00916 龙源电力 公告及通告：截至2025年6月30日止6个月之中期业绩公布
香港交易及结算所有限公司及香港联合交易所有限公司对本公告的内
容概不负责，对其准确性或完整性亦不发表任何声明，并明确表示，概
不对因本公告全部或任何部份内容而产生或因倚赖该等内容而引致的
任何损失承担任何责任。
截至2025年6月30日止6个月之中期业绩公布
财务摘要
‧ 截至2025年6月30日止6个月，收入人民币156.57亿元，全部来自
于持续经营，比2024年同期收入人民币192.36亿元（其中持续经营
收入人民币151.86亿元，非持续经营收入人民币40.50亿元）下降
18.6%
‧ 截至2025年6月30日止6个月，除税前利润人民币51.49亿元，全部
来自于持续经营，比2024年同期除税前利润人民币58.56亿元（其
中持续经营除税前利润人民币56.30亿元，非持续经营除税前利
润人民币2.26亿元）下降12.1%
‧ 截至2025年6月30日止6个月，本公司权益持有人应占净利润人民
币35.19亿元，比2024年同期下降14.4%
‧ 截至2025年6月30日止6个月，每股盈利人民币0.42元，比2024年同
期下降人民币0.07元
龙源电力集团股份有限公司（「本公司」或「公司」）董事会（「董事会」）欣然
宣布本公司及其子公司（「本集团」或「集团」）截至2025年6月30日止6个月
之未经审计综合中期业绩，连同2024年同期的比较数字。该业绩乃按照
国际会计准则理事会颁布的《国际会计准则》第34号「中期财务报告」以及《香
港联合交易所有限公司证券上市规则》（「《上市规则》」）的披露要求而编制。
合并损益及其他综合收益表
截至2025年6月30日止6个月－未经审计
（以人民币千元列示）
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述*）
附注人民币千元人民币千元
持续经营
收入515,657,01815,185,656
其他收入净额6639,938623,718
经营开支
折旧和摊销(6,218,253)(5,560,711)
员工成本(2,127,537)(2,043,211)
维修保养(319,734)(271,587)
行政费用(339,320)(336,118)
金融资产减值转回净额4,82426,567
其他经营开支(566,730)(447,746)
(9,566,750)(8,632,806)
经营利润6,730,2067,176,568
财务收入70,566125,068
财务费用(1,763,545)(1,754,370)
财务费用净额7(1,692,979)(1,629,302)
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述*）
附注人民币千元人民币千元
应占联营公司和合营企业利润减
亏损112,22682,030
除税前利润85,149,4535,629,296
所得税9(974,968)(949,435)
期间持续经营利润4,174,4854,679,861
非持续经营
期间非持续经营利润税后净额3–184,157
期间利润4,174,4854,864,018
其他综合亏损：
持续经营
其后不会重新分类至损益的其他
综合亏损：
以公允价值计量且其变动计入
其他综合收益的权益投资公
允价值变动，税后净额(4,962)1,411
其后可能重新分类至损益的其他
综合亏损：
换算海外业务产生的汇兑差额833(15,474)
换算海外业务净投资产生的汇
兑差额460(3,857)
期间持续经营之其他综合亏损，税
后净额(3,669)(17,920)
期间综合收益总额4,170,8164,846,098
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述*）
附注人民币千元人民币千元
应占利润：
股东3,519,4924,074,861
其他权益工具持有人–34,605
非控股权益654,993754,552
期间利润4,174,4854,864,018
应占综合收益总额：
股东3,515,8234,055,728
其他权益工具持有人–34,605
非控股权益654,993755,765
期间综合收益总额4,170,8164,846,098
每股基本和摊薄盈利（人民币分）1042.1048.74
每股基本和摊薄盈利（人民币分）–
持续经营1042.1048.11
- （详见附注3）和同一控制下的企业合并，重新列报了比较信息。
合并财务状况表
于2025年6月30日－未经审计
（以人民币千元列示）
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述*）
附注人民币千元人民币千元
非流动资产
物业、厂房和设备187,091,864181,426,390
使用权资产7,105,8967,053,233
无形资产4,299,7804,348,479
商誉145,668145,668
对联营公司和合营企业的投资5,915,9065,860,406
其他资产7,427,5767,620,459
递延税项资产757,542840,008
非流动资产总额212,744,232207,294,643
流动资产
存货450,986430,027
应收账款和应收票据1149,454,58643,575,389
预付款和其他流动资产3,982,4312,776,165
可收回税项94,01188,035
其他金融资产222,725192,797
受限制存款193,989158,789
银行存款和现金2,023,5923,132,826
流动资产总额56,422,32050,354,028
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述*）
附注人民币千元人民币千元
流动负债
借款52,120,73155,691,133
应付账款和应付票据126,307,7986,010,427
其他流动负债19,621,63716,608,865
租赁负债181,351167,586
应付税项400,308659,531
流动负债总额78,631,82579,137,542
流动负债净额(22,209,505)(28,783,514)
资产总额减流动负债190,534,727178,511,129
非流动负债
借款97,636,10687,791,485
租赁负债2,611,5892,506,939
递延收入546,781595,425
递延税项负债360,483345,713
其他非流动负债1,273,1431,354,317
非流动负债总额102,428,10292,593,879
资产净额88,106,62585,917,250
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述*）
附注人民币千元人民币千元
资本和储备
股本8,359,8168,359,816
储备66,155,65664,615,189
本公司权益持有人应占权益总额74,515,47272,975,005
非控股权益13,591,15312,942,245
权益总额88,106,62585,917,250
- ，重新列报了比较信息。
中期简明合并财务资料附注
1 编制基准
本中期财务报告按照《上市规则》的适用披露规定编制，并符合国际
会计准则理事会所颁布的《国际会计准则》第34号「中期财务报告」。
本中期财务资料乃假设本集团将持续经营业务而编制，惟本集团于
2025年6月30日存在流动负债净额人民币22,209,505,000元（2024年12月
31日（经重述）：人民币28,783,514,000元）。董事会认为，根据对本集团
预测现金流量及截至2025年6月30日的未动用银行融资额度和未动
用信贷额度的审阅，本集团将拥有拨支未来12个月其营运资金及资
本开支需求所必需的流动资金。
本中期财务报告采用了与编制2024年度财务报表相同的会计政策
来编制，但预计将在2025年度财务报表中应用的会计政策变更除外。
会计政策变更的详情载于附注2。
编制符合《国际会计准则》第34号的中期财务报告时，管理层须作出
判断、估计及假设，有关判断、估计及假设会影响会计政策的应用
及年初至今的资产、负债、收入及开支之呈报金额。实际结果可能
有别于估计数额。
本未经审计综合中期业绩包含简明合并财务报表及选定的附注解释。
附注包括对某些重要事项和交易的解释，以便理解本集团自2024年
度财务报表以来的财务状况和业绩所发生的变化。本简明合并中期
财务报表及其附注不包括根据《国际财务报告准则》编制的整份财务
报表规定的所有资料。
本中期财务报告未经审计，惟已由毕马威会计师事务所根据香港会
计师公会（「香港会计师公会」）所颁布的《香港审阅业务准则》第2410号「独
立核数师对中期财务资料的审阅」进行了审阅。毕马威会计师事务
所致董事会的审阅报告载于2025年中期报告。
2 会计政策的变更及披露
本集团已将国际会计准则理事会新颁布及修订的以下《国际财务报
告准则》应用于本会计期间的中期财务报告：
《国际会计准则》第21号修订 「缺乏可兑换性」
该修订对本集团的中期合并财务报表并无重大影响，本集团未使用
缺乏可兑换性的货币进行外币交易。
本集团在本会计期间未采用任何尚未生效的新准则或解释。
3 非持续经营
2024年9月，本集团以人民币1,319,150,000元的现金对价总额处置了
江阴苏龙热电有限公司（「江阴苏龙」），并相应将其从合并财务报表
中剔除。
2024年10月，本集团与南通天电南通天生港发电有限公司（「南通天电」)
的另一股权持有人达成协议，终止现有的一致行动方协议。因此，
本集团自2024年10月丧失控制南通天电的控制权，不再将南通天电
纳入合并财务报表。其后，本集团于南通天电之权益作为于联营公
司之投资入账。
可比合并损益及其他综合收益表已经重述，以将非持续经营与持续
经营分开列示。
在上述交易进行之前及之后，本集团与该等非持续经营均不存在重
大交易。可比合并损益及其他综合收益表已经重述，以将原来作为
持续经营损益列报的信息重新作为可比会计期间的非持续经营损
益列报。
(a) 非持续经营业绩
截至2024年
6月30日
止6个月
附注人民币千元
收入54,050,476
其他收入净额930
经营开支
折旧和摊销(126,743)
煤炭消耗(1,619,618)
煤炭销售成本(1,509,942)
员工成本(338,448)
维修保养(97,594)
行政费用(52,321)
其他经营开支(127,797)
(3,872,463)
经营利润178,943
财务收入935
财务费用(27,197)
财务费用净额(26,262)
应占联营公司和合营企业利润减亏损73,762
经营活动业绩226,443
所得税支出(42,286)
经营活动业绩，税后净额184,157
每股盈利
每股基本和摊薄盈利（人民币分）0.63
为数人民币52,469,000元的非持续经营利润归属于本公司权益股东。
(b) 非持续经营产生╱（所用）的现金流量
截至2024年
6月30日
止6个月
人民币千元
经营活动产生的现金净额80,620
投资活动所用的现金净额(289,345)
融资活动产生的现金净额166,341
本期现金流出净额(42,384)
本集团按业务的类别划分为各个分部以管理业务。为了与进行
资源分配和业绩评估而向本集团最高级行政管理层所作内部
报告的方式一致，本集团呈报以下报告分部：
－ 风力发电：该分部建造、管理和营运风力发电厂和生产电力，
出售予外间电网公司。
－ 光伏发电：该分部建造、管理和营运光伏发电厂和生产电力，
出售予外间电网公司。
－ 火电（于2024年处置并作为非持续经营列示，参阅附注3）：
该分部建造、管理和营运煤炭发电厂和生产电力，出售予
外间电网公司，并从事煤炭贸易。
本集团将上述分部之外的其他经营业务分部归为「所有其他」。
