10月24日，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省（自治区）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。今年前三季度，市场累计交易电量近9000亿千瓦时；转入正式运行时，注册经营主体已超过29万家。央视财经将其称为全球最大、最繁忙的“电力超市”。

市场做大之后，电能否卖得更好，工厂能否买得更省，提供调节服务的企业能否赚到钱，成为改革落到产业端的实际问题。有些企业已经获得新收入，售电行业却同时面临利润收缩。顺着企业账本往下看，才能看清这场变化。

五省（自治区）同场交易，电价为什么还能不一样

云南水电送往广东，贵州电力支援东部负荷中心，这样的跨省流动早已存在。南方区域市场此次“转正”，承接的是持续多年的电力市场建设，不能理解为五省（自治区）从这一天才开始互相买卖电。

自2025年6月启动连续结算试运行以来，五省（自治区）各类经营主体就在统一规则下交易。今年前三季度，市场交易电量占全网售电量超过七成，最大单日出清电量超过40亿千瓦时，与国家电网经营区的交易电量达到194亿千瓦时。

区域市场要处理的，是资源分布与用电需求之间的差异。水电出力受来水影响，光伏集中在白天发电，工业负荷则随订单、季节和生产班次变化。把这些资源放到更大范围内匹配，可以增加供需互济的选择。

南方电网公司市场总监、市场营销部总经理李敏虹在介绍试运行情况时表示，区域市场“补齐了单一省份在能源资源储备、输电通道、灵活调节能力方面的短板”。

市场运营机构根据各方申报，结合用电需求、机组运行条件和输电能力，进行联合优化，确定各时段的发电安排和价格。

电力无法脱离电网条件自由搬运。某地发电成本较低，并不代表它在任何时间都能把电送到所有买家手中。线路输送能力、机组爬坡速度、备用要求等，都会影响交易结果。南方区域市场运行规则因此采用节点边际电价，在统一计算框架下反映不同位置的供需与输电约束。

统一市场下，不同地点、不同时间的电价仍可能不同，五省（自治区）所有用户并不执行同一个价格。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，跨区绿电交易还面临市场衔接、通道建设与价格机制等问题。受端部分时段电价下降时，外购绿电叠加输电费和网损，竞争力可能减弱；电源和通道投产时间不匹配，也会影响实际送出能力。

卖电的市场变大，售电公司为何还会亏损

电力市场扩容，并没有让所有参与者都获得更高利润。广东售电行业的半年统计，就呈现出另一面。

广东电力交易中心发布的《2026年广东电力市场半年报告》显示，上半年共有500家售电公司、11.86万家电力用户参与零售交易及结算，零售交易电量2398亿千瓦时。其中，202家售电公司累计盈利，298家累计亏损，亏损面为59.6%；全行业平均度电获利0.0039元，即每千瓦时3.9厘。

按这一均值计算，交易1000千瓦时对应的交易获利只有3.9元。这个统计反映交易结算情况，不能直接等同于企业扣除人员、获客、系统建设等费用后的净利润。

售电公司的基本业务，是从批发市场采购电力，再向工商业用户提供零售服务。两端合同怎样安排，决定了它承担多少价格风险。

如果向用户承诺了固定价格，批发采购成本却随现货行情上升，原本预留的价差就可能被压缩，甚至倒挂。据第一财经报道，广东当年部分时段现货电价走高，批零价格倒挂成为售电企业经营承压的重要因素。

工厂买到稳定电价之后，价格风险可能转移给售电公司。后者能否覆盖风险，取决于采购组合、用户实际用电和合同条款。工厂的用电时段、旺淡季差异、实际生产与合同安排的偏差，都会影响结算成本。即便年初签到了较低价格，订单增加后，也要计算新增用电怎样采购。

能够调整生产时间的工序，可以比较错峰节省的电费与调整生产带来的成本；需要连续运行的产线，则更重视可靠供电和成本稳定。对后者而言，某个时段电价很低，未必构成改变生产安排的充分理由。

企业之间的经营差距，已经体现在交易策略上。广东淘能科技董事长胡伟恩表示，过去一年“供需与价格联动更加直观”。他介绍，公司通过优化中长期与现货交易组合开展经营，并将继续完善跨省交易策略和数字化风控。

合同报价之外，售电公司需要了解客户生产，预测负荷、安排采购，并说明价格波动和偏差费用由谁承担，这些工作决定了客户能否真正省钱。对普通居民来说，本次市场转入正式运行并不意味着家庭电价跟随现货市场即时变化，居民电价仍按现行定价政策执行。

新能源卖电与储能经营，都要重新计算收入

风电、光伏进入更充分的市场竞争，早于南方区域市场此次“转正”。2025年出台的新能源上网电价改革，已提出新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过交易形成，同时建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。

对光伏电站而言，发电时间会直接影响收入。午间大量光伏同时出力，供应增加可能压低价格；晚高峰电价较高时，光伏出力又已减少。全年发电量相同的两个项目，如果出力时段、合同安排和结算条件不同，收入也可能存在差异。

国家发展改革委在政策解读中专门说明了这一问题，并明确对纳入机制的电量实行差价结算：市场价格低于机制电价时补偿差额，高于机制电价时扣除差额。电站的最终收入，需要结合市场交易和机制结算判断。

这种时间差也给储能提供了经营空间。低价时充电、高价时放电，是最直观的收入来源。但电站能否盈利，还要看实际调用、充放电效率、设备折旧及融资等成本。

南网储能披露的投资者关系活动记录显示，根据广东电力交易中心半年报告，2026年上半年，广东抽水蓄能及独立储能参与现货市场的平均价差约为每千瓦时0.2元，较上年同期略有增加。公司同时提醒，市场动态变化，不宜据此推测未来交易情形。

