文 | 预见能源
预见能源最新获悉，6月9日，国家能源局发布《2025年度中国电力市场发展报告》（以下简称“报告”）。
报告显示，2025年全国市场化交易电量6.64万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到64%。与此同时，风、光发电装机实现“三连超”——超过煤电、超过火电、超过全国最大用电负荷，风光装机占比达到47.3%。
新能源彻底完成了从“政策保护”到“市场生存”的历史性跨越，而发电企业的财务报表，正在为这一转型的真实代价添下注脚。
风光“当家”了， 但发电企业的日子并不好过
报告显示，2025年风电发电量1.13万亿千瓦时，太阳能发电量1.17万亿千瓦时，两者合计同比增长25.8%，占全年总发电量的22%。全国新增可再生能源发电量5193亿千瓦时，已经覆盖全社会用电增量。火电发电量6.33万亿千瓦时，实现了十年来首次同比下降。
（图表来自报告）
装机端的数据更显激进。风光装机达18.42亿千瓦，同比增长30.9%，全年新增装机4.34亿千瓦。可再生能源装机占比超过六成，全社会用电量中每10度电有近4度来自可再生能源。
但发电量增长和装机扩容，并没有直接转化为企业的利润。
以国家能源集团旗下的风电龙头龙源电力为例。2025年，龙源电力控股装机容量4599.43万千瓦，全部为可再生能源，全年发电量764.69亿千瓦时，同比增长11.82%，太阳能发电量同比大幅增长70.92%。
然而，龙源电力的利润表现只能说一般。公司实现归母净利润45.26亿元，同比减少28.78%，扣非归母净利润44.09亿元，同比减少22.81%，主因就是上网电价下降。风电平均上网电价（含税）降至475元/兆瓦时，同比减少52元/兆瓦时，太阳能发电平均上网电价降至318元/兆瓦时，同比减少17元/兆瓦时。
三峡能源遭遇了更明显的冲击。2025年公司营业总收入283.99亿元，同比下降4.43%，归母净利润37.14亿元，同比降幅高达39.20%。公司给出的解释比较直白，主要受部分区域消纳形势变化影响，发电量不及预期；受市场环境影响，平均上网电价同比下降。
（截图来自巨潮咨询网）
从龙源和三峡的业绩看，新能源全面入市带来的结果很清晰：消纳压力增加了弃电风险，市场化交易摊薄了电价收益。风光发电量上去了，但利润空间被压缩了。
反倒是核电展现了更稳健的盈利能力。中国核电2025年实现营业收入820.75亿元，同比增长6.22%，归母净利润93.04亿元，同比增长6.00%，其中核电归母净利润89.58亿元，同比增长18.53%。核电全年综合电价（含增值税）0.3937元/千瓦时，同比仅下降5.16%，而新能源综合电价同比下降11.21%。稳定性与保供价值，在市场化定价中得到了直接体现。
（截图来自巨潮咨询网）
但2026年一季度，电价下行压力进一步蔓延。中国核电一季度归母净利润同比下滑34.19%，主要原因是7台机组集中大修叠加电价下降。可以说，电价下行的压力，从新能源端开始向全电源类型扩散。
绿证价格暴涨五倍， 终端消费侧的定价权正在转移
报告称，2025年全国各电力交易中心完成绿色电力交易电量3285亿千瓦时，同比增长40.6%。市场规模扩大了，但真正的变化发生在绿证端。
国家能源局发布的《中国绿色电力证书发展报告（2025）》显示，按电量生产年划分，2023年及以前电量绿证均价仅0.72元/个，2024年电量绿证均价升至2.12元/个，2025年电量绿证均价则大幅跃升至5.57元/个。进入2026年一季度，2024年、2025年、2026年电量绿证均价分别演化出1.51元/个、5.71元/个、7.76元/个的价格梯度。
新旧绿证之间超过5倍的价差，不是简单的供需波动，而是政策规则调整的直接结果。
2026年起，国内严格实行绿证电量生产年份与消费年份对应的核销规则，新发的绿证成为企业完成消纳考核的“合规标的”，早期结转过剩的老证彻底失去了硬性需求支撑。
