来源：第一财经

2026.05.14

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作者 | 第一财经 林春挺

对于在电力市场里摸爬滚打多年的王鹤而言，今年春天格外难熬。谈及公司一季度在广西的售电经营情况，他向第一财经记者直摇头：一季度亏损了一两百万元。

王鹤的公司并非亏损最多的一家。第一财经记者独家获得的权威数据显示，2026年一季度，广西146家售电公司收入合计为-6.45亿元，相当于平均每家公司亏损442万元。亏损的直接原因，是电力批发与零售价格的严重倒挂——售电公司从批发市场购入电量的价格，高于其卖给终端用户的零售价格，结果是“卖一度电，亏一度电”。这一现象在广东、广西、云南、贵州、海南的南方五省份，以及安徽等省份均有出现。

受访者介绍，目前，售电行业深陷困局受双重现实压力裹挟：一方面电力现货市场价格波动幅度远超行业年初预期；另一方面，大量售电公司为抢占市场份额，签约年度零售合同时盲目压低电价，忽视电价大幅波动的潜在风险。

而深入来看，多地售电企业出现亏损潮既有天然气、煤炭等一次能源价格上涨、用电负荷攀升等客观因素推高批发电价的原因，也有售电公司自身“豪赌”电价不会上涨的主观误判，还有市场规则尚不完善的制度性短板。

2025年12月9日，广西贺州，华润贺州电厂两台百万千瓦级超超临界燃煤发电机组高效运转。 视觉中国图

“失算”

售电市场是电力市场的重要组成部分，是中国2015年启动的第二次电力体制改革的产物。由国家能源局市场监管司指导电力规划设计总院编制的《2024年度中国电力市场发展报告》显示，2024年全国售电公司4400多家。

2016年，王鹤开始在广东从事售电业务。10年后，他决定到广西“试试水”，因为这是广西启动电力现货市场交易的第二年，也是售电公司参与电力现货交易的第二年。

电力交易分为中长期交易与现货交易两大模式：中长期交易由市场主体签订年、季、月度合同，提前锁定未来电量、电价及履约规则；现货交易依托电力交易平台，开展日前、日内至实时调度的短期电力集中竞价交易。按照广西电力市场规则，售电公司年度交易电量中，中长期合约与现货采购电量各占50%。

“一开始就亏了。”王鹤向记者介绍，年初他们从电厂买电的价格是0.32元/千瓦时（俗称“度”），然后用全年0.26元/千瓦时的“一口价”卖给用户，相当于每度电亏6分钱。怎么办？只能指望现货市场便宜，用那边赚的钱来补这边的窟窿。按5：5的配比算，现货电价必须低于0.20元/千瓦时，公司才能保本。

售电公司的盈利模式是，以尽可能低的成本从电厂采购电量，再以合理价格售予工商业用户，赚取购销差价。多年来，为抢占市场份额，不少售电公司在交易中压低售电价格，行业陷入普遍性低价内卷。以广西为例，记者了解到，今年，有的售电公司卖给用户的价格甚至低到了0.219元/千瓦时。

这种策略被业内称为“豪赌”。王鹤他们赌的是：今年广西现货电价会很低，大概0.09元/千瓦时。他以公司为例算了一笔账——从电厂买到的中长期电量价格为0.32元/千瓦时，如现货电量价格0.09元/千瓦时，则综合成本为0.205元/千瓦时。公司按全年0.26元/千瓦时的价格卖给客户，每度电能赚0.055元，也就是5分5厘。以此计算，一家中等规模的售电公司，一年交易量上亿度电，1亿度就可赚550万元。

不过，这种价差利润目前已被政策锁死。2024年以来，全国多地已在政策上均对售电公司度电利润进行设限，其中广西对售电公司度电利润设置的上限是0.008232元/千瓦时，超出利润上限部分，则由售电公司与用户按1：9比例分享。但即便如此，今年广西现货电价真如王鹤他们预测的0.09元/千瓦时，公司依旧有钱赚。一家年售电量为1亿度的售电公司，可以赚到129万元。

