近日，华润新能源IPO刷新了深交所融资纪录——245亿元。但翻开招股书，另一组数字更值得关注：2023年至2025年，该公司风电光伏装机规模增长64%，归母净利润却从82.8亿元跌至61.02亿元，下降26.3%。2026年一季度，公司净利润又同比下降31%。

　　装机在涨，利润在跌，中间被吃掉的是电价。2023年至2025年，华润新能源风力发电平均上网电价从0.45元/千瓦时降至0.35元/千瓦时，毛利率从61.15%降至50.61%；太阳能发电平均上网电价从0.37元/千瓦时降至0.28元/千瓦时，毛利率从57.80%降至45.59%。

　　这不只是华润新能源一家企业面临的困境。三峡能源2025年利润总额同比下降约41.55%，净利润同比下降39.94%，平均上网电价下降是其利润下降的重要原因之一。当风光累计并网装机规模突破18.4亿千瓦、占全国发电总装机47.3%，历史性超过火电时，新能源发电企业却面临一道残酷的算术题：发电越多，卖的价格越低。

　　电价下跌的背后，是一场深刻的制度变迁。2025年1月，国家发展改革委、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》（下称《通知》），以“全面入市+差价结算”为核心架构，终结了新能源“保量保价”时代。

　　此前，新能源发电项目85%的电量按燃煤基准价保价收购；《通知》发布后，增量项目全部入市，电价通过市场交易形成。

　　方向已经指明，新能源发电全面入市是必然趋势。但问题是：新能源发电企业从“固定电价”的温室里被推出来，要面对的是现货价格剧烈波动的市场，但手里却没有管理价格风险的工具。具体而言，新能源发电企业面临三重风险：一是价格风险。批发市场电价波动大，没有远期合约或期货等金融衍生品对冲，电价下跌时收益受损，电价飙升时又因发电不确定难以充分受益。二是曲线风险。电力交易以“曲线”进行，新能源出力预测不确定，签约曲线与实际发电曲线错位。三是偏差风险。部分市场要求新能源发电企业提供全年发电出力预测并据此考核偏差。三重风险叠加，新能源发电企业的收益确定性被大幅削弱，而资本市场对IPO企业最看重的恰恰是收益的确定性。

　　那么，管理价格风险的工具在哪里？国内电力期货还未上市，原因相对复杂：电力商品不可存储、需实时平衡，现货市场区域分割，合约设计难度大。国际经验显示，美国CME和ICE已建立基于不同电力交易区域的期货合约体系，但中国电力市场的统一程度与美国存在较大差异。

　　如今，电力期货不是“要不要”的问题，而是“什么时候推”的问题。《通知》推动新能源发电企业入市，但风险管理工具的供给还未及时跟上。这个时间差，才是真正的风险。虽然中长期合约可以锁定部分收益，但流动性有限、期限偏短；绿电交易叠加绿证交易可以增加环境溢价，但绿证价格本身也在波动；“风电+光伏+储能”的多能互补可以平滑出力曲线，但投资成本高；《通知》设计的差价结算机制，在市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，但这本质上是政策兜底，并不是市场化的风险管理。

　　山东新能源机制电价竞价结果显示，风电0.319元/千瓦时，光伏0.225元/千瓦时；云南2027年机制电价竞价结果显示，随着增量项目不断投产，参与竞价的项目数量从2025年的529个增至2354个，竞争激烈可见一斑。这时，企业就需要对冲风险的衍生工具。

　　在竞争激烈的市场中，企业若没有管理风险的工具，无异于“裸奔”。华润新能源利润“三连降”，表面看是电价下跌的结果，深层看是制度转型的阵痛。电力期货上市的紧迫性，是整个新能源市场化改革能否平稳落地的关键。《期货日报》此前刊发的《电力期货上市呼声高涨，新能源发电企业翘首以盼》报道，体现出发电行业对衍生工具的真实诉求。