这个均值涉及抽水蓄能和独立储能，不代表每座电站的固定收益。实际充放电时段、设备可用性及结算规则，都会影响利润。

上市公司披露提供了更细的观察。南网储能2026年上半年经营数据公告显示，公司新型储能装机容量为65.42万千瓦，与上年同期相同；相关主营业务收入约2.14亿元，同比增长20.33%。公司解释，增长主要来自云南丘北储能电站上一年上半年投产、同期运营周期较短，本期实现完整半年度收益。

这组数据提示，收入增长可能来自运营周期变化，不能全部归因于电价上涨或交易机制变化。其半年报进一步列示，新型储能营业收入为2.1358亿元，相应营业成本约1.6435亿元；两者之间的差额属于毛利层面的结果，仍需与公司其他费用区分。

储能收入也不只有买卖电价差。南网储能在调研记录中披露，云南丘北宝池储能站的收入包括容量电费、现货交易收入及调频等辅助服务收入。不同项目的收入结构并不相同。

容量与电量是两种不同的价值。发出了多少电，可以按电量结算；在系统最需要时，能够持续提供多少可靠出力，则关系到容量支撑。国家发展改革委、国家能源局今年1月发布的相关政策解读明确，各地可结合放电时长、顶峰贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

具体收入仍取决于地方实施和项目条件，某地的补偿标准不能直接套用到全国。

从经营逻辑看，更大范围互济若缓解了部分时段的供需紧张，也可能改变原有价差。储能投资不能只依据某一年的行情外推，设备性能、运行策略和收入结构都需要一起计算。

虚拟电厂入市，服务生意怎样兑现

2025年12月29日，广东首批来自深圳、佛山、中山等地的5家发电类虚拟电厂交易单元，总容量约33兆瓦，已通过报量报价参与现货交易。其中，佛山顺德北滘镇一个总面积约4.7万平方米的工业园厂房屋顶光伏项目，被聚合为10兆瓦交易单元。

广东电网能源投资公司平台事业部总经理陈涛表示：“以前发的电主要供园区自用，现在能进入电力现货市场。”这些业务在区域市场正式运行前就已开展，接下来要看交易能否持续，以及运营商能留下多少收益。

虚拟电厂通过信息通信和控制系统，把分布式电源、储能、可调节负荷等资源组织起来，参与电力运行与交易。针对不同资源，它承担的工作也不同：屋顶光伏需要预测和交易组织，可调负荷需要协调用户响应，储能则涉及充放电安排。

据广东电网电力调度控制中心现货市场管理部高级经理蔡秋娜介绍，完成入市条件的聚合资源，可以依据市场价格调整运行，在系统供需平衡中承担更主动的角色。但平台上显示的接入容量，不能直接等同于随时可调用的调节能力。工厂能否调整负荷，要看生产安排；充电设施能调节多久，要考虑车辆需求。运营商向市场申报之后，需要由真实设备按时完成响应。

国家相关指导意见已经要求虚拟电厂开展资源监测、预测和指令执行，满足相应系统接入与能力评估要求，并规定单一资源不能同时由两个及以上虚拟电厂聚合。

中山的案例提供了持续运行数据。南方凯能电力集团相关技术负责人刘军权介绍，中山虚拟电厂参与现货交易后，已连续稳定运行170天，累计完成现货交易电量接近40万千瓦时。该项目由南方凯能电力集团携手下属中山市综合能源服务公司建设。

交易电量尚不能单独证明盈利。运营商还需承担接入、改造、运维和客户服务成本，并与资源业主分配收益。

广州电力交易中心结算统计部主任丁军策表示，新型储能、虚拟电厂能够与传统电源同台竞争，获得多元收益。这个方向已经明确，具体收入仍需通过准入、交易、调用和结算逐项实现。

《南方区域电力现货市场正式运行实施方案（2026年）》也作出了分步安排：独立储能、虚拟电厂等主体具备条件后，试点报量报价参与现货优化，并逐步扩大范围；暂不具备报价条件但符合接入、建模要求的主体，按相应方式参与结算。电站和用户参与市场，需要预测、控制、计量和交易系统，也给软件、自动化及综合能源服务公司带来业务需求。部分需求已反映在上市公司收入中。

东方电子2026年半年报显示，其“综合能源及虚拟电厂”业务营业收入约1.29亿元，同比增长9.19%，毛利率为34.92%，同比下降5.69个百分点。这一业务分类将综合能源与虚拟电厂合并统计，不能把全部收入视为虚拟电厂运营收益，也不能将其直接理解为电力市场买卖电产生的收入。

国能日新的披露更能看出服务类型。其2026年半年报显示，包含电力交易、储能能量管理、微电网能源管理及虚拟电厂在内的创新产品收入为2634.21万元，同比增长62.96%；其中，电力交易产品收入729.35万元，同比增长57.27%。国能日新还通过全资子公司日新鸿晟提供虚拟电厂建设、资源评估和运营服务，并已在广东、福建开展售电业务。

这些业务对应着具体需求：新能源场站预测出力，售电公司管理用户曲线，储能优化运行，虚拟电厂协调设备。客户持续付费的前提，是服务能够改善经营。系统建设可能是一次性收入，运营服务依赖持续交付，购售电业务还需承担价格风险。不同模式需要不同的人员、资金和客户能力。

上海电力大学教授谢敬东认为，南方区域市场的意义，在于通过多元交易机制调动各类资源，并形成可供全国统一电力市场建设借鉴的制度经验。

五省（自治区）“电力超市”转正，让更多资源参与更大范围的交易。产业价值最终要落到电站收入、工厂用电成本，以及储能和虚拟电厂的实际利润上。注册主体和接入容量说明参与规模，连续经营的账本才能说明生意做到了哪一步。