但现实并非如他们所料。

以4月1日至23日为例，广西现货日前均价高达0.382元/千瓦时，不仅远超行业此前0.09元/千瓦时的低位预期，也较售电公司实现整体盈利所需的0.20元/千瓦时现货临界保本价高出0.182元/千瓦时，彻底击穿了行业年初既定的盈利测算模型。

事实上，广西一季度现货电价就已持续高于保本线。数据显示，1至3月广西现货日前均价分别为0.284元、0.238元、0.270元/千瓦时，实时均价分别为0.268元、0.214元、0.263元/千瓦时，整个一季度，市场现货电价始终高出售电公司实现整体盈利所需的0.20元/千瓦时现货临界保本价。

记者获得的2026年一季度广西电力市场交易信息显示：截至2026年3月底，广西共有售电公司277家，其中，参与批发交易的售电公司有146家，售电收入合计为-6.45亿元，平均度电售电收入-0.23420元/千瓦时。也就是说，售电公司每卖出一度电，平均亏2分3厘多，平均每家亏损近442万元。

2025年广西售电行业全年总收入仅9.07亿元，今年一季度亏损额已占到去年全年行业收入的71%。有售电企业负责人直言，即便后续月份市场回暖实现盈利，也很难抹平一季度留下的亏损缺口。

何以至此

4月23日，作为南方区域电力交易平台的广州电力交易中心发布的信息显示，4月以来，受国际局势影响，天然气等一次能源价格上涨，叠加气温升高、负荷增长、新能源出力波动、电网及机组检修等多重因素影响，南方区域电力现货市场出现阶段性高电价情况。4月1日至23日，南方区域现货日前均价达0.468元/千瓦时，较3月上涨38%，其中广东、广西、云南、贵州、海南分别为0.533、0.382、0.399、0.356、0.493元/千瓦时。

行业数据显示，与广西相比，广东等地现货电价涨幅更大，但售电公司的亏损幅度相对较小，这是为何？

广州电力交易中心4月23日发布的消息指出，近期的现货市场价格走高引发了一些新情况，市场监测到广西等省区部分售电公司出现了亏损。主要原因是在年度零售合同签订时，部分售电公司惯性地预判现货市场仍维持低价，为抢占市场份额，非理性签订了较多低价的“一口价”零售合同；还有一些售电公司中长期合约持仓比例低于50%。在现货市场价格走高时，“一口价”合同风险凸显。

在市场规则设计上，广西明确要求售电公司年度交易电量中，现货采购电量占50%，这一比例远高于广东（10%左右）、江苏（10%~15%）、山东（20%）等其他省份，成为其风险放大的关键。据广州电力交易中心介绍，对比广西，其他省份售电公司的经营风险总体可控，主要原因是中长期高比例签约（80%~90%）、现货价格有效联动传导（8%~20%），能够与用户实现“利益共享、风险共担”。

广东业内人士向记者补充，广东售电公司年度中长期电量占比90%左右，多数企业年初已锁定60%以上年度低价电量，即便3月采购4月电量时，长协价格仍处于低位。由于现货采购电量占比极低，本轮现货电价暴涨对广东企业冲击有限。

广西售电行业陷入巨亏，也与当地能源结构等因素有关。广西电源体系以煤电、水电、核电、风电光伏新能源为主体。今年春季受气候影响，流域来水偏枯、新能源发电出力不及预期，区域电力供给只能高度依赖煤电。加之广西煤电基准价格相对较高，且规则要求售电公司年度长协采购价普遍紧贴0.33656元/千瓦时的煤电价格下限。同时，新能源电价也跟随火电价格波动，进一步压缩了售电公司的盈利空间。

呼救与解困

4月14日，广西多家售电公司联合发布《关于广西售电市场风险的紧急呼吁函》，声称行业已走到生死临界点。该函称，在持续巨额亏损下，若严格按照现有规则开展4月电力交易结算、履约考核与费用追缴，绝大多数民营与中小售电公司资金链将直接断裂，或将引发全行业集体“爆雷”，市场系统性风险全面失控。

售电公司亏损带来的连锁反应，首先体现在履约考核压力上。按规则，电力交易中心按月评估售电公司履约风险，当评估风险金额超过已缴纳保函额度时，售电公司需补缴保函。“若持续亏损，保函公司可能不敢再开具保函，企业就得用现金缴纳。”王鹤透露，其公司因持续亏损，需补缴的履约保函金额高达上千万元。“这笔大额现金支出，是大多数中小售电企业难以承受的。”

