480万千瓦 [13] - 年清洁能源消纳能力约72亿千瓦时，可减少标准煤消耗约218万吨、二氧化碳排放约590万吨 [13] - 项目总投资约120亿元，是粤港澳大湾区投资最大的抽蓄工程，将推动大湾区抽蓄在运规模突破1000万千瓦、调节能力达2000万千瓦 [13]

能源安全保障成就 - "十四五"期间能源自给率始终保持在80%以上 有效保障14亿多人能源安全[4][5] - 国内自主保障能源消费增量超90% 其中新能源发电量增量占全国新增发电量近50%[6] - 建成国家级电力应急支撑体系 包含4个区域电力应急基地 未发生全国性大面积停电事故[6] 可再生能源发展 - 风光装机容量从2020年5.3亿千瓦增至2024年7月16.8亿千瓦 年均增速28% 占全国新增电力装机80%[7] - 风光发电量占比从2020年9.7%提升至2024年18.6% 2024年上半年发电量1.15万亿千瓦时占全社会用电量近25%[7] - "沙戈荒"地区新增新能源装机超1.3亿千瓦 海上风电新增装机超3500万千瓦[7] 全球市场地位 - 风电装机规模连续15年全球第一 光伏装机连续10年全球第一[7] - 2024年风光合计装机占全球47% 新增装机占全球63%[7] - 新能源专利数占全球40%以上 光伏转换效率和海上风电单机容量持续刷新世界纪录[4] 电力市场建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至"十四五"23.8万亿千瓦时 实现翻倍增长[8] - 市场交易电量占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续4年稳定在60%以上[8] - 构建"1+6"基础规则体系 实现省内省间交易协同 涵盖电能量与辅助服务等多品种交易[8]

能源生产与安全保障 - 能源生产总量占全球五分之一以上 构建全球最大可再生能源体系 [1] - 能源自给率始终保持在80%以上 "十四五"前4年能源消费量累计增长9.8亿吨标准煤 消费增量90%以上由国内自主保障 [2] - 建成全球最大电动汽车充电网络 新能源专利数占全球四成以上 [1] 新能源发展成就 - 风光发电年度新增装机进入"亿千瓦级"规模 合计装机从2020年5.3亿千瓦增至2024年7月16.8亿千瓦 年均增速28% 占全国新增电力装机80% [3] - 风光发电量占比从2020年9.7%提升至2024年18.6% 2024年上半年发电量1.15万亿千瓦时 占全社会用电量近四分之一 [3] - 风电装机规模连续15年全球第一 光伏装机连续10年全球第一 2024年风光合计装机占全球47% 新增装机占全球63% [3] 能源基础设施与应急能力 - 建成川渝藏 南方 华北 华东4个区域电力应急基地 未发生全国性大面积停电事故 [2] - "沙戈荒"地区新增新能源装机超1.3亿千瓦 海上风电新增装机超3500万千瓦 [3] - 构建完备能源产供储销体系 加快形成油气"全国一张网" 充分发挥大电网资源配置作用 [2] 电力市场建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至"十四五"23.8万亿千瓦时 实现翻倍增长 [5] - 市场交易电量占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续4年稳定在60%以上 [5] - 构建"1+6"基础规则体系 统一全国电力市场"度量衡" 涵盖省内省间交易 年度月度日内实时交易 电能量及辅助服务品种 [5]

能源供应与生产能力 - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时占全球三分之一 能源生产总量折合约50亿吨标准煤占比超全球五分之一 [5] - 国内能源消费增量90%以上来自国内供应 [5] - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增长至23.8万亿千瓦时 增幅达122% [10] 可再生能源体系建设 - 构建全球最大最快可再生能源体系 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [6] - 新能源发电量增量占全国新增发电量近50% 推动非化石能源供应总量增长近50% [6] - 全社会用电量中每3度电就有1度绿电 [6] 能源基础设施发展 - 建成全球最大电动汽车充电网络 每5辆车配置2个充电桩 [6] - 新型储能装机规模达9500万千瓦 5年增长近30倍 [8] - 天然气"全国一张网"初步建成 [9] 能源科技创新 - 新能源专利数占全球四成以上 [7] - 光伏转换效率和海上风电单机容量持续刷新世界纪录 [7] - 2024年氢能生产消费规模超3600万吨位列世界第一 [8] 电力市场改革 - 全国统一电力市场建设加速推进 [8] - 电力市场注册经营主体达97万家 是2020年的5倍 [10] - 绝大多数光伏设备制造企业和60%以上风电整机制造企业为民营企业 [10]

能源生产与自主供应 - 能源生产总量占全球超五分之一 并构建全球最大可再生能源体系和最大电动汽车充电网络 [1] - 能源自给率保持在80%以上 消费增量90%以上由国内自主保障 [2] - 新能源发电量增量占全国新增发电量近50% [2] - 建立完备能源产供储销体系 建成4个区域电力应急基地 未发生全国性大面积停电事故 [2] 新能源发展特征 - 风光装机从2020年5.3亿千瓦增至2024年7月16.8亿千瓦 年均增速28% 占新增电力装机80% [3] - 风光发电量占比从2020年9.7%提升至2024年18.6% 2024年上半年达1.15万亿千瓦时占用电量近四分之一 [3] - "沙戈荒"地区新增装机超1.3亿千瓦 海上风电新增装机超3500万千瓦 [3] - 2024年风光装机占全球47% 新增装机占全球63% 风电光伏装机规模分别连续15年和10年全球第一 [3] 电力市场建设 - 形成省内省间交易 年度月度日内实时交易 电能量与辅助服务等多维度市场体系 [4] - 构建"1+6"基础规则体系 统一全国电力市场度量衡 [5] - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至"十四五"23.8万亿千瓦时 占比从2020年40%提升至连续4年超60% [5]

