10月26日，国家能源局公布，截至9月底，全国风电和太阳能发电累计装机达到20.1亿千瓦，突破20亿千瓦，约占全球新能源总装机的一半。两天前的10月24日，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的南方区域电力市场经过一年多连续结算试运行，转入正式运行，注册经营主体超29万家。
另一组有意思的数据是：1月—9月，全国风电和太阳能发电新增装机约1.7亿千瓦；去年同期合计约3.01亿千瓦，今年较去年同期减少约1.3亿千瓦。同期，全国发电设备累计平均利用2174小时，比上年同期降低194小时。
专家接受上海证券报记者采访时表示，增量收缩、电量过剩压低利用小时，说明靠装机规模挣钱的阶段到头了；系统要消纳这些电，就得有人调得动它——调节与运营由此接棒。
新能源的钱正从“建”流向“调”。价值随之从电源侧流向系统侧，从设备商流向运营商。
系统成本升了
价格传导正在打通
国家能源局发布的数据还显示，今年1—9月，全国风电和太阳能发电量19333亿千瓦时，比去年同期增加1937亿千瓦时，风光发电增量占全社会新增用电量的64%。今年迎峰度夏最大负荷日，当日午间风光最大出力占到当时总负荷的比重超过40%。
另有数据显示，今年上半年，全国风电、光伏发电利用率分别为90.9%、91.4%，同比下降2.3个和2.6个百分点。外送通道建设滞后于装机增速，本地高载能负荷增长有限，弃风弃光压力正从季节性向常态化演变。
一位长期从事零碳园区、售电及算电协同的专家对上海证券报记者表示，新能源占比不高时，火电基荷顺手就能完成平衡；如今火电全系统被压至深度调峰，“火电要变成调节资源，这个代价就出来了”。
代价落在账单上。今年1—9月，全国供电标准煤耗305.1克/千瓦时，同比下降0.3克；同期秦皇岛港5500大卡动力煤从年初的约670元/吨升至10月中旬的1028元/吨，同比上涨38.7%，度电燃料成本被反向推高。
涨得更快的是与发电量脱钩的部分。系统运行费自2023年6月起在工商业电费中单列，占10千伏一部制综合电价的比重从1.7%升至2026年的10.5%，由全体工商业用户分摊。根据114号文，自今年1月起，把煤电容量电价回收固定成本的比例由30%左右提高到不低于50%，即每千瓦每年165元，并首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制。这笔钱的构成并不单一。1月—10月，19个披露分项的省份中，新能源及核电机制电价差价占系统运行费的50.1%，为新能源入市保底；煤电容量电费占40.6%，为顶峰能力付费。
2025年12月印发的《电力中长期市场基本规则》明确，自2026年3月1日起，对直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段；省级现货市场到2025年底已基本全覆盖。
风险随之暴露。年初不少售电公司按现货低价预期签下大量固定一口价零售合同，一次能源价格上行、现货电价走高后，批零倒挂吞噬利润。据媒体报道，9月底，9家央企在广西的售电公司联名向自治区政府递交请示，自述1—8月当地售电行业累计亏损超过20亿元；9月日前现货均价0.395元/千瓦时，零售签约均价约0.260元/千瓦时，度电最大亏损超过0.373元。
广东电力交易中心9月发布的半年报告显示，上半年500家参与零售交易的售电公司中298家亏损，32家有发电背景的度电获利约6.6厘，456家独立售电公司只有0.2厘。
政策开始变化。10月13日，江苏电力交易中心印发2027年零售市场交易工作指引，取消固定价格电量比例，零售电能量价格全部随批发市场价格浮动；三天后，广东电力交易中心发布风险提醒，明确正研究2027年市场安排，“部分市场关键机制和参数可能进行较大调整优化”。
“售电公司不能再堵在中间低买高卖挣差价，而要把价格信号传导过去，自己转型为收技术服务费的能源运营方。”上述专家说。这与券商“交易能力强的运营商有望受益”的判断互为印证：能驾驭浮动价合同、能做负荷预测与风险对冲的将收割份额，只会签一口价赌方向的，会被出清。
虚拟电厂与零碳园区
谋求运营能力变现
市场改革让“可调节”成了可变现的商品。随着南方区域电力市场转入正式运行，虚拟电厂、新型储能等新业态将进入这个覆盖五省区的市场参与交易。
上述专家所在的公司已围绕充电场站做“储售联动”：先配储能与售电套餐压低高峰购电成本，同行涨价时反而降价获客；再把成千上万个可控充电桩聚合为虚拟电厂参与市场交易，收益与场站分成。单桩无法参与市场，必须有人把它连接、控制并对接市场——链条打通，虚拟电厂才不是纸面概念。路径很清晰：先降用户用能成本切入，再聚合可调负荷，最后参与交易分成。
2025年12月，国家发展改革委等三部门公布首批52个国家级零碳园区名单；今年7月印发的《“十五五”碳达峰行动方案》进一步明确，“十五五”期间建设100个左右国家级零碳园区、500个左右零碳工厂。
但绿电直连的账不好算。上述专家算了一笔账：极端情形下，新能源可能连续两周无风无光，直连电源出力归零，算力这类负荷一分钟不能停，大电网必须兜底，容量照样要付费。园区真实的需求不是物理上的“直连”，而是绿电溯源、绿证交易、碳足迹认证、源网荷储一体化运营的组合服务。公开信息显示，盐城大丰港以“国网架构+绿电专线”实现绿电全程物理可溯源，射阳港组建全国首个园区级绿电绿证服务联合体，卖的都是这类运营能力。
这条主线上的公司，从财报来看初见眉目。国能日新业务包括新能源功率预测和电力交易软件，今年上半年营业收入3.52亿元，同比增长9.66%；电力交易产品收入增长57.27%，创新产品收入增长62.96%，是拉高整体增速的两块。公司子公司已在甘肃、宁夏、新疆等省（区）取得负荷聚合商准入资格，并在福建、广东开展售电业务。利润端，公司归母净利润7012万元，同比增长52.52%；这组数字里包含去年收购的充电场站运营商萨纳斯智维并表的贡献，扣除非经常性损益后的增速是17.59%。
特锐德靠充电网切入同一市场。其充电网业务上半年净利润0.30亿元，上年同期只有约160万元；公司运营96万台公共充电终端，已与40个网、省、地级电力调控中心实现在线信息交互，具备虚拟电厂条件的可调度电站超过1.2万座。
电力信息化企业东方电子上半年归母净利润4.03亿元，同比增长33.22%；其中综合能源及虚拟电厂业务收入1.29亿元，同比增长9.19%。
券商对这条主线的关注也在升温。天风证券10月发布的研报认为，电力市场化改革系统性深化，为国能日新的功率预测业务奠定增长基石；长江证券深度报告把国能日新定义为“AI驱动的能源运营商”，判断其正从数据服务商向平台运营服务商升级。
《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》提出，到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，2030年达到5000万千瓦以上。东莞证券研报认为行业将向市场化交易演进。在算电协同方向，东吴证券研报估算，2026年算电协同规模约110太瓦时。存量改造项目可采用虚拟直供路线，通过虚拟电厂分配的方式把富电区与需电区连起来。
（文章来源：上海证券报）
