发电量暴增68%反而亏损，桂冠电力3.27亿利润蒸发，财报揭开真相

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当桂冠电力2023年第三季度财报呈现出“营业收入同比增长26%、净利润却因特殊成本项减少3.27亿元”的反差局面时，市场普遍感到困惑：发电量较上年同期飙升68%，且实现全周期“零弃水”，为何盈利反而缩水？

谜底深植于“不平衡电费”这一伴随电力市场化进程而生的专业概念之中。它如同一面透明棱镜，折射出传统发电企业从计划体制迈向市场竞争过程中难以避免的转型阵痛。

这种财务压力并非个案。自2025年6月南方区域电力现货市场启动连续结算试运行以来，广西电网出具的一份结算清单，使包括桂冠电力在内的多家水电运营商首次直面双轨制运行下的经济冲击。

具体而言，若电网调度预测需调用100亿千瓦时作为保障性供电，实际消费仅为90亿千瓦时，则剩余10亿千瓦时只能以远低于成本的价格出售，由此产生的价差形成“不平衡电费”，并由发电商共同承担。

这类似于餐饮企业在高峰时段按预期备足食材，但客流未达预期，导致大量原材料浪费，最终损失由餐厅自行消化。在丰水季节，发电越多，潜在亏损风险反而越高。此类机制冲突的背后，正是电力体制改革迈入关键阶段的真实写照。

我国正加速告别过去“统购统销、政府定价”的旧有模式，全面转向具备价格弹性、供需联动的现代市场体系。2025年“1+6”电力市场基础规则正式落地，标志着全国范围内的交易制度实现了统一规范与技术对接。

一组数据清晰揭示了变革深度：2024年，全国通过市场化方式完成的电量占比已达62.7%，超过81.6万家市场主体进入电力交易平台参与竞价与调度，曾经依赖政府核定电价和固定利用小时数的稳定经营模式已彻底终结。

广西则创新推出“存量保底收益+增量参与竞价”的混合机制，对既有电源项目保留一定比例的保障性电价支持，而新增发电能力则须将20%的电量投入现货市场进行竞争配置，倒逼企业提升市场响应能力与经营灵活性。

在全国层面，电力现货市场的建设步伐持续加快，目前已构建起“7个地区正式运行+6个区域开展连续结算试运行+12个省份实施长周期试运行”的多层次格局。蒙西电力市场中新能源装机占比高达37%，电价可在极端情况下从每千瓦时9元跃升至742元；浙江采用每5分钟滚动出清的高频交易机制，实现电力资源配置与实时负荷高度匹配。

这些实践既释放了市场活力，也暴露出新体系中的结构性挑战：新能源出力波动性强、跨省交易存在壁垒、用户侧参与度偏低等问题频现，“不平衡”已成为常态现象。发电企业的盈利逻辑正从“多发即多收”转向“精准预测+精细运营”。

面对深刻变局，延续传统路径只会陷入被动境地。桂冠电力所采取的应对策略具有典型意义。短期内，公司积极与监管机构沟通协调，建议科学调整保障性用电规模，并优化市场化结算电价机制，体现了在现有框架内寻求缓解压力的务实态度。

从中长期视角看，其提出“由单一电力生产商向综合能源服务供应商转型”的战略方向，恰是行业进化的主流趋势。例如国电电力依托“绿色低碳发展+市场化运作”双轮驱动稳固盈利能力；长江电力通过梯级水库联合调度与长期协议锁定80%以上电量收益，显示出卓越的资源整合与风险管理能力。如今，衡量发电企业竞争力的核心指标不再是装机容量大小，而是市场预判力、风险对冲手段以及技术创新水平。

在转型升级的过程中，一系列新兴赛道正在快速崛起。碳资产管理与绿电交易逐步成为重要的利润来源——随着全国碳排放权交易体系日趋完善，清洁能源所蕴含的环境价值正逐步实现货币化变现；数字化工具的应用使得能源服务更加智能高效，AI算法可动态优化机组出力曲线，在现货市场捕捉高价成交窗口；储能系统与虚拟电厂更成为调节电网平衡的关键力量。广西部署的构网型储能项目已实现约0.5元/千瓦时的套利空间；虚拟电厂通过聚合分布式资源提供调频、备用等辅助服务，扮演着电网“柔性调节器”的角色。

上述新兴领域正在重构整个电力行业的价值分配逻辑。桂冠电力因不平衡电费导致的3.27亿元利润下滑，本质上是一次深刻的转型催化剂。

在“双碳”目标与电力市场化改革双重推动下，行业竞争维度已由过去的“拼装机容量”全面升级为“拼策略设计、拼技术应用、拼服务能力”的综合较量。

对于所有发电主体而言，转型过程中的阵痛虽不可避免，但变革方向不可逆转。无论是优化电源结构布局、建立“现货+中长期合约”组合交易策略，还是深入拓展综合能源服务、挖掘碳资产潜在价值，根本目标都是摆脱对计划体制的路径依赖，真正成长为精通市场规则、擅长资本运作与客户服务的现代化“能源服务商”。

电力市场化改革绝非一场短程冲刺，而是一场考验战略定力与应变智慧的持久马拉松。唯有那些能够迅速理解规则变化、主动布局未来的企业，方能在新一轮电力格局重塑中赢得先机。

毕竟，在时代浪潮席卷之下，唯有顺势而动、自我革新，才能将改革带来的短期压力转化为可持续发展的强劲动能，在能源革命的历史洪流中破浪前行。