过去几十年，电力行业为了支持经济增长，满足电力需求是首要发展目标，电力行业的主要矛盾是供给能力不足，因此发电行业重在规模扩张（圈地盘）。随着经济增长放缓，电力供需已经由不足转为相对过剩，提高效率逐渐成为首要发展目标。因此电力改革，发电环节的有效竞争日益重要。电力侧，尤其拥有大规模火电产能的发电企业，未来发展模式或从“圈地盘”改为“争电量”。
2014年全国电力需求下降，仅增长了3.8%；今年1-6月份全社会用电量同比也仅增长1.3%。相对应的发电设备平均利用小时大幅度下降，其中火电发电利用小时降幅最大，今年1-6月火电发电利用小时为2158小时，7月份有进一步下滑的趋势，近日国家能源局公布7月份全社会用电量同比降了1.3%。如果电力需求没有尽快回升，简单计算可得今年火电发电利用小时应该不会超过4300小时。我国火电系统先进高效，发电利用小时比较正常应该是5300小时以上，从这个意义上说，应该有20%的过剩。
另一方面，2012年以前电力增长速度一直比较快，事实上，2013年全社会用电量还增长了7.5%，和GDP大致是一比一的关系，相对应电力需求预测很高，所以当时电源规划也做得比较高。因此目前虽然电力过剩，火电装机还在大幅度增长，在建的火电项目也还比较多，今年1-6月火电投入运营2343万千瓦，据说火电在建规模还有7686万千瓦。因此，即使已经明显的火电产能过剩，今明两年还会有比较多的火电项目建成并形成产能。
对于火电装机而言，雪上加霜的是还将受到清洁能源的挤压。为了满足政府到2020年清洁能源占能源消费总量的15%的目标，近几年清洁能源的发展脚步不会停下来。风电、太阳能、水电、核电的装机还是会比较大幅度增长，由于政府将采用清洁能源优先发电和优先购电权，火电的发电量将受到挤压。
火电提供的电量占据我国总用电量的75%以上，目前火电利用小时数的确说明电力已经有比较多的过剩，除非对今后的电力需求非常乐观，发电企业不可能再像以前那样追求火电项目，相应项目投资会减缓，火电“圈地盘”的兴趣将大打折扣。
近两年发电企业业绩很好，主要原因是煤炭价格持续下降，而且下降的速度超过电量下行的幅度。从2012年5月份开始，环渤海动力煤价格指数5500大卡综合平均价格从每吨787元持续下降至2015年7月的每吨417元，给火电装机为主的发电企业提供了很好的盈利空间。目前煤价疲弱依然，似乎没有走高迹象，如果电量没有进一步下降，而且上网电价没有很快下调，发电企业下半年盈利应该不用担心。
但是，煤炭行业也有成本底线，煤价进一步大幅度下跌的空间应该不大了。而且按照煤炭联动机制的要求，电价可能需要相应下调。此外，政府可能也会考虑减低电价来支持实体经济。所以如果电量没有很快大幅度回升，电力行业明后年盈利增长将减缓。
因此，电力需求低迷可能成为今后发电企业经营业绩的重要约束。如果短期内社会用电量增速无法显著提升，单个发电企业的发电量多寡将决定其盈利空间，“争电量”对于发电企业显得日益重要。
发电企业如何“争电量”？在过去计划调度的背景下，电量基本上采取平均计划调度，因此，“争电量”现实中难以进行。最近的电力体制改革方案（9号文）提出放开计划调度电量和放开售电侧，允许发电企业参与售电。据说发改委有望于近期发布电改五个配套文件，其中就包括《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》两个文件。放开发用电计划为发电企业“争电量”提供了可行性，而售电侧放开则为发电企业提供了自己卖电的可能性。
因此，对于目前的发电企业而言，电力改革最大的利好是放开售电侧和计划电量管制，而且这个蛋糕不小。目前在深圳市试点实施新电价机制，2015至2017年深圳市电网输配电价比2014年每千瓦时下降1分多钱。初略计算，2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，即便每千瓦时有1分钱的空间，就意味着超过500亿元的市场。在目前电力增长缓慢、电力产能过剩的背景下，电力改革对发电企业非常有吸引力。
电改方案一旦实施，发电企业也将面临不同的运营环境，以前由于其生产和销售上在很大程度受到电网企业制约，但下游风险向其传播的渠道也在一定程度上被拦截，除自身的经营风险因素外，其所面对的产业链风险更多来自于上游企业(如煤炭价格和煤炭产能)。电力改革以后，发电企业的生产经营除了自身因素和上游的风险因素之外，还将受到下游关联企业的影响，任何影响下游企业的风险因素都会直接影响到发电企业的电量销售。
