解读碳研周刊第032期：中国上市发电公司2025年回顾及未来展望！附20+能碳报告

绿电装机历史性突破：风光首度超越火电

2025年是中国电力结构发生标志性变化的一年。截至2025年底，全国累计发电装机容量达38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中太阳能发电装机12.0亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机6.4亿千瓦，同比增长22.9%。风电、太阳能发电装机合计达到18.42亿千瓦，同比增长30.9%，在超过煤电装机后，又再度超过火电装机和全国最大用电负荷，实现"三连超"。

这一数据背后，是水电新增1,215万千瓦、风电新增1.2亿千瓦、太阳能发电新增3.18亿千瓦、生物质发电新增151万千瓦的共同贡献。从发电量看，2025年全国发电量10.58万亿千瓦时，同比增长4.8%，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，风光发电量同比增长25.8%，占总发电量的22%，同比提高约3.6个百分点。与此同时，火电发电量6.33万亿千瓦时，实现十年来首次下降，同比下降0.7%。

营收与利润承压：电价下行主导业绩分化

2025年度，上市发电公司全年实现营业收入合计14,173亿元，同比下降3.2%。除水电为主上市公司同比增长0.5%外，其他类型发电上市公司较上年均有不同幅度下降。化石能源发电为主上市公司营业收入同比下降3.5%，新能源发电为主上市公司下降4.6%，核电为主上市公司下降3.8%。利润端，上市发电公司全年实现净利润合计2,574亿元，同比下降0.9%。

分板块看，水电为主上市公司净利润同比增长9.8%，主要原因是水电厂流域全年来水量增长和水资源综合利用率提升带来发电量增加。核电为主上市公司净利润同比下降3.8%，化石能源发电为主上市公司基本维持不变，新能源发电为主上市公司净利润同比下降20.8%，主要受分时电价等市场化交易及平价项目比重增加、综合平均电价下降影响。盈利效率方面，2025年全部上市发电公司ROA为3.9%，较2024年下降0.4个百分点；ROE为10.1%，较2024年下降0.9个百分点，整体盈利效率稳中有降。

资产与装机稳步扩张：资本支出结构性回落

2025年末，上市发电公司总资产达67,838亿元，同比增加4,200亿元，增幅6.6%。其中核电为主上市公司总资产同比增长15.6%，主要由于新建机组；新能源发电为主上市公司总资产同比增长9.0%；化石能源发电为主上市公司增长3.7%；水电为主上市公司增长2.1%。

资本性支出方面，2025年上市发电公司资本性支出为4,808亿元，较2024年降低8.2%。除核电为主的上市公司资本性支出增加12.9%外，其余类型均有不同幅度降低，化石能源发电为主、新能源发电为主、水电上市公司降幅分别为7.4%、15.8%、13.9%。装机容量方面，截至2025年底，上市发电公司总装机容量达1,126,702兆瓦，同比增幅13.2%，增速较2024年的10.5%上升2.7个百分点。化石能源发电为主上市公司总装机容量630,134兆瓦，占上市公司总装机容量55.9%，仍然是发电行业的中流砥柱；新能源发电为主的上市公司总装机容量232,975兆瓦，同比增幅20.9%。

量增价减：上网电量稳中有升，利用小时持续走低

2025年全部上市发电公司共发电3,654,576吉瓦时，同比增长4.6%。以化石能源发电为主的上市公司共发电2,112,035吉瓦时，占58%，同比增长3.4%；新能源发电、水电及核电为主的上市公司发电量分别为414,981、650,481及477,078吉瓦时，分别占总发电量的11%、18%及13%，同比增长8.2%、4.3%及7.5%。

与电量增长相对的是利用小时数的下行。2025年全部上市发电公司平均利用小时数4,313小时，同比下降1.5%。化石能源发电为主上市公司平均利用小时数3,776小时，同比下降9.4%，主要由于新能源装机持续增长、新能源电量增长大幅挤占火电空间。新能源发电为主的上市公司平均利用小时数2,102小时，同比下降5.4%，主要受年内装机大量投产拉低整体均值，以及电网消纳能力不足、部分区域风速下降等综合影响。水电和核电为主上市公司发电小时数则小幅增加，分别为3,469小时和7,903小时，同比增加1.4%和2.5%。

