主营业务:
公司及其附属公司（统称‘集团’）从事以下主要业务：工程、采购及建设（‘EPC’）及咨询及整体建设服务;发电;融资服务。
报告期业绩:
集团综合收益由截至二零二四年六月三十日止六个月之人民币746,741,000元（经重述）减少约28.6%至截至二零二五年六月三十日止六个月之人民币533,102,000元。收益减少主要由于截至二零二五年六月三十日止六个月EPC及咨询及整体建设分部的收益减少所致。公司拥有人应占溢利为人民币86,122,000元（二零二四年六月三十日：人民币70,383,000元（经重述）），相对去年同期增加约22.4%。期内每股基本盈利为人民币4.65分，而截至二零二四年六月三十日止六个月则为人民币3.80分（经重述）。
报告期业务回顾：
二零二五年上半年，宏观层面，国民经济顶住中美关税战压力、迎难而上，经济运行总体平稳、稳中向好，生产需求稳定增长，就业形势总体稳定，居民收入继续增加，新动能成长壮大，高质量发展取得新进展。产业层面，以光伏、风电为代表的新能源电站装机规模近几年的快速增长导致电力供需关系失衡，限电情形日趋严重；分布式电站新规、136号文机制电价新规相继发布实施，各地增加谷电时长、提高自用电比例，给新能源项目投资开发带来新的不确定因素。在此情形下，集团对外调整业务方向，将储能作为本年度开发重点，同时积极争取自用电比例高的分布式光伏项目、就地优先消纳的分散式风电项目。此外，持续深化电站运维体制改革，优化发电策略、市场化交易策略，积极参与绿电绿证交易，力促降本增效。二零二五年上半年，中国核能科技集团有限公司（‘公司’），连同其附属公司（‘集团’）通过资源共享、业务协同等多种方式推进公司新能源业务稳步发展。集团外，完善市场布局，加大优质项目开发，实现多点开花，中标华润柳新镇25.2MW项目，推进临翔二期100MW/200MWh储能项目建设完工并网，取得济源钢铁80MW/240MWh储能项目。上半年跟踪的新能源项目规模超6GW，其中重点开拓的项目达4.2GW。集团内，加强产业协同，利用股东方资源，积极开发宝湾物流屋顶分布式光伏电站，上半年建成并网项目14个，在建项目7个，备案取得待开工项目6个；此外，主动开拓海外市场，依托股东方海外业务场景，积极推动斯里兰卡汉港光储一体化项目。截至二零二五年六月三十日止六个月，收益较去年同期下降约28.6%至人民币533,102,000元（二零二四年：人民币746,741,000元（经重述））；集团权益持有人应占盈利人民币86,122,000元（二零二四年：人民币70,383,000元（经重述）），较去年同期上升约22.4%；
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每股基本盈利为人民币4.65分，较去年同期之人民币3.80分（经重述）上涨人民币0.85分，涨幅约22.4%。EPC及咨询及整体建设业务EPC及咨询及整体建设分部收益乃基于项目完工程度确认。对外部客户的分部销售同比下降约91.1%至人民币32,422,000元（二零二四年：人民币362,737,000元（经重述））。分部收益减少主要由于集团业务战略方向变化，一是新能源EPC业务主要围绕自投自建项目展开，确认的大部分收入在公司合并层面予以抵消；二是市政EPC业务因地产行业整体呈下行趋势，该板块业务在收缩退出阶段，集团25年未承接市政EPC新项目。二零二五年上半年，集团承接新能源EPC项目14个，合同金额约3.45亿元人民币，业务类型覆盖集中式光伏、分布式光伏、储能等领域。典型项目方面，宝湾物流等14个屋顶分布式项目于四月底前并网，临翔二期100MW/200MWh储能项目于五月底并网，华润柳新镇项目施工有序开展并获得业主好评。