前天的发文以一个假设的电解铝企业为样本，对当前能源、双碳转型时期多指标考核对企业经营的影响进行了测算。

文章发出后，有朋友私信问我，各类企业都是考核的承接方，角色单一，只能被动接受，这一点无可厚非，但是，电网企业却有着特殊身份，它既是部分考核规则落地的执行者，自己本身又处在被考核的央企之列。如果8月15日的发文中提及的制度冲突落到电网身上，会呈现出一种什么样的结果？

这是个好问题，也是一个值得去探讨一下的特殊样本。

其实，稍做分析就会发现，电网企业在面临双碳考核的过程中也同样会面临困境，不过，电网企业的困境与普通企业的痛点存在着较大差异。

普通企业的痛点主要是成本投入之后，难以获得制度认可的问题。电网的核心困境则是持续加码的固定投资额度与准许收益率上限被锁死的矛盾。

二者在经营层面的收益测算方式几乎完全不同，对于普通企业来说，收益测算的重心体现在绿电收益、碳配额流转等方面，但是对电网企业来说，核心则是投资回报与准许收入的平衡问题。

虽然看上去二者的收益测算体系好像截然不同，但是，从另外一个角度考虑，导致他们在双碳转型时期出现决策困境的根本原因确实相同的，那就是底层的制度矛盾，当然，对于电网企业来说，还有个社会责任的问题。

本文以国家电网为样本，来测算一下电网企业在双碳考核下的决策困境。

一、六万亿体量，利润微薄

先来盘点一下国家电网的资产负债与盈利状况，这将是理解其双碳转型困境的起点。

根据权威媒体披露的数据，截至2025年末，国家电网的资产总额约为6.16万亿元，负债约为3.28万亿元，所有者权益约为2.88万亿元，资产负债率约为53.2%。这一负债率在中央企业中已处于中等偏低水平，不过，3.28万亿元负债的绝对数值却相当可观，甚至超过很多省份的年度GDP规模。

2025年，国家电网实现营业收入39664亿元，同比增长1.2%。这一增速对于万亿级体量的企业而言，谈不上逊色，但与后文将分析的投资增速这一数据相比，二者的差异就不在一个量级了。2025年同期毛利率为6.88%，净利润约773亿元，净利率约为2%。

2%的净利率意味着，国家电网每实现100元营业收入，最终留存的利润仅有微不足道的2元。而其余98元中，绝大部分作为购电成本支付给了发电企业，剩余部分则用于资产折旧、运维、人工及税金等支出。

这一数据不仅低于中石油、中石化等央企的的利率水平，与与烟草、金融等行业相比更是不可同日而语。

二、投资扩张与收益约束

根据公开可查的信息，国家电网已经明确“十五五”期间计划固定资产投资约4万亿元，较“十四五”时期的2.8万亿元增长达43%，据此计算，“十五五”期间，国家电网年均投资额将从5600亿元跃升至8000亿元。

由此，我们不得不对一个核心问题设问，如此大规模的投资，收益从何而来？

众所周知，自动2015年新电改启动以来，电网的营收模式早已从传统的购售价差转为输配电价模式，这一收入来源，也是电网企业的核心收入来源。

按照国家发改委的相关政策要求，输配电价采用准许成本加合理收益的方式核定，其核算方法为，先测算准许收入总额，再分摊至单位电量，形成输配电价。

其中，准许收入的计算公式为：准许收入=准许成本（折旧+运维）+准许收益（有效资产×准许收益率）+税金。

准许收益率则采用加权平均资本成本的方法确定，即：准许收益率=权益资本收益率×权益占比+债务资本收益率×负债占比。其中，权益资本收益率=监管周期初始年前一年10年期国债平均收益率+4个百分点。以2024年10年期国债平均收益率约2.2%计算，权益资本收益率为6.2%；债务资本收益率参考LPR约3.45%。结合国家电网53.2%的资产负债率，加权计算后准许收益率约为4.74%。

项目

数值

权益资本收益率

6.2%

国债2.2%+4个百分点

债务资本收益率

3.45%

LPR

资产负债率

53.2%

国网2025年财报

准许收益率

4.74%

加权计算

4.74%的准许收益率，意味着国家电网每投入100元有效资产，每年可获得的准许收益不足5元。

而且，这一收益率在监管周期起始时就会锁定，周期内（通常为三年）保持不变，也就是说，无论这三年间电网的新增投资规模、负债水平或市场利率如何变动，准许收益率都不会做任何调整。

另一个更为关键的约束在于，2025年11月修订的输配电定价办法明确将抽水蓄能电站和新型储能电站排除在可计提收益的固定资产范围之外。

换言之，电网企业投资储能设施所形成的资产，无法产生准许收益，这对于承担大规模配套储能建设任务的电网企业而言，这一规定实质上形成了投资义务与收益权利不对称的矛盾。

据此测算：国网公司“十五五”期间新增投资4万亿元，假设其中70%可纳入可计提收益的有效资产范围（扣除储能及公益性资产等），即2.8万亿元，那么，其年均新增有效资产约5600亿元。按4.74%的准许收益率计算，每年平均可以新增准许收益约265亿元。