所以，激烈竞争将不可避免，低成本发电和更强的销售将获得竞争优势。发电企业将出现分化，环保高效的机组将得到更大的电量空间，发电企业的核心竞争力塑造也将带来挑战和风险，需要其改变之前“靠政府”的习惯，改为“跑客户”和“跟市场”，通过向客户提供更优质的服务和产品，以市场竞争力来获得发展空间。
“争电量”仅仅是今后几年电力行业发展的一个侧面。重要的是，电力行业需要考虑如何在能源发展“新常态”下着眼长远发展，以及如何顺应经济社会和能源发展形势要求，改变经营模式。根据最近可再生能源发电的建设和投资数据，可以明显看出发电企业的确在转变发展方向，清洁能源和智能电力(互联网)是有效的发展契机。
林伯强：电力未来将变 “圈地盘”为“争电量”
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本文介绍了昆明电力交易中心发布的《分布式电源如何办理云南电力市场注册入市（2026版）》政策指南的核心内容。该指南面向分布式光伏、分散式风电等分布式电源主体，系统梳理了其参与云南电力市场的准入条件、注册流程与关键环节。主要内容包括：明确分布式电源入市的电压等级、装机容量及技术标准等基本门槛；细化从注册申请、资料提交、系统接入、交易权限开通到正式参与交易的全流程步骤；强调需通过昆明电力交易平台完成信息填报、资质审核与合同签署；并提示相关时间节点、材料清单及常见问题应对方式。该指南旨在提升分布式电源入市的规范性与便捷性，助力新型能源主体公平、高效参与市场化交易。（198字）
上海电力于2026年10月14日发布前三季度发电运营数据。2026年1—9月，公司合并口径发电量为585.56亿千瓦时，同比下降2.68%；上网电量566.07亿千瓦时，同比下降1.78%；上网电价均价（含税）为0.54元/千瓦时。分电源类型看，煤电与气电发电量小幅下降，风电微增0.17%，光伏略有下滑；同期，公司控股装机容量达2978.76万千瓦，其中清洁能源（风电、光伏、气电）合计占比60.23%，煤电占比39.77%。数据显示，公司在持续推进能源结构优化，清洁能源装机已超半壁江山。
国家能源局于10月12日召开2026年第三次能源监管工作例会，总结三季度监管成效，部署四季度重点任务。会议指出，各监管机构围绕迎峰度夏能源保供、全国统一电力市场建设、供电质量提升等核心任务扎实推进，取得阶段性成果。当前进入年度冲刺阶段，须锚定目标、压实责任，持续补短板、强弱项：加快完善统一电力市场体系，强化市场监管执法；提早谋划迎峰度冬保供，加强供需监测与新能源消纳机制建设；深化电力领域综合监管成果运用；加大“获得电力”政策落实力度，推进供电质量提升和非电网直供电小区治理；同时严格落实全面从严治党要求，巩固正确政绩观教育成果。会议还组织了政策宣讲和地方监管机构经验交流。
龙源电力于2026年10月9日发布运营数据公告：2026年9月单月完成发电量567万兆瓦时，同比增长7.08%，其中风电发电量增长3.20%，太阳能发电量大幅增长20.21%。但1—9月累计发电量为5625万兆瓦时，同比微降0.52%；分电源类型看，风电累计发电量下降4.97%，而太阳能发电量保持较快增长，达19.29%。同期，公司2026年中期业绩显示实现营业收入146.42亿元，归属于母公司股东的净利润为23.93亿元。整体反映出公司当月发电表现强劲，结构持续优化，光伏贡献显著提升，但年初以来累计发电量受风电阶段性承压影响略有下滑。
本文介绍了虚拟电厂平台服务商迎来规模化商用关键窗口期的行业背景与发展趋势，并以阳光慧碳为典型案例，系统阐述其技术路径与商业实践。在国家密集出台虚拟电厂顶层设计（如2027年调节能力达2000万千瓦等目标）及多地政策加速落地的推动下，行业竞争重心正从“建平台”转向“运营好、赚到钱”。阳光慧碳依托阳光电源全产业链支撑，以自研iCarbon能碳平台为底座，构建覆盖AI高精度预测（发电预测≥95%）、秒级智能调度、软硬深度耦合、电力交易与碳管理协同的全栈能力体系，已在安徽、江苏、山东等地落地百兆瓦级项目，验证了峰谷套利、需求响应、辅助服务、绿电绿证等多元收益模式。凭借技术实力、规模化落地数据及多项权威认证与标准参与，阳光慧碳成为兼具技术深度与商业可行性的行业领跑者。（198字）