在成本倒挂、持续亏损、保函补缴的多重压力下，售电行业退市、调价现象接连出现。而售电公司退市，将直接波及终端用电用户。以广西为例，按规则，售电公司退市后，用户未在规定时限内重新选择代理机构，将自动划入保底售电服务名单，电价按现货实时加权均价的2倍执行。

“若不及时干预，预计大批售电公司倒闭、用户退出市场、改革成果受损。”上文广西多家售电公司联合发布的《关于广西售电市场风险的紧急呼吁函》中如此呼吁。

行业发出呼救半个月后，转机降临。4月28日，广西壮族自治区能源局、广西壮族自治区发改委、国家能源局南方监管局发布《关于防范广西电力市场风险有关指导意见的通知》。

通知提出多项举措：支持合同双方基于当前市场形势，按照自主自愿的原则就已签订但尚未履约的交易合同进行协商调整；在电力用户进入保底售电服务前，稳妥实施阶段性“平价”售电机制，鼓励售电公司结合自身情况，自愿参与“平价”售电服务；在确保售电公司合同履约风险整体可控的前提下，组织电力交易机构研究优化合同履约风险评估模型，合理设置履约保函保险额度，按程序修订履约担保制度。

业内分析认为，该通知的发布为行业送上“及时雨”：对于售电公司而言，明确优化履约风险评估模型，意味着资金压力有望减轻，合同也能协商调整，这无疑给了企业一个喘息的机会；对于用电企业来说，“平价”售电机制是一个重要缓冲，即便自己的售电公司出现问题，也不用直接面对翻倍的电价。从市场整体来看，该通知释放了这行一个信号：风险已引起重视，规则也适应市场变化，朝着更合理的方向调整。

反思

复盘此次售电行业危机，业内总结以下诱因：一是批发端发电成本刚性上涨，零售端电价无法顺畅传导，形成高买低卖格局；二是行业陷入低价内卷，非理性竞争埋下风险隐患；三是电力市场风控、价格联动机制不完善，市场主体抗风险能力偏弱；四是市场规则设计存在缺陷（比如广西现货电量占比过高），导致价格敞口过大、波动风险被显著放大；五是行业盈利模式过于单一，多数售电公司仅靠赚取购销价差生存，缺乏增值服务和风险对冲能力。

一名曾参与广东电力交易市场相关规则制定的权威电力人士向第一财经记者分析，现货电价波动本应由售电公司与用户“利益共享、风险共担”，但此次电价上涨成本完全无法传导，风险全由售电公司独自承担。因此，在政策和规则的制定上，只有“让大家都有钱赚，多方都能收益，市场才能继续走下去”。他同时认为，现货电量在年度电量的占比最好不要超过20%，否则“市场波动风险太高了”。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向第一财经记者表示，目前售电公司处于“高买低卖”的困境，这种局面与行业规则和机制不完善有一定关系，但关键问题在于售电公司的商业模式。售电公司应从此次事件中吸取教训，根据当前状况对商业模式进行调整。推动“价差+增值服务”双驱动，是售电企业转型进阶的必由之路。

受访者还称，当前全国售电市场规则的一大共性短板是，多地限制售电公司盈利上限，但对亏损缺乏兜底和缓冲机制，权责匹配不完善，这一问题不解决，行业长期健康发展难以保障。“一限了之，并不能解决问题。”

短期内，南方区域电力现货市场将面临考验。4月底，南方电网相关负责人对外表示，预计在6月中旬西部水电入汛前，广东及区域电力供应仍将阶段性承压，目前出现的现货高电价可能会持续一段时间。

王鹤此次在广西售电市场的亏损相对可控，他将此归功于自身较为审慎的经营策略——这也是他过去10年在售电市场摸爬滚打，历经几次亏损后总结出的宝贵教训。在他看来，电力市场化改革本就是一个持续磨合、动态完善的过程，而历经本轮行业风险出清与市场规则优化，售电行业的长远发展依然值得看好。

（文中王鹤为化名）