该分部主要从事制造设备，提供咨询服务，向风力企业提供维
护和培训服务及其他可再生能源发电。
(a) 分部业绩
根据《国际财务报告准则》第8号的规定，本集团根据本集团的最
高级行政管理层在考虑及管理本集团时所用的方法进行分部披露。
为了评估分部的业绩和分配资源至各个分部，本集团的最高级
行政管理层按以下基础监察每个报告分部应占的业绩：
－ 本集团参照各个报告分部取得的销售和产生的开支，或由
于这些分部应占资产折旧或摊销而产生的开支，将收入和
开支分配至各个分部。分部收入和开支并不包括应占联营
公司和合营企业利润减亏损、财务费用净额及未分配总部
和企业共同开支。
用于衡量报告分部利润的指标为经营利润。为了分配资源和评
估于截至2025年6月30日及2024年6月30日止各期间的分部业绩
而向本集团最高级行政管理层提供的报告分部数据如下：
截至2025年6月30日止6个月：
持续经营
风电光伏发电所有其他合计
人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元
来自外部客户的收益
－销售电力收入13,785,1851,664,6867,06815,456,939
－其他41,24937,243121,587200,079
小计13,826,4341,701,929128,65515,657,018
分部间收入–383,468383,468
报告分部收入13,826,4341,701,929512,12316,040,486
报告分部利润
（经营利润）6,213,037549,632142,6486,905,317
分部间抵销前折旧
和摊销(5,287,662)(914,637)(99,866)(6,302,165)
应收账款和其他
应收款减值损失
的转回╱（计提）4,359(44)5094,824
利息收入16,9391,48718,87337,299
利息支出(1,269,727)(112,141)(218,824)(1,600,692)
期内报告分部非流动
资产开支5,963,2595,240,070607,45211,810,781
截至2024年6月30日止6个月：
持续经营非持续经营
风电光伏发电所有其他小计火电合计
（经重述）（经重述）（经重述）（经重述）
人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元
来自外部客户的收益
－销售电力收入14,024,3841,022,7726,93915,054,0951,853,69016,907,785
－其他26,3474,761100,453131,5612,196,7862,328,347
小计14,050,7311,027,533107,39215,185,6564,050,47619,236,132
分部间收入–374,215374,215–374,215
报告分部收入14,050,7311,027,533481,60715,559,8714,050,47619,610,347
报告分部利润（经营
利润）6,945,134363,543101,1827,409,859178,9437,588,802
分部间抵销前折旧和
摊销(5,060,516)(420,011)(56,582)(5,537,109)(126,743)(5,663,852)
应收账款和其他应收
款减值损失的转回24,778–1,78926,567–26,567
利息收入42,07330816,02058,40193559,336
利息支出(1,323,629)(125,068)(201,802)(1,650,499)（29,197）（1,677,696）
期内报告分部非流动
资产开支5,966,1406,021,352408,05912,395,55182,98512,478,536
(b) 报告分部收入与损益的调节
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述）
人民币千元人民币千元
收入
报告分部收入16,040,48619,610,347
抵销分部间收入(383,468)(374,215)
抵销非持续经营–(4,050,476)
合并收入15,657,01815,185,656
利润
报告分部利润6,905,3177,588,802
抵销分部间利润(19,408)(88,050)
抵销非持续经营–(178,943)
6,885,9097,321,809
应占联营公司和合营企业利润
减亏损112,22682,030
财务费用净额(1,692,979)(1,629,302)
未分配总部和企业共同开支(155,703)(145,241)
持续经营除税前合并利润5,149,4535,629,296
(c) 地区资料
(i) 对外交易收入来自下列国家：
持续经营非持续经营
截至6月30日止6个月截至6月30日止6个月
2025年2024年2025年2024年
（经重述）
人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元
中国15,345,29914,834,449–4,050,476
境外311,719351,207–
合计15,657,01815,185,656–4,050,476
本集团对外交易收入的区域划分是依据电力输送、产品销
售以及服务提供的所在地确定的。
(i) 非流动资产（不含对联营公司和合营企业的投资、递延税项
资产及计入其他资产中的金融资产）位于下列国家中：
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
人民币千元人民币千元
中国202,854,566197,362,744
境外3,035,8773,044,528
合计205,890,443200,407,272
上述非流动资产资讯基于资产所属地理位置。
5 收入
本期内确认的各主要收入项目的金额如下：
截至2025年6月30日止6个月
持续经营
风电光伏发电所有其他合计
人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元
销售商品或提供劳务类别
《国 际财务报告准则》第15
号范围内的客户合同
收入
销售电力13,785,1851,664,6867,06815,456,939
其他41,24937,243103,175181,667
13,826,4341,701,929110,24315,638,606
其他来源的收入
租金收入–18,41218,412
13,826,4341,701,929128,65515,657,018
地理市场
中国大陆13,514,7151,701,929128,65515,345,299
加拿大97,952–97,952
南非166,846–166,846
乌克兰46,921–46,921
13,826,4341,701,929128,65515,657,018
收入确认时点
在某一时点转移控制权13,809,0491,674,16443,88115,527,094
在一段时间内履行履约义务17,38527,76584,774129,924
13,826,4341,701,929128,65515,657,018
截至2024年6月30日止6个月
持续经营非持续经营
风电光伏发电所有其他小计火电合计
（经重述）（经重述）（经重述）（经重述）
人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元
销售商品或提供劳务类别
《国际财务报告准则》
第15号范围内的客户
合同收入
销售电力14,024,3841,022,7726,93915,054,0951,853,69016,907,785
销售蒸汽–441,595441,595
销售煤炭–1,541,5011,541,501
其他26,3474,76191,660122,768213,360336,128
14,050,7311,027,53398,59915,176,8634,050,14619,227,009
其他来源的收入
租金收入–8,7938,7933309,123
14,050,7311,027,533107,39215,185,6564,050,47619,236,132
地理市场
中国大陆13,699,5241,027,533107,39214,834,4494,050,47618,884,925
加拿大108,273–108,273–108,273
南非173,507–173,507–173,507
乌克兰69,427–69,427–69,427
14,050,7311,027,533107,39215,185,6564,050,47619,236,132
收入确认时点
在某一时点转移控制权14,043,5991,027,53335,42115,106,5533,952,92219,059,475
在一段时间内履行履约义务7,132–71,97179,10397,554176,657
14,050,7311,027,533107,39215,185,6564,050,47619,236,132
6 其他收入净额
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述）
人民币千元人民币千元
持续经营
政府补助538,436533,250
处置物业、厂房和设备（损失）╱收益(2,317)1,457
源自子公司收购的廉价收购收益–19,186
出售一家联营公司的收益–6,257
其他103,81963,568
639,938623,718
7 财务收入及费用
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述）
人民币千元人民币千元
持续经营
金融资产的利息收入37,29958,401
股息收入4493,812
交易证券及衍生金融工具未实现收益32,81817,346
汇兑收入–45,509
财务收入70,566125,068
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述）
人民币千元人民币千元
减：
银行和其他借款利息1,698,3111,775,065
租赁负债利息40,96533,305
减：已 资本化为物业、厂房和设备的利息
支出(138,584)(157,871)
1,600,6921,650,499
汇兑亏损123,92782,839
衍生金融工具的未实现亏损9,418–
银行手续费和其他29,50821,032
财务费用1,763,5451,754,370
财务费用净额(1,692,979)(1,629,302)
截至2025年6月30日止6个月期间，借款费用已按年利率1.30%至3.28%
（截至2024年6月30日止6个月（经重述）：1.75%至3.62%）资本化。
8 除税前利润
除税前利润已扣除╱（计入）：
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述）
人民币千元人民币千元
持续经营
摊销
－无形资产295,090271,140
折旧
－物业、厂房和设备5,798,0985,217,673
－使用权资产125,06571,898
减值损失的转回
－应收账款和其他应收款(4,824)(26,567)
存货成本25,70324,386
9 所得税
(a) 中期合并损益及其他综合收益表所示的所得税：
截至6月30日止6个月
2025年2024年
（经重述）
人民币千元人民币千元
持续经营
本期税项
本期内准备863,634904,666
以往年度准备不足20,92821,193
884,562925,859
递延税项
暂时性差异的产生和转回90,40623,576
974,968949,435
附注：
(i) 除本集团部分位于中国的子公司是根据相关税务机关的批复按0%到
