文 | 預見能源

預見能源最新獲悉，6月9日，國家能源局發布《2025年度中國電力市場發展報告》（以下簡稱“報告”）。

報告顯示，2025年全國市場化交易電量6.64萬億千瓦時，占全社會用電量比重達到64%。與此同時，風、光發電裝機實現“三連超”——超過煤電、超過火電、超過全國最大用電負荷，風光裝機占比達到47.3%。

新能源徹底完成了從“政策保護”到“市場生存”的歷史性跨越，而發電企業的財務報表，正在為這一轉型的真實代價添下注腳。

風光“當家”了， 但發電企業的日子并不好過

報告顯示，2025年風電發電量1.13萬億千瓦時，太陽能發電量1.17萬億千瓦時，兩者合計同比增長25.8%，占全年總發電量的22%。全國新增可再生能源發電量5193億千瓦時，已經覆蓋全社會用電增量。火電發電量6.33萬億千瓦時，實現了十年來首次同比下降。

（圖表來自報告）

裝機端的數據更顯激進。風光裝機達18.42億千瓦，同比增長30.9%，全年新增裝機4.34億千瓦。可再生能源裝機占比超過六成，全社會用電量中每10度電有近4度來自可再生能源。

但發電量增長和裝機擴容，并沒有直接轉化為企業的利潤。

以國家能源集團旗下的風電龍頭龍源電力為例。2025年，龍源電力控股裝機容量4599.43萬千瓦，全部為可再生能源，全年發電量764.69億千瓦時，同比增長11.82%，太陽能發電量同比大幅增長70.92%。

然而，龍源電力的利潤表現只能說一般。公司實現歸母凈利潤45.26億元，同比減少28.78%，扣非歸母凈利潤44.09億元，同比減少22.81%，主因就是上網電價下降。風電平均上網電價（含稅）降至475元/兆瓦時，同比減少52元/兆瓦時，太陽能發電平均上網電價降至318元/兆瓦時，同比減少17元/兆瓦時。

三峽能源遭遇了更明顯的沖擊。2025年公司營業總收入283.99億元，同比下降4.43%，歸母凈利潤37.14億元，同比降幅高達39.20%。公司給出的解釋比較直白，主要受部分區域消納形勢變化影響，發電量不及預期；受市場環境影響，平均上網電價同比下降。

（截圖來自巨潮咨詢網）

從龍源和三峽的業績看，新能源全面入市帶來的結果很清晰：消納壓力增加了棄電風險，市場化交易攤薄了電價收益。風光發電量上去了，但利潤空間被壓縮了。

反倒是核電展現了更穩健的盈利能力。中國核電2025年實現營業收入820.75億元，同比增長6.22%，歸母凈利潤93.04億元，同比增長6.00%，其中核電歸母凈利潤89.58億元，同比增長18.53%。核電全年綜合電價（含增值稅）0.3937元/千瓦時，同比僅下降5.16%，而新能源綜合電價同比下降11.21%。穩定性與保供價值，在市場化定價中得到了直接體現。

（截圖來自巨潮咨詢網）

但2026年一季度，電價下行壓力進一步蔓延。中國核電一季度歸母凈利潤同比下滑34.19%，主要原因是7臺機組集中大修疊加電價下降。可以說，電價下行的壓力，從新能源端開始向全電源類型擴散。

綠證價格暴漲五倍， 終端消費側的定價權正在轉移

報告稱，2025年全國各電力交易中心完成綠色電力交易電量3285億千瓦時，同比增長40.6%。市場規模擴大了，但真正的變化發生在綠證端。

國家能源局發布的《中國綠色電力證書發展報告（2025）》顯示，按電量生產年劃分，2023年及以前電量綠證均價僅0.72元/個，2024年電量綠證均價升至2.12元/個，2025年電量綠證均價則大幅躍升至5.57元/個。進入2026年一季度，2024年、2025年、2026年電量綠證均價分別演化出1.51元/個、5.71元/個、7.76元/個的價格梯度。

