2025年，我国新能源产业迎来规模化扩张的关键一年，同时也步入市场化改革的深水区。据国家能源局数据，全年可再生能源新增装机4.52亿千瓦，同比增长21%，其中太阳能发电新增3.18亿千瓦，风电新增1.2亿千瓦。截至2025年底风电、太阳能发电装机合计达18.4亿千瓦，占全国电力总装机的47%，历史性超过火电。
然而，规模的狂飙突进也带来了新的挑战。消纳能力滞后与市场化改革深入，共同挤压了电站开发排头兵——电力企业的盈利空间。2026年初，随着上市电力企业2025年度业绩预告陆续披露，行业转型期的阵痛开始显现：电投绿能净利润同比降幅近六成，金开新能源净利润暴跌超八成且扣非后陷入亏损，粤电力A、绿发电力等企业也未能幸免，净利润均出现不同程度下滑。
电价下行成共性痛点
2025年，136号文正式落地，标志着新能源“固定电价”时代的终结，市场化定价成为行业常态。与此同时，全国电力现货市场加速扩容，超20个省份进入正式运行或连续试运行阶段，新能源参与现货交易的电量占比提升至41%，部分新能源富集省份占比甚至达到40%—50%。
市场化定价的全面落地，瞬间打破了企业稳定的收益预期，上网电价下行成为了压在所有电力企业身上的一座大山。
电投绿能在业绩预告中明确指出，新能源业务受电力现货市场连续试运行、新能源全电量入市政策影响，结算电价同比降低，叠加限电率升高等因素，平均利用小时数同步下滑，最终导致新能源板块收益缩水;同时，其火电业务自2025年9月起纳入电力现货市场试运行，不再执行原辅助服务相关政策，火电辅助服务收益同比减少，两大业务板块同时承压，最终净利润同比下降59.97%—50.88%，成为此次业绩下滑幅度较大的企业之一。
粤电力A的处境更为复杂，其净利润同比下降40.12%—21.45%，扣非后降幅进一步扩大至49.18%—24.48%。尽管燃煤、燃气等主要发电燃料价格延续下降趋势，为成本控制提供了支撑，但燃料成本下降的效应存在滞后性，叠加新项目投产带来的成本增加，未能抵消电价下行的不利影响，导致平均发电毛利下降。
值得注意的是，粤电力A所处的广东省，是全国新能源利用率较高的地区之一，2025年全年光伏利用率达100%，不存在明显的限电压力，但其业绩仍受电价下行拖累，足以说明市场化改革带来的电价冲击具有普遍性，即便消纳情况良好，企业也需面对市场竞争带来的盈利收缩。
湖北能源的业绩表现则呈现出“表面增长、实质承压”的特点，其归属于上市公司股东的净利润同比增长4.51%，但这一增长完全依赖长江证券股权转让带来的非经常性损益;扣除非经常性损益后，净利润同比下降37.28%，核心原因仍是电价下行——受湖北省新能源市场化交易政策影响，公司火电和新能源电价同比下降，同时省内新能源装机容量和发电量快速增长，叠加下半年来水较好，水电大发对火电形成挤压，火电发电量同比下降，火电及新能源业务利润同步下滑。
长源电力业绩亏损6500万元–9700万元，主要原因是发电量及售电均价同比下降。
从行业整体来看，电价下行的压力存在明显的区域分化。新疆、甘肃等新能源资源富集地区，因外送通道瓶颈，光伏现货均价长期处于低位，部分月份甚至跌破120元/兆瓦时。而东部负荷中心省份如上海、安徽等地，机制电价可达380-415元/兆瓦时，区域价差显著。部分地区午间光伏出力高峰叠加工业用电低谷，甚至出现负电价现象，进一步挤压了新能源企业的收益空间。这种区域价差，也导致不同区域电力企业的业绩分化，那些布局在新能源富集、电价偏低区域的企业，承受的盈利压力更为显著。
消纳短板加剧业绩承压
如果说电价下行是市场化改革带来的“外部冲击”，那么限电率攀升、消纳能力不足则是新能源产业规模化扩张过程中暴露的“内部短板”。2025年，全国风电平均利用率为94.3%，光伏平均利用率为94.8%，虽然整体保持较高水平，但已在“十四五”期间首次跌破95%，消纳压力进一步凸显。
从区域分布来看，消纳压力主要集中在西北、西南等新能源富集地区，2025年全年弃光率10%以上的地区达4个，分别是西藏(35.1%)、青海(16.6%)、新疆(13.7%)、甘肃(10.4%)，其中西藏弃光率高达35.1%，12月单月弃光率更是达到44.4%;风电消纳方面，西藏弃风率达31.4%，为全国最高，辽宁、吉林、蒙西等地区也存在不同程度的弃风现象。
限电带来的直接影响，是企业损失电量增加、平均利用小时数下降，这一影响在绿发电力、金开新能源等企业的业绩中体现得尤为明显。
值得注意的是，限电问题的本质是新能源装机增长速度与电网消纳能力、电力系统调节能力的不匹配。2025年全国光伏新增装机同比激增81%，但区域间消纳能力与负荷需求严重错配，西北地区午间光伏出力高峰与本地工业用电低谷重叠，而跨区域输电通道瓶颈未能有效破解，新疆、宁夏等地新能源外送比例在30%左右。同时，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性的特点与市场交易的时段性矛盾凸显，加剧了电价的波动，进一步降低了企业的实际收益。
从各家企业的业绩分化来看，业务结构、区域布局、成本控制能力，成为决定企业抗风险能力的核心因素。对于电力企业而言，未来的生存逻辑将从“规模驱动”转向“价值驱动”：企业应避开同质化竞争严重的低价资源区，向负荷中心、源网荷储一体化区域倾斜;构建“发电+储能+虚拟电厂+电力交易”的复合业态，通过调节能力提升收益确定性。这种“主动适配”与“多元升级”模式或是破局的关键。
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