15%的优惠税率计算所得税外，本集团根据中国相关所得税准则和规
定按企业应纳税利润的25%的法定税率分别计算截至2025年6月30日
止6个月期间和截至2024年6月30日止6个月期间的中国企业所得税准
备金额。
根据财税[2008]第46号《财政部、国家税务总局关于执行公共基础设施
项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》，本集团部分子公司如从
事相关基础设施项目，可于初次获得营运收入的当年开始享受三年免
征所得税，以后三年减按50%征收所得税的税收优惠。
根据财政部、国家税务总局和国家发展和改革委员会（「国家发展改革委」）
于2020年4月23日联合发布的《关于延续西部大开发企业所得税政策的
公告》，集团内位于西部地区的子公司可延续适用15%的优惠所得税率，
有效期至2030年12月31日。
(i) 雄亚投资有限公司，本集团位于香港的一家子公司，适用于16.5%的香
港企业所得税。根据英属维尔京群岛的相关法律法规，本集团的一家
子公司，雄亚（维尔京）有限公司，无须在英属维尔京群岛缴纳所得税。
雄亚投资有限公司和雄亚（维尔京）有限公司，作为中国公司控制的海
外公司，按照国税发[2009]第82号被认定为中国居民企业纳税人。据此，
该等公司适用于25%的中国所得税，向该等公司分配的股利可免予代
扣代缴所得税。
龙源加拿大可再生能源有限公司，本集团位于加拿大的一家子公司，
适用于26.5%的加拿大企业所得税。龙源南非可再生能源有限公司，本
集团位于南非的一家子公司，适用于27%的南非企业所得税。龙源乌
克兰尤日内风力发电有限公司和龙源乌克兰南方风力发电有限公司，
本集团位于乌克兰的子公司，适用于18%的乌克兰企业所得税。
(i) 于2021年，经济合作及发展组织就适用于大型跨国企业的全球最低税
制新改革发布全球反税基侵蚀示范规则（「支柱二示范规则」）。本集团
的业务主要位于未实施支柱二所得税法律的中国内地。自2025年1月1
日起，本集团还需就其在香港特别行政区及尚未实施本地最低补足税
的其他若干税务管辖区（包括中国内地）的收益缴纳《2025年税务（修订）
（跨国企业集团的最低税）条例》规定的支柱二所得税。董事会认为，上
述即将实施的法规不会对本集团的合并财务报表产生重大影响。
10 每股盈利
(a) 每股基本盈利
I. 普通股东应占利润
截至6月30日止6个月
2025年2024年
持续经营非持续经营合计持续经营非持续经营合计
（经重述）（经重述）
人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元人民币千元
普通股东应占
利润3,519,492–3,519,4924,022,39252,4694,074,861
I. 普通股的加权平均数
截至6月30日止6个月
2025年2024年
千股千股
于1月1日的已发行普通股8,359,8168,381,963
2023年回购股份的影响–(10,335)
2024年回购股份的影响–(10,781)
普通股加权平均数8,359,8168,360,847
(b) 每股摊薄盈利
本公司在列示期间内均没有潜在摊薄股份，因此每股基本及摊
薄盈利没有差异。
11 应收账款和应收票据
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
人民币千元人民币千元
应收第三方款项49,771,01743,880,319
应收同系子公司款项149,202165,933
应收联营公司款项6,8447,883
49,927,06344,054,135
减：呆账准备(472,477)(478,746)
49,454,58643,575,389
分析如下：
应收账款49,448,21143,559,146
应收票据6,37516,243
49,454,58643,575,389
(a) 账龄分析
本集团的应收账款和应收票据按发票日期及扣除呆账准备后
净额呈列的账龄分析如下：
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
人民币千元人民币千元
1年以内或未明确发票日期49,442,77843,559,407
1至2年8,2148,471
2至3年8441,727
3年以上2,7505,784
49,454,58643,575,389
本集团的应收账款和应收票据主要是应收当地电网公司有关
风电和光伏电力的售电款，以及其他可再生能源的电价附加。
除了电价附加外的售电款一般在账单日期起计15至30天内到期。
电价附加须视乎有关政府机关向当地电网公司作出资金分配
而收取，因此结算时间相对较长。
(b) 应收账款和应收票据的减值
根据财政部、国家发改委及国家能源局于2020年1月联合颁布的
财建[2020]4号文件《关于促进非水可再生能源发电健康发展的
若干意见》及财建[2020]5号文件《可再生能源电价附加资金管理
办法》，关于可再生能源电价附加的一套新的标准化结算程序
于2020年1月起开始生效，文件规定在向当地电网公司分配资金
之前，需要对项目逐个进行审批。同时财政部于2012年3月颁布
的财建[2012]102号文件《可再生能源电价附加辅助资金管理暂行
办法》废止。
截至2025年6月30日，本集团大部分相关项目已获得可再生能源
附加补助资金审批，部分项目正在申请审批中，董事会认为将
在适当时候获得批准。可再生能源附加补助资金按照现行政府
政策和财政部的普遍支付趋势进行结算，当前没有结算的截止
日期。董事会认为应收可再生能源附加补助资金的违约概率很低，
因该可再生能源附加补助资金由中国政府提供资金，并根据过
往历史付款记录、新能源行业一般商业条款调整、报表日现有
及预期市场状况评估做出此判断。据此，董事会认为应收可再
生能源附加补助资金的信用风险有限。
本集团应用简化方法对《国际财务报告准则》第9号规定的预期
信用损失计提准备，该准则准许对所有应收账款采用期限内预
期信用损失准备。为计量除电价补助以外的应收账款的预期信
用损失，根据共同的信用风险特征及账龄对应收账款进行分组。
12 应付账款和应付票据
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
人民币千元人民币千元
应付票据2,997,6793,542,490
应付账款3,016,3002,214,772
应付联营公司款项93,99248,861
应付同系子公司款项199,827204,304
6,307,7986,010,427
按发票日期呈列的应付账款和应付票据的账龄分析如下：
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
人民币千元人民币千元
1年以内5,988,7615,779,268
1至2年259,802216,135
2至3年47,60810,056
3年以上11,6274,968
6,307,7986,010,427
13 股息
(i) 本期间应付股东的股息
截至6月30日止6个月
2025年2024年
人民币千元人民币千元
期后宣派的中期股息，每股人民币
0.1元（截至2024年6月30日的
6个月：无）835,982–
于报告期末后建议分派的中期股息尚未在报告期末确认为负债。
如本公司在分红派息股权登记日之前发生增发或回购等情形
导致分红派息股权登记日的总股份数发生变化，每股息将在
合计派息总额不变的前提下相应调整。
(i) 属于上一财政年度，并于本期间核准的应付股东的股息
截至6月30日止6个月
2025年2024年
人民币千元人民币千元
于本期间核准的截至2024年12月
31日止财政年度的末期股息，
每股人民币0.2278元（2023年：每股
人民币0.2225元）1,904,3661,860,113
截至2024年12月31日止财政年度的股息已全额支付。
管理层讨论与分析
（如无特别说明，如下信息基于按照国际财务报告准则编制的财务信息披露）
一. 行业回顾
（一） 经营环境
2025年上半年，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，
各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳
中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建
新发展格局，统筹国内经济工作和国际经贸斗争，有效实施更
加积极有为的宏观政策，国民经济顶住压力、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，社会大局保持稳定。
根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2025年上半年，
全国全社会用电量48,418亿千瓦时，同比增长3.7%；规模以上工
业发电量为45,371亿千瓦时，同比增长2.3%。
截至2025年6月30日，全国发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长
18.7%。其中，风电5.7亿千瓦，同比增长22.7%；太阳能发电11.0
亿千瓦，同比增长54.2%；水电4.4亿千瓦，同比增长3.0%。
2025年1-6月，全国发电设备累计平均利用小时为1,504小时，比
上年同期降低162小时。全国累计完成市场交易电量2.95万亿千
瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量比重60.9%，同比提高0.52
个百分点。绿电交易电量1,540亿千瓦时，同比增长49.3%。
（二） 政策环境
- ，构建价格与交易新格局
2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深
化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通
知》（136号文），明确新能源上网电量全面进入电力市场，电
价通过市场交易形成，并建立可持续发展价格结算机制。《通
知》以2025年6月1日为节点，对存量项目（2025年6月1日前投
产）实施机制电价衔接现行政策，保障性电量规模与煤电基
准价衔接；增量项目（2025年6月1日后投产）则通过市场化竞
价确定机制电价，规模动态匹配消纳责任权重。同时，建立
「多退少补」差价结算机制，市场交易均价与机制电价的差
额纳入系统运行费用，稳定企业收益预期。政策还明确绿
证收益不重复计算，禁止将储能作为项目并网前置条件，
并强化与电力市场、碳核算等政策协同。该改革标志著新
能源从「政策驱动」转向「市场驱动」，通过价格信号引导资
源优化配置，将加速新能源技术升级、推动储能与虚拟电
厂发展，并重构电力市场供需格局，助力实现「双碳」目标。
目前，山东、广东、蒙东、蒙西、新疆、海南、浙江、甘肃、山
西、辽宁、宁夏等省区已出台实施方案或征求意见稿，其他
省区实施细则也正在积极酝酿陆续出台中。
2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅
助服务市场基本规则》，标志著我国电力辅助服务市场进入
规范化、制度化新阶段。《规则》首次将储能企业、虚拟电厂、
智能微电网等新型经营主体纳入市场范围，明确其与发电
企业、售电企业共同参与调峰、调频、备用、爬坡等辅助服
务交易。市场运行遵循「谁提供、谁获利，谁受益、谁承担」
原则，建立「日清月结」结算机制，并与电力现货市场衔接。《规
则》还要求建立模拟试运行、结算试运行到正式运行的三阶
段准入机制，并实施年度评估监管。该政策通过激活多元
化调节资源、完善市场化价格机制，加速新型电力系统建设，
并为储能、虚拟电厂等新质生产力创造规模化发展空间。
2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于全
