“上網電價下降對發電廠商的殺傷力，已經超出了預期。”

近日，一位資深能源行業研究人士對界面新聞表示。

今年上半年，上網電價普遍下降，拖累了各大發電企業業績。五大發電集團旗下核心上市公司的營收，全部出現同比下滑，去年同期下滑的為三家。

這五家電力上市公司的財報中，均提到了電價下行相關表述。

華能國際(600011.SH)今年上半年營收為1120.32億元，同比下降5.7%。其提及，營收下降主要由于電量和電價同比下降，其中國境內各運行電廠平均上網電價為485.27元/兆瓦時，同比下降2.69%。

國電電力(600795.SH)同期營收776.55億元，同比減少9.52%。該公司同樣稱，主要原因是售電單價較上年同期下降，平均上網電價409.7元/兆瓦時，同比下降6.72%。

華電國際(600027.SH)營業收入為599.53億元，同比減少8.98%。主要原因是發電量減少、電價下降及煤炭貿易業務模式優化等。該公司平均上網電價為516.8元/兆瓦時，比追溯調整后的上年同期數據下降約1.44%。

大唐發電(601991.SH)經營收入為571.93億元，比上年同期下降1.93%。該公司平均上網結算電價444.48元/兆瓦時（含稅），同比降低約3.95%。

中國電力(02380.HK)主營業務收入238.58億元，同比下降9.87%，去年同期為增長24.13%。上網電價方面，其風電均價為410.66元/兆瓦時，較去年同期下降8.05%；光伏發電為376.80元/兆瓦時，較去年同期下降5.97%。

根據現行電力市場體系，中國電價可大致分為上網電價、輸配電價和銷售電價三類。

其中，上網電價針對的是發電企業，即發電企業向電網企業出售電力的價格；輸配電價相當于電的運費，即中間渠道，由電網收取；銷售電價是指下游用戶電價。

據界面新聞了解，發電公司上網電價下降的原因之一是，全國統一電力市場加速構建，市場化交易電量占比提升，疊加新能源全面入市后，各類電源統一競爭，新能源為爭搶電量容易報出低價，促使電價進一步下行。

新疆一光伏電站的負責人對界面新聞稱，近兩年上網電價均呈下降走勢，主要原因是交易競價導致的波動。

當前新能源面臨顯著的市場出清競爭壓力，其近乎 “零邊際發電成本” 的核心屬性，驅動各電源形成競爭格局。

具體來看，在新能源出力高峰期（如午間光伏大發時段），為確保電力出清，新能源發電主體會在市場規則允許范圍內，采取激進的報價策略。例如，甘肅等地區部分報價壓低至0.04元/千瓦時的下限，在部分已建立負電價機制的省份，新能源報價甚至觸及零電價或負電價區間。

從電力調度與市場運行邏輯出發，在該時段，具備絕對成本優勢的新能源會成為優先調度對象，其他類型電源（如煤電、氣電）因邊際成本顯著高于新能源報價，喪失了在此時段的競爭資格。

這種格局進而導致電力市場呈現分時段的同質化競爭特征：新能源在其出力高峰時段內部展開激烈的低價競爭，而在新能源出力低谷，其他電源品種則轉而在該時段集中競爭，最終形成多電源品種在不同時段內的市場 “踩踏” 效應。

除了煤電和新能源企業外，今年核電企業的業績也受到電價下降的波及。

上半年，核電雙雄凈利首次雙下滑。中國廣核(003816.SZ)上半年營收為391.67億元，同比下降0.53%，歸母凈利為59.52億元，同比下降16.3%。受部分地區電力市場化交易價格下降的影響，該公司平均結算電價同比下降約8.23%。

開源證券的研報指出，由于電價下降，中國核電(601985.SH)上半年銷售毛利率同比下降2.2個百分點，凈利率下降1.9個百分點。公司上半年歸母凈利為56.66億元，同比下降3.66%。根據光大證券的研報，中國核電的上半年核電平均上網電價（除稅）為0.35元/千瓦時，同比減少4.81%。

當前國內核電上網電價分為計劃電價和市場電價，前者通過“優發優購”的模式由有關政府部門核準批復，后者則通過市場化交易方式形成。

“此前核電電價一直較為穩定，如今也已經受到市場化交易的影響了。”上述研究人士表示。

電價下降的另一個原因在于電力供需寬松。

“發電能力的提升，超過了用電需求的提升。無論是發電量還是裝機容量的增速，都超過了用電量的提升，疊加市場化和部分地區需求不穩定，造成電價下行。”上述研究人士對界面新聞稱。

國家能源局7月公布的全社會用電量數據顯示，2025年上半年，全社會用電量累計48418億千瓦時，同比增長3.7%。

截至上半年，全國累計發電裝機容量36.5億千瓦，同比增長18.7%。 其中，太陽能發電裝機容量11億千瓦，同比增長54.2%；風電裝機容量5.7億千瓦，同比增長22.7%。全國可再生能源發電量達17993億千瓦時，同比增加15.6%。風電、光伏新增發電量超過全社會用電量增量。

“我們火電上網電價比去年同期下降了0.03-0.04元/度。新能源電價可能下降更多，約達0.08-0.1元元/度。”位于新疆昌吉州的一家“疆電外送”通道配套煤電廠負責人告訴界面新聞，除了新能源裝機量增加的原因外，受電端需求也在下降。

今年136號文和394號文下發后，電力市場化大幅提速。

2月9日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（136號文）推動新能源上網電量全面進入電力市場，意味著新能源上網電價通過市場交易形成。

今年4月29日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知》（發改辦體改〔2025〕394號），提出2025年底前基本實現電力現貨市場全覆蓋、全面開展連續結算試運行的目標，電力交易全面進入“現貨時代”。

這一舉措有利于發揮現貨市場發現價格、調節供需的關鍵作用，充分反映電力市場供需關系。電力現貨市場、中長期市場和輔助服務市場為電力市場的基本功能模塊。

華能國際在財報中表示，新能源全面入市交易，中長期市場供給量大增，新能源邊際成本低于煤電，對市場價格造成沖擊。隨著現貨市場全面鋪開，疊加新能源裝機持續增長，在供需寬松情況下，現貨市場更加激烈，電力價格呈下行趨勢。

新疆阿勒泰地區一風電基地的值班長對界面新聞稱，“之前我們是部分參與現貨交易，部分參與中長期交易。但9月我們全部電力都參與現貨交易，電價根據實際的用戶需求波動，有時還存在倒掛電價的現象，這雖然能惠及用戶，但對我們這種電源側的企業壓力很大。”

“未來如果沒有新的配套政策出臺，當前環境下，電價下降的大趨勢可能難以扭轉。”上述行業研究人士稱。

中國電力市場改革尚未完成，上下游價格傳導機制不充分，但已有部分地區下調了下游工商業用戶電價。

例如，據潮新聞報道，去年浙江企業電價降了1分錢，減少企業用電成本45億元以上。在2025年年度中長期電力交易市場上，浙江共成交1887.22億度電，交易均價比上年下降11.09%。

據《黑龍江日報》報道，今年黑龍江省一般工商業銷售電價降價幅度達到10.2%，全年可為我省一般工商業用電戶減輕電費負擔13.56億元。