一、发电侧：发得多不等于挣得多

火电：从“电量为王”到“容量为王”

2025年火电行业迎来了高光时刻。在煤价大幅走低和容量电价政策落地的双重利好下，火电上市公司合计实现归母净利润751亿元，同比提升16.22%。

但进入2026年，压力开始显现。首先，年度长协电价大幅下滑。广东2025年年度交易均价较2024年下降约30厘/千瓦时，而煤价却出现了明显反弹。截至5月底，环渤海5500K动力煤现货价已涨至854元/吨，同比上涨37.7%。一降一涨之间，火电的电量利润空间被大幅压缩。

其次，利用小时数持续下降。2025年全国火电设备平均利用小时数为4380小时，较2024年下降120小时。在新能源大发时段，火电不得不降出力甚至停机，直接影响电量收益。

容量电价政策的实施为火电提供了稳定的盈利底座。2026年容量电价整体空间约1880亿元，对应度电收入增厚约3分。但容量电价不是“大锅饭”，各地普遍引入了考核机制，只有达到一定可靠性和调节能力要求的机组才能获得全额容量补偿。那些老旧、低效、灵活性差的煤电机组，正在被市场逐渐淘汰。

新能源：负电价常态化下的生存危机

与火电形成鲜明对比，新能源企业正在经历前所未有的困境。

2026年1月，辽宁现货市场实时出清价格跌破-0.1元/千瓦时的时段达到272小时，时段占比42.83%。1月6日，辽宁风电出力创1501万千瓦历史新高，当天现货市场全天均价首次跌入负值。2月，辽宁负电价时长进一步增加到419.25小时，相当于半个月都是负电价。

负电价看似对边际成本接近零的新能源影响不大，实际上却严重侵蚀了企业的利润。新能源企业的成本主要是固定成本——设备折旧、财务费用等，必须要有足够的发电量和合理的电价才能收回。当负电价成为常态，电量收益大幅下降，甚至无法覆盖固定成本。

弃风弃光问题仍然存在。在西北、东北等地区，弃风弃光率仍超过5%。同时，新能源企业还面临价格波动风险——发电量受天气影响大，现货市场价格实时波动，收益也随之大幅波动。如果没有有效的风险管理工具，很容易出现亏损。

2025年6月1日以后投产的新项目，上网电量原则上全部进入电力市场，机制电量规模逐年递减，机制电价不高于当地煤电基准价且动态调整。这意味着新能源最终还是要走向市场，靠自己的竞争力生存。

二、售电侧：从“躺赚”到“血亏”

如果说发电侧还有部分主体能够盈利，那么售电侧可以说是“哀鸿遍野”。

2015年新电改启动后，售电市场一度成为资本追逐的热点，最高峰时全国注册售电公司超过6万家。只要签下客户，靠“吃价差”就能轻松赚钱。

然而十年后的今天，局面已经彻底改变。

批零价差：从“盈利标尺”到“生死线”

一方面，政策层面对售电公司收益的限制不断加强。2025年下半年以来，浙江、陕西、河南、山东、广东等省份陆续出台措施，约束售电公司零售定价或批零价差。

广东规定批零价差超过1.2分/度的超额部分按2:8比例分给用户；南方某省规定售电企业收益高出8.3厘的部分由政府回收并返还用户；陕西、河北等地也出台了类似的限价政策。2025年，广东售电公司平均度电获利仅0.0196元，一个年用电千万度的客户只能带来几万元利润。

另一方面，现货市场的全面铺开导致批零倒挂频繁出现。2026年1月，安徽全行业亏损约1.19亿元，广西每度电亏损4分以上，全月亏损超4.7亿元。4月广东现货电价飙升至678厘/千瓦时，接近年度合同均价的两倍，有人一个月就亏掉了一整年的收益。