面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确2025年底前基
本实现电力现货市场全国覆盖，全面开展连续结算运行。
用户侧主体需在年底前全面参与现货市场申报、出清及结算，
中长期签约履约比例须符合能源安全保供要求。强调以第
三方机构独立评估为正式运行前提，未通过系统校验的地
区不得开展试运行。该政策通过强化市场机制与技术规范，
预计将加速新能源消纳，并重构电力资源配置体系，为构
建全国统一电力市场奠定基础。
- ，引领低碳转型进程加速
2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，明
确以能源安全新战略为引领，统筹推进高质量发展与高水
平安全。文件提出三大主要目标：一是增强能源供应保障
能力，全国发电总装机达36亿千瓦以上，新增新能源装机2
亿千瓦以上；二是深化绿色低碳转型，非化石能源发电装
机占比提升至60%，消费比重达20%，推进「沙戈荒」风光基地、
抽水蓄能及核电建设；三是提升发展质量效益，风电、光伏
发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著，
初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。
该政策提出针对性政策举措，有助于指导各地和各有关单
位进一步加快规划建设新型能源体系，合力完成「十四五」
收官，以能源高质量发展和高水平安全助力我国经济持续
回升向好。
2025年3月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合发
布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的
意见》，明确到2027年基本建成绿证市场制度体系，2030年
实现绿证国际应用与绿色电力环境价值充分体现。提出五
大行动：通过按月自动核发绿证稳定供给，推动风电、光伏
等全电量入市；建立「强制+自愿」消费机制，要求钢铁、化
工等重点行业2030年绿电消费比例不低于全国消纳责任权
重平均水平，并将绿电消费纳入ESG披露；完善绿证交易机
制，支持中长期协议和跨省流通；拓展绿证在碳核算、产品
标识等场景应用；推动国际标准制定，提升中国绿证认可度。
该政策通过强化市场机制与政策协同，预计将加速绿电消
纳、提升新能源企业收益，并倒逼高耗能行业绿色转型，重
构能源消费格局。
2025年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有
序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确绿电直连是通
过专用线路实现新能源向单一用户直接供电的模式，分为
并网型（接入公共电网）和离网型（独立运行）两类。要求以「以
荷定源」确定新能源装机规模，现货市场地区自发自用电量
占比不低于60%（占总用电量的比例由2025年不低于30%逐
年提升至2030年不低于35%），余电上网比例不超过20%，并
强制配置储能及灵活调节资源。该政策通过物理直连破解
绿电溯源难题，助力企业降本增效、突破绿色贸易壁垒，为
新能源消纳开辟新路径，同时推动电网向服务型转型。
二. 业务回顾
2025年上半年，本集团深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三
中全会精神，全面贯彻「稳中求进、安全为本、创新引领、高质发展」
工作方针，坚持存量增效、增量做优，以全方位对标带动全链条提质，
实施应对136号文的整体工作方案，构建全生命周期成本管控体系，
全力冲刺「十四五」规划目标，保持了稳中有进的良好态势。
2025年上半年，本集团净新增新能源控股装机容量2,053.54兆瓦，其
中新增风电控股装机容量986.95兆瓦、光伏控股装机容量1,096.59兆
瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。截至2025年6月30日，
本集团控股装机容量为43,196.74兆瓦，其中风电31,395.72兆瓦，光伏
11,794.92兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦。本集团2025年累计完成发
电量39,652,477兆瓦时，其中风电发电量33,502,617兆瓦时，同比增长
6.07%；光伏发电量6,146,915兆瓦时，同比上升71.37%。
- ，安全运营平稳有序
2025年上半年，本集团全面推进安全生产管理体系建设，牢固
树立「从零开始、向零奋斗」的安全理念，以零伤亡、零事故、零
损失为目标，以归零心态抓实抓细安全生产。创新安全管理，
通过「三个一」常态化教育培训；「三个整治」强化文明生产；「三
个环节」严抓外委作业；「三道防线」严控事故风险。深度融合数
智化平台应用，提升安全环保管控水平。修订完善积分考核办法，
深化安全积分制应用，以刚性约束促进管理提升。系统加强安
全风险防控，全面落实安全环保一号文任务，扎实筑牢安全风
险分级管控防线，开展治本攻坚三年行动，组织「事故警示月」
专项行动，开展海上应急演练观摩。持续深化防范生态环保风
险，顺利完成黄河流域生态环境专项督导，加大环境治理力度，
系统防范生态风险。筑牢事故隐患排查治理防线，有效提升人
员安全履责能力和作业现场监督能力，上半年未发生一般及以
上事故和生态环境事件。
2025年上半年，本集团累计完成发电量39,652,477兆瓦时，其中
风电发电量33,502,617兆瓦时，同比增长6.07%；光伏发电量6,146,915
兆瓦时，同比增长71.37%。2025年上半年，风电平均利用小时数
为1,102小时，较2024年同期降低68小时，主要是因为本集团部
分大容量项目所在区域风资源水平同比下降。本集团风电利用
小时较行业平均利用小时高15小时。
本集团所属风电场2025年上半年及2024年上半年控股发电量按
地域分别为：
地区2025年上半年2024年上半年变化率
（兆瓦时）（兆瓦时）
黑龙江1,500,3921,545,562-2.92%
吉林1,045,0331,171,853-10.82%
辽宁1,654,7291,922,360-13.92%
内蒙古3,830,5643,559,9247.60%
江苏陆上1,181,1391,219,418-3.14%
江苏海上2,706,8933,000,991-9.80%
浙江174,650173,8170.48%
福建1,639,6281,524,6347.54%
海南62,68153,30317.59%
甘肃2,357,4321,575,14649.66%
新疆1,669,1221,866,321-10.57%
河北2,031,7721,966,4543.32%
云南1,998,6822,056,269-2.80%
安徽1,035,374854,15221.22%
山东884,942841,1095.21%
天津685,876578,12318.64%
山西1,722,9811,337,51228.82%
宁夏1,003,745843,73618.96%
贵州919,6411,003,495-8.36%
陕西835,708889,190-6.01%
西藏7,9119,222-14.21%
重庆264,573281,677-6.07%
上海63,93257,90410.41%
广东163,643181,120-9.65%
湖南338,814317,8286.60%
广西2,300,8901,414,18162.70%
江西280,686246,86113.70%
湖北114,60992,78023.53%
青海172,682139,23124.03%
河南352,508272,76929.23%
加拿大124,913134,776-7.32%
南非304,860345,626-11.79%
乌克兰71,611107,261-33.24%
合计33,502,61731,584,6046.07%
本集团所属风电场2025年上半年及2024年上半年风电平均利用
小时╱容量系数按地域分别为：
地区
2025年
上半年风电
平均利用小时
2025年
上半年风电
平均容量系数
2024年
上半年风电
平均利用小时
2024年
上半年风电
平均容量系数
风电平均
利用小时
变化率
（小时）（小时）
黑龙江99123%1,03724%-4.44%
吉林1,07125%1,26129%-15.07%
辽宁1,10826%1,31930%-16.00%
内蒙古1,24829%1,17127%6.58%
江苏陆上89321%91321%-2.19%
江苏海上1,23628%1,37131%-9.85%
浙江76318%75917%0.53%
福建1,50635%1,40432%7.26%
海南63315%53812%17.66%
甘肃91921%88220%4.20%
新疆82219%1,19627%-31.27%
河北1,14626%1,10925%3.34%
云南1,35531%1,57536%-13.97%
安徽1,24129%1,02423%21.19%
山东1,31430%1,34831%-2.52%
天津1,22728%1,12726%8.87%
山西1,26029%99123%27.14%
宁夏1,02924%92221%11.61%
贵州88720%1,13726%-21.99%
陕西1,00223%1,06624%-6.00%
西藏1,05524%1,23028%-14.23%
重庆91421%97322%-6.06%
上海1,34631%1,21928%10.42%
广东1,34131%1,44833%-7.39%
湖南1,09925%1,03124%6.60%
广西1,00123%1,57836%-36.57%
江西1,20028%1,25729%-4.53%
湖北1,21728%98523%23.55%
青海73317%92821%-21.01%
河南1,52235%1,22028%24.75%
加拿大1,26029%1,36031%-7.35%
南非1,24729%1,41432%-11.81%
乌克兰93622%1,40232%-33.24%
合计1,10225%1,17027%-5.81%
- ，优化未来资源布局
2025年上半年，本集团保持规模发展与质量效益并重，响应国
家重大发展战略，优化发展导向，积极践行「五个示范」，以大项
目带动大发展、大突破、大创新，全力推动「沙戈荒」风光大基
地项目，加强海上风电拓展，打造具备龙源特色的国家标志性
新能源基地。优先争取中东南部消纳有保障且电价相对较优区
域的竞配指标。精准科学合理实施「以大代小」项目，结合乡村
振兴，争取项目连片开发，因地制宜推进共享储能项目，结合
下游市场有序布局绿电制氢（氨）项目。加快布局，深度谋划推
动深远海项目。
2025年上半年，本集团新签订开发协议1.24吉瓦，其中风电1.04
吉瓦、储能0.2吉瓦，均位于资源较好地区。上半年累计取得开
发指标4.75吉瓦，其中风电2.98吉瓦，光伏1.77吉瓦。
- ，增量做优质效双升
2025年上半年，本集团遵循「优设计、降造价、高质量、严变更、
促项目、防风险」管理念，坚持工程建设「两不超、三个零」标准，
建设「工期短、造价低、质量优、效益好」的精品工程。强化基建
项目全过程管控，提高设计管理，坚决压降造价，抓好征林、征
地和送出等关键制约因素协调，统筹做好开工管理、施工组织
管理、项目调试管理。加强初设审查，严控设计方案、工程量及
造价。严把招标最高限价审核关，合理把控最高限价，加大集
采力度，持续扩大集采范围，通过集采降低设备成本。严把工
程实施造价管理关，加大工程量审核关，筹备工程造价管理中心，
