售电生死劫：两广售电亏损背后

两广地区售电企业集体亏损， 本质上是电力市场化改革进入深水区的一次集中阵痛。

文 | 本刊记者 范珊珊

2026年，售电行业正经历2015年电力体制改革以来最为严峻的生存考验。

2026年9月30日，国能、华润、大唐、华能、华电、中广核、中电、国开、国电投9家央企下属售电公司联合向广西壮族自治区人民政府递交《关于请求采取紧急措施防范广西电力市场系统性风险的请示》。其措辞异常沉重：“广西售电行业正面临电力市场化改革推进以来最为严峻的生存危机。”

两广陷巨亏

文件披露的数据揭示了问题的严重程度：2026年1至8月，广西售电行业累计亏损超20亿元，9月单月预计亏损超10亿元，全年亏损或将突破50亿元，头部单个售电公司年亏损超10亿元，亏损额是注册资本的5倍。

这已是广西售电行业今年第二次集体告急。早在4月，多家民营售电公司即联名发出《关于广西售电市场风险的紧急呼吁函》，直言行业已走到生死临界点。5月，广西电力交易中心发文宣布限制规则对售电公司暂缓执行，适用期至年底。广西由此成为全国唯一被迫暂停执行限利令的省份。然而，缓冲措施未能触及根本，短短五个月后，行业困境进一步加剧。

隔壁的广东省类似的现象尤为突出。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500家参与零售交易的售电公司中，298家累计亏损，亏损面达59.6%，接近六成。全行业平均1千瓦时电获利仅0.0039元，即每售出1千瓦时电获利3.9元。同期广东全社会用电量4714.8亿千瓦时，同比增长8.8%，最高负荷达1.74亿千瓦，增长13.7%。

用电需求持续增长，售电环节却普遍亏损。这一反差本身即说明问题并非出在需求端。行业内部的剧烈分化同样值得关注。

32家发电背景的售电公司1千瓦时电获利约6.6厘，而占比超过九成的456家独立售电公司1千瓦时电获利仅0.2厘。按年售电量1亿千瓦时测算，全年利润仅2万元。对比2025年上半年独立售电公司度电获利3.22分的水平，一年时间利润蒸发99%以上，几乎归零。

亏损之外，合同履约纠纷亦在集中爆发。8月25日，广东出现工商业用户起诉售电企业的合同履约诉讼；行业内催款通知、律师函频发，各类矛盾不断暴露。10月16日，广东电力交易中心发布《关于加强协商稳妥有序应对电力市场运行风险的提醒》，支持合同双方按照“自主自愿、诚信公允”的原则，对年内未交割的合同进行友好协商，通过变更合同或签订补充协议方式合理调整签约价格。

值得关注的是，在这一轮合同纠纷中，场外返利、“阴阳合同”问题集中浮出水面，成为矛盾爆发的焦点之一。依据广东电力中长期交易规则，燃煤年度长协电价以0.453元/千瓦时为基准，允许上下浮动20%，场内合规签约的最低限价为0.3624元/千瓦时。

同时，规则要求经营主体年度、多月、月度中长期成交电量之和与后续中长期成交电量之和的较小值不得低于90%，不足部分将面临偏差考核。严格规定签约比例与价格下限，其政策初衷在于防止售电领域恶性竞争，同时保障发电企业的合理利润空间。

然而，2025年广东电力现货市场均价仅为0.317元/千瓦时左右，显著低于0.372元/千瓦时的场内签约下限。若严格按场内规则签约，售电公司以0.372元/千瓦时购入中长期电量、再以市场化价格售予用户，本身即缺乏价差空间。

为了抢占市场，发电企业与售电公司“创造”出了场外返利模式：线上合同按0.372元/千瓦时的合规下限签订，线下另立补充协议，由发电企业向售电公司支付返利，售电公司再将其中大部分传导至终端用户。

电费补贴由此成为游离于电力市场监管之外的竞争手段。各家返利金额不一，返利高者往往能争得更多市场份额。以2026年8月25日广东佛山公开审理的一起售电返利纠纷案件为例，作为被告的售电公司曾承诺给用户的电价补贴为0.068元/千瓦时，即实际电价可较中长期合约降低18.3%。

这一模式的风险在2026年初已引起监管关注。广东电力交易中心连发多封警示函，要求电力用户警惕场外交易风险，明确禁止以“阴阳合同”、线下返利等方式规避监管。然而，部分发电企业与售电公司仅在2026年初兑现了部分返利。

随着4月起广东现货价格暴涨，日前均价从310元/兆瓦时飙升至678元/兆瓦时，发电企业成本大幅抬升，后续返利难以为继。返利链条的断裂迅速引发连锁纠纷：售电公司无法从电厂获得返利款项，自然无力向用户兑付补贴；用户则依据线下协议主张权利，诉诸司法途径。

