装机容量
于2025年底，本集团管理併网装机容量为104,118兆瓦，权益併网装机容量为89,647兆瓦。其中火力发电併网权益装机容量为44,796兆瓦，占比50.0%；风电、光伏及水电发电项目併网权益装机容量合共44,851兆瓦，占比50.0%，较2024年底上升2.8个百分点。
于2025年底，本集团的风电併网权益装机容量为29,076兆瓦，在建管理装机容量为7,343兆瓦；光伏併网权益装机容量为15,335兆瓦，在建管理装机容量为6,132兆瓦。
2025年本集团新併网新能源项目装机容量为13,625兆瓦，其中风电为6,638兆瓦、光伏为6,987兆瓦（包括分佈式光伏595兆瓦）。
2025年，本集团获得可再生能源开发建设指标12,029兆瓦，其中风电7,016兆瓦、光伏5,013兆瓦（包括分佈式光伏294兆瓦）。
年内，本集团新投产煤电项目权益装机容量为约6,893兆瓦，主要包括广东深汕电厂二期两台1,000兆瓦煤电机组，本集团拥有100%股权；湖北蒲圻电厂三期两台1,000兆瓦煤电机组，本集团拥有100%股权；浙江温州电厂二期两台1,000兆瓦煤电机组，本集团拥有80%股权；广东云浮电厂一台660兆瓦煤电机组，本集团拥有80%股权；重能哈密电厂两台1,000兆瓦煤电机组，本集团拥有38.25%股权。售电量及电价
2025年，中华人民共和国（「中国」）全社会用电需求同比增长。本集团附属电厂全年售电量为226,790吉瓦时，较2024年上升7.0%，其中风电场和光伏电站的售电量分别较2024年上升16.4%和55.5%，附属火电厂售电量上升1.3%。
2025年，本集团附属风电场平均利用小时为2,307小时，较2024年下降24小时或1.0%，超出全国风电机组平均利用小时328小时。附属光伏电站平均利用小时为1,296小时，较2024年下降119小时或8.4%，超出全国光伏发电机组平均利用小时208小时。同厂同口径附属燃煤电厂平均利用小时为4,299小时，较2024年下降292小时或6.4%，超出全国火电机组平均利用小时152小时。
2025年，以市场方式定价的售电量占附属电厂总售电量83.7%，市场电平均电价较标桿上网电价涨幅为1.3%。
2025年，受电力供需宽松，燃料价格下降等影响，本集团附属燃煤电厂不含税平均上网电价为每兆瓦时人民币386.1元，同比下降6.7%；受平价项目投产及市场化电量占比提升影响，附属风电场不含税平均上网电价为每兆瓦时人民币391.7元，同比下降10.5%；附属光伏电站不含税平均上网电价为每兆瓦时人民币304.1元，同比下降4.3%。
2025年，本集团附属燃煤电厂点火价差为每兆瓦时人民币148.7元，每兆瓦时同比增加人民币11.1元，主要是因为煤价降幅大于电价降幅且煤耗同比下降所致。
燃料成本
2025年，附属燃煤电厂平均单位燃料成本为每兆瓦时人民币237.5元，较2024年下降14.0%；平均标煤单价为每吨人民币798.6元，较2024年下降13.4%。
附属燃煤电厂的平均供电标准煤耗为每千瓦时294.35克，较2024年下降1.59克或0.5%。
发展战略
2026年是「十五五」规划的开局之年，本集团将坚定战略定力，以更大力度推动提质增效，主动把握行业变革中的机遇，统筹佈局清洁高效煤电、风光新能源、综合能源服务、能源科技创新、香港及国际化业务，为构建新型电力系统贡献力量。
本集团全年计划新增风电和光伏併网装机容量5,450兆瓦，持续提升清洁能源装机占比；我们将集中资源攻坚沙戈荒大型风光基地、沿海海上风电基地及中东部、南部高消纳区域的优质项目，依托华润集团产业协同优势，创新融合集成开发模式，从源头保障资产收益质量。
同时，我们将积极推动煤电向支撑性、调节性电源转型，持续巩固公司在电力保供与系统调节中的竞争优势与收益基本盘；大力培育以储能、零碳工厂╱园区为代表的综合能源服务业务，打造业绩增长新引擎；加快能源科技创新与数字化佈局；稳步拓展香港及国际化业务。
此外，面对风光新能源全面参与电力市场的新形势，本集团将持续强化精益运营、成本管控与以绿电、现货交易为核心的市场化交易能力，以科技创新培育新质生产力，驱动公司实现更高质量、更可持续的发展，最终转化为持续提升的盈利能力与资产回报，为股东创造长期稳健的回报。