开展全过程造价管控。本集团所属天津滨海新区龙源海晶盐光
互补项目、龙源江苏射阳200MW/400MWh共享储能电站项目荣
获「2025年度电力优质工程」。
2025年上半年，本集团净新增新能源控股装机容量2,053.54兆瓦，
其中新增风电控股装机容量986.95兆瓦，新增光伏控股装机容
量1,096.59兆瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。
本集团所属风电场于2025年6月30日及2024年6月30日控股装机
容量按地域分别为：
地区2025年6月30日2024年6月30日变化率
（兆瓦）（兆瓦）
风电装机合计31,395.7228,349.3910.75%
黑龙江1,695.701,495.7013.37%
吉林966.80943.902.43%
辽宁1,589.701,489.706.71%
内蒙古3,078.303,034.301.45%
江苏陆上1,338.501,338.500.00%
江苏海上2,191.602,191.600.00%
浙江227.90227.900.00%
福建1,053.101,053.100.00%
海南99.0099.000.00%
甘肃2,599.302,370.809.64%
新疆2,231.501,810.3023.27%
河北1,782.601,770.100.71%
云南1,440.301,429.100.78%
安徽834.10834.100.00%
山东696.40646.907.65%
天津581.50538.008.09%
山西1,339.751,339.750.00%
地区2025年6月30日2024年6月30日变化率
（兆瓦）（兆瓦）
宁夏974.70974.700.00%
贵州1,079.081,017.806.02%
陕西833.85833.850.00%
西藏7.507.500.00%
重庆289.50289.500.00%
上海47.5047.500.00%
广东125.74125.740.00%
湖南308.35308.350.00%
广西2,317.851,034.85123.98%
江西233.90208.9011.97%
湖北94.2094.200.00%
青海650.00150.00333.33%
河南267.40223.6519.56%
加拿大99.1099.100.00%
南非244.50244.500.00%
乌克兰76.5076.500.00%
光伏装机11,794.927,619.9154.79%
其他可再生能源装机6.1036.10-83.10%
火电装机0.001,875.00-100.00%
合计43,196.7437,880.4014.03%
- ，存量增效持续深化
2025年上半年，本集团积极应对电力市场建设全面加速和新能
源全面入市形势，紧密跟踪各省136号文实施方案，深化「以交
易为中心、以限电为重点、以补贴为基础、以绿碳为特色、以人
才为抓手、以系统为保障」的「六位一体」营销体系。重点关注机
制电量纳入规模、增量项目竞价安排、现货价格上下限等关键
内容，踊跃参与各省区市场化改革方案规则制定，争取有利政
策。动态优化交易策略，量价兼顾统筹中长期交易与月度、月内、
多日等短周期交易调仓，实现中长期交易与现货交易精准衔接，
确保交易量价最优；通过与电网沟通、开展省间交易、储能充
放电等方式，多措并举降低限电影响；紧盯补贴资金回收和补
贴清单管理；大力开展绿电交易和绿证销售；优化完善公司营
销机构，在运营监控中心增配营销岗位，实现生产营销全流程
协同贯通，积极推动公司营销人员参加交易员技能认定，全面
开展交易人员、营销管理人员、营销分管领导多层次培训和电
力交易竞赛；「一省一策」著力推进龙源电力市场营销及辅助决
策管理系统建设，已完成17个省区部署，通过数据管理、市场分
析、市场预测、功率预测等功能提升交易信息化、自动化和智
能化水平。
2025年上半年，本集团所有发电业务平均上网电价人民币399元╱
兆瓦时（不含增值税），较2024年同期平均上网电价人民币422元╱
兆瓦时（不含增值税）减少人民币23元╱兆瓦时。风电平均上网电
价人民币422元╱兆瓦时（不含增值税），较2024年同期风电平均
上网电价人民币438元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币16元╱
兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大，平价项目增加以
及结构性因素导致。光伏平均上网电价人民币273元╱兆瓦时（不
含增值税），较2024年同期光伏平均上网电价人民币278元╱兆瓦
时（不含增值税）下降人民币5元╱兆瓦时。
- ，兑现绿色环境价值
2025年上半年，本集团秉持绿色发展理念，坚持绿证集中统一
管理工作模式，发挥规模优势，提升绿电绿证营销能力。大力
开拓绿证外销市场，有序开展绿证销售，完成绿证交易管控平
台项目台账信息维护，完成建档立卡系统项目授权，确保绿证「应
领尽领」，最大化兑现绿色环境价值。2025年上半年完成绿电交
易41.4亿千瓦时，同比增加41.67%；交易绿证423.2万张，同比增
加81.46%。
2025年上半年，本集团积极参与全国温室气体自愿减排市场建
设，修编行业技术导则。所属碳资产公司自主研发的「碳排放数
据区块链上链存证系统」顺利通过中国电力企业联合会组织的
科技成果鉴定，认定该系统整体达到国际先进水平。积极开发
江苏和福建海上区域的3个CER项目，开发上海碳市场8个分布
式光伏碳普惠项目，储备各类碳资产。
- ，科技创新动能增强
2025年上半年，本集团积极深入践行龙源电力「1234」科技创新
工作思路，明确一个核心定位，建强双驱创新机制，围绕三个
需求导向，聚焦四大攻关领域。积极投身国家重点项目，精心
规划多领域协同创新路径。国家重点专项「多场景风电场规划
设计关键技术及软件开发」、国家自然基金项目「风机叶片与光
伏板表面防冰涂层的制造与应用」成功获批。国家科技重大专
项「多类构网型设备接入下省级送端电力系统安全高效运行示
范工程」项目已获立项。《海上风电场海底电缆运行在线监测系
统技术导则》获国家能源局批准实施，填补行业空白。「海上风
电海缆运行状态监测与快速故障诊断关键技术研究」「复杂发电
工程数字化设计建造关键技术及应用」「极端气候下风电机组防
除冰技术攻关与工程化突破」「国产全栈风电机组智能运维关键
技术与应用」「碳排放数据区块链上链存证系统」五项重要成果
通过了国内权威机构组织的技术鉴定，整体达到国际领先水平。
本集团积极夯实科技基础，内联外拓构建多方协同高效创新驱
动体系，开展有组织的科研提升工作。在平台建设方面，成功
获批设立国家博士后科研工作站，为高层次人才培养与技术攻
关提供优质平台。积极推动西安交通大学新能源创新研究中心
建设，面向新兴场景领域，围绕三大布局方向形成4项指南项目，
有力支撑本集团科技战略。
本集团在数智化建设上持续发力，精心打造全球首个千亿级发
电行业大模型–「擎源」发电行业大模型的新能源板块，覆盖市
场营销、生产运营、设备维护、技术监督、安全环保5大核心业
务域，7大智能应用场景和20个专业智能体。在项目与案例申报上，
「龙源电力新型电力系统数智化网络通信规模化部署应用」获中
国能源研究会2025年能源网络通讯创新应用推荐案例，「风电设
备诊断和安全防控数据集」获评国务院国资委高质量数据集优
秀成果。
2025年上半年，本集团申请发明专利56件、实用新型专利21件，
颁布执行2项国家标准、1项能源行业标准。
- ，持续挖掘资金效益
2025年上半年，本集团密切关注政策导向，用足用好绿色金融
政策，不断优化融资结构，主动开展存量贷款置换，压降存量
贷款资金成本。拥有充足的金融机构授信，同时具有发行非金
融企业债务融资工具资质，确保多渠道融资通畅。坚持开展刚
性管理资金计划，利用资金归集、统一调配、股东借款等措施，
加大资金使用频率，实现资金的时间价值最大化。
2025年上半年，本集团发行4期超短融资券、6期中期票据，并成
功发行1期绿色中期票据，共计人民币220亿元。资金成本保持
行业优势，有效降低资金成本，彰显本集团「碳达峰、碳中和」
的责任与担当。
- ，海外开发积极稳健
2025年上半年，本集团积极践行「一带一路」倡议，聚焦对华关
系好、市场空间大、经济前景佳、国家信誉好、投资风险低的「五
好」国家，推进国际绿色能源合作，加强中国周边国家和金砖国
家国别研究，一体化统筹项目发展与风险控制，高质量开展境
外新能源项目工作。深耕南部非洲市场，稳妥开拓中亚和中东
市场，研究拉丁美洲市场机遇，高质量开展对外交流，注重与
全球领先的新能源投资企业开展国际合作，南非、博茨瓦纳、
中亚等地区项目前期工作取得阶段性进展。2025年上半年累计
取得6个境外新能源项目共计144万千瓦遴选审批。
2025年上半年，本集团持续强化境外资产管理，开展境外专项
治理工作，各在运项目运营情况良好。截至6月30日，本集团所
属加拿大德芙林风电项目完成发电量124,913兆瓦时，利用小时
数达到1,260小时，项目累计实现安全生产3,864天；南非德阿风
电项目完成发电量304,860兆瓦时，利用小时数达到1,247小时，
项目累计实现安全生产2,799天；乌克兰尤日内风电项目完成发
电量71,611兆瓦时，利用小时数达到936小时，项目累计实现安
全生产1,418天。
三. 核心竞争力分析
1. 协同聚力助推规模拓展
本集团聚力协同发展，开拓多元耦合模式，与外部企业深度合作，
延展资源开发链条，促进资源获取、开发、利用协同并行。凭借
控股东国家能源集团一体化优势，全力角逐基地项目开发主
导权，主动布局大基地、海上及海外大型项目，稳固发展根基。
搭建涵盖场站设计、功率预测等十一大业内前沿技术服务体系，
凭借资源评估、设备选型等经验与核心技术，为项目推进保驾
护航。大力推行「新能源+」模式，借助生态治理等引入产业集群。
以规模化开发增强资源获取能力，持续领航行业，为本集团发
展注入强大动能。
2. 科技赋能助推管理增效
2025年上半年，本集团成功获批设立国家博士后科研工作站，
为高层次人才培养与技术攻关搭建优质平台，强化了人才驱动
的核心优势；五项成果经权威鉴定委员会鉴定整体达到国际领
先水平。本集团在风电与太阳能电站运营及深远海风电关键领
域具备行业领跑的科技核心竞争力，在深远海风电关键技术方
面具备半潜式基础结构设计技术与水动力分析技术的积累，并
在海上综合智慧能源岛和张力腿浮式风电基础开展研究布局，
已实现了海上漂浮式风电设备的高效运维长期稳定运行。在风
电与光伏电站运维方面，公司聚焦智能化运维体系，涵盖故障
诊断与预警技术、智能维护技术，显著提升了电站运行效率与
安全性。这些成果从技术突破、应用落地到数据积累全方位强
化了本集团在新能源领域的核心竞争力，为持续开拓发展空间
提供了坚实支撑。
3. 营销提升助推经营创效
本集团以提升营销能力为核心，全方位建强营销体系、强化创效，
重点提升政策与市场研究能力，研判电力交易等政策，依托数
据支撑决策，持续跟踪各省针对136号文的具体实施方案，关注
存量和增量项目的机制政策；加强对新能源全面落实现货交易
模式、交易规则等重点问题的研究。重点提升市场策略制定能力，
统筹多元市场优化策略，确保电量电价最优，持续做好中长期
交易及短周期交易调仓，实现中长期交易与现货交易精准衔接；
强化对标和评价管理，结合项目运行及交易情况，开展区域内
对标，找差距、补短板，制定提升措施。重点提升市场风险防控
能力，积极应对电力市场建设全面加速形势，编制《新能源发电
企业电力交易流程及风险防控指导意见》，规范交易流程、建立
组织保障和技术保障两大风险防控机制，归纳总结典型交易品
种流程及风险防控，为不同类型交易提供帮助，减少电价波动
带来的影响。
4. 财务改革助推战略转型
本集团财务职能正从传统核算保障加速向战略价值协同跃迁，
以「价值创造」为核心，主动融入战略决策与资源配置，梳理成