这一数据规模看似可观，但如果与年均8000亿元的投资强度相对应计算，那么，其实际投资回报率仅为3.3%，这个水平还没有准许收益率高。

项目

数值

十五五新增投资

4万亿元

可计提收益资产（70%）

2.8万亿元

准许收益率

4.74%

年化新增准许收益

265亿元

年均投资

8000亿元

投资回报率

3.3%

vs2024年净利率

2.0%

另一方面，3.3%的实际投资回报率，看似高于2%的账面净利率，直观上确实能体现出电网投资带来的收益增量，但是深层次的核心矛盾却也恰恰就隐藏在电网的投资结构里，这4万亿规划投资中，有相当大的比例属于保障新能源消纳的刚性政策性投入，比如，特高压外送通道建设、配网智能化改造、大规模配套储能布局等，这类投资是保系统安全，保新能源并网的刚性任务，而不是基于市场化收益测算的自主决策投资项目。

更重要的是，这类刚性投入的成本回收，完全依赖输配电价核定的准许收益机制，而当前监管周期内电网企业的准许收益率已经被严格锁定在不足5%的水平，对应的静态回收周期可能需要长达二十年的时间。

与此同时，新增投资中约有53%的资金来自债务融资，按当前3.45%的中长期电网项目贷款利率测算，2.13万亿的新增负债每年仅利息支出就需要735亿元，这一规模相较于2025年773亿元的净利润，占比已经接近95%，也就是说未来每年的净利润很可能连利息支出都不能覆盖或者刚刚覆盖。

这正式当前国家电网经营压力持续增大的核心原因所在。

三、特高压通道利用率难题

任何情况下，特高压都是经营核算测算避不开的环节。

在过去的2025年，国网公司在特高压领域的投资规模突破了1000亿元，成为拉动全网固定资产投资增长的核心动力。

而截至2025年底，国网公司已累计建成投运42项特高压输电工程，跨区跨省输电能力突破3.7亿千瓦，标志着远距离资源配置的硬件骨架已经基本成型。

如此重要的投资领域，相信在整个“十五五”期间，特高压领域也将成为国家电网投资布局的核心抓手。

不过，一个现实的问题是，特高压项目的大规模建成与高效率利用不是一回事。根据相关公开可查的数据，当前全国特高压线路平均利用率只有大约62%，有将近四成输电能力长期处于闲置状态，也就是说，在近四成输电能力长期闲置的背后，是数百亿电网资产的低效运转。

究竟是什么导致了特高压项目利用率偏低呢？我大概分析了一下，梳理出以下几个原因：

一是送受端利益协调难度大。这一点在前天的发文中也曾经提过，送端省份倾向于留存本地绿电完成消纳指标，受端省份则倾向于优先调用低成本本地电源，导致跨省交易电量难以达到应有的水平。

二是新能源出力的间歇性与用电负荷曲线不匹配。风光电大发大多集中在午间和冬春季节，而用电高峰则一般集中在晚间和夏季，这将导致特高压通道利用时段与新能源出力时段难以充分衔接，导致输送能力限制。

三是部分通道建设进度超前于配套电源开发。这些线路虽然已经建成投运，但是对应的新能源基地尚未完全达产，导致无充足电量可送。

再来看一组直观的数据对比，2025年国网经营区跨区输送电量达9984亿千瓦时，同比增长7.9%；跨省输送电量21237亿千瓦时，同比增长6.3%。

在总量保持增长的同时，与3.7亿千瓦的跨区跨省输电能力相比，整体利用效率只有大约84%，仍处于偏低区间。

那么，按照“十五五”规划提出的到2030年跨省跨区交易电量规模达到2万亿千瓦时的目标来计算，如果现有通道效率不能实现实质性提升，而仅仅依靠新建特高压线路来推进，恐怕很难支撑这一目标落地。

四、风光消纳率回落与三北弃电挑战

前几天刚发布的《新型电力系统建设“十五五”规划》，对延续了多年的95%的新能源消纳红线松了绑，首次按分区域原则设置新能源利用率指导目标，第一档区域不低于95%，第二档不低于90%，第三档不低于85%。

不过有一点毋庸置疑，无论松不松绑，或者松绑比例有多少，新能源消纳仍然是“十五五”期间国网公司面临的刚性考核指标之一。

且不谈后续五年的情况，仅仅从近两年的实际运行数据来看，新能源消纳早已呈现持续承压的态势。

2026年上半年，全国风电利用率90.9%、光伏利用率91.4%，同比分别下降2.3和2.6个百分点，这个数据还有另一层含义：新能源利用率已连续三年同比回落。

如果这个时间往前推，2023年全国光伏利用率仍高达98%，到了2025年降至94.8%，2026年一季度进一步下探至91.2%，下行趋势非常明显

据说国网公司自己的下属机构曾预计，到2030年，“三北”地区弃电量将占国网经营区总弃电量的80%，而弃电的时间分布也会呈现高度集中特征，其中，春秋季弃电量占全年的74%，午间弃电量则占全天的74%。