在上述佛山场外返利诉讼案中，作为被告的售电公司往往以场外合同不具法律效力、是“阴阳合同”为由进行抗辩，主张应认定线下合同无效，以线上备案合同为结算依据。同时提出，该补贴条款使原告实际支付电价低于0.372元/千瓦时的硬性下限，规避政府价格管制，应属无效。原告则主张合同系双方真实意思表示，合法有效；线上备案合同仅用于交易中心电费结算，交易中心亦无权否认线下合同效力。

这起诉讼的走向尚待司法裁决，但其揭示的问题已足够清晰：当合规价格下限与市场实际价格水平之间出现显著偏离，市场主体便具有绕开监管的动力；而一旦外部条件逆转，灰色协议的履约基础不复存在，风险便沿着“发电企业—售电公司—电力用户”的链条逐级传导，最终以诉讼形式集中释放。

事实上，这套游走在规则之外的交易方式，不仅让部分售电公司陷入了官司泥潭，而且在宏观层面上加速了整个行业的优胜劣汰。放眼全国，在现货价格剧烈波动与批零倒挂的双重挤压下，售电行业的洗牌早已拉开帷幕。

2025年全年，全国注销的售电公司超过3200家，约占全行业三分之一。2026年开年仅两个月，江苏、山东、山西、广东、冀北等地又有360余家被注销业务或退出区域市场。2026年前7个月，全国已有超400家售电公司通过自愿退出、强制清退等方式离场。

批零倒挂

这场危机的核心矛盾，集中体 现为批零倒挂。售电公司从批发市场购电的成本已高于其向终端用户售电的零售价格，售电量越大亏损越严重。

售电公司的核心盈利逻辑本是赚取购销价差，即低价从电厂批发市场购电，再以市场化价格售予工商业用户。但2026年以来，在多重外部因素冲击之下，其稳定的价差体系被彻底打破。

2026年2月起，受美伊冲突带来的国际地缘冲突影响，煤炭、天然气采购成本大幅上涨，火电发电成本抬升；叠加广东外贸订单回流拉动用电需求、新能源出力波动、机组集中检修等多重因素，电力现货价格大幅冲高。

3至7月现货电价持续高位运行。4月广东电力市场经历了一轮价格飙升，现货日前均价从310元/兆瓦时升至678元/兆瓦时，涨幅超过118%，实时市场部分单日均价突破0.975元/千瓦时。售电公司2025年底签订的年度长协均价约372.14元/兆瓦时，与日前均价之间的价差高达306元/兆瓦时。

广西的情况同样严峻。1月日前现货均价0.284元/千瓦时，4月日前现货均价达到了0.368元/千瓦时；9月均价进一步飙升至0.395元/千瓦时，最高甚至冲至0.633元。四季度，广西区域电网线路升级改造、核电及煤电机组大面积配合停运检修，预计现货价格进一步走高，可能突破0.5元/千瓦时。

然而，成本端上行只是外因，更深层的问题在于售电公司对市场走势的严重误判。即便操作模式不同（广西为直接低价签约，广东为场外返利），广东与广西的售电公司彼时对2026年电力现货市场的预判却是一致的——均认为电力现货价格将进一步下降。其判断依据包括：2023至2025年国际国内一次能源价格不断下行；国内新能源装机比例不断提高、风光发电边际成本极低等。售电行业由此形成“现货电价会越来越便宜”的预期。

在这一预期驱动下，售电公司普遍采取激进策略。在广西，售电公司与上游电厂的中长期签约均价为0.337元/千瓦时，但在争夺下游客户时众多售电公司与电力用户的一口价签约均价仅为0.26元/千瓦时，比中长期采购合约均价低了约23%。有售电公司甚至以更低的价格锁定客户。中长期合同覆盖部分虽处于亏损，但其赌的是用户用电量将超过中长期覆盖部分，超出部分从现货市场购入，只要现货价格足够低整体成本即可摊薄。

2025年底，不少广西售电公司预判2026年广西全年现货均价可能低至0.16元/千瓦时。如果这一判断如期实现，售电公司即使手握0.26元/千瓦时的一口价合同，仍可获取极其丰厚的利润。合同签订之际，售电公司实质上已成为电力市场的对赌方。

价格走势并未如预期发展。广西电力现货市场试运行时间短，过去几年现货价格长期低位运行，使全行业形成“低价是常态”的认知惯性。

然而，随着电力供需形势发生反转，批发—零售价格无法传导，批零价差持续倒挂不断扩大，从现货市场购电卖给用户度电最大亏损已超过0.373元/千瓦时(9月30日广西现货均价高达0.633元/千瓦时),部分规模较大售电公司单月亏损突破1.3亿元。