“电算师”是由法拉第能源科技（上海）有限公司推出的面向售电公司与用电企业的新一代经营决策系统，旨在应对电力市场化改革深化背景下行业从“赚价差”向“管风险”“做灵活性”的转型需求。平台以负荷、电价、持仓、套餐、响应五大环节为核心，构建“看得清、签得下、调得动”三条能力主线，形成预测—策略—执行—复盘的完整经营闭环。其核心能力涵盖可定制化负荷与电价预测、内部需求响应调度、自定义零售套餐设计，并贯通零售侧全流程、多品种电力交易及绿电采购全周期。平台助力售电公司实现经验沉淀与组织能力建设，赋能用电企业将分散的灵活资源转化为可变现收益，强调数据真实、操作可溯、权责清晰，致力于提升电力经营的智能化、系统化与可持续性。（198字）
桂冠电力于2026年10月8日发布前三季度发电量公告：截至9月30日，公司直属及控股电厂累计发电量达369.70亿千瓦时，同比增长16.08%。其中水电贡献最大，达329.72亿千瓦时，增长17.10%，主要受益于红水河流域来水同比偏多约一成；新能源表现突出，风电和光伏分别完成17.17亿千瓦时和15.38亿千瓦时，增速达16.88%和27.11%，反映装机规模持续扩大；火电则完成7.43亿千瓦时，同比下降26.58%，主因广西火电利用小时大幅下滑，受全区装机总量增长及新能源占比提升带来的挤压效应影响。
2026年9月，澳大利亚国家电力市场（NEM）公用事业规模可再生能源发电量达5.44TWh，同比增长7%，主要由大型光伏项目驱动。新南威尔士州、昆士兰州和维多利亚州公用光伏月发电量均创历史新高；维多利亚州风电与光伏合计发电量居各州之首（1.52TWh）。光伏电站平均容量系数达35%，风电则呈现区域分化——西澳Flat Rocks项目以55%领先，但全国风电总发电量同比微降86GWh。弃电率方面，光伏降至22%（同比改善），风电稳定在13%；现货电价普遍低迷，仅西澳市场显著走高。同期，多个大型风光储项目完成融资，包括西澳两处风电场及昆士兰、南澳的电池储能项目。全年新增并网容量达9.1GW，投资与装机数据均刷新历史纪录。
2026年1—8月，全国电力市场交易电量达51800亿千瓦时，同比增长19.2%。其中，省内交易电量40264亿千瓦时，增速达21.5%；跨省跨区交易电量11536亿千瓦时，增长12.1%。交易结构以中长期为主，达46173亿千瓦时；现货交易为5627亿千瓦时。绿色电力交易电量2182亿千瓦时，同比增长6.1%；电网企业市场化代理购电电量为5638亿千瓦时。单看8月数据，当月交易电量7548亿千瓦时，同比增长15.2%，省内与跨省跨区交易分别增长16.0%和11.4%，绿电交易264亿千瓦时，增长7.7%。整体呈现市场规模持续扩大、省内交易主导、绿电稳步增长的特征。
山东电力近日发布2026年8月新能源电力市场结算参考价。数据显示，当月光伏结算参考价为0.306元/千瓦时，环比大幅上涨48%，实现连续四个月上涨；而风电结算参考价为0.358元/千瓦时，环比微降0.15%。从累计数据看，1至8月光伏结算加权均价为131.77525元/兆瓦时（即0.13177525元/千瓦时），风电为305.5075元/兆瓦时（即0.3055075元/千瓦时）。该信息源自山东电力发布的8月电力市场“明白纸”，旨在向市场主体提供透明、可预期的新能源电价参考依据，反映当前省内光伏与风电在电力市场中的差异化价格走势。
在“双碳”目标与全国统一电力市场建设背景下，企业绿色能源管理已从单一购电扩展为涵盖绿电采购、绿证合规、碳排放核算与国际低碳认证的系统性工程。文章以协鑫能科（002015.SZ）为例，介绍其作为全国性综合能源服务商的核心能力：覆盖23个省市的售电网络、年交易电量超500亿千瓦时；具备绿电—绿证—碳资产一体化闭环服务能力，2025—2026年绿电及绿证交易规模持续扩大；拥有三大电网虚拟电厂资质及多项一级行业认证；依托AI驱动的“聚星AIVP”平台实现智能负荷预测与交易策略优化；并提供从市场准入、绿证核销到零碳园区建设、CBAM应对的全周期“鑫零碳”解决方案，助力区域企业实现绿色用能与系统降碳。
