來源：第一財經

2026.05.14

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作者 | 第一財經 林春挺

對于在電力市場里摸爬滾打多年的王鶴而言，今年春天格外難熬。談及公司一季度在廣西的售電經營情況，他向第一財經記者直搖頭：一季度虧損了一兩百萬元。

王鶴的公司并非虧損最多的一家。第一財經記者獨家獲得的權威數據顯示，2026年一季度，廣西146家售電公司收入合計為-6.45億元，相當于平均每家公司虧損442萬元。虧損的直接原因，是電力批發與零售價格的嚴重倒掛——售電公司從批發市場購入電量的價格，高于其賣給終端用戶的零售價格，結果是“賣一度電，虧一度電”。這一現象在廣東、廣西、云南、貴州、海南的南方五省份，以及安徽等省份均有出現。

受訪者介紹，目前，售電行業深陷困局受雙重現實壓力裹挾：一方面電力現貨市場價格波動幅度遠超行業年初預期；另一方面，大量售電公司為搶占市場份額，簽約年度零售合同時盲目壓低電價，忽視電價大幅波動的潛在風險。

而深入來看，多地售電企業出現虧損潮既有天然氣、煤炭等一次能源價格上漲、用電負荷攀升等客觀因素推高批發電價的原因，也有售電公司自身“豪賭”電價不會上漲的主觀誤判，還有市場規則尚不完善的制度性短板。

2025年12月9日，廣西賀州，華潤賀州電廠兩臺百萬千瓦級超超臨界燃煤發電機組高效運轉。 視覺中國圖

“失算”

售電市場是電力市場的重要組成部分，是中國2015年啟動的第二次電力體制改革的產物。由國家能源局市場監管司指導電力規劃設計總院編制的《2024年度中國電力市場發展報告》顯示，2024年全國售電公司4400多家。

2016年，王鶴開始在廣東從事售電業務。10年后，他決定到廣西“試試水”，因為這是廣西啟動電力現貨市場交易的第二年，也是售電公司參與電力現貨交易的第二年。

電力交易分為中長期交易與現貨交易兩大模式：中長期交易由市場主體簽訂年、季、月度合同，提前鎖定未來電量、電價及履約規則；現貨交易依托電力交易平臺，開展日前、日內至實時調度的短期電力集中競價交易。按照廣西電力市場規則，售電公司年度交易電量中，中長期合約與現貨采購電量各占50%。

“一開始就虧了。”王鶴向記者介紹，年初他們從電廠買電的價格是0.32元/千瓦時（俗稱“度”），然后用全年0.26元/千瓦時的“一口價”賣給用戶，相當于每度電虧6分錢。怎么辦？只能指望現貨市場便宜，用那邊賺的錢來補這邊的窟窿。按5：5的配比算，現貨電價必須低于0.20元/千瓦時，公司才能保本。

售電公司的盈利模式是，以盡可能低的成本從電廠采購電量，再以合理價格售予工商業用戶，賺取購銷差價。多年來，為搶占市場份額，不少售電公司在交易中壓低售電價格，行業陷入普遍性低價內卷。以廣西為例，記者了解到，今年，有的售電公司賣給用戶的價格甚至低到了0.219元/千瓦時。

這種策略被業內稱為“豪賭”。王鶴他們賭的是：今年廣西現貨電價會很低，大概0.09元/千瓦時。他以公司為例算了一筆賬——從電廠買到的中長期電量價格為0.32元/千瓦時，如現貨電量價格0.09元/千瓦時，則綜合成本為0.205元/千瓦時。公司按全年0.26元/千瓦時的價格賣給客戶，每度電能賺0.055元，也就是5分5厘。以此計算，一家中等規模的售電公司，一年交易量上億度電，1億度就可賺550萬元。

不過，這種價差利潤目前已被政策鎖死。2024年以來，全國多地已在政策上均對售電公司度電利潤進行設限，其中廣西對售電公司度電利潤設置的上限是0.008232元/千瓦時，超出利潤上限部分，則由售電公司與用戶按1：9比例分享。但即便如此，今年廣西現貨電價真如王鶴他們預測的0.09元/千瓦時，公司依舊有錢賺。一家年售電量為1億度的售電公司，可以賺到129萬元。

