国有発電企業は投資プロジェクト構造の最適化やデジタル化による効率向上などの措置を通じて収益を安定させている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4社の主要上場企業はすでに2025年の年次報告書を公開した。石炭価格の下落によるコスト削減効果により、多くの企業の親会社純利益は増加したが、新エネルギーの市場全面参入や現物市場のカバー範囲拡大の傾向下で、電力の送電価格と電力量が同時に下落し、4社の昨年の営業収入は全て前年同期比で縮小した。国有電力企業は新エネルギーの発電設備の主力であり、「十四五」期間の風力発電と太陽光発電の新規設置容量の約60％を占めている。石炭市場の需給構造の調整や電力市場化改革の深化に伴い、今後10年間の36億キロワットの風光発電新規設置目標と相まって、国有発電企業の新エネルギープロジェクト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解決の核心でもある。利益は増えても収入は増え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4社は「利益は増加しても収入は増えない」という業績特性を示している。これらの発電企業の昨年の純利益増加の主な要因は、石炭価格の下落だった。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、燃料コストが前年比で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。中でも、華能国際は144億元超の利益規模で首位となり、前年比42％増加した。大唐発電は約74億元の親会社純利益を達成し、前年比約64％増加、増加率トップとなった。しかしながら、送電電力量と電力価格の同時下落により、4社の営業収入は全て前年同期比で縮小した。特に、華電国際は送電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、4社中最も大きかった。中国電力の収入は約490億元と規模が最も小さく、唯一親会社純利益も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発電容量比率が高く、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ためだ。業績圧迫に対して、中国電力は、再生可能エネルギーの送電電价の全面的な市場化により平均電价が引き下げられ、同社の新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、発電量の減少と電力価格の下落が収入減少の主な原因であると指摘している。電力市場化の痛み国内の新エネルギーの大規模な設置増加と電力市場化改革の深化は、伝統的な発電企業の収益モデルに全面的な衝撃を与えている。2025年には、多くの重要な電力市場政策が実施された。「新エネルギーの送電電价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全て電力市場取引に入れることを推進している。「電力現物市場の全面構築に関する通知」や「電力現物連続運用地域の市場構築指針」などの電力現物に関する市場ルールも次々に発表されており、現時点で、西藏、京津唐地区を除き、全国各省区で電力現物市場の全カバーがほぼ実現している。低コストの新エネルギーの集中市場参入と、グリーン電力取引価格の変動激化により、市場全体の電力価格が直接引き下げられ、華能国際と華電国際の2025年の送電価格は2.8％から3.5％の範囲で低下した。同時に、風力と太陽光の設置高速成長に伴い、電力の需給は全体的に緩和し、新エネルギーの消費圧力が顕在化している。全国の新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％と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、特に新疆や甘粛などでは『十四五』初期と比べて20％超の低下が見られ、蘇北などの負荷中心地でも電力の放棄リスクが顕著になった」と、ブルームバーグ・ニューエナジー・ファイナンス（BNEF）の中国エネルギー転換上級研究員の趙天依は、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、彼らは新エネルギーの電力量と電価の両方の下落によるプロジェクトの収益と経営の二重の圧力に直面している。BNEFの統計によると、過去5年間で、華能国際や大唐発電などの9つの上場電力央企の平均負債比率は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見込みだ。「これは、グループ企業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、趙天依は述べている。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書の公開と同時に資産減損の公告も行っている。華能国際傘下の華能山東泗水新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した。大唐発電黒竜江省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も、政策調整や計画地の不適合、収益性不足により、在建工程の減損として297.22万元を計上している。規模拡大から精耕細作へ2026年には、発電企業は燃料、新エネルギーの電力量、電価の三重リスクに直面し、石炭価格の恩恵に頼る経営矛盾の隠蔽モデルは持続できなくなる。電力価格面では、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、市場化分時電価の変動が激化している。2月に発表された「全国統一電力市場体系の整備に関する実施意見」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、発電企業の供給量維持と価格安定の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傾向に向かい、燃料コストの恩恵は次第に消失しつつある。電力量面では、業界は今年の電力需給は緩やかになると予測しており、2035年の36億キロワットの風光発電総設置容量目標と相まって、一部地域では電力量の構造的過剰が生じ、送電網やピーク調整の不足により、風力・太陽光の放棄率が上昇し、新エネルギーの収益圧縮につながると見られる。「市場化の潮流の下で、新エネルギーのプロジェクトは従来の補助金や固定電価に基づく安定収益モデルが崩壊している」と、趙天依は指摘する。新エネルギー投資の論理は、規模拡大から価値投資へと変化しており、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に焦点を当てるとともに、電価予測モデルの構築を検討し、投資判断に組み込むことを提案している。また、大唐発電や華電国際などは、補助サービスや容量補償などの政策を活用し、発電収益の向上を図るとし、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金の純収入を得ている。プロジェクト開発では、多くの国有発電企業が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月には、国電電力（600795.SH）が子会社とともに、大渡河ダンバ水力発電所の共同投資・運営計画を発表した。「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、グリーン電力直結や電算協調、ゼロカーボンパークなどの新業態を推進し、差別化された競争優位を築く方針を示している。新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や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・保守の負担も高まっている。電力端末の知能化とデジタル化は、発電企業の運営効率向上の鍵となる。第一財経の取材によると、華潤電力（00836.HK）は、最近、発電側向けの物聯操作システム「潤電鴻」を発表した。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分野の複数の課題を解決している。
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
