负电价蔓延、风光价差拉大，行业正在经历“最痛洗牌”！

2025年上半年，电力行业的盈利版图被悄然改写，多家发电集团所属核心上市公司营收亮起“红灯”，电价下行成为贯穿各家财报的共同关键词，更释放出一个明确信号：低电价常态化趋势不可逆转。

电价下行，发电企业营收承压

具体来看，华能国际今年上半年营收为1120.32亿元，同比下降5.7%。其提及，营收下降主要由于电量和电价同比下降，中国境内各运行电厂平均上网电价为485.27元/兆瓦时，同比下降2.69%。

龙源电力上半年营业收入同比下滑18.61%，其所有发电业务的平均上网电价为399元/兆瓦时（不含增值税），较2024年同期下降23元/兆瓦时。

国电电力同期营收776.55亿元，同比减少9.52%。该公司同样称，主要原因是售电单价较上年同期下降，平均上网电价409.7元/兆瓦时，同比下降6.72%。

华电国际营业收入为599.53亿元，同比减少8.98%。主要原因是发电量减少、电价下降及煤炭贸易业务模式优化等。该公司平均上网电价为516.8元/兆瓦时，比追溯调整后的上年同期数据下降约1.44%。

大唐发电经营收入为571.93亿元，比上年同期下降1.93%。该公司平均上网结算电价444.48元/兆瓦时（含税），同比降低约3.95%。

中国电力主营业务收入238.58亿元，同比下降9.87%，去年同期为增长24.13%。上网电价方面，其风电均价为410.66元/兆瓦时，较去年同期下降8.05%；光伏发电为376.80元/兆瓦时，较去年同期下降5.97%。

值得注意的是，电价下行的冲击正从新能源领域向全电源类型扩散。

此前相对稳定的核电已率先“中招”：财报显示，中国广核上半年平均结算电价下降8.23%，归母净利下滑16.3%，电价同比减少4.81%，毛利率下降2.2个百分点。

新能源阵营的“冰火两重天”

这种全行业承压的格局，根源在于电力市场的结构性变化。随着136号文推动新能源全面入市，叠加394号文要求年底实现现货市场全覆盖，电力交易进入“现货时代”，新能源近乎零边际成本的优势彻底改写了竞争规则。在午间光伏大发时段，新能源低价出清挤压煤电、气电生存空间；而在夜间低谷时段，传统电源又陷入集中竞争，形成全时段“踩踏”效应。

电量供需失衡也是导致低电价及负电价的主要原因。数据显示，今年上半年，风光发电量的增量超过了全社会用电量增量，供给增速远超需求，成为电价下行的长期推手。

供需失衡下，负电价现象在多地蔓延：山东4月分布式光伏现货交易均价跌至0.0159元/千瓦时，创下新低；9月，四川丰水期遭遇电力需求同比下降13%，现货市场全天触及－50元/兆瓦时下限；浙江、蒙西等地区也出现负电价情况。

低电价背景下，新能源内部的收益分化进一步加剧行业矛盾。如华润电力风电场电价396.8元/兆瓦时，光伏电站仅304.9元/兆瓦时，价差超90元/兆瓦时。更严峻的是，光伏利用小时数几乎不足风电的一半，“电价低+电量少”的双重挤压让光伏项目盈利空间持续收窄。

前不久公布的山东新能源机制电价竞价结果显示，光伏中标价仅0.225元/千瓦时，较当地标杆电价下降43%，而风电中标价0.319元/千瓦时，两者价差达0.094元/千瓦时。

这种分化背后，既与不同电源的技术特性相关，也反映出市场对稳定性资源的溢价认可——相对于光伏发电“午间高峰、夜间低谷”的特性，风电出力的连续性使其在现货市场更具竞争力。

实际上，政策正通过资源配置引导行业向更稳定的能源结构倾斜。2025年至今，风电和光伏的指标规模差距逐渐缩小，贵州、辽宁、天津、河北、江苏等地，风电指标远超光伏。

需要正视的是，随着新能源比例增大，电价的波动也会越大。低电价已从短期波动演变为长期趋势，行业须加速从“规模扩张型”向“质量效益型”转型。对发电企业而言，深度融合负荷侧资源，优化投资策略成为“突围”的关键，源网荷储、绿电直连、零碳园区等一众热点商业模式迎来发展机遇。