本、税费、资金等创效要素，推动财务前置嵌入业务方案评估、
项目投资测算等环节，健全项目财务可承受力分析机制，建立「成
本识别－预算匹配－目标分解」贯通机制，实现「成本算赢在前、
过程动态纠偏、结果闭环复盘」。坚持价值导向的考核牵引，强
化对本集团资产盈利能力、资金使用效率等维度的差异化评估，
推动财务与业务联合复盘，剖析重点项目各阶段影响因素，探
索构建「投资端－执行端－经营端」财务逻辑闭环，强化财务对
经营质量的倒逼作用。
5. 人才强企助推发展势能
本集团高度重视人才队伍培养，树立实干实绩用人导向，全方
位夯实人才支撑，选优建强「三支队伍」，深化首席师评聘管理，
加强专业化人才梯队建设，构建人力资源共享机制，发挥「一盘
棋」管理效能。做实做强国家能源风电运营技术研发（实验）中心，
组建专兼职研发团队，为科技人才成长成才提供平台。经理层
成员任期制和契约化管理全面推进，修订工资总额等管理办法，
推动薪酬分配向一线苦脏险累、关键核心岗位和紧缺急需的高
层次、高技能人才倾斜。进一步强化全员绩效考核，激发员工
干事创业新动能，著力提升企业核心竞争力。
四. 经营业绩分析
2025年上半年，本集团实现净利润人民币41.74亿元，全部来自于持
续经营，比2024年同期的人民币48.64亿元（其中人民币46.80亿元来自
持续经营，人民币1.84亿元来自非持续经营）下降14.2%；归属本集团
权益持有人净利润人民币35.19亿元，比2024年同期的人民币41.09亿
元下降14.4%；每股收益人民币42.10分，比2024年同期的人民币48.74
分减少人民币6.64分。
持续经营业务：
1. 营业收入
2025年上半年，本集团实现营业收入人民币156.57亿元，比2024
年同期持续经营业务的营业收入人民币151.86亿元增长3.1%。
营业收入增长的主要原因为：(1)风电分部2025年上半年的销售
电力及其他收入为人民币138.26亿元，比2024年同期的人民币
140.51亿元减少人民币2.25亿元，降幅1.6%。主要由于平均利用
小时数及平均上网电价下降所致；(2)光伏分部2025年上半年
售电收入及其他收入为人民币17.02亿元，比2024年同期人民币
10.28亿元增加6.74亿元，增幅65.6%，主要由于装机容量及发电
量增加所致。各分部的营业收入及占比，如下表所示：
营业收入2025年上半年2024年上半年（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
持续经营
风电销售电力及其他138.2688.3%140.5192.5%
光伏销售电力及其他17.0210.9%10.286.8%
其他1.290.8%1.070.7%
合计156.57100.0%151.86100.0%
2. 其他收入净额
2025年上半年，本集团实现其他收入净额人民币6.40亿元，比
2024年同期持续经营业务的其他收入净额人民币6.24亿元增长
2.6%。主要是由于保险理赔款收入增加。
其他收入净额分类及占比，如下表所示：
其他收入净额2025年上半年2024年上半年（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
持续经营
政府补助5.3884.1%5.3485.6%
其他1.0215.9%0.9014.4%
合计6.40100.0%6.24100.0%
3. 经营开支
2025年上半年，本集团经营开支为人民币95.67亿元，比2024年同
期持续经营业务的经营开支人民币86.33亿元增长10.8%。主要
由于(1)风电和光伏分部的折旧摊销受新项目转固的影响增加
人民币6.58亿元；以及(2)随著更多项目的投产，员工成本、维修
保养费用、行政费用和其他经营开支增加人民币2.76亿元。
4. 折旧和摊销费用
2025年上半年，本集团折旧和摊销费用为人民币62.18亿元，比
2024年同期持续经营业务的折旧和摊销费用人民币55.61亿元增
长11.8%。主要是新项目转固的影响：(1)光伏分部折旧和摊销费
用较2024年1-6月增加人民币4.49亿元，增幅为96.2%；以及(2)风
电分部折旧和摊销费用较2024年1-6月增加人民币2.59亿元，增
幅为5.2%。
5. 员工成本
2025年上半年，本集团员工成本为人民币21.28亿元，比2024年同
期持续经营业务的员工成本人民币20.43亿元增长4.2%。主要是
由于随著更多项目的投产，部分员工成本从资本化转为费用化。
6. 维修保养费用
2025年上半年，本集团维修保养费用为人民币3.20亿元，比2024
年同期持续经营业务的维修保养费人民币2.72亿元增长17.6%。
主要是由于部分项目设备老化导致维修费用增加。
7. 行政费用
2025年上半年，本集团行政费用为人民币3.39亿元，比2024年同
期持续经营业务的行政费用人民币3.36亿元增长0.9%。较上年
未发生重大变动。
8. 其他经营开支
2025年上半年，本集团其他经营开支为人民币5.67亿元，比
2024年同期持续经营业务的其他经营开支人民币4.48亿元增长
26.6%。主要是由于风电及光伏分部新增运营项目转固投产，导
致各项其他经营费用普遍增加。
9. 经营利润
2025年上半年，本集团持续经营业务的经营利润为人民币67.30
亿元，比2024年同期持续经营业务的经营利润人民币71.77亿元
下降6.2%。主要是新投产项目转固导致折旧摊销和员工成本费
用化的增加。
10. 财务费用净额
2025年上半年，本集团财务费用净额为人民币16.93亿元，比2024
年同期持续经营业务的财务费用净额人民币16.29亿元增长3.9%，
较上年未发生重大变动。
11. 应占联营公司和合营企业利润减亏损
2025年上半年，本集团应占联营公司和合营企业利润减亏损为
人民币1.12亿元，比2024年同期持续经营业务的应占联营公司
和合营企业利润减亏损人民币0.82亿元增长36.6%。主要是由于
联营公司国能融资租赁有限公司的2025年上半年对比2024年同
期净利润增加所致。
12. 所得税
2025年上半年，本集团所得税费用为人民币9.75亿元，比2024年
同期的持续经营业务的所得税人民币9.49亿元增长2.7%，较上
年未发生重大变动。
13. 净利润
2025年上半年，本集团净利润为人民币41.74亿元，比2024年同期
持续经营业务的净利润人民币46.80亿元下降10.8%。主要由于
新投产项目转固导致经营成本增加。
非持续经营业务：
14. 火电分部
2024年下半年，本集团处置火电分部。截至2024年6 月30日止6个月，
火电分部产生的除税前利润为人民币2.26亿元、净利润人民币1.84
亿元，作为期间非持续经营利润列示。
整体经营：
15. 归属本集团权益持有人净利润
2025年上半年，归属本集团权益持有人净利润为人民币35.19亿元，
比2024年同期的人民币41.09亿元下降14.4%。主要由于新投产项
目转固导致经营成本增加及处置火电分部导致。
16. 分部经营业绩
风电分部
营业收入
2025年上半年，本集团风电分部营业收入为人民币138.26亿元，
比2024年同期的人民币140.51亿元下降1.6%，较上年未发生重大
变动。
风电分部营业收入及各项占比，如下表所示：
营业收入2025年上半年2024年上半年（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
售电收入137.8599.7%140.2499.8%
其他0.410.3%0.270.2%
合计138.26100.0%140.51100.0%
经营利润
2025年上半年，本集团风电分部经营利润为人民币62.13亿元，
比2024年同期的人民币69.45亿元下降10.5%。主要是由于风电分
部的售电等营业收入下降，且折旧摊销等经营开支增加所致。
光伏分部
营业收入
2025年上半年，本集团光伏分部营业收入为人民币17.02亿元，
比2024年同期的人民币10.28亿元增长65.6%。主要是装机容量增
加，发电量增加所致。
光伏分部营业收入及各项占比，如下表所示：
营业收入2025年上半年2024年上半年（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
售电收入16.6597.8%10.2399.5%
其他0.372.2%0.050.5%
合计17.02100.0%10.28100.0%
经营利润
2025年上半年，本集团光伏分部经营利润为人民币5.50亿元，比
2024年同期的人民币3.64亿元增长51.1%。主要受光伏分部因装
机容量增加，发电量增加导致光伏售电收入大幅上涨。
其他分部
营业收入
2025年上半年，本集团其他分部营业收入为人民币5.12亿元，比
2024年同期的人民币4.82亿元增长6.2%，较上年未发生重大变动。
其他分部营业收入及各项占比，如下表所示：
营业收入2025年上半年2024年上半年（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
售电收入0.071.4%0.071.5%
咨询设计收入2.5850.4%2.2747.1%
储能设备租赁收入0.9318.2%0.6112.7%
维修收入0.7314.2%0.6313.0%
商品物资销售收入0.7414.4%0.5110.6%
其他0.071.4%0.7315.1%
合计5.12100.0%4.82100.0%
经营利润
2025年上半年，本集团其他分部经营利润为人民币1.43亿元，比
2024年同期的经营利润人民币1.01亿元增长41.6%。主要由于咨
询设计收入、储能设备租赁收入、商品物资销售收入增加所致。
- 、负债状况
截至2025年6月30日，本集团资产总额为人民币2,691.67亿元，
比2024年12月31日的资产总额人民币2,576.49亿元增加人民币
115.18亿元。主要是由于：(1)应收账款及应收票据等流动资产
增加人民币60.68亿元；以及(2)物业、厂房及设备等非流动资产
增加人民币54.50亿元。
截至2025年6月30日，本集团负债总额为人民币1,810.60亿元，比
2024年12月31日的负债总额人民币1,717.31亿元增加人民币93.29
亿元。主要是由于：(1)长期借款等非流动负债增加人民币98.35
亿元；以及(2)短期借款等流动负债减少人民币5.05亿元。
截至2025年6月30日，本集团权益持有人应占权益为人民币
745.15亿元，比2024年12月31日的人民币729.75亿元增加人民币
15.40亿元。主要由于2025年上半年正常盈余所得。
资产、负债及权益详情如下表所示：
资产
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
金额金额
（人民币亿元）（人民币亿元）
物业、厂房及设备1,870.921,814.26
使用权资产71.0670.53
无形资产及商誉44.4544.94
对联营企业和合营企业的投资59.1658.60
其他资产74.2876.22
递延所得税资产7.588.40
流动资产564.22503.54
合计2,691.672,576.49
负债
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
金额金额
（人民币亿元）（人民币亿元）
长期借款976.36877.91
租赁负债（长期）26.1225.07
递延收入和递延税项负债9.079.41
其他非流动负债12.7313.54
流动负债786.32791.38
合计1,810.601,717.31
权益
2025年
6月30日
2024年
12月31日
（经重述）
金额金额
（人民币亿元）（人民币亿元）
本公司权益持有人应占权益745.15729.75
非控股权益持有人135.91129.42
合计881.06859.17