批零倒挂的直接原因，是售电公司为了抢占市场份额盲目压低零售电价，忽视了电价大幅波动的风险。更深层的原因是售电公司的风险管理能力严重不足——大多数售电公司没有建立完善的电价预测模型和风险管理体系，只是靠经验和感觉进行交易。

同质化竞争：价格战的恶性循环

售电市场的准入门槛相对较低，导致市场主体数量过多，同质化竞争严重。全国仍有5288家售电公司，绝大多数是独立售电公司，既没有发电资产，也没有用户资源，只能靠低价竞争。

更糟糕的是，价格战导致了“劣币驱逐良币”。注重服务质量、风险管理能力强的售电公司因为价格没有优势，反而难以获得客户；而那些靠低价抢客户、不注重风险管理的公司，一旦市场出现波动，就会陷入亏损甚至破产的境地。

2025年全年，超3200家售电公司注销，约占全行业三分之一。广西华网达能售电有限公司就是典型案例，这家2016年入市的广西首批售电企业，因亏损严重、无担保机构愿意提供担保，最终被触发保底售电程序退出市场。

转型困境：综合能源服务“叫好不叫座”

面对传统价差模式的困境，很多售电公司都在向综合能源服务商转型。综合能源服务涵盖了节能服务、需求响应、储能、分布式光伏、碳管理等多个领域。

但从实际情况看，综合能源服务“叫好不叫座”。大多数用户对综合能源服务的认知度和接受度不高，不愿意为额外的服务付费。开展综合能源服务需要专业的技术团队和大量资金投入，大多数中小售电公司根本不具备这些能力。

更关键的是，在组织层面，传统“价差驱动”的业务逻辑与“服务驱动”的新业务之间存在天然冲突。考核周期短、风险回避倾向强、复盘机制不健全等组织问题，使得交易员在面对新业务时往往选择保守策略，错失了市场机会。

三、市场机制层面：制度性短板制约利润释放

省间壁垒：全国统一大市场仍有“堵点”

虽然我国已经建成了世界上最先进的特高压输电网络，但在部分地区，省间输电通道仍然存在瓶颈。各省的电力市场规则各不相同，交易品种、价格形成机制、结算方式等都存在差异。地方保护主义导致一些地方设置隐性壁垒，限制外省电力进入本地市场。

省间壁垒的存在导致资源配置效率低下。一方面，新能源富集地区的电力无法输送到负荷中心，造成弃风弃光；另一方面，负荷中心的电力供应紧张，电价居高不下。

2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系，实现跨省跨区和省内交易有机融合。随着这些政策的落地实施，省间壁垒有望逐步打破，但这将是一个长期过程。

现货市场：波动过大与风险对冲工具不足

电力现货市场价格从几分钱一度到几元钱一度的情况时有发生。2026年4月广东现货电价飙升至678厘/千瓦时，而在辽宁，现货电价又经常跌至负值。如此大的价格波动，给市场主体带来了巨大风险。

我国电力期货市场还处于试点阶段，只有广州期货交易所推出了电力期货合约，交易规模较小，流动性不足。期权等其他衍生品尚未推出，市场主体缺乏有效的风险对冲工具，只能被动承受价格波动风险。

现货市场与中长期市场衔接不畅也是突出问题。中长期合同的分解方式不合理，导致市场主体在现货市场中面临较大的偏差风险；中长期合同的转让机制不健全，市场主体无法根据实际情况灵活调整合同电量。

四、政策与监管层面：平衡改革与稳定的难题

收益调节机制：是“保护”还是“束缚”？

为了防止市场主体获取过高利润，很多省份都建立了电力市场收益调节机制。当市场价格超过一定上限时，将发电企业的超额收益部分提取出来用于补贴用户或平抑电价；当市场价格低于一定下限时，对发电企业进行适当补偿。

收益调节机制在一定程度上起到了平抑电价、保障用户利益的作用，但也引发了市场主体的争议。

支持者认为，电力是关系国计民生的重要商品，不能完全由市场定价。反对者则认为，收益调节机制违背了市场规律，削弱了市场价格信号的作用，影响了市场主体的积极性。

分时电价改革：市场化定价的“双刃剑”

