五省电价并成一张单，赚钱的换了人

核心结论

1. 10 月 24 日，南方区域电力市场转入正式运行。广东、广西、云南、贵州、海南五省区的煤电、水电、核电、风电、光伏、气电在同一套规则下竞价出清，注册经营主体 29 万家，1 至 9 月累计交易电量近 9000 亿千瓦时，占全网售电量七成以上。
2. 电价确实在往上走。广东 10 月中长期交易综合价 456.78 元/兆瓦时，10 月 12 日日前现货全天均价 512.4 元、晚高峰一度875.62 元。秦皇岛港 5500 大卡动力煤 10 月 10 日报 1003 元/吨，同比涨幅超过 40%。成本与新增负荷同时推了一把。
3. 规则统一动的是价差归属。省间价差的性质从「规则不通」变成「通道不够」，本地调节能力的溢价往上抬。储能的容量电价、现货价差、辅助服务三条现金流在今年依次落地，但能拿到钱的省份与站址都不多。

目录

• 01 五省并成一张单，先动的是价差
• 02 电价在涨，涨的是煤价和负荷
• 03 售电公司先被挤出去
• 04 储能的收入从一条变成三条
• 05 谁在为「可调节」付钱

10 月 24 日上午，广州。南方电网宣布，从 2025 年 6 月开始连续结算试运行的南方区域电力市场，正式转入运行。这一年多里，市场经过清洁能源大发、汛枯急转、超强台风与寒潮高温，没有中断过。五省区过去各有一套交易规则，云南发了多余的水电送不出去，广东缺电买不进来，卡住的不是线路，是规则。现在规则统一了，价格怎么形成、价差归谁，成了新的问题。这篇把这件事拆成两半看：一半是电价走到哪，一半是钱落到谁手上。

01 五省并成一张单，先动的是价差

市场规模先摆在这里。1 至 9 月累计交易电量近 9000 亿千瓦时，占全网售电量七成以上；最大单日出清超过 40 亿千瓦时；新增售电量里有四成由新能源提供；区域新能源利用率保持 95% 以上，新能源已是全网第一大电源。跨经营区交易电量突破 194 亿千瓦时，西南水电送长三角、西北风光送大湾区。

有一处改动容易被忽略。跨经营区通道从单一的电能量交易，升级为「输电容量」的市场化竞价配置，用竞价决定谁能用、用多少。过去通道是计划分配的额度，现在是一张要出价的票。

价差摆在明面上。9 月 28 日至 10 月 4 日那一周，南方区域日前市场日均成交 39.07 亿千瓦时、加权均价 514 元/兆瓦时，实时市场 39.62 亿千瓦时、482 元。分省看，日前均价广东 581 元、贵州 530 元、广西 519 元、云南 419 元、海南 355 元。分电源看，气机 690 元、煤机 544 元、水电 441 元、新能源 383 元。

这组数字的含义在过去和现在不一样。云南 419 元与广东 581 元之间差 162 元，试运行之前，这部分差距主要是省间壁垒造成的，电过不去，价就压着。现在壁垒拆了，价差还在，说明剩下的差价是通道容量与调节能力的稀缺程度。同一条曲线上的两个点，含义已经从行政分割换成了物理拥堵。

✦ 该盯什么

盯省间价差和通道利用率两个数一起动。价差收窄而利用率上升，说明通道在扩容；价差扩大而利用率已满，说明送电能力到了顶，接下来该看谁在本地建调节资源。

02 电价在涨，涨的是煤价和负荷

月度市场先给了信号。广东 10 月中长期交易综合价 456.78 元/兆瓦时，燃煤与燃气机组成交均价分别为 464.28 元、460.58 元。江苏 10 月集中竞价加权均价 395.32 元，环比上涨 50.81 元、涨幅 14.75%，成交电量 54.2 亿千瓦时，环比减少 20.08%。量减价升，卖方议价能力回来了。

成本端的力量很直接。秦皇岛港 5500 大卡动力煤平仓价 10 月 10 日报 1003 元/吨，同比涨幅超过 40%。煤机在日前市场的加权均价 544 元，比新能源的 383 元高出四成，这个价差就是煤耗与排放成本的影子价格。煤价不下来，煤机的报价就下不来，而煤机在晚高峰是边际定价的那一台。

需求端多了一块新东西。1 至 9 月全社会用电量 80734 亿千瓦时、同比增长 3.9%，9 月充换电服务业用电 168 亿千瓦时、增 57.0%，互联网数据服务 98 亿千瓦时、增 35.4%，两项增量合计 86.5 亿千瓦时，占当月全社会用电增量的 79.4%。居民用电 9 月同比降 6.0%，顶上来的是算力与重卡充电，共同点是负荷曲线平、单点容量大。

发电侧的账不好看。2026 年上半年，华能国际、华电国际归母净利润降幅均超过 20%，电价下移是主要压力。思合能源总经理张惠康对上海证券报说，本轮上涨是全国性现象，但区域分化明显，西北这类新能源装机充足、煤炭资源丰富的省份，涨幅明显低于其他区域。

✦ 判断标准

看量价是不是同向。量减价升说明供给紧、卖方强，价格还能往上走一段；量价齐升才是需求真的回来了。10 月的江苏属于前一种。

03 售电公司先被挤出去

价格波动最先压到售电公司身上。这类公司用固定价或浮动价把电卖给工商业用户，再去批发市场买回来，赚两边之间的差。价差稳定时，这是一门靠规模和客户关系赚钱的生意；价差一天能翻几倍时，签了固定价合同的售电公司就在替用户承担波动。