18. 资金流动性
截至2025年6月30日，本集团流动资产为人民币564.22亿元，比
2024年12月31日的流动资产人民币503.54亿元增加人民币60.68亿元。
主要是由于应收账款及应收票据增加所致。
流动资产各项及占比，如下表所示：
流动资产2025年6月30日2024年12月31日（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
应收账款和应收票据494.5587.6%435.7586.6%
预付款和其他流动资产39.827.1%27.765.5%
银行存款及现金及
受限制存款22.183.9%32.926.5%
其他7.671.4%7.111.4%
合计564.22100.0%503.54100.0%
截至2025年6月30日，本集团流动负债为人民币786.32亿元，比
2024年12月31日的流动负债人民币791.37亿元减少人民币5.05亿元。
主要是由于偿还借款所致。
流动负债各项及占比，如下表所示：
流动负债2025年6月30日2024年12月31日（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
借款521.2166.3%556.9170.4%
应付账款和应付票据63.088.0%60.107.6%
应付税项4.000.5%6.600.8%
融资租赁承担及其他流动负债198.0325.2%167.7621.2%
合计786.32100.0%791.37100.0%
截至2025年6月30日，本集团净流动负债为人民币222.10亿元，
比2024年12月31日的净流动负债人民币287.83亿元减少人民币
65.73亿元；截至2025年6月30日流动比率为0.72，比2024年12月31
日的流动比率0.64增长0.08。流动比率增长的主要原因是短期借
款、其他流动负债等流动负债的增加幅度小于应收账款及应收
票据等流动资产的增加幅度。
受限制存款为人民币1.94亿元，主要为信贷监管保证金及土地
复垦保证金。
19. 借款和应付票据
截至2025年6月30日，本集团借款及应付票据余额为人民币1,527.55
亿元，较2024年12月31日的余额人民币1,470.25亿元增加人民币
57.30亿元。截至2025年6月30日，本集团尚未归还的借款及票据
包括短期借款及应付票据人民币551.19亿元（含一年内到期的长
期借款人民币148.46亿元和应付票据人民币29.98亿元），和长期
借款人民币976.36亿元（含应付债券人民币291.81亿元）。上述借
款包括人民币借款人民币1,394.00亿元，美元借款人民币15.07亿
元及其他外币借款人民币88.50亿元。于2025年6月30日，本集团
的定息长期负债包括定息长期借款人民币308.26亿元及定息公
司债券人民币354.81亿元。截至2025年6月30日，本集团开立的应
付票据余额为人民币29.98亿元。
借款和应付票据按类别各项及占比，如下表所示：
借款和应付票据2025年6月30日2024年12月31日（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
银行贷款822.8153.8%822.6956.0%
其他金融机构贷款31.252.0%35.772.4%
同系子公司贷款263.7017.3%266.7518.1%
公司债券379.8124.9%309.6221.1%
应付票据29.982.0%35.422.4%
合计1,527.55100.0%1,470.25100.0%
借款和应付票据按期限各项及占比，如下表所示：
借款和应付票据2025年6月30日2024年12月31日（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
1年以内555.7136.4%592.3440.3%
1至2年151.469.9%317.2621.6%
2至5年171.5211.2%194.1713.2%
5年以上648.8642.5%366.4824.9%
合计1,527.55100.0%1,470.25100.0%
借款和应付票据按利率结构及占比，如下表所示：
借款和应付票据2025年6月30日2024年12月31日（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
应付票据29.982.0%35.422.4%
固定利率借款663.0743.4%328.4022.3%
浮动利率借款834.5054.6%1,106.4375.3%
合计1,527.55100.0%1,470.25100.0%
20. 资本性支出
2025年6月30日，本集团资本性支出为人民币118.11亿元，比2024
年6月30日的人民币124.79亿元下降5.4%。其中，风电项目的工
程建设支出为人民币59.63亿元，光伏项目的工程建设支出为人
民币52.40亿元。资金来源主要包括自有资金和银行贷款。
资本性支出按用途分类及占比，如下表所示：
资本性支出2025年6月30日2024年6月30日（经重述）
金额占比金额占比
（人民币亿元）(%)（人民币亿元）(%)
风电项目59.6350.5%59.6647.8%
光伏项目52.4044.4%60.2148.3%
其他6.085.1%4.923.9%
合计118.11100.0%124.79100.0%
21. 净债务负债率
截至2025年6月30日，本集团的净债务负债率（净债务（借款总额
与融资租赁承担之和减现金及现金等价物）除以净债务及权益
总额之和）为63.08%，比2024年12月31日的62.47%上升0.61个百分点。
主要是由于2025年上半年债务增加的幅度略高于权益总额增加
的幅度所致。
22. 重大投资
2025年上半年，本集团并无重大投资事项。
23. 重大收购及出售
2025年上半年，本集团并无重大资产收购及出售。
24. 资产抵押
截至2025年6月30日，本集团抵押物业、厂房及设备账面净值人
民币41.31亿元，抵押存货账面净值人民币0.10亿元。
- ╱担保
截至2025年6月30日，本集团为1家联营公司的银行贷款提供人
民币0.14亿元的担保以及为1家联营公司的控股东提供一笔
不超过人民币0.14亿元的反担保。截至2025年6月30日止，由本
集团反担保的银行贷款余额为人民币0.07亿元。
26. 现金流分析
截至2025年6月30日，本集团持有银行存款及现金为人民币20.24
亿元，比2024年12月31日的人民币31.33亿元减少人民币11.09亿元。
主要原因是本期购买非流动资产所致。本集团的资金来源主要
包括自有资金以及外部借款。本集团的资金使用主要用于资金
周转、项目建设以及收购子公司。
本集团2025年上半年经营活动的现金流入净额为人民币66.73亿
元，比2024年同期的人民币72.73亿元减少人民币6.00亿元。主要
原因是本期销售商品、提供劳务收得现金减少及支付税费增加
综合导致。
本集团2025年上半年投资活动的现金流出净额为人民币121.20亿元。
投资活动现金流出主要用于购买非流动资产所致。
本集团2025年上半年融资活动的现金流入净额为人民币43.28亿元。
融资活动的现金流入主要来自银行借款收到的现金，融资活动
现金流出主要用于偿还借款以及支付借款利息。
五. 风险因素和风险管理
（一） 资源风险及应对措施
风光行业面临的主要气候风险是风能和太阳能资源的年际大
小波动，即大风光年发电量高于正常年水平，小风光年低于正
常年水平。我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间气候条件差异
较大，具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候
特征。2025年上半年，龙源电力所属风电场和光伏发电场平均
风速、总辐照量与正常年持平，发电水平保持正常状态。为应
对地区不同导致的气候条件差异，本集团在全国范围内分散布局，
降低投资风险。截至2025年6月底，本集团已在全国31个省级行
政区拥有实质性项目，项目布局越来越趋向于优化合理，未来
将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
（二） 政策风险及应对措施
新一轮电力体制改革以来，中国电力市场化建设快速推进，市
场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。136号文出台，
要求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。目前，山东、广东、蒙东、蒙西、新疆、海南、
浙江、甘肃、山西、辽宁、宁夏等省区已出台实施方案或征求意
见稿，其他省区实施细则也正在积极酝酿陆续出台中。新能源
面临电量全面入市、电力现货市场大范围铺开等市场形势的重
大变化，逐步形成「全面入市、全量交易、全域现货、统一市场」
的新局面。新能源将面临更加充分市场竞争，全电量交易进一
步推进，价格形成机制更加复杂。
本集团将利用数智化赋能提升科学决策水平，全面提升功率预
测的精度，聚焦高精度区域气象预测、电量交易场景研究开发，
积极推动面向能源市场交易和信息管理的辅助决策系统应用。
建立精准的市场预测体系，多方汇集信息，摸透节点电价规律，
抓住日前实时套利、谷段偏差套利机会。强化交易员能力建设，
培养专业化数字化交易员队伍，电力市场交易日益复杂，需要
具备电力市场交易经验、数据分析能力的复合型人才。开辟多
元化盈利渠道，通过「新能源+」拓广更多应用场景，提升消纳空间。
探索虚拟电厂聚合发展的新业态。推动与大用户签订多年绿电
协议，积极联系算力中心、电解铝厂等高耗能用户，锁定长期
稳定收益。
（三） 电网风险及应对措施
在「十四五」期间，新能源的并网规模出现显著增长，与之相比，
电力需求增长幅度以及系统调节能力提升却较为缓慢。部分地
区在研究新能源发展规划时重点考虑资源条件，并未充分考虑
并网送出和消纳，新能源规划规模与电网输变电能力、电力负
荷消纳能力等未协同匹配，导致项目接入过于集中，随著新能
源装机的持续增加，主变和送出线路的容量不足问题愈发凸显。
同时，电网建设速度往与新能源项目建设进度难以匹配，跨
省区输电通道建设滞后，使得大基地项目在消纳方面存在一定
风险。
本集团将依据各地区电网架构的不同特点和形势，进一步强化
与政府主管部门以及电网公司之间的沟通与协作，积极推动局
部电网结构的优化与改善。主动拓展新能源消纳渠道，努力争
取更为有利的政策支持以及更多的发电空间，以更好地适应新
能源发展需求。
（四） 生产风险及应对措施
本集团自1993年成立以来，一直致力于新能源开发运营管理工
作，随著运行年限的增加，早期投产的设备逐渐暴露出机械部
件磨损加剧、电气元件故障率增高、易损件老化等集中性问题，
存在一定的安全风险。
为应对设备老化风险，本集团加强设备治理，通过增强设备监测、
状态评估、点巡检与智慧监盘等手段及时发现异常和隐患，同
时优化设备系统，通过专题分析和技术攻关解决问题。标准化
的机组检修管理以及对关键设备的优先检修安排和全过程管理，
都旨在确保设备运行的稳定性和可靠性。另外，本集团加速老
旧风电场的改造升级，依托「整体规划、分步实施」的原则，同
时持续进行机组延寿工作，确保有针对性的方案和措施，从而
保障风电场的高效和长期运行。
（五） 国际化风险及应对措施
当前，世界百年变局加速演进，国际形势复杂严峻。俄乌冲突
长期化，巴以、伊以冲突升温，欧洲等地区地缘政治风险攀升；
欧盟反补贴调查频繁，逆全球化冲击全球经济秩序与市场格局，
对国际化风险应对提出更高要求。在此背景下，境外新能源项
目投资挑战重：美联储货币政策调整引发全球金融震荡，部
分国家汇率贬值、通胀高企，推高项目融资成本与造价；全球
供应链重构，能源和供应链安全成为政府审批首要考量；南部
