AIに質問 · 再生可能エネルギーの全面市場参入は従来の発電収益モデルにどのような衝撃を与えるか？五大発電グループ傘下の、華能国際（600011.SH）、華電国際（600027.SH）、大唐発電（601991.SH）、中国電力（02380.HK）の四つの主要上場企業は、すでに2025年の年次報告書を公開している。 石炭価格の下落によるコスト削減効果のおかげで、多くの企業の親会社純利益は増加したが、再生可能エネルギーの全面市場参入とスポット市場のカバー範囲拡大の傾向により、電力のネット接続料金と電力量は同時に下落し、昨年の四社の営業収入はすべて前年同期比で縮小した。 国有電力企業は再生可能エネルギーの主力装置導入者であり、「十四五」期間の風力発電と太陽光発電の新規導入容量の約6割を占めている。石炭市場の需給構造の調整と電力市場化改革の深化に伴い、今後10年間の風光発電の36億キロワットの導入目標とともに、国有発電企業の再生可能エネルギー投資の論理と戦略の転換は、国内電力市場の発展にとって極めて重要であり、グリーン低炭素の発展と収益の安定成長という二重の課題を解決する核心でもある。 **利益増加は収入増加を伴わず** 年次報告書の総合データによると、2025年に華能国際、華電国際、中国電力、大唐発電の四つの上場企業は、「利益増加は収入増加を伴わない」という業績の特徴を示している。 石炭価格の下落は、これらの発電企業の昨年の純利益増加の主要な支えだった。2025年の北方港の5500キロカロリーの動力煤の年間平均価格は約700元/トンで、2024年の840元/トンから大幅に下落し、燃料コストは前年比で11%から16%減少した。 この好材料により、華能国際、華電国際、大唐発電の親会社純利益は全て上昇した。その中で、華能国際は144億元超の利益規模で首位となり、前年比42%増加；大唐発電は約74億元の親会社純利益を達成し、約64%増加し、最も増幅が大きかった。 しかしながら、電力のネット電力量と電気料金が同時に下落したため、四社の営業収入はすべて前年同期比で縮小した。特に、華電国際はネット電力量の減少が顕著で、昨年の収入は1260億元で、前年比11%減となり、四社中最も大きかった。中国電力の収入は約490億元で規模は最も小さく、唯一親会社純利益が前年同期比で減少した企業であり、その主な理由は再生可能エネルギーの導入容量比率が高く、市場化取引の電力量比率も大きいため、市場化の影響をより強く受けている。 業績圧力について、中国電力は、再生可能エネルギーのネット電価の全面的な市場化により平均電価が引き下げられ、同社の再生可能エネルギー部門の利益が縮小したと述べている；華電国際も、発電量の減少と電気料金の下落が収入減少の主な原因だと指摘している。 **電力市場化の痛み** 国内の再生可能エネルギー導入規模の大幅拡大と電力市場化改革の深化は、従来の発電企業の収益モデルに全面的な衝撃を与えている。 2025年、多くの重要な電力市場政策が実施された。「再生可能エネルギーのネット電価市場化改革の深化と高品質な発展促進に関する通知」（通称「136号文」）は、風力と太陽光の電力量をすべて電力市場の取引に入れることを推進している；「電力スポット市場の全面構築促進に関する通知」「電力スポットの連続運用地域の市場構築指針」などの電力スポットに関する市場ルールも次々に発表され、現時点で、西藏、京津唐地区を除き、全国の省区で電力スポット市場の全カバーがほぼ実現している。 低コストの再生可能エネルギーの集中導入と、グリーン電力取引価格の変動激化により、市場全体の電気料金が直接引き下げられ、華能国際と華電国際の2025年のネット電価は2.8%から3.5%の範囲で低下した。同時に、風力と太陽光の導入速度が高速で拡大し、電力の需給全体が緩和し、再生可能エネルギーの消費圧力が顕著になっている。全国の再生可能エネルギー消費監視予警センターのデータによると、2025年の国内風力と太陽光発電の年間利用率はそれぞれ94.3%、94.8%であり、「十四五」期間中に初めて95%を下回った。 「昨年、風力と太陽光の利用時間は全国的に大きく減少し、特に新疆、甘粛などの地域では、利用時間の減少幅が『十四五』初期の超20%を超え、蘇北などの負荷中心地でも明らかな電力放棄リスクが出現した」と、ブルームバーグ・ニューエネルギー・ファイナンス（BNEF）の中国エネルギー転換上級研究員、趙天依は最近開催されたBNEF北京サミットで述べた。