集團主要在中國從事投資、開發、經營和管理發電廠及煤礦項目。

業務回顧 - 截至2025年12月31日止年度

裝機容量

於2025年底，本集團管理併網裝機容量為104,118兆瓦，權益併網裝機容量為89,647兆瓦。其中火力發電併網權益裝機容量為44,796兆瓦，佔比50.0%；風電、光伏及水電發電項目併網權益裝機容量合共44,851兆瓦，佔比50.0%，較2024年底上升2.8個百分點。

於2025年底，本集團的風電併網權益裝機容量為29,076兆瓦，在建管理裝機容量為7,343兆瓦；光伏併網權益裝機容量為15,335兆瓦，在建管理裝機容量為6,132兆瓦。

2025年本集團新併網新能源項目裝機容量為13,625兆瓦，其中風電為6,638兆瓦、光伏為6,987兆瓦（包括分佈式光伏595兆瓦）。

2025年，本集團獲得可再生能源開發建設指標12,029兆瓦，其中風電7,016兆瓦、光伏5,013兆瓦（包括分佈式光伏294兆瓦）。

年內，本集團新投產煤電項目權益裝機容量為約6,893兆瓦，主要包括廣東深汕電廠二期兩台1,000兆瓦煤電機組，本集團擁有100%股權；湖北蒲圻電廠三期兩台1,000兆瓦煤電機組，本集團擁有100%股權；浙江溫州電廠二期兩台1,000兆瓦煤電機組，本集團擁有80%股權；廣東雲浮電廠一台660兆瓦煤電機組，本集團擁有80%股權；重能哈密電廠兩台1,000兆瓦煤電機組，本集團擁有38.25%股權。

售電量及電價

2025年，中華人民共和國（「中國」）全社會用電需求同比增長。本集團附屬電廠全年售電量為226,790吉瓦時，較2024年上升7.0%，其中風電場和光伏電站的售電量分別較2024年上升16.4%和55.5%，附屬火電廠售電量上升1.3%。

2025年，本集團附屬風電場平均利用小時為2,307小時，較2024年下降24小時或1.0%，超出全國風電機組平均利用小時328小時。附屬光伏電站平均利用小時為1,296小時，較2024年下降119小時或8.4%，超出全國光伏發電機組平均利用小時208小時。同廠同口徑附屬燃煤電廠平均利用小時為4,299小時，較2024年下降292小時或6.4%，超出全國火電機組平均利用小時152小時。

2025年，以市場方式定價的售電量佔附屬電廠總售電量83.7%，市場電平均電價較標桿上網電價漲幅為1.3%。

2025年，受電力供需寬鬆，燃料價格下降等影響，本集團附屬燃煤電廠不含稅平均上網電價為每兆瓦時人民幣386.1元，同比下降6.7%；受平價項目投產及市場化電量佔比提升影響，附屬風電場不含稅平均上網電價為每兆瓦時人民幣391.7元，同比下降10.5%；附屬光伏電站不含稅平均上網電價為每兆瓦時人民幣304.1元，同比下降4.3%。

2025年，本集團附屬燃煤電廠點火價差為每兆瓦時人民幣148.7元，每兆瓦時同比增加人民幣11.1元，主要是因為煤價降幅大於電價降幅且煤耗同比下降所致。

資料來源: 華潤電力 (00836) 全年業績公告

業務展望 - 截至2025年12月31日止年度

2026年是「十五五」規劃的開局之年，本集團將堅定戰略定力，以更大力度推動提質增效，主動把握行業變革中的機遇，統籌佈局清潔高效煤電、風光新能源、綜合能源服務、能源科技創新、香港及國際化業務，為構建新型電力系統貢獻力量。

本集團全年計劃新增風電和光伏併網裝機容量5,450兆瓦，持續提升清潔能源裝機佔比；我們將集中資源攻堅沙戈荒大型風光基地、沿海海上風電基地及中東部、南部高消納區域的優質項目，依托華潤集團產業協同優勢，創新融合集成開發模式，從源頭保障資產收益質量。

同時，我們將積極推動煤電向支撐性、調節性電源轉型，持續鞏固公司在電力保供與系統調節中的競爭優勢與收益基本盤；大力培育以儲能、零碳工廠╱園區為代表的綜合能源服務業務，打造業績增長新引擎；加快能源科技創新與數字化佈局；穩步拓展香港及國際化業務。

此外，面對風光新能源全面參與電力市場的新形勢，本集團將持續強化精益運營、成本管控與以綠電、現貨交易為核心的市場化交易能力，以科技創新培育新質生產力，驅動公司實現更高質量、更可持續的發展，最終轉化為持續提升的盈利能力與資產回報，為股東創造長期穩健的回報。

資料來源: 華潤電力 (00836) 全年業績公告