但現實并非如他們所料。

以4月1日至23日為例，廣西現貨日前均價高達0.382元/千瓦時，不僅遠超行業此前0.09元/千瓦時的低位預期，也較售電公司實現整體盈利所需的0.20元/千瓦時現貨臨界保本價高出0.182元/千瓦時，徹底擊穿了行業年初既定的盈利測算模型。

事實上，廣西一季度現貨電價就已持續高于保本線。數據顯示，1至3月廣西現貨日前均價分別為0.284元、0.238元、0.270元/千瓦時，實時均價分別為0.268元、0.214元、0.263元/千瓦時，整個一季度，市場現貨電價始終高出售電公司實現整體盈利所需的0.20元/千瓦時現貨臨界保本價。

記者獲得的2026年一季度廣西電力市場交易信息顯示：截至2026年3月底，廣西共有售電公司277家，其中，參與批發交易的售電公司有146家，售電收入合計為-6.45億元，平均度電售電收入-0.23420元/千瓦時。也就是說，售電公司每賣出一度電，平均虧2分3厘多，平均每家虧損近442萬元。

2025年廣西售電行業全年總收入僅9.07億元，今年一季度虧損額已占到去年全年行業收入的71%。有售電企業負責人直言，即便后續月份市場回暖實現盈利，也很難抹平一季度留下的虧損缺口。

何以至此

4月23日，作為南方區域電力交易平臺的廣州電力交易中心發布的信息顯示，4月以來，受國際局勢影響，天然氣等一次能源價格上漲，疊加氣溫升高、負荷增長、新能源出力波動、電網及機組檢修等多重因素影響，南方區域電力現貨市場出現階段性高電價情況。4月1日至23日，南方區域現貨日前均價達0.468元/千瓦時，較3月上漲38%，其中廣東、廣西、云南、貴州、海南分別為0.533、0.382、0.399、0.356、0.493元/千瓦時。

行業數據顯示，與廣西相比，廣東等地現貨電價漲幅更大，但售電公司的虧損幅度相對較小，這是為何？

廣州電力交易中心4月23日發布的消息指出，近期的現貨市場價格走高引發了一些新情況，市場監測到廣西等省區部分售電公司出現了虧損。主要原因是在年度零售合同簽訂時，部分售電公司慣性地預判現貨市場仍維持低價，為搶占市場份額，非理性簽訂了較多低價的“一口價”零售合同；還有一些售電公司中長期合約持倉比例低于50%。在現貨市場價格走高時，“一口價”合同風險凸顯。

在市場規則設計上，廣西明確要求售電公司年度交易電量中，現貨采購電量占50%，這一比例遠高于廣東（10%左右）、江蘇（10%~15%）、山東（20%）等其他省份，成為其風險放大的關鍵。據廣州電力交易中心介紹，對比廣西，其他省份售電公司的經營風險總體可控，主要原因是中長期高比例簽約（80%~90%）、現貨價格有效聯動傳導（8%~20%），能夠與用戶實現“利益共享、風險共擔”。

廣東業內人士向記者補充，廣東售電公司年度中長期電量占比90%左右，多數企業年初已鎖定60%以上年度低價電量，即便3月采購4月電量時，長協價格仍處于低位。由于現貨采購電量占比極低，本輪現貨電價暴漲對廣東企業沖擊有限。

廣西售電行業陷入巨虧，也與當地能源結構等因素有關。廣西電源體系以煤電、水電、核電、風電光伏新能源為主體。今年春季受氣候影響，流域來水偏枯、新能源發電出力不及預期，區域電力供給只能高度依賴煤電。加之廣西煤電基準價格相對較高，且規則要求售電公司年度長協采購價普遍緊貼0.33656元/千瓦時的煤電價格下限。同時，新能源電價也跟隨火電價格波動，進一步壓縮了售電公司的盈利空間。

呼救與解困

4月14日，廣西多家售電公司聯合發布《關于廣西售電市場風險的緊急呼吁函》，聲稱行業已走到生死臨界點。該函稱，在持續巨額虧損下，若嚴格按照現有規則開展4月電力交易結算、履約考核與費用追繳，絕大多數民營與中小售電公司資金鏈將直接斷裂，或將引發全行業集體“爆雷”，市場系統性風險全面失控。

售電公司虧損帶來的連鎖反應，首先體現在履約考核壓力上。按規則，電力交易中心按月評估售電公司履約風險，當評估風險金額超過已繳納保函額度時，售電公司需補繳保函。“若持續虧損，保函公司可能不敢再開具保函，企業就得用現金繳納。”王鶴透露，其公司因持續虧損，需補繳的履約保函金額高達上千萬元。“這筆大額現金支出，是大多數中小售電企業難以承受的。”