电价全面下降，新能源补贴回款压力突出

2025年全部上市发电公司上网电价358元/兆瓦时，与2024年相比下降5.1%，各类型发电上市公司上网电价均有不同程度同比下降。化石能源发电为主上市公司平均上网电价405元/兆瓦时，同比下降5.8%，主要受电力供需宽松及燃料价格下降影响。新能源发电为主上市公司平均上网电价419元/兆瓦时，同比下降2.9%，其中华电新能电价下降11.9%，主要受平价项目售电量占比提升等结构性因素影响。水电和核电为主上市公司平均上网电价分别为281元/兆瓦时和328元/兆瓦时，同比分别下降4.6%和7.2%。

这一数字显著高于全部上市发电公司均值。新能源发电行业应收款项主要为应收地方电网公司的标杆电费及新能源电价补贴，由于可再生能源项目电价补贴受政府现行政策及补贴规模影响，以及近几年可再生能源补贴项目核查原因，结算周期较长。2025年化石能源发电为主、水电为主及核电为主的上市公司平均应收款项周转天数分别为53天、53天及78天。

绿证与碳市场：价格机制加速成型

2025年1月正式实施的《中华人民共和国能源法》第三十四条第二款明确规定，国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制。2025年11月，国家能源局制定印发《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》，进一步细化绿证核发、划转、核销、监管及信息管理等环节流程。2025年1至12月，国家能源局共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个；全国共计交易绿证9.30亿个，其中绿色电力交易绿证2.50亿个。

价格方面，随着RE100全面认可中国绿证，2025年中国绿证交易价格总体呈现上涨趋势。2023年及以前电量绿证均价为0.72元/个，2024年电量绿证均价为2.12元/个，2025年电量绿证均价为5.57元/个，交易价格呈明显梯度递增趋势。碳市场方面，截至2025年12月31日，全国碳排放权交易市场配额累计成交量8.65亿吨，累计成交额576.63亿元。其中2025年全年配额成交量2.35亿吨，同比增长约24%，成交额146.30亿元，年底收盘价74.63元/吨，全年交易均价62.36元/吨。

电力市场化改革：新能源全面入市与规则体系成型

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》（发改价格[2025]136号），推动新能源全电量入市、上网电价全面由市场形成。2025年，全国统一电力市场"1+6"基础规则体系完备成型，以《电力市场运行基本规则》为基础，中长期、现货、辅助服务基本规则为主干，信息披露、市场注册、计量结算为支撑。2025年12月，《电力中长期市场基本规则》修订印发，围绕"稳定性""灵活性""前瞻性"优化规则要求。

市场交易规模持续扩大。2025年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量66,394亿千瓦时，占全社会用电量比重64.0%，同比提高1.3个百分点。省内交易电量合计50,473亿千瓦时，省间交易电量合计15,921亿千瓦时。并购重组方面，2025年12月证监会发布首部《上市公司监督管理条例（公开征求意见稿）》，拟首次在行政法规层面规范上市公司并购重组行为。2022至2025年间，中国主要上市发电企业交易整体保持活跃，但2025年明显降温，中国以674亿美元的交易体量位居全球第二，占比10.1%。

这组数据勾勒出2025年上市发电公司的整体经营轮廓：营收14,173亿元、净利润2,574亿元，双双小幅下滑；总资产67,838亿元、装机容量1,126,702兆瓦，仍在稳步扩张；发电量3,654,576吉瓦时，同比增长4.6%。 但量增并未带来价稳。平均上网电价358元/兆瓦时，同比下降5.1%；平均利用小时数4,313小时，同比下降1.5%。营收与利润的微降，正是"电量增长"与"电价下行、利用小时下降"相互对冲的结果。资本性支出4,808亿元，较2024年降低8.2%，显示投资节奏有所收敛。

从全国层面看，2025年电力行业的绿色转型特征极为鲜明。截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，其中太阳能12.0亿千瓦、风电6.4亿千瓦，风光合计18.42亿千瓦。2025年新增可再生能源发电装机4.52亿千瓦，占全国电力新增装机的83%。 绿证和碳市场同样活跃。2025年全国核发绿证29.47亿个，交易绿证9.30亿个，绿证均价升至5.57元/个。全国碳市场全年配额成交量2.35亿吨，成交额146.30亿元，同比增长约24%。市场化交易电量66,394亿千瓦时，占全社会用电量比重64.0%。这些数据共同说明，绿色电力与碳资产正在从政策概念转变为可交易的现实市场。