国有発電企業は投資プロジェクト構造の最適化やデジタル化による効率向上などの措置を通じて収益を安定させている
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4社の主要上場企業はすでに2025年の年次報告書を公開した。
石炭価格の下落によるコスト削減効果により、多くの企業の親会社純利益は増加したが、新エネルギーの市場全面参入や現物市場のカバー範囲拡大の傾向下で、電力の送電価格と電力量が同時に下落し、4社の昨年の営業収入は全て前年同期比で縮小した。
国有電力企業は新エネルギーの発電設備の主力であり、「十四五」期間の風力発電と太陽光発電の新規設置容量の約60％を占めている。石炭市場の需給構造の調整や電力市場化改革の深化に伴い、今後10年間の36億キロワットの風光発電新規設置目標と相まって、国有発電企業の新エネルギープロジェクト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解決の核心でもある。
利益は増えても収入は増えず
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4社は「利益は増加しても収入は増えない」という業績特性を示している。
これらの発電企業の昨年の純利益増加の主な要因は、石炭価格の下落だった。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、燃料コストが前年比で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。中でも、華能国際は144億元超の利益規模で首位となり、前年比42％増加した。大唐発電は約74億元の親会社純利益を達成し、前年比約64％増加、増加率トップとなった。
しかしながら、送電電力量と電力価格の同時下落により、4社の営業収入は全て前年同期比で縮小した。特に、華電国際は送電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、4社中最も大きかった。中国電力の収入は約490億元と規模が最も小さく、唯一親会社純利益も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発電容量比率が高く、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ためだ。
業績圧迫に対して、中国電力は、再生可能エネルギーの送電電价の全面的な市場化により平均電价が引き下げられ、同社の新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、発電量の減少と電力価格の下落が収入減少の主な原因であると指摘している。
電力市場化の痛み
国内の新エネルギーの大規模な設置増加と電力市場化改革の深化は、伝統的な発電企業の収益モデルに全面的な衝撃を与えている。
2025年には、多くの重要な電力市場政策が実施された。「新エネルギーの送電電价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全て電力市場取引に入れることを推進している。「電力現物市場の全面構築に関する通知」や「電力現物連続運用地域の市場構築指針」などの電力現物に関する市場ルールも次々に発表されており、現時点で、西藏、京津唐地区を除き、全国各省区で電力現物市場の全カバーがほぼ実現している。
低コストの新エネルギーの集中市場参入と、グリーン電力取引価格の変動激化により、市場全体の電力価格が直接引き下げられ、華能国際と華電国際の2025年の送電価格は2.8％から3.5％の範囲で低下した。同時に、風力と太陽光の設置高速成長に伴い、電力の需給は全体的に緩和し、新エネルギーの消費圧力が顕在化している。全国の新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％と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、特に新疆や甘粛などでは『十四五』初期と比べて20％超の低下が見られ、蘇北などの負荷中心地でも電力の放棄リスクが顕著になった」と、ブルームバーグ・ニューエナジー・ファイナンス（BNEF）の中国エネルギー転換上級研究員の趙天依は、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、彼らは新エネルギーの電力量と電価の両方の下落によるプロジェクトの収益と経営の二重の圧力に直面している。
BNEFの統計によると、過去5年間で、華能国際や大唐発電などの9つの上場電力央企の平均負債比率は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見込みだ。「これは、グループ企業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、趙天依は述べている。
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書の公開と同時に資産減損の公告も行っている。華能国際傘下の華能山東泗水新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した。大唐発電黒竜江省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も、政策調整や計画地の不適合、収益性不足により、在建工程の減損として297.22万元を計上している。
規模拡大から精耕細作へ
2026年には、発電企業は燃料、新エネルギーの電力量、電価の三重リスクに直面し、石炭価格の恩恵に頼る経営矛盾の隠蔽モデルは持続できなくなる。
電力価格面では、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、市場化分時電価の変動が激化している。2月に発表された「全国統一電力市場体系の整備に関する実施意見」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、発電企業の供給量維持と価格安定の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傾向に向かい、燃料コストの恩恵は次第に消失しつつある。
電力量面では、業界は今年の電力需給は緩やかになると予測しており、2035年の36億キロワットの風光発電総設置容量目標と相まって、一部地域では電力量の構造的過剰が生じ、送電網やピーク調整の不足により、風力・太陽光の放棄率が上昇し、新エネルギーの収益圧縮につながると見られる。
「市場化の潮流の下で、新エネルギーのプロジェクトは従来の補助金や固定電価に基づく安定収益モデルが崩壊している」と、趙天依は指摘する。新エネルギー投資の論理は、規模拡大から価値投資へと変化しており、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に焦点を当てるとともに、電価予測モデルの構築を検討し、投資判断に組み込むことを提案している。また、大唐発電や華電国際などは、補助サービスや容量補償などの政策を活用し、発電収益の向上を図るとし、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金の純収入を得ている。
プロジェクト開発では、多くの国有発電企業が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月には、国電電力（600795.SH）が子会社とともに、大渡河ダンバ水力発電所の共同投資・運営計画を発表した。
「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、グリーン電力直結や電算協調、ゼロカーボンパークなどの新業態を推進し、差別化された競争優位を築く方針を示している。
新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や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・保守の負担も高まっている。電力端末の知能化とデジタル化は、発電企業の運営効率向上の鍵となる。
第一財経の取材によると、華潤電力（00836.HK）は、最近、発電側向けの物聯操作システム「潤電鴻」を発表した。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分野の複数の課題を解決している。