2026年3月1日起施行的《电力中长期市场基本规则》，取消了由政府统一规定市场交易用户的固定峰、平、谷时段划分及浮动比例，实现分时电价形成机制从行政核定向市场决定的根本转变。

这一改革是一把“双刃剑”。对于发电企业，电价波动更加频繁剧烈，需要更加精准地预测负荷和电价变化。对于售电公司，零售套餐的设计更加复杂，需要根据用户的用电特性设计个性化方案，帮助用户规避电价波动风险。对于用户，用电成本的不确定性增加，能够根据电价变化灵活调整用电时间的可以降低用电成本，反之则可能面临成本上升。

五、技术与能力层面：数字化转型滞后制约盈利提升

交易能力：从“经验驱动”到“数据驱动”

电力交易在早期主要靠经验驱动，交易员根据自己的经验和感觉进行报价和交易。随着现货市场全面铺开，交易变得越来越复杂，传统的经验驱动型交易已经难以适应。

现在的电力交易需要大量的数据支持和复杂的模型计算。交易员需要收集和分析气象数据、负荷数据、发电数据、煤价数据、政策数据等各种信息，建立精准的电价预测模型和交易决策模型，才能做出正确的交易决策。

然而，很多市场主体的交易能力仍然比较薄弱。特别是中小发电企业和售电公司，缺乏专业的交易团队和先进的交易系统，交易决策主要靠经验和感觉，在市场竞争中处于不利地位。

风险管理：从“被动承受”到“主动管理”

很多市场主体的风险管理意识淡薄，风险管理体系不完善。月度或季度KPI考核使交易员对短期亏损的厌恶会显著增强，倾向于采取保守报价策略。

另外，风控和复盘机制也存在问题。决策依据在报价前没有固化，事后无法追溯。复盘时把赚了钱归因于“判断对了”，亏了钱归因于“政策变了”，自利归因严重。风险信息在向上传递的过程中出现过滤，到达决策层时已是经过稀释的版本。

六、突破利润卡点：电力市场参与者的生存之道

发电企业：从“单一发电”到“综合能源供应商”

发电企业必须转变发展理念。火电企业应加快推进煤电机组灵活性改造，提升调峰能力和可靠性，争取更高的容量补偿和辅助服务收益。新能源企业应优先选择资源条件好、消纳有保障的地区开发项目，降低度电成本。同时，应建立专业的交易团队和先进的交易系统，合理安排中长期合同与现货交易的比例，在锁定基础收益的同时留足现货空间灵活套利。

售电公司：从“中间商”到“价值创造者”

对于售电公司，单纯依靠“吃价差”的时代已经过去。转型方向很清晰：一是深耕用户需求，提供增值服务——深入了解用户用电特性，开展节能服务、需求响应、储能、碳管理等增值服务。二是提升风险管理能力，建立完善的风险管理体系，合理安排购电组合，优化中长期合同与现货交易的比例。三是加强合作共赢，与发电企业、用户、技术服务商等构建产业生态。

在组织机制层面，需要把决策过程记录下来，把盈亏考核和过程质量考核分开，把机会成本纳入复盘，让风控职能从业务条线独立出来。这些机制条件的改善，比单纯更换或培训交易员更有效率。

电力市场化改革是一场深刻的利益重构。旧的盈利模式被打破，新的盈利模式正在形成。

对于发电企业，容量电价提供了稳定底座，辅助服务市场带来了新的收益来源，绿电交易和碳市场开辟了新的盈利空间。对于售电公司，综合能源服务、负荷聚合、虚拟电厂等新业态正在兴起。

但从根本上说，电力市场正在从“靠天吃饭”的市场，变为“靠能力吃饭”的市场。未来的竞争力不在于关系和信息差，而在于预测能力、风控能力、技术能力和服务能力。