电解铝、钢铁、水泥、多晶硅及国家算力枢纽新建数据中心等五大高载能行业纳入绿电消费硬性考核，从需求侧倒逼了绿证价值的提升。
对终端企业来说，这是一道绕不开的成本账。有券商研报统计，数据中心、制造业仍是绿证消费主力。绿证价格的快速上涨意味着高耗能行业的绿色合规成本正在加速显性化。提前锁定绿电资源的企业将获得低成本优势，而延迟转型的用能企业，绿电采购支出将直接侵蚀利润。
在2025年迎峰度夏期间，受端省份已经尝到了市场化定价的另一个“甜头”。
全国最大负荷于7月16日首次突破15亿千瓦，各区域电网负荷累计23次创新高。省间现货市场最大互济电力达到1432万千瓦，精准支援了川渝等20余个用电紧张省份。
省间现货市场的价格信号，在极端用电高峰中实现了跨区域资源的灵活调配，缓解了局部缺电压力。
预见能源发现消费侧的议价逻辑也在被重塑。山东电力现货市场推动日前市场从发电侧单边竞价转变为发用两侧双边竞价，电力用户可以“报量报价”直接参与日前市场报价，议价能力大幅提升。这意味着，终端用户不再只是被动的电价接受者，而是在供需关系紧张或宽松时具备了直接表达需求的能力。
统一市场体系初步建成， “1+6”规则框架成型
值得关注的是，报告还将“1+6”基础规则体系完备成型列为2025年的标志性成果之一。在《电力市场运行基本规则》基础上，国家发展改革委、国家能源局先后印发《电力辅助服务市场基本规则》和《电力市场计量结算基本规则》，形成中长期、现货、辅助服务三主干、信息披露、市场注册、计量结算三支撑的完整规则架构。
（截图来自报告）
省级电力现货市场实现基本全覆盖。截至2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江七个省级电力现货市场和省间电力现货市场实现正式运行，全国29个省级电网覆盖地区实现连续现货交易。
辅助服务市场的制度完善也加快进度。国家先后批复30个地区电力辅助服务市场实施方案，将调峰功能融入现货电能量市场，同时调频、备用、爬坡等多元辅助服务品种分别在浙江、山东等地得到实践。辅助服务费用按“谁受益、谁承担”原则向用户侧疏导，调节资源的市场化价值得到制度性保障。
市场统一需要物理通道作为支撑。在物理通道方面，2025年的成果也比较显著。陇东—山东、哈密—重庆、宁夏—湖南、金上—湖北四条±800千伏特高压直流输电工程相继投产送电，全国累计建成24条特高压直流输电通道，“西电送东”能力达到3.4亿千瓦。
在制度与通道双向发力的背景下，跨区跨网交易实现了破冰。国家电网与南方电网于2025年7月1日正式建立跨经营区常态化交易机制，全年跨电网经营区交易电量达到34亿千瓦时。南方区域电力市场于6月28日转入连续结算试运行，通过全域统一出清实现南方五省区的电力资源优化配置。2025年10月，浙江、上海等国网经营区省份首次作为“买方”参与南方区域电力现货市场交易，国网与南网之间的电力互济交易实现了15分钟尺度的实时出清。
不过，报告也进一步指出，跨区交易机制的技术磨合与利益协调仍然处于探索阶段。2026年的建设展望中明确将“更多区域省间电力交易常态化运行”列为重点方向。物理通道铺设得越快，市场规则需要跟上的步伐就越紧迫。
总体来看，2025年全国电力市场交出了一份量增价降的成绩单，即市场化交易规模扩大、绿色电力消费翻倍增长、统一市场框架基本形成。但对行业来说，这份报告同时揭示了一个正在蔓延的现实：电力正在回归商品属性，新能源从政策保护中走出来直面市场化竞争，电价下行压力从风光蔓延到核电，绿证价格上涨推高用能企业的合规成本，电力行业的利润分配格局正在重新洗牌。
2026年“十五五”开局，全国统一电力市场体系正由初步建成向基本建成迈进。制度框架已经搭好，通道网络日趋完善，接下来要拼的是更精细化的市场运营与更有效的风险防控。对企业而言，低价时代需要更高的效率和更清晰的成本竞争力；对监管机构而言，在“保供”与“稳价”之间找到一个可持续的平衡点，仍是未来数年的核心命题。
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