广西这半个月是个样本。10 月 6 日广西日前现货全天均价还在 148 元/兆瓦时，10 月 12 日涨到 522.6 元，六个交易日翻了 3.5 倍。当地一批工商业用户在这期间提出解约，转向电网代理购电。对用户来说，代理购电的价格跟着市场均价走，至少不会一天一个价。

监管在补传导机制。10 月 13 日，江苏电力交易中心印发《2027 年江苏电力零售市场交易工作指引》，把零售套餐的电能量价格改成「批发市场价格加浮动价格，再加 K 分摊乘当月分摊价格」，并用封顶价格机制实现一户一基准。批发端涨多少，零售端按公式传下去，售电公司不能再靠信息差把波动藏在合同里。门槛因此抬高：过去的核心能力是拿客户，现在要加上负荷预测与报价策略。中小售电公司要么变成专业交易商，要么退回去做代理。

✦ 一个提醒

工商业用户今年续签售电合同时，要把浮动条款和封顶机制看清楚。固定价合同在低波动年份省钱，在高波动年份会把售电公司逼到违约，最后受损的还是用电方。

04 储能的收入从一条变成三条

储能今年的制度环境变了三次。2025 年的 136 号文把配储从新能源并网的前置条件里剥离，储能成为独立市场主体；2026 年 1 月的 114 号文首次在国家层面建立电网侧独立储能容量电价，补偿以当地煤电容量电价为基础，结合连续放电时长与顶峰需求确定；发改委随后就《电力现货市场基本规则》征求意见，支持新能源与场站内配储作为联合报价主体参与申报、出清、调用与结算。

三条现金流对应三种能力。容量电价看顶峰能力，折算比例与连续放电时长挂钩；辅助服务看响应速度与精度；现货看报价曲线与预测误差。「每天两充两放」的固定动作不够用了，电站要在容量申报、电量窗口与检修计划之间做取舍：报得越高，容量电费拿得越多，临时不可用的扣减也越重。

账没有算得那么漂亮。上海融和元储总经理施婕对新华网说，一套合理的收益结构应当包含容量电价、电能量市场套利、辅助服务三部分，缺一不可；从她观察到的平均水平看，现货收益占储能整体收益的一半左右是相对合理的比例。她同时提到两个现实：能实现辅助服务收益的省份尚不足 10 个；储能充电需全额缴纳系统运行费，这笔费用自今年 1 月起逐月上涨，行业测算其全国平均水平较此前上涨约一倍。

考核依据也在改。安徽省 10 月 8 日印发的电网侧独立新型储能容量电价通知里，容量电费考核依据从调度下达的指令，改为市场出清曲线或计划曲线，同时完善了设备故障、电网不可抗力等非电站自身因素的豁免情形。谁能拿到钱，看曲线，不看关系。

✦ 怎么用

评估一个储能项目，把三条现金流分开算：容量电价看地方文件有没有落地，现货看当地价差与限价区间，辅助服务看这个省有没有开市场。三条里缺两条，项目的收益就押在单一变量上。

05 谁在为「可调节」付钱

电量这一端正在贬值。新能源的边际成本接近零，装机越多，午间出清价越容易被压到地板。山东是国内光伏装机第二大省，2025 年电力现货市场负电价时长超过 1500 小时，触及价格下限的时长占全年 13%；到 2026 年 8 月底，省内负电价时长累计接近 1200 小时。发出来的电卖不出价，是新能源占比过半之后绕不开的事。

调节这一端在升值。南方电力调度控制中心总经理黄河说，市场转正后会持续打破经营主体的品类边界，电源侧丰富新型主体参与模式，需求侧逐步放开用户规模，调节资源侧容纳新型储能等更多品类参与现货与辅助服务交易。下一步要打通的是电量、调节、环境、容量四维价值。

位置开始变得重要。现货原则上采用节点边际电价出清，站址落在阻塞断面的一侧，充放之间天然有价差；落错了地方，充进来的电和放出去的电可能同价。这条规则对储能选址的影响，比对设备选型的影响更直接。日内调整环节的套利空间也被收窄：D-1 日已确定调用的机组，调整后的报价不得高于确定调用时申报的价格。

需要保留一点不确定。容量电价在各省的补偿标准、时长折算比例与适用范围差异仍然很大，辅助服务的品种与价格还在形成过程中，现在就算出一个全国统一的储能收益率，结论多半站不住。方向大致能确认：区域市场转正把「电量」和「调节」分成了两种商品，前者的价格由煤价与负荷决定，后者的价格由稀缺程度决定。谁手里有可调节的资产、又站在对的位置上，谁就在这张单上多分一份。

核心判断

电价的方向看煤和负荷，价差的归属看规则。

南方区域电力市场转正不会让电价整体上一个台阶，它做的是把五省的价格连成一条曲线，让稀缺在更大的范围里被看见。对发电企业，这意味着报价能力比装机规模更能决定收入；对售电公司，批零之间的缓冲垫被抽走了；对储能，三条现金流各自有了制度出口，但落地程度取决于省份。真正稳定的收益来自可调节能力，而可调节能力只有在价格波动足够大的市场里才卖得上价。

风险提示

来水与气候是南方区域电价最大的外生变量，汛枯急转会同时改变供给与通道可用容量。煤价若继续上行，煤机报价抬升会推高整个市场的中枢，但也会加快需求侧的反应。各地现货限价区间、负价时段规则与容量电价补偿标准仍在调整，跨省比较的基准可能变化。系统运行费的上行会侵蚀储能与用户的收益空间，其分摊规则尚未定型。文中引用的现货价格、加权均价与分省数据为发电侧快报口径，与最终结算数据可能存在差异。

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