国有発電企業は国内の再生可能エネルギー拡大の主力であり、現在、それらは再生可能エネルギーの電力量と電価の二重の下落により、プロジェクトのリターンと経営の両面で圧力を受けている。 BNEFの統計によると、過去5年間で、華能国際、大唐発電などの9つの上場電力中央企業の平均負債比率は2ポイント上昇した。2025年には、大唐発電や三峡エナジー（600905.SH）などの企業の資産負債比率が70%を突破し、国務委員会の重点監督ラインに達する。「これは、グループ全体の負債削減圧力を強めるだけでなく、上場企業の成長余地も制約している」と、趙天依は述べた。 第一財経の記者が注目したところ、多くの上場国有発電企業が年次報告と同時に資産減損の公告も発表している。華能国際傘下の華能山東泗水再生可能エネルギー有限公司は、経営損失により2.35億元の資産減損を計上；大唐発電黒竜江支社の大唐木蘭風力発電プロジェクトなど5つの前期プロジェクトは、政策調整や計画地の不適合、収益率未達により、在来工事の減損を297.22万元計上した。 **規模拡大から精密な運営へ** 2026年、発電企業は燃料、新エネルギーの電力量と電価の三重リスクに直面し、石炭価格の恩恵に頼った経営矛盾の隠蔽モデルは持続できなくなる。 電気料金の面では、3月に「電力中長期市場基本ルール」が正式施行され、一部地域では固定分時電価が廃止され、市場化された分時電価の変動が激化している；2月に発布された「全国統一電力市場体系の改善に関する実施意見」では、2030年までに各種電源と非保障性ユーザーが全面的に市場に参入し、電力市場の競争が激化、発電企業の量と価格の安定圧力が急増するとしている。同時に、輸入石炭の締め付けや国内生産能力の管理強化により、今年の石炭市場は逼迫状態に向かい、燃料コストの恩恵は次第に消えつつある。 電力量の面では、業界は今年の電力供給と需要は緩やかで、2035年の36億キロワットの風光発電の総導入目標に伴い、一部地域では電力量の構造的過剰が発生し、電力網と調峰設備の不足により、風光発電の放棄率が上昇し、再生可能エネルギーの収益が圧迫される可能性がある。 「市場化の潮流の下、再生可能エネルギーのプロジェクトは、補助金や固定電価に基づく安定収益モデルから変化している」と、趙天依は指摘する。再生可能エネルギー投資の論理は、規模拡大から価値投資へとシフトしており、発電企業はより高度な運営能力を向上させ、資産価値の再構築を迅速に進める必要がある。 電価下落リスクへの対応として、趙天依は、発電企業はプロジェクトのコスト管理を厳格に行い、設備の品質と信頼性を重視し、電価予測モデルの構築を検討し、投資判断に取り入れるべきだと提案している。また、大唐発電や華電国際なども、補助サービスや容量補償などの政策を活用し、発電収益を向上させるとともに、2025年には華能国際が調峰調頻を通じて13.6億元の補助サービス電気料の純収入を得ている。 プロジェクト開発において、多くの国有発電企業は風光水火蓄一体化や水風光一体化の多能互補大基地モデルにシフトしている。昨年12月、国電電力（600795.SH）は、子会社が寧徳時代（300750.SZ）などと共同で大渡河ダンバ水力発電所の建設と運営を行うと公告した。 「近くで地元で消費することも開発の重点だ」と、趙天依は付け加えた。国有企業の開発者は、工業用ユーザーへの直供を通じて卸売市場の商業リスクを低減できる。大唐発電は2026年の展望の中で、地域の実情に基づき、グリーン電力の直結や電算協調、ゼロカーボンパークなどの新たな業態を推進し、差別化された競争優位を築くとしている。 再生可能エネルギーの規模拡大とプロジェクト形態の多様化に伴い、電力システムの設備接続と監視データ量は爆発的に増加し、端末側のスマート物聯網の複雑さと運用維持の負担も高まっている。電力端末の知能化は、発電企業の運営効率向上の鍵となる。 第一財経の記者は、華潤電力（00836.HK）から、同社が最近発表した発電側向けの物聯操作システム「潤電鴻」について得た。 このシステムは、業界ミドルウェアとアプリケーション層でターゲットを絞った開発と最適化を行い、電力IoT分野の多くの課題を解決している。 (この記事は第一財経からの転載です)