集团始终坚持‘安全第一、预防为主、综合治理’的方针，紧抓制度和责任落实，加大安全生产投入，加强安全隐患排查治理，筑牢安全生产防线，有效防范和遏制了各类安全事故的发生，全年无一般以上安全生产事故发生。在工程管理方面，深入推进质量管理标准化建设，贯彻首件样板制，加强质量巡检、抽检频次，严把中间移交质量关，确保一次验收通过率100%、无质量事故、无顾客投诉。二零二五年上半年，集团之全资子公司《承装承修承试电力资质》由四级提升至三级，顺利通过质量、环境和职业健康安全管理三合一体系换证审核。在科技研发工作方面，紧扣主营业务，完成《大型电化学储能系统关键控制技术研究及应用》、《光热大槽工装的技术研究及应用》等两项科研课题立项，获得2项实用新型、1项发明专利授权。继续保持江苏省高新技术企业资格，持续获得企业所得税减免政策支持。发电业务截至二零二五年六月三十日，集团在运维电站合计117座，其中风光103座，储能14座，风光总运营规模达2,030MW（按实际装机容量统计），储能电站551MWh。上半年风光完成发电量11.4亿千瓦时。
其中，光伏电站累计发电8.2亿千瓦时，风电站累计发电3.2亿千瓦时。积极参与绿电绿证交易，累计完成绿电交易约2,500万千瓦时，增收约人民币48万元；交易绿证40.8万张，增收约人民币152万元。二零二五年上半年，受国能发新能规〔2025〕7号文影响，为确保分布式光伏仍可按原有政策执行，避免新政对电价收入的稳定性带来影响，集团通过优化电站设计、交叉施工、赶工等措施，力保宝湾物流14个分布式屋顶光伏项目于2025年4月30日前提前并网。
集团紧跟政策变化，调整投资战略，大力拓展储能业务，截至二零二五年六月三十日止六个月，集团储能电站新增并网245MWh.其中：临翔二期100MW/200MWh储能项目于二零二五年五月二十八日全容量并网，投产后不仅可通过充放电价差和容量租赁获取收益，还可依照云南省能源局配储政策，优先降低集团在云南区域电站限电比例。此外，大储方面，围绕及有效对接多个分布于新疆、甘肃、内蒙、山西、广东、海南、重庆等地新能源配建储能及独立储能等类型项目，有力促进储能业务区域多元化拓展，与采日能源、为恒云储、融和元储等多家企业建立合作。
集团持续推进电站运营标准化建设，提升智能化运维水平。通过整顿改进作业流程，消除事故隐患，提高电站运维效率。运用视频监控、红外告警、无人机巡检等现代技术手段，加强电站巡检排查力度，电站发电设备投入率为99.7%，较行业标准高出0.7个百分点。集团自主开发智能运维系统投入运行，不仅能满足光伏、风电、储能、碳管理等多场景管理需求，还可大幅降低数据集采设备投入成本。截至二零二五年六月三十日止六个月，集团的发电分部录得收益较上年同期增长约32.3%，贡献集团收益人民币493,208,000元（二零二四年六月三十日：人民币372,912,000元（经重述））及分部利润（未扣除税项及财务成本）增加约33.0%至人民币239,590,000元（二零二四年六月三十日：人民币180,217,000元（经重述））。分部收益增加由于二零二五年发电业务收入较去年同期增加，主要是集团之间接全资附属公司持有的风光储电站项目持续增加，上半年新增光伏装机112MW，储能装机245MWh，带来发电量大幅增长。融资业务截至二零二五年六月三十日止六个月，集团之融资租赁业务录得对外部客户的分部收益人民币7,472,000元（二零二四年：人民币11,092,000元（经重述）），同比下降约32.6%。分部收益的减少主要由于同业竞争剧烈，项目拓展困难，外部收益减少。二零二五年上半年，集团持续围绕新能源领域开展融资租赁类金融业务，把‘保投放、降杠杆、保流动、降成本’任务作为重点工作，保证资金有效流动、财务成本有效降低，在项目拓展上，集团共对22个项目，其中光伏17个，储能个。