非洲、中亚、东南亚等重点市场竞争加剧，项目获取难度加大。
本集团将强化全周期风险管控，统筹境外项目全生命周期管理，
加强各阶段风险防范。完善风控合规体系，优化流程，提升效能。
聚焦重点区域，关注俄乌冲突动态，强化乌克兰项目风险防范。
筑牢人员安全防线，强化安全措施，各境外子公司按计划开展
应急演练与风险评估，提升人员应急处置与风险防控能力。
（六） 汇率和利率风险及应对措施
本集团并无面临重大信贷风险及流动性风险。本集团面临与现
金及银行结余、银行借款有关的利率风险。本集团认为，整体
利率风险属不重大。本集团在银行存有外币现金，使本集团面
临外汇风险。本集团并无使用任何衍生合约以对冲外汇风险。
本集团通过密切监控外币汇率的变动来管理外汇风险，并将采
取谨慎措施将货币折算风险降至最低。
六. 业务展望
业务展望
2025年下半年及今后一段时间，本集团将以习近平新时代中国特色
社会主义思想为指导，认真贯彻党的二十大和二十届二中、三中全
会精神，坚持可持续增长，推动高质量发展，全面优化实施「12355」
工作思路，牢固树立「旗帜领航、干在实处、走在前列」工作导向，弘
扬发展忠诚担当、敢为人先、科学严谨、团结友好、笃行实干的优秀
品质，建强「五个世界一流平台」，高质量完成年度各项目标任务，
巩固强化行业领先地位，加快建设世界一流新能源科技领军企业。
- 「旗帜领航、干在实处、走在前列」工作导向，加快建设世
界一流新能源科技领军企业。以「旗帜领航」定向，确保发展布
局与国家能源安全深度契合。以「干在实处」强基，推动党建与
经营双链融合。以「走在前列」争先，以高水平「十五」规划引
领改革发展、提质增效、规范治理、科技创新全面领先。
- ，深化质的有效提升和量的合理增长两条高质
量发展路径。以质的有效提升牵引规模更优增长，将质量效益
放在首位，大力实施成本领先战略，综合施策提升投资本收
益率，筑牢风险防线，确保资产质量更优、价值创造能力更强、
运营更安全可持续。以量的合理增长赋能质量持续提升，保持
行业领先的规模，积极应对电价下行不利形势，转变发展方式，
全力以赴获取优质资源，加速重点项目落地，持续巩固和扩大
风电规模优势。
- ，勇做「三个转型」排头兵。在「强而优」转
型上打头阵，打响存量资产「效能革命」，加速低效机组迭代升级，
以价值创造支撑规模优势。在绿色低碳转型上当先锋，举全集
团之力，破除重大项目落地壁垒。在市场化转型上作示范，强
化市场思维、竞争意识，建立健全与市场竞争相适应的治理架构、
管控模式与运营机制，切实将专业化优势转化为效益效率优势。
- ，弘扬发展五大优秀品质。要以忠诚担当筑牢信
念根基，始终心怀「国之大者」，从「国家思维」高度深刻认识高
质量发展新能源的极端重要性，将服务能源安全新战略作为最
高追求。要以敢为人先破解转型难题，面对新能源前沿领域和「三
个转型」深水区，在科技创新、模式创新、管理创新上持续突破，
牢巩固风电行业领军地位。要以科学严谨提升工作质效，严
谨论证项目投资与经营决策，强化全生命周期成本管理和技术
支撑体系建设，以精益求精的态度提升运营效率、防控各类风险。
要以团结友好凝聚奋进力量，对内深化共享机制，对外强化共
创共赢，深化与国家能源集团内外部伙伴的战略协作，在产业
协同、区域合作中展现龙源智慧。要以笃行实干创造卓越业绩，
面对存量增效的「硬骨头」、增量做优的新挑战、科技攻坚的高
壁垒，以实干创造实绩，用实效赢得未来。
- ，建强「五个世界一流平台」。建强世界一流
新能源资产管理平台，多措并举、加大力度壮大资产管理规模，
提升资产全生命周期精益管理能力，通过存量资产高效运营与
价值挖潜。建强世界一流新能源业务发展平台，坚持增量做优，
增强以风电为主的资源获取能力，加速重大项目落地，全力打
造安全、环保、质量、造价、工期、廉洁「六优」精品工程，奋力
保持风电领先地位。建强世界一流新能源共享协同平台，聚焦
资源统筹、优势互补与价值创造，深化跨区域、跨产业、跨主体
的数据汇集、财务共享与营销协同。建强世界一流新能源科技
创新平台，强化核心技术攻关能力，引领驱动新能源技术革命，
集中突破大基地、海上风电、人工智能等关键技术，推动创新
成果快速转化。建强世界一流新能源党建赋能平台，将党建优
势转化为治理效能、竞争优势、发展动能，为落实两条路径、践
行五大优秀品质提供坚强保障。
七. 2025年下半年工作计划
下半年，本集团将深入践行「社会主义是干出来的」伟大号召，围绕
「稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全」工作主线，认真落实年
中工作会各项部署，锚定全年任务和「十四五」目标，高效做好各项
工作，确保高质量完成全年目标任务。
（一） 深化固本强基，全面筑牢安全环保根基
系统实施「11135」安全环保工作思路，锚定零伤亡、零事故目标，
深入推行安全生产管理体系，紧密围绕安全环保一号文件，扎
实筑牢安全风险分级管控、事故隐患排查治理、应急处置与救
援「三道防线」，增强安全履责、现场监督、承包商管理、科技兴安、
生态治理「五项管理能力」，全面提升本质安全水平和生态环保
治理效能。
（二） 深化增量做优，全面提升规模发展质效
牢把握高质量发展这个首要任务，锚定年度发展目标不动摇，
持续巩固行业领先地位。坚持风电为主优发展，千方百计抢抓
优质资源，稳步推动规模化风电并购，积极稳妥开发海外风电
市场。抓实重点项目提效能，加大力度推动大基地和海上风电
项目建设。
（三） 深化存量增效，全面强化价值创造能力
以市场为导向，坚持效益优先、成本领先，系统加强全生命周
期成本管控，提升专业化、集约化、智能化水平，切实推动发展
底蕴、技术标准、工作经验、数字化建设等优势转变为成本效
益优势。全力压降成本，加强项目造价控制，充分发挥集约采
购共享优势，全面提升成本管理精细化水平。全力提升营收，
强化营销信息共享与分析，建强「六位一体」营销体系，积极落
实「一省区一营销」部署，建立健全电力营销对标评析督导体系。
（四） 深化创新引领，全面发挥科技支撑作用
实施「1234」科技创新工作思路，围绕世界一流新能源科技领军
企业核心定位，建强双驱创新机制，锚定发展转型、重大工程、
生产经营三个需求导向，聚焦海上风电融合海洋能集群化建设、
大基地新型电力系统、「新能源+」工程首台套示范、基于「AI+」
的数字化智慧运营四大攻关领域，为新能源发展注入更加丰沛
动能。
（五） 深化管理提升，全面激发企业发展潜力
坚持改革攻坚、创新赋能，以全局视野破除发展障碍，著力优
化治理效能、释放资本活力，为高质量发展注入强劲内生动力。
持续深化企业治理，加强世界一流企业建设，深入打造法治龙源。
持续强化市值管理，系统推进市值管理举措落地落实，增进市
场认同。
（六） 深化党建引领，全面提高引领保障实效
全面贯彻新时代党的建设总要求，纵深推进全面从严治党，著
力提升党建工作质效，以高质量党建的强大引领力、凝聚力、
战斗力，营造干事创业良好氛围，建强干部人才队伍，为公司
高质量发展提供坚强政治保障。
其他资料
报告期后事项
于本公告日期，本公司概无重大报告期后事项。
股本
截至2025年6月30日，本公司股本总数为人民币8,359,816,164元，分为
8,359,816,164股每股面值人民币1.00元的股份，其中A股为5,041,934,164股，
H股为3,317,882,000股。本公司股本于本报告期内未发生变动。
中期股息
董事会于2025年8月19日作出决议，建议以现金派发截至2025年6月30日
止期间的中期股息。本公司2025年度中期拟派发现金股息总额为人民币
835,981,616.40元（税前），约占本公司以中国会计准则编制的合并财务报
表中归属公司股东净利润人民币3,374,785,940.63元的24.77%。以目前公司
总股本8,359,816,164股（其中A股5,041,934,164股，H股3,317,882,000股）为基数，
2025年度中期拟派发现金股息每股人民币0.1元（税前）。若因本公司增发
股份、回购等原因使本公司于实施股息分派股权登记日的已发行股份
总数发生变化的，每股派发现金股息的金额将在人民币835,981,616.40元
（税前）的分配总金额内作相应调整。实际分配的每股现金股息金额，将
按照实施股息分派股权登记日的总股本计算。上述股息安排须待股东
于本公司股东大会上批准落实，预期将于2025年12月30日（星期二）前支付。
有关股息派发详情，将于股东大会举行后公布。
本公司将在切实可行的情况下尽快确定并公布有关收取上述中期股息
暂停办理H股份过户登记的安排。
购买、出售或赎回本公司上市证券
本公司或其任何附属公司于截至2025年6月30日止6个月内并无购买、出
售或赎回本公司任何上市证券（包括出售库存股份（定义见《上市规则》）。
截至报告期末，本公司或其附属公司并无持有库存股份。
遵守企业管治守则
自2025年1月1日至2025年6月30日止期间，本公司已全面遵守《上市规则》
附录C1《企业管治守则》内的守则条文，同时符合《上市规则》附录C1中所
列明的绝大多数建议最佳常规。
遵守董事及监事进行证券交易之《标准守则》
本公司已采纳《上市规则》附录C3所载《标准守则》，作为所有董事及监事
进行本公司证券交易的行为守则。根据对本公司董事及监事的专门查询后，
所有董事及监事均确认：自2025年1月1日至2025年6月30日止期间，他们
均已严格遵守《标准守则》所订之标准。董事会将不时检查本公司的公司
治理及运作，以符合《上市规则》有关规定并保障股东的利益。
审计委员会
本公司已根据《上市规则》的规定成立审计委员会，其主要职责包括但不
限于：监管本集团财务申报制度；监督审阅年度及半年度报告及业绩公告；
监管公司风险管理及内部监控系统（除非该等事务由另设的风险委员会
或董事会本身处理），并监督、评议公司内部的稽查和审核功能及审核
过程的有效性；审议公司年度内部审计工作计划、重大风险和公司应对
风险的能力；监督外聘审计师的委任、续聘及更换，并向董事会提供建
议，批准外聘审计师的薪酬及聘用条款；检讨及监察外聘审计师是否独
立客观及审计程序是否有效；就外聘审计师提供非审计服务制定政策，
并予以执行；监察公司内部审计质量与财务信息披露，在向董事会提交
中期及年度财务报表前先行审阅；检讨及监察公司财务申报制度、风险
管理及内部监控程序以及遵守《上市规则》相关规定的程序的有效性；审
议内部监控重大失误或缺陷（如有），及其已经产生和可能产生的影响；
评价内部控制和风险管理框架的有效性，确保内部审计人员和独立会
计师的工作得到协调及确保内部审计功能在公司内有足够资源运作，
相关人员具备足够的能力及工作经验，并有定期的培训计划或类似安排；
组织推进公司法治建设，听取本公司法治建设工作情况汇报。
审计委员会由三名董事组成，分别为：陈杰女士（非执行董事）、魏明德
先生（独立非执行董事）和赵峰女士（独立非执行董事）。赵峰女士为审计
委员会主任。
于2025年8月15日，审计委员会已审阅并确认本集团截至2025年6月30日
止6个月的中期业绩公告、2025年中期报告以及按照《国际会计准则》第34
号「中期财务报告」及《上市规则》的披露要求编制的截至2025年6月30日
止6个月的未经审核中期简明合并财务信息。
刊登中期业绩及报告
本业绩公告刊载于香港联合交易所有限公司的「披露易」网站
（htp:/w.hkexnews.hk）以及本公司网站（htp:/w.clypg.com.cn）。本公司
将于适当时候根据股东需要予以寄发载有《上市规则》规定的所有资料
的2025年中期报告，并在本公司及香港联交所网站刊载。有关以电子方
式发布公司通讯的详情，请参阅本公司日期为2025年4月25日的致登记
持有人及非登记持有人的信函。
承董事会命
龙源电力集团股份有限公司
宫宇飞
董事长
中国北京，2025年8月19日
于本公告日期，本公司的执行董事为宫宇飞先生和王利强先生；非执行
董事为王雪莲女士、陈杰女士、张彤先生和王永先生；及独立非执行董
事为魏明德先生、高德步先生和赵峰女士。
* 仅供识别