新舊綠證之間超過5倍的價差，不是簡單的供需波動，而是政策規則調整的直接結果。

2026年起，國內嚴格實行綠證電量生產年份與消費年份對應的核銷規則，新發的綠證成為企業完成消納考核的“合規標的”，早期結轉過剩的老證徹底失去了硬性需求支撐。

電解鋁、鋼鐵、水泥、多晶硅及國家算力樞紐新建數據中心等五大高載能行業納入綠電消費硬性考核，從需求側倒逼了綠證價值的提升。

對終端企業來說，這是一道繞不開的成本賬。有券商研報統計，數據中心、制造業仍是綠證消費主力。綠證價格的快速上漲意味著高耗能行業的綠色合規成本正在加速顯性化。提前鎖定綠電資源的企業將獲得低成本優勢，而延遲轉型的用能企業，綠電采購支出將直接侵蝕利潤。

在2025年迎峰度夏期間，受端省份已經嘗到了市場化定價的另一個“甜頭”。

全國最大負荷于7月16日首次突破15億千瓦，各區域電網負荷累計23次創新高。省間現貨市場最大互濟電力達到1432萬千瓦，精準支援了川渝等20余個用電緊張省份。

省間現貨市場的價格信號，在極端用電高峰中實現了跨區域資源的靈活調配，緩解了局部缺電壓力。

預見能源發現消費側的議價邏輯也在被重塑。山東電力現貨市場推動日前市場從發電側單邊競價轉變為發用兩側雙邊競價，電力用戶可以“報量報價”直接參與日前市場報價，議價能力大幅提升。這意味著，終端用戶不再只是被動的電價接受者，而是在供需關系緊張或寬松時具備了直接表達需求的能力。

統一市場體系初步建成， “1+6”規則框架成型

值得關注的是，報告還將“1+6”基礎規則體系完備成型列為2025年的標志性成果之一。在《電力市場運行基本規則》基礎上，國家發展改革委、國家能源局先后印發《電力輔助服務市場基本規則》和《電力市場計量結算基本規則》，形成中長期、現貨、輔助服務三主干、信息披露、市場注冊、計量結算三支撐的完整規則架構。

（截圖來自報告）

省級電力現貨市場實現基本全覆蓋。截至2025年底，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北、浙江七個省級電力現貨市場和省間電力現貨市場實現正式運行，全國29個省級電網覆蓋地區實現連續現貨交易。

輔助服務市場的制度完善也加快進度。國家先后批復30個地區電力輔助服務市場實施方案，將調峰功能融入現貨電能量市場，同時調頻、備用、爬坡等多元輔助服務品種分別在浙江、山東等地得到實踐。輔助服務費用按“誰受益、誰承擔”原則向用戶側疏導，調節資源的市場化價值得到制度性保障。

市場統一需要物理通道作為支撐。在物理通道方面，2025年的成果也比較顯著。隴東—山東、哈密—重慶、寧夏—湖南、金上—湖北四條±800千伏特高壓直流輸電工程相繼投產送電，全國累計建成24條特高壓直流輸電通道，“西電送東”能力達到3.4億千瓦。

在制度與通道雙向發力的背景下，跨區跨網交易實現了破冰。國家電網與南方電網于2025年7月1日正式建立跨經營區常態化交易機制，全年跨電網經營區交易電量達到34億千瓦時。南方區域電力市場于6月28日轉入連續結算試運行，通過全域統一出清實現南方五省區的電力資源優化配置。2025年10月，浙江、上海等國網經營區省份首次作為“買方”參與南方區域電力現貨市場交易，國網與南網之間的電力互濟交易實現了15分鐘尺度的實時出清。

不過，報告也進一步指出，跨區交易機制的技術磨合與利益協調仍然處于探索階段。2026年的建設展望中明確將“更多區域省間電力交易常態化運行”列為重點方向。物理通道鋪設得越快，市場規則需要跟上的步伐就越緊迫。

總體來看，2025年全國電力市場交出了一份量增價降的成績單，即市場化交易規模擴大、綠色電力消費翻倍增長、統一市場框架基本形成。但對行業來說，這份報告同時揭示了一個正在蔓延的現實：電力正在回歸商品屬性，新能源從政策保護中走出來直面市場化競爭，電價下行壓力從風光蔓延到核電，綠證價格上漲推高用能企業的合規成本，電力行業的利潤分配格局正在重新洗牌。

2026年“十五五”開局，全國統一電力市場體系正由初步建成向基本建成邁進。制度框架已經搭好，通道網絡日趨完善，接下來要拼的是更精細化的市場運營與更有效的風險防控。對企業而言，低價時代需要更高的效率和更清晰的成本競爭力；對監管機構而言，在“保供”與“穩價”之間找到一個可持續的平衡點，仍是未來數年的核心命題。