五大发电集团旗下，华能国际（600011.SH）、华电国际（600027.SH）、大唐发电（601991.SH）、中国电力（02380.HK）四家核心上市公司已披露完2025年年报。
得益于煤价下行释放的成本红利，多数企业归母净利润增长，但新能源全面入市、现货市场覆盖面扩大趋势下，上网电价与电量同步下滑，导致四家公司去年营业收入同比全部收缩。
国有电力企业是新能源装机主力，在“十四五”风电和光伏新增装机中占比近六成。随着煤炭市场供需格局调整、电力市场化改革向纵深推进，叠加未来十年风光36亿千瓦装机目标指引，国有发电企业新能源项目投资逻辑与发展策略转型，对国内电力市场发展至关重要，更是破解绿色低碳发展与收益稳增长双重难题的核心。
增利不增收
综合年报数据，2025年华能国际、华电国际、中国电力、大唐发电四家上市公司均呈现“增利不增收”的业绩特征。
煤价下行是这些发电公司去年净利润增长的核心支撑。2025年北方港口5500大卡动力煤年度均价约700元/吨，较2024年的840元/吨大幅回落，带动四家公司燃料成本同比下降11%至16%。
在此利好下，华能国际、华电国际、大唐发电归母净利润全线上涨。其中，华能国际以超144亿元的盈利规模居首，同比增长42%；大唐发电实现归母净利润近74亿元，同比增约64%，增幅居前。
不过，上网电量与电价同步下滑，致使四家公司营业收入悉数同比收缩。其中，华电国际因上网电量缩减明显，去年营收1260亿元，同比降幅达11%，为四家之最。中国电力营收约490亿元，规模垫底，且是唯一归母净利润同比下滑的企业，主要是其可再生能源装机容量占比高，市场化交易电量占比大，受电力市场化冲击更显著。
对于业绩承压，中国电力表示，可再生能源上网电价全面市场化拉低平均电价，导致公司新能源板块利润缩水；华电国际亦指出，发电量减少、电价下行是其营收下滑的主要原因。
电力市场化阵痛
国内新能源装机大规模增长、电力市场化改革持续深化，正全面冲击发电企业传统盈利模式。
2025年，多项重磅电力市场政策落地。《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（简称“136号文”）推动风电、光伏电量全部进入电力市场交易；《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》《电力现货连续运行地区市场建设指引》等电力现货相关市场规则相继发布，明确现货市场建设时点，截至目前，除西藏、京津唐地区外，全国各省区已基本实现电力现货市场全覆盖。
低成本新能源集中入市，叠加绿电交易价格波动加剧，直接拉低整体市场电价，华能国际、华电国际2025年上网电价降幅达2.8%-3.5%。同时，风电、光伏装机高速增长下电力供需整体宽松，新能源消纳压力凸显。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2025年国内风电和光伏发电全年利用率分别为94.3%、94.8%，“十四五”期间首次跌破95%。
“去年，风电、光伏利用小时数在全国更大范围明显下滑，除新疆、甘肃等地风光利用小时数较‘十四五’初期降幅超20%外，苏北等负荷中心也出现较明显的弃电风险。”彭博新能源财经（BNEF）中国能源转型高级研究员赵天依在日前召开的BNEF北京峰会上指出，国有发电企业一直是国内可再生能源扩张的主力，当前它们正遭遇新能源电量和电价双跌带来的项目回报与经营的双重压力。
据BNEF统计，过去五年，华能国际、大唐发电等九家上市电力央企平均负债率提升了2个百分点；2025年大唐发电、三峡能源（600905.SH）等企业资产负债率突破70%的国资委重点监管红线。“这不仅加重了集团公司降负债压力，更限制了上市企业发展空间。”赵天依说。
第一财经记者注意到，多家上市国有发电企业在披露年报同期发布资产减值公告。华能国际旗下华能山东泗水新能源有限公司因经营亏损，计提资产减值2.35亿元；大唐发电黑龙江公司所属的大唐木兰风电项目等5个前期项目，因政策调整、项目规划选址不满足条件及收益率不达标，计提在建工程减值297.22万元。
从规模扩张转向精耕细作
2026年，发电企业将直面燃料、新能源电量与电价三重风险，依托煤价红利掩盖经营矛盾的模式难以为继。
电价端，3月《电力中长期市场基本规则》正式实施，部分地区取消固定分时电价，市场化分时电价波动加剧；2月印发的《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》明确，2030年各类电源与非保障性用户全面入市，电力市场竞争升级，发电企业保量稳价压力陡增。同时，进口煤收紧、国内产能管控趋严，今年煤炭市场或转向紧平衡，燃料成本红利逐步消退。
电量端，行业预计今年电力供需偏松，叠加到2035年36亿千瓦风光总装机目标牵引，部分区域将出现电量结构性过剩，电网与调峰配套不足或推高弃风弃光率，压缩新能源项目收益。
“市场化趋势下，新能源项目过去基于补贴、固定电价的稳定收益模式被打破。”赵天依指出，新能源投资逻辑正从规模扩张转向价值投资，发电企业需提升专业运营能力，更快完成资产价值重构。
应对电价下行风险，赵天依建议，发电企业需严控项目造价管理，聚焦采购设备的质量与可靠性，同时考虑搭建电价预测模型，融入项目投资决策过程。此外，大唐发电、华电国际等还称将活用辅助服务、容量补偿等政策，提升发电收益，2025年华能国际便通过调峰调频获得13.6亿元辅助服务电费净收入。
项目开发上，多家国有发电企业转向风光水火储一体化或水风光一体化的多能互补大基地模式。去年12月，国电电力（600795.SH）公告，其子公司拟联合宁德时代（300750.SZ）等共同投建、运营大渡河丹巴水电站项目。
“就近就地消纳也是开发重点。”赵天依补充道，国企开发商通过直供工业用户可降低批发市场商业风险。大唐发电在2026年展望中提出，将立足区域实际，深入推进绿电直连、电算协同、零碳园区等新业态，打造差异化竞争优势。
随着新能源规模化扩张与项目形态不断丰富，电力系统设备接入和监测数据量爆发增长，端侧智能物联复杂度与运维压力攀升，电力终端数智化成为发电企业运营提效关键。
第一财经记者自华润电力（00836.HK）获悉，该公司近日发布面向发电侧的物联操作系统“润电鸿”。该系统在行业中间件和应用层进行针对性开发与优化，解决了电力物联网领域的多个问题。
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郭霁莹
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