利益の増加は収入の減少を隠せず、電力中央企業の新エネルギー投資は「規模重視」から「効果重視」へ
AIに質問 · 再生可能エネルギーの全面市場参入は従来の発電収益モデルにどのような衝撃を与えるか？
五大発電グループ傘下の、華能国際（600011.SH）、華電国際（600027.SH）、大唐発電（601991.SH）、中国電力（02380.HK）の四つの主要上場企業は、すでに2025年の年次報告書を公開している。
石炭価格の下落によるコスト削減効果のおかげで、多くの企業の親会社純利益は増加したが、再生可能エネルギーの全面市場参入とスポット市場のカバー範囲拡大の傾向により、電力のネット接続料金と電力量は同時に下落し、昨年の四社の営業収入はすべて前年同期比で縮小した。
国有電力企業は再生可能エネルギーの主力装置導入者であり、「十四五」期間の風力発電と太陽光発電の新規導入容量の約6割を占めている。石炭市場の需給構造の調整と電力市場化改革の深化に伴い、今後10年間の風光発電の36億キロワットの導入目標とともに、国有発電企業の再生可能エネルギー投資の論理と戦略の転換は、国内電力市場の発展にとって極めて重要であり、グリーン低炭素の発展と収益の安定成長という二重の課題を解決する核心でもある。
利益増加は収入増加を伴わず
年次報告書の総合データによると、2025年に華能国際、華電国際、中国電力、大唐発電の四つの上場企業は、「利益増加は収入増加を伴わない」という業績の特徴を示している。
石炭価格の下落は、これらの発電企業の昨年の純利益増加の主要な支えだった。2025年の北方港の5500キロカロリーの動力煤の年間平均価格は約700元/トンで、2024年の840元/トンから大幅に下落し、燃料コストは前年比で11%から16%減少した。
この好材料により、華能国際、華電国際、大唐発電の親会社純利益は全て上昇した。その中で、華能国際は144億元超の利益規模で首位となり、前年比42%増加；大唐発電は約74億元の親会社純利益を達成し、約64%増加し、最も増幅が大きかった。
しかしながら、電力のネット電力量と電気料金が同時に下落したため、四社の営業収入はすべて前年同期比で縮小した。特に、華電国際はネット電力量の減少が顕著で、昨年の収入は1260億元で、前年比11%減となり、四社中最も大きかった。中国電力の収入は約490億元で規模は最も小さく、唯一親会社純利益が前年同期比で減少した企業であり、その主な理由は再生可能エネルギーの導入容量比率が高く、市場化取引の電力量比率も大きいため、市場化の影響をより強く受けている。
業績圧力について、中国電力は、再生可能エネルギーのネット電価の全面的な市場化により平均電価が引き下げられ、同社の再生可能エネルギー部門の利益が縮小したと述べている；華電国際も、発電量の減少と電気料金の下落が収入減少の主な原因だと指摘している。
電力市場化の痛み
国内の再生可能エネルギー導入規模の大幅拡大と電力市場化改革の深化は、従来の発電企業の収益モデルに全面的な衝撃を与えている。
2025年、多くの重要な電力市場政策が実施された。「再生可能エネルギーのネット電価市場化改革の深化と高品質な発展促進に関する通知」（通称「136号文」）は、風力と太陽光の電力量をすべて電力市場の取引に入れることを推進している；「電力スポット市場の全面構築促進に関する通知」「電力スポットの連続運用地域の市場構築指針」などの電力スポットに関する市場ルールも次々に発表され、現時点で、西藏、京津唐地区を除き、全国の省区で電力スポット市場の全カバーがほぼ実現している。
低コストの再生可能エネルギーの集中導入と、グリーン電力取引価格の変動激化により、市場全体の電気料金が直接引き下げられ、華能国際と華電国際の2025年のネット電価は2.8%から3.5%の範囲で低下した。同時に、風力と太陽光の導入速度が高速で拡大し、電力の需給全体が緩和し、再生可能エネルギーの消費圧力が顕著になっている。全国の再生可能エネルギー消費監視予警センターのデータによると、2025年の国内風力と太陽光発電の年間利用率はそれぞれ94.3%、94.8%であり、「十四五」期間中に初めて95%を下回った。