在一售电公司人士看来，不止广西，许多售电公司将售电业务做成依赖价格走势的投机生意，风控能力与对冲工具几乎为零。年初普遍赌电价下行、竞相低价签约，如今赌错方向，全行业陷入被动。

风险信号并非没有出现。2025年11月，广西电力交易中心发布风险提示（2025年8号），明确警告部分售电公司可能以“超低价”“一口价”等不符合市场常理的报价诱导签约，一旦2026年市场电价上涨，极易因亏损导致资金链断裂。但市场并未充分重视。

这场集体亏损，本质上是电力市场化改革进入深水区的一次集中阵痛。发电端市场化程度不断提高，煤价上涨、电价随之上行，成本可顺向传导；但零售端价格传导机制始终未能真正打通，用户习惯于固定电价，售电公司夹在中间，成为唯一的风险承接者。成本端是市场的，价格端是合同的，发电侧随行就市，售电侧作茧自缚，所有风险积压于售电环节，一旦供需反转、价格异动，便形成系统性风险。

广西作为长期的水电输出省份，电价常年偏低，市场形成根深蒂固的低价惯性；本地无大型煤炭产能，火电用煤全部依赖外调，运输成本本就高于沿海省份，煤价上涨的冲击被成倍放大。

过去几年，低价竞争是行业公开的秘密。为抢占市场份额，不少公司无视风险底线，报出远低于合理成本的价格，本质上是在赌电价不会上涨。赌对则利润落袋，赌错则集体寻求政府兜底。若每次遇到市场波动均依赖行政干预托底，市场化改革的意义将无从体现。

另外，电力并非普通商品。它关系到工业生产成本，关系到千家万户的民生。完全放任价格大起大落，既不现实。也不可行。其尺度的拿捏，考验着监管的智慧。

售电公司的转型

面对行业困局，广西9家央企提出四项诉求：暂缓9月市场结算、启动批零价格传导机制、理顺新能源机制电量结算、允许与用户有序解约。其核心是请求临时调整规则，以缓解当前压力。但即便此次危机得到妥善处置，整个售电市场仍需回答几个根本性问题：价格如何传导？风险如何分担？退出如何承接？

价格传导方面，批发端中长期合同锁定进货价，零售端大量一口价合同锁定出货价，加之多地出台的限制令只限盈不限亏，中间缺乏通畅的传导通道，倒挂现象将反复出现。

风险分担方面，当前风险几乎全部压在售电公司身上，且缺乏对冲工具，企业无法通过市场化手段对冲现货价格波动风险，所有价格风险均需自身承担。

退出承接方面，售电公司退市后用户将被划入“保底售电”，电价很可能大幅上涨，用电端难以承受。

政策层面已在推动转型。国务院办公厅印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）明确提出“加强售电公司规范管理，引导售电公司向综合能源服务商转型升级”。广东电力交易中心亦在会同广东中调及有关单位研究2027年广东电力市场安排事宜，部分市场关键机制和参数可能进行较大调整优化，并提醒各经营主体开展2027年交易协商时“审慎理性评估明年的市场边界”。

售电公司危机暴露的是一个更根本的问题：单纯从事购售电业务的售电公司，商业模式本身已经走到了尽头。

在上述售电公司人士看来，打通批零价格传导的堵点，不应继续让售电公司充当缓冲垫，而应让终端用户真正参与到价格波动中来。扩大峰谷电价、浮动电价的覆盖范围，使价格信号真实反映供需关系。用户亦需转变观念。世界上没有永远的低价电，享受市场化的好处，就要承担市场化的风险。

当前售电公司风险管理手段单一，中长期合同占比不足，电力期货、期权等金融工具缺位，企业缺乏有效的风险对冲手段。必须加快衍生品市场建设，为企业提供对冲风险的场所和工具。

2026年上半年约九成市场电量通过中长期合约提前覆盖，有效稳定了价格预期，市场机制本身在进化，中长期合约的“压舱石”作用在增强。随着市场规则的逐步完善，那些仅依赖“一口价”合同、缺乏风险对冲能力的售电公司，将不再具备投机空间。

处在中间的售电公司必须彻底转型。依靠信息差和赚取差价的时代已经结束。未来的售电公司应定位为综合能源服务商，为用户提供节能改造、需求响应管理、分布式能源开发等服务，要依靠专业能力获取收益而非依赖赌价格走势。

对当前亏损的独立售电公司而言，从“价差套利”转向“综合能源服务”，所隔的并非一纸政策文件，而是交易能力、风控体系、客户服务能力等一系列核心能力的系统性重建。这些能力难以在短期内通过资金投入快速形成。

“潮水退去，今年很多售电企业退出了，未来用电客户会更加考虑售电公司的行业信用，不会一味追求低价。”一家广东国有售电公司人士对记者称。