装机容量
于2024年底，本集团管理并网装机容量为82,441兆瓦，权益并网装机容量为72,433兆瓦。其中火力发电并网权益装机容量为38,245兆瓦，占比52.8%；风电、光伏及水电发电项目并网权益装机容量合共34,188兆瓦，占比47.2%，较2023年底上升6.5个百分点。
于2024年底，本集团的风电并网权益装机容量为24,313兆瓦，在建管理装机容量为9,856兆瓦；光伏并网权益装机容量为9,433兆瓦，在建管理装机容量为8,861兆瓦。
由于中、东部和南部地区的风光项目建设制约因素较多，2024年本集团新并网新能源项目装机容量为7,788兆瓦，其中风电为3,646兆瓦、光伏为4,142兆瓦。
2024年，本集团获得可再生能源开发建设指标13,584兆瓦，其中风电7,652兆瓦、光伏5,932兆瓦（包括分佈式光伏411兆瓦）。
年内，本集团新增火电项目权益装机容量为1,380兆瓦，包括广西贺州电厂两台1,000兆瓦煤电机组，本集团拥有股权从66%增加至100%，增加权益装机容量680兆瓦；及渖阳电厂两台350兆瓦机组投产，本集团拥有100%股权。
售电量
2024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207,637吉瓦时，较2023年上升7.4%，其中风电场和光伏电站的售电量分别较2023年上升10.5%和141.5%，附属火电厂售电量上升4.0%。
2024年，本集团附属风电场平均利用小时为2,331小时，较2023年下降120小时或4.9%，超出全国风电机组平均利用小时204小时。附属光伏电站平均利用小时为1,415小时，较2023年下降65小时或4.4%，超出全国光伏发电机组平均利用小时204小时。同厂同口径附属燃煤电厂满负荷平均利用小时为4,625小时，较2023年下降57小时或1.2%，超出全国火电机组平均利用小时225小时。
2024年，以市场方式定价的售电量占附属电厂总售电量85.2%，市场电平均电价较标桿上网电价涨幅为9.8%。
燃料成本
2024年，附属燃煤电厂平均单位燃料成本为每兆瓦时人民币276.2元，较2023年下降6.8%；平均标煤单价为每吨人民币922.1元，较2023年下降6.6%。
附属燃煤电厂的平均供电标准煤耗为每千瓦时295.25克，较2023年下降1.92克或0.65%。
资本开支
2024年，本集团的现金资本开支约534.33亿港元，其中约376.52亿港元用于风电场及光伏电站的建设，约97.99亿港元用于火电机组的建设，约14.45亿港元用于已运营发电机组的技术改造，约8.95亿港元用于支付内蒙古煤电一体化项目煤矿尾款，约36.42亿港元用于综合能源及其他项目的建设。
发展可再生能源
本集团将继续全力以赴加速发展、建设风电和光伏项目。本集团2025年新增风电和光伏项目装机容量目标为10,000兆瓦，预计至「十四五」末（即2025年底），可再生能源装机占比达到50%。为此，我们已进一步优化工作举措，充分发挥员工和经理人的积极性，在国内目标市场开发新的风电和光伏项目。
发展战略
2025年，是「十四五」工作收官之年，也是构建新型能源体系的关键时期。总体而言，中国对于能源行业的规划趋势没有改变，在未来的一段时间，将依然推进非化石能源高速发展，推动能源结构优化调整，不断巩固能源高质量发展和高水平安全的现有格局，支撑经济稳步向好增长。2025年，本集团将紧密围绕绿色低碳转型和可持续发展的关键主题，优化健强清洁高效发电、综合能源服务、能源科技创新三大业务能力，以更高标准践行能源安全新战略，以科技创新引领新质生产力发展，加大战略新兴产业投入，持续构建新型能源体系。本集团将紧紧抓住「十四五」收官年的关键节点，做到规模和效益双突破，确保圆满达成战略规划目标任务，努力使本集团成为世界一流的清洁能源企业。
资本开支
2025年现金资本开支预计约为568亿港元，其中约420亿港元用于风电、光伏电站的建设，约95亿港元用于火电机组的建设，约15亿港元用于已运营发电机组的技术改造，约3亿港元用于支付内蒙古煤电一体化项目煤矿尾款，约35亿港元用于综合能源及其他项目的建设。
计划2025年内投产的燃煤发电机组权益装机容量共6,093兆瓦，包括广东云浮电厂一台机组、湖北电厂三期两台机组、温州电厂二期两台机组、海丰电厂二期两台机组及重能哈密电厂两台机组。