「昨年、風力と太陽光の利用時間は全国的に大きく減少し、特に新疆、甘粛などの地域では、利用時間の減少幅が『十四五』初期の超20%を超え、蘇北などの負荷中心地でも明らかな電力放棄リスクが出現した」と、ブルームバーグ・ニューエネルギー・ファイナンス（BNEF）の中国エネルギー転換上級研究員、趙天依は最近開催されたBNEF北京サミットで述べた。国有発電企業は国内の再生可能エネルギー拡大の主力であり、現在、それらは再生可能エネルギーの電力量と電価の二重の下落により、プロジェクトのリターンと経営の両面で圧力を受けている。
BNEFの統計によると、過去5年間で、華能国際、大唐発電などの9つの上場電力中央企業の平均負債比率は2ポイント上昇した。2025年には、大唐発電や三峡エナジー（600905.SH）などの企業の資産負債比率が70%を突破し、国務委員会の重点監督ラインに達する。「これは、グループ全体の負債削減圧力を強めるだけでなく、上場企業の成長余地も制約している」と、趙天依は述べた。
第一財経の記者が注目したところ、多くの上場国有発電企業が年次報告と同時に資産減損の公告も発表している。華能国際傘下の華能山東泗水再生可能エネルギー有限公司は、経営損失により2.35億元の資産減損を計上；大唐発電黒竜江支社の大唐木蘭風力発電プロジェクトなど5つの前期プロジェクトは、政策調整や計画地の不適合、収益率未達により、在来工事の減損を297.22万元計上した。
規模拡大から精密な運営へ
2026年、発電企業は燃料、新エネルギーの電力量と電価の三重リスクに直面し、石炭価格の恩恵に頼った経営矛盾の隠蔽モデルは持続できなくなる。
電気料金の面では、3月に「電力中長期市場基本ルール」が正式施行され、一部地域では固定分時電価が廃止され、市場化された分時電価の変動が激化している；2月に発布された「全国統一電力市場体系の改善に関する実施意見」では、2030年までに各種電源と非保障性ユーザーが全面的に市場に参入し、電力市場の競争が激化、発電企業の量と価格の安定圧力が急増するとしている。同時に、輸入石炭の締め付けや国内生産能力の管理強化により、今年の石炭市場は逼迫状態に向かい、燃料コストの恩恵は次第に消えつつある。
電力量の面では、業界は今年の電力供給と需要は緩やかで、2035年の36億キロワットの風光発電の総導入目標に伴い、一部地域では電力量の構造的過剰が発生し、電力網と調峰設備の不足により、風光発電の放棄率が上昇し、再生可能エネルギーの収益が圧迫される可能性がある。
「市場化の潮流の下、再生可能エネルギーのプロジェクトは、補助金や固定電価に基づく安定収益モデルから変化している」と、趙天依は指摘する。再生可能エネルギー投資の論理は、規模拡大から価値投資へとシフトしており、発電企業はより高度な運営能力を向上させ、資産価値の再構築を迅速に進める必要がある。
電価下落リスクへの対応として、趙天依は、発電企業はプロジェクトのコスト管理を厳格に行い、設備の品質と信頼性を重視し、電価予測モデルの構築を検討し、投資判断に取り入れるべきだと提案している。また、大唐発電や華電国際なども、補助サービスや容量補償などの政策を活用し、発電収益を向上させるとともに、2025年には華能国際が調峰調頻を通じて13.6億元の補助サービス電気料の純収入を得ている。
プロジェクト開発において、多くの国有発電企業は風光水火蓄一体化や水風光一体化の多能互補大基地モデルにシフトしている。昨年12月、国電電力（600795.SH）は、子会社が寧徳時代（300750.SZ）などと共同で大渡河ダンバ水力発電所の建設と運営を行うと公告した。
「近くで地元で消費することも開発の重点だ」と、趙天依は付け加えた。国有企業の開発者は、工業用ユーザーへの直供を通じて卸売市場の商業リスクを低減できる。大唐発電は2026年の展望の中で、地域の実情に基づき、グリーン電力の直結や電算協調、ゼロカーボンパークなどの新たな業態を推進し、差別化された競争優位を築くとしている。
再生可能エネルギーの規模拡大とプロジェクト形態の多様化に伴い、電力システムの設備接続と監視データ量は爆発的に増加し、端末側のスマート物聯網の複雑さと運用維持の負担も高まっている。電力端末の知能化は、発電企業の運営効率向上の鍵となる。
第一財経の記者は、華潤電力（00836.HK）から、同社が最近発表した発電側向けの物聯操作システム「潤電鴻」について得た。 このシステムは、業界ミドルウェアとアプリケーション層でターゲットを絞った開発と最適化を行い、電力IoT分野の多くの課題を解決している。
(この記事は第一財経からの転載です)