截至二零二五年六月三十日止六个月，金融业务共投放4笔，围绕与集团内新能源业务发展支持的同时，集团外深入与美克生、万润综合能源等新能源项目的合作并开展融资租赁业务，其中：集团外业务投放光伏业务占比60.57%，储能业务占比39.43%；完成年度投放计划107.9%。该业务板块在现有的资源下平稳有序推进业务投放落地。
业务展望：
136号文是我国新能源行业从‘政策驱动规模扩张’转向‘市场主导高质量发展’的里程碑式文件。它标志著新能源电力市场化改革进入深水区，对风电、光伏、储能及整个新能源产业链产生系统性、结构性影响。
行业格局及市场机制变革：全国电力现货市场加速成熟，区域差异化落地细则主导短期竞争394号文与136号文协同推进电力现货市场全国覆盖（目标2025年底），分时电价与供需响应常态化。这不仅为新能源与储能提供价格信号引导资源配置，还倒逼电力系统向‘新能源为主力、火电为调峰’转型，为风光储装机持续扩张铺路。现货市场的成熟也促进跨省跨区交易衔接优化，提升新能源消纳权重与全国资源调配效率。各省根据本地新能源渗透率、消纳能力及市场建设程度制定差异化实施细则，如竞价机制、机制电量规模、储能激励政策等。例如，山东侧重申报充足率与代理商竞价创新，广东强调交易规范性与主体适应性，内蒙古精简设计侧重衔接历史机制。新能源投资企业需深度理解并适应属地政策，同时布局电价高地市场以优化收益。风电与光伏：从规模扩张到精细化运营转型136号文的影响下，2025年上半年，行业经历了抢装带来的阶段性需求提升与快速退坡。下半年，业内主流投资主体预计放缓投资节奏，收益模式重构，倒逼度电成本控制与调节能力升级。如机制电价通过竞价确定（增量项目）或缩减保障电量比例（存量项目），迫使企业强化发电功率预测、优化报价策略，提升市场化交易能力，否则可能面临收益低于预期甚至亏损。行业竞争焦点从单纯装机规模转向量价协同水平、成本控制精度与市场响应速度。此外，投资逻辑与布局将进一步调整，新能源企业需重新评估项目经济性，优先向消纳条件好、电价水平高、市场化机制完善的区域倾斜，避免投资过度集中导致弃风弃光加剧或收益恶化。
储能：成为从强制配套到价值驱动的独立产业取消强制配储后，储能需求从‘政策强配’转向真实市场需求驱动－电网薄弱区域需调峰调频缓解阻塞、用户侧套利需求、分布式项目提升自消纳经济性、虚拟电厂聚合资源提供辅助服务等价值场景成为核心驱动力。短期内可能出现观望期（企业重建投资收益模型），但长期看储能作为电力系统灵活性核心的战略地位不变，且新型储能（如液流电池、压缩空气储能、氢能）在长时储能场景的应用将加速商业化突破临界点。新型经营主体：分布式能源与综合服务商迎来爆发机遇分布式光伏与隔墙售电模式崛起：
136号文推动分布式能源从‘余电上网’向自发自用为主、隔墙售电直供用户或聚合微电网售电转型。
通过智能微电网整合分布式光伏、储能与可调负荷，可实现全额自消纳、降低输配电成本，提升收益。
例如，工业园区自建微电网直接售电给周边企业，既规避电网阻塞与现货低价风险，又可叠加绿电溢价收益。这一模式催生隔墙售电服务商、综合能源集成商等新型主体快速发展。虚拟电厂(VPP)成市场化核心枢纽：新能源全面入市放大电价波动与调节需求，VPP通过聚合分布式风光储、可中断负荷等资源，向电网提供调峰、调频、备用等服务，成为新能源项目参与市场交易、获取超额收益的关键工具。售电公司加速向VPP转型，整合负荷侧灵活性资源对冲购电成本波动风险，例如通过构建‘新能源资产+可调负荷’组合优化交易策略。
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