在成本倒掛、持續虧損、保函補繳的多重壓力下，售電行業退市、調價現象接連出現。而售電公司退市，將直接波及終端用電用戶。以廣西為例，按規則，售電公司退市后，用戶未在規定時限內重新選擇代理機構，將自動劃入保底售電服務名單，電價按現貨實時加權均價的2倍執行。

“若不及時干預，預計大批售電公司倒閉、用戶退出市場、改革成果受損。”上文廣西多家售電公司聯合發布的《關于廣西售電市場風險的緊急呼吁函》中如此呼吁。

行業發出呼救半個月后，轉機降臨。4月28日，廣西壯族自治區能源局、廣西壯族自治區發改委、國家能源局南方監管局發布《關于防范廣西電力市場風險有關指導意見的通知》。

通知提出多項舉措：支持合同雙方基于當前市場形勢，按照自主自愿的原則就已簽訂但尚未履約的交易合同進行協商調整；在電力用戶進入保底售電服務前，穩妥實施階段性“平價”售電機制，鼓勵售電公司結合自身情況，自愿參與“平價”售電服務；在確保售電公司合同履約風險整體可控的前提下，組織電力交易機構研究優化合同履約風險評估模型，合理設置履約保函保險額度，按程序修訂履約擔保制度。

業內分析認為，該通知的發布為行業送上“及時雨”：對于售電公司而言，明確優化履約風險評估模型，意味著資金壓力有望減輕，合同也能協商調整，這無疑給了企業一個喘息的機會；對于用電企業來說，“平價”售電機制是一個重要緩沖，即便自己的售電公司出現問題，也不用直接面對翻倍的電價。從市場整體來看，該通知釋放了這行一個信號：風險已引起重視，規則也適應市場變化，朝著更合理的方向調整。

反思

復盤此次售電行業危機，業內總結以下誘因：一是批發端發電成本剛性上漲，零售端電價無法順暢傳導，形成高買低賣格局；二是行業陷入低價內卷，非理性競爭埋下風險隱患；三是電力市場風控、價格聯動機制不完善，市場主體抗風險能力偏弱；四是市場規則設計存在缺陷（比如廣西現貨電量占比過高），導致價格敞口過大、波動風險被顯著放大；五是行業盈利模式過于單一，多數售電公司僅靠賺取購銷價差生存，缺乏增值服務和風險對沖能力。

一名曾參與廣東電力交易市場相關規則制定的權威電力人士向第一財經記者分析，現貨電價波動本應由售電公司與用戶“利益共享、風險共擔”，但此次電價上漲成本完全無法傳導，風險全由售電公司獨自承擔。因此，在政策和規則的制定上，只有“讓大家都有錢賺，多方都能收益，市場才能繼續走下去”。他同時認為，現貨電量在年度電量的占比最好不要超過20%，否則“市場波動風險太高了”。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強向第一財經記者表示，目前售電公司處于“高買低賣”的困境，這種局面與行業規則和機制不完善有一定關系，但關鍵問題在于售電公司的商業模式。售電公司應從此次事件中吸取教訓，根據當前狀況對商業模式進行調整。推動“價差+增值服務”雙驅動，是售電企業轉型進階的必由之路。

受訪者還稱，當前全國售電市場規則的一大共性短板是，多地限制售電公司盈利上限，但對虧損缺乏兜底和緩沖機制，權責匹配不完善，這一問題不解決，行業長期健康發展難以保障。“一限了之，并不能解決問題。”

短期內，南方區域電力現貨市場將面臨考驗。4月底，南方電網相關負責人對外表示，預計在6月中旬西部水電入汛前，廣東及區域電力供應仍將階段性承壓，目前出現的現貨高電價可能會持續一段時間。

王鶴此次在廣西售電市場的虧損相對可控，他將此歸功于自身較為審慎的經營策略——這也是他過去10年在售電市場摸爬滾打，歷經幾次虧損后總結出的寶貴教訓。在他看來，電力市場化改革本就是一個持續磨合、動態完善的過程，而歷經本輪行業風險出清與市場規則優化，售電行業的長遠發展依然值得看好。

（文中王鶴為化名）