这意味着国网正陷入两难的困境：一方面要承接“十五五”期间新增超10亿千瓦的风光装机并网任务，另一方面系统消纳能力的增速却赶不上装机扩容的速度，新能源消纳难的问题有可能会持续加重。

从电网的角度来说，要想破解消纳困局，就必须持续加大投入推进新建特高压项目落地，将来自“三北”区域的绿电输送至华东华南负荷中心。同时，还要持续升级改造配网以适应大量分布式光伏项目接入，并同步布局配套储能来平抑峰谷差。

但正如前文所述，这类投入对应的输配电准许收益率不足5%，而储能项目甚至不能纳入输配电价回收范围，投得越多，消纳能力越强，电网的利润空间反而会被反向吞噬。

当然，从“十五五”规划的角度来说，国家层面也提出了绿电直连、乡镇微能网等新业态、新项目的建设思路和举措，但是最终的消纳结果如何，还需要时间的验证。

五、电力保供与降碳考核的现实冲突

2026年迎峰度夏期间，国网经营区用电负荷两次刷新历史纪录，最高达到12.7亿千瓦，跨区最大输送电力达1.58亿千瓦。

必须要承认，电力保供是电网企业的首要政治责任。不过，在扛牢政治责任的同时，“双碳”考核约束也在持续加码。

尽管一直有人建议对保供与降碳的考核关系进行调整，但是，当碳排放总量管控已经被列为一票否决累指标时，保供的口子依然没有开的迹象。

争议和讨论主要因为保供与降碳考核线条的天然冲突属性。比如，秋冬供暖季期间，保供的政治属性会被抬升至一年中少有的高度，民生供暖需求的满足需要调用火电顶峰来兜底，问题是，火电出力提升没问题，但是出力提升造成的碳排放增加却不在考核规则的豁免条款中。

现行政策中的容错条款，仅覆盖重大自然灾害、突发应急事件等极端场景，针对常态化保供调度产生的碳排放增量，尚未建立明确的免责通道。换言之，如果煤电企业严格按照电网调度指令完成保供任务，由此产生的碳排放增量如果触发属地“双碳”考核超标，将会面临被追责的风险。

也就是说，按照降碳的考核要求，即便是在常规时段也要以抑制处理降低排放作为主导方向，更不要说出力需要大幅提升的时段了。

虽然这种以降碳为导向的考核不会对电网产生实质性的考核结果，但是谁也不能说就跟电网没有一丁点的关系。

电网作为电力调度的核心中枢，直接决定了不同能效水平、不同碳排放强度的煤电机组的调用次序和利用小时数，在迎峰度冬度夏的保供场景下，调度侧的机组启停、负荷分配策略，会直接影响煤电机组的实际碳排放总量和强度表现。

而且，按照《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》要求，电网需要通过优化输电通道布局等方式，尽可能压低高碳机组的调用时长，从系统运行层面配合完成地方碳考核的硬约束目标。

如果保供期间电网调度安排不合理，或者过度调用高煤耗、高排放的落后煤电机组，不仅会推高属地整体碳排放数据，还会间接影响地方政府碳达峰碳中和综合评价考核结果，所以，电网企业最终还是要在调度规则、网架升级、绿电输送等环节承担起对应的系统降碳协同责任。

六、资产扩张面临的盈利约束与经营挑战

指标

十四五水平

十五五目标

变化

年度投资

5600亿元

8000亿元

+43%

营收增速

约5%

1.2%

放缓

准许收益率

约5%

4.74%

压缩

净利率

约2%

约2%

持平

新能源装机增量

约3亿千瓦/年

10亿千瓦累计

大幅增加

风光利用率

95%+

90%左右

三连降

特高压利用率

约65%

约62%

下降

度夏峰值负荷

约11亿千瓦

12.7亿千瓦

+15%

把各项数据放到一起对比，国家电网面临的核心矛盾便一目了然：投资增速43%，营收增速仅1.2%，准许收益率不足5%，净利率只有2%。业务盘子持续扩张，资本投入不断加大，但企业的利润空间被准许收入机制牢牢约束。

这并非国家电网经营层面的问题，从特高压利用率偏低的资产低效问题，到新能源消纳持续承压的投入刚性增长，再到保供与降碳的调度矛盾，所有问题最终都会归集到电网的经营账本上。

随着十五五各项任务的渐次展开，电网的资产盘子会越铺越大，刚性政策性投入也会越来越多，但输配电价准许收益率却被长期锁定在偏低区间，叠加持续攀升的债务融资成本，最终必然走向增收不增利，甚至连收入都很难增加的尴尬局面。

矛盾根源来自制度层面的矛盾与冲突，投资任务具备刚性约束，属于必须完成的硬性要求，而投资收益又处于严格监管之下，上限被死死锁定。

多重因素的交织，让国家电网陷入近乎双向拉扯的困境，一方面要加快电网建设、守住电力保供底线，另一方面要完成降碳转型、提升新能源消纳水平；一方面承担着大规模的电网投资任务，另一方面又要严格遵守准许收益率的硬性监管约束，必然走向“投资规模持续高增、利润空间持续收窄”的尴尬局面。