能源市场化改革进展 - 能源价格形成机制加快完善 发电侧煤电和新能源全面进入市场 用户侧除居民和农业外定价完全市场化 大部分电量价格由市场竞争形成 [1] - 全国统一电力市场体系基本建成 包含多层次多品类多功能市场 中长期和辅助服务交易全覆盖 现货市场在7个地区及省间建成运行 南方区域实现连续运行 [1] - 跨电网经营区交易机制初步建立 促进电力资源在全国范围内自由流动 建成全球规模最大电力超市 [1] 能源产业生态创新 - 政策支持新型经营主体和虚拟电厂发展 总规模超3500万千瓦 相当于1.5个三峡电站装机容量 [2] - 各地拓展应用场景提升资源整合能力 增强新型电力系统韧性和安全水平 [2] - 能源领域新主体新模式新业态蓬勃发展 包括绿电直连和民营经济措施 [2] 电力市场体系建设 - 构建品类多元功能完善的电力市场体系 包含省内与省间交易 年度月度日内实时交易 电能量及调峰调频备用等辅助服务品种 [3] - 建立1+6基础规则体系 以电力市场运行基本规则为基础 三大交易规则为主干 注册结算信息披露作支撑 解决规则碎片化问题 [3] - 打破地方保护和省间壁垒 统一全国电力市场度量衡 保障市场公开透明和公平竞争 [3] 电力交易规模与主体 - 市场交易电量从十三五10.7万亿千瓦时增长至23.8万亿千瓦时 实现翻倍以上增长 [4] - 发电侧多元主体积极入市 包括煤电新能源气电核电水电 用户侧全部工商业用户进入市场 [4] - 独立储能等新业态蓬勃发展 形成多元主体有序参与的市场格局 [4]

能源体制改革进展 - 能源价格形成机制加快完善 煤电和新能源全面进入市场 除居民和农业外用户侧定价完全市场化 大部分电量价格由市场竞争形成 [1] - 全国统一电力市场体系基本建成 覆盖中长期和辅助服务交易 现货市场在7个地区及省间建成运行 南方区域实现连续运行 建成全球最大电力超市 跨电网经营区交易机制初步建立 [2] - 能源产业生态加速创新 出台虚拟电厂 绿电直连和民营经济发展政策 各地拓展应用场景提升电力系统韧性 [2] 新型能源体系发展规模 - 虚拟电厂总规模超3500万千瓦 相当于1.5个三峡电站装机容量 [3] - 新型储能总规模约9500万千瓦 较"十三五"末增长30倍 占全球总装机比重超40% [3] - 绿电直连政策推动智能微电网 源网荷储一体化等新模式发展 [3] 电力市场建设成果 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至23.8万亿千瓦时 实现翻倍增长 [4] - 市场交易电量占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续四年超60% 相当于每3度电中2度通过市场交易形成 [4] - 构建"1+6"基础规则体系 解决各地规则碎片化问题 实现售电公司"一地注册 全国共享" [4] 新能源消纳措施 - 加快系统友好型新能源电站建设 通过多能互补和联合调控提升风光发电自主调节能力 [6] - 加强主网 配网和微电网建设 推进跨省区输电通道工程 通过煤电改造 抽水蓄能和新型储能提升系统调节能力 [6] - 扩大虚拟电厂聚合规模 拓展车网互动应用 发展绿电直连等就近消纳新业态 [7] - 拓展非电利用途径 推动风光电制绿氢规模化应用 并向绿氢冶金 绿色合成氨等领域延伸 [7]

能源供应与消费增长 - "十四五"前四年能源消费增量达"十三五"五年增量1.5倍 [3] - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时占全球三分之一 能源生产总量折合50亿吨标准煤占全球五分之一 [4] - 预计五年新增用电量超过欧盟年度用电量 [3] 能源资源配置与基础设施 - 东部地区用能40%来自西电东送、西气东输、北煤南运等能源大动脉 [4] - 建成全球最大电动汽车充电网络 每5辆车配置2个充电桩 [4] - 充电基础设施达1669.6万个 为"十三五"末10倍规模全球领先 [10] 绿色低碳转型进展 - 全社会用电量中每3度电有1度绿电 非化石能源发电量占比提高5个百分点以上 [4][10] - 2024年上半年风光发电增量超过全社会用电量增量 [10] - 全球最大最快可再生能源体系建成 绿色能源提升经济发展"含绿量" [4] 电力市场体系建设 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增至23.8万亿千瓦时 每3度电有2度通过市场交易形成 [8] - 实现跨电网经营区常态化交易 统一规则打破省间壁垒 售电公司可"一地注册全国共享" [8] - 煤电与新能源全面入市 民营企业参股核心项目达20% [4][5] 新兴产业用电需求 - 2024年新能源整车制造用电量同比增长34.3% 互联网相关服务用电量增20.5% [10] - 1-7月电动汽车充换电服务用电量同比增长超40% [10] - 全球超半数新能源汽车行驶在中国 正推动绿电与算力深度融合 [11] 政策导向与未来规划 - 全力推动"十五五"新型能源体系建设 加快建设能源强国 [6] - 坚持电力适度超前原则 引导合理及绿色能源消费 [12] - 通过绿证绿电交易提供绿电服务 开展车网互动试点 [10]