【深度】賣一度電，虧一度錢？售電公司困在批零倒掛裡

制圖：席菁華

售電公司通常採用兩種合約批發電量；中長期合約和現貨市場。

前者提前鎖定大部分電量的價格和數量，作爲基礎保障；後者用於平衡用戶實際用電量與合約電量之間的偏差，價格實時波動。

江蘇省電機工程學會理事會電力市場專業委員會委員廖宇告訴界面新聞，136號文於2025年出臺後，新能源大規模並網，令現貨市場電價持續下行。當年成爲售電行業近年來盈利最好的一年，全國售電公司數量也從3000多家激增至5000多家。

“很多售電公司誤以爲低電價就是常態，甚至有業內觀點認爲，現貨電價下行將成爲長期趨勢。”廖宇表示，基於這一判斷，不少售電公司在年初以較低電價籤訂了零售合同，且將中長期合約倉位壓縮至50%以下，部分甚至低至30%，希冀在現貨市場低價購電、賺取更多價差。

但事與願違。

2026年，電力供需形勢發生變化，現貨電價大漲，屢次突破市場預期上限。

今年2月，海灣局勢導致燃料價格上漲，天然氣和煤炭價格上漲，拉高發電側成本。4月以來，南方區域用電負荷增長、清潔能源出力波動與機組檢修等因素疊加，均推高現貨價格。

4月，廣西日前現貨均價衝到0.368元/千瓦時，9月進一步攀升至0.395元/千瓦時。而年初售電公司跟工商業用戶籤下的全年固定價合同，平均籤約電價僅約0.26元/千瓦時，形成了高買低賣。

廖宇認爲，售電公司對價格波動極限的預估出現了根本性偏差，由此遭遇了前所未有的經營困境。

“一旦現貨價格漲幅突破零售合同的鎖定成本，批零倒掛下的虧損不可避免。”華北電力大學能源互聯網研究中心副主任王永利也向界面新聞表示。

此外，系統運行費在2026年快速上漲，也壓縮了一定的批零價差空間。

“最主要是售電公司看空電力市場，對長期電價走向錯誤預判。”清華四川能源互聯網研究院電力市場與碳市場研究所常務副所長蔡元紀對界面新聞表示。

杭州思度雲電力科技有限公司創始人俞慶則對界面新聞稱，部分售電企業對市場風險認知不足，缺乏足夠的交易、預測、風控能力。“過去幾年可能從年協-月度-現貨的價格結構裏獲利了，以爲低電價走勢就是常態，導致籤的中長期合約比例較低。”

集體困局

在廣西，上述矛盾被進一步放大。

廣西規則要求售電公司年度交易電量中，中長期合約與現貨採購各佔50%。對比看，廣東售電公司年度中長期電量佔比約90%，現貨僅佔10%。

現貨佔比越高，意味着售電公司暴露在價格波動下的敞口越大，現貨價格上漲造成的虧損幅度也越大。

制圖：席菁華

這已是今年廣西售電行業第二次集體告急。

4月14日，多家民營售電公司聯合發布緊急呼籲函，稱行業已走到生死臨界點。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”。

4月28日，廣西推出三項緩衝措施：允許買賣雙方自願協商調整已籤合同；實施階段性“平價”售電機制，避免售電公司退市後用戶直接承受兩倍保底電價；優化履約風險評估模型，合理設置保函額度。

5月13日，度電利潤超過0.008232元/千瓦時的部分，原需與用戶按1：9分享的售電公司限利政策被暫緩執行至今年12月。

這套組合拳短期內緩解了資金壓力，但沒有根本性解決問題。進入三季度，虧損窟窿進一步擴大。

對於此次政府層面會否出手紓困，多位業內人士對界面新聞表示：或推出規範與引導性質文件，但大概率不是救助兜底性質；方向是完善機制、劃清責任，而非爲虧損買單。

售電公司虧損並非廣西一省的孤例，“批零倒掛”正在成爲常態化風險。

據界面新聞梳理，廣東、雲南、貴州、海南，以及安徽、山東、陝西、河南等省份也出現了這一現象。

除了現貨電價變化的直接因素外，行業盈利模式過於單一、同質化低價競爭，也進一步放大了售電行業虧損。爲了爭搶下遊客戶，售電公司陷入了非理性低價競爭。

當前，用電企業對市場風險和售電交易風險認識不夠，停留在年度一口價+行政性分時參考的價格認知上，只認“低價中標原則”。

廣東省還出現“返利模式”，不僅貼着地板價籤約，售電公司還在“場外”給予用戶電價補貼。“部分省份發電側競爭激烈，發電企業爲了爭奪市場，在交易中心允許的最低備案價格基礎上，給予場外返點，默許售電公司低價搶客。”俞慶表示，“這些返點未必合規，售電公司可能拿不到全額承諾返點。”

隨着現貨電價暴漲，發電廠拒絕兌現返利，電力用戶便向售電公司發起履約追索，售電公司則向發電廠討要電費補貼，形成“三角債”。

售電公司該往哪走？

虧損直接帶來了售電公司退出潮。

今年前7個月，全國已有超400家售電公司通過自願退出、強制清退等方式離場。2025年全年，注銷和強制退市的售電公司超3200家，約佔行業總量三分之一。

售電公司退市後，用戶三個月內未找到新售電公司籤約的，將自動轉入保底售電服務，價格按現貨市場均價的兩倍執行。

廣東電力交易中心4月發布風險提示，明確保底售電公司無中長期合約對衝，結算價格波動較大。

售電企業大面積虧損和集中退出，不僅可能影響電力零售市場交易秩序，還將通過用戶用電管理、需求響應組織及負荷資源聚合等環節，對電力系統運行產生間接影響。

王永利告訴界面新聞，售電企業退出並不意味着其代理用戶立即失去電力供應，真正需要關注的是三個方面：

一是可能增加負荷側交易與用電管理的不確定性。用戶重新選擇售電主體時，原有的用電數據分析、負荷預測可能中斷。

二是需求側資源的市場化調節激勵被削弱。具備專業能力的售電公司可以通過分時價格引導用戶削峯填谷，公司退出後，價格激勵機制可能中斷；

三是負荷聚合及虛擬電廠等新型業務的發展連續性受影響。

對於這場危機的責任歸屬，目前業界觀點不一。

有觀點認爲是售電企業自己判斷失誤、應該自擔風險；也有觀點認爲市場只培育了用戶的低價預期，卻未同步建立風險分擔機制，是規則讓售電公司在批發約束與零售競爭之間單邊承擔了過多現貨風險，風險承擔主體與資產實力發生嚴重錯配。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認爲，從企業層面看，籤訂固定價格合同就意味着承擔相應的市場風險，對電價形勢判斷失誤導致的虧損，理應由企業自行承擔。但從制度層面看，批零倒掛反復出現，說明需要完善電力市場機制。

“政府和用戶沒有理由爲售電公司的虧損埋單。”

林伯強對界面新聞表示，監管層面不會進行大規模兜底——盈利時企業獲取收益，虧損時要求政府託底，這不符合市場化邏輯，“售電公司作爲市場競爭主體，優勝劣汰屬於正常現象”。

2015年11月國家發改委、國家能源局發布的《關於推進售電側改革的實施意見》曾明確，售電公司應以服務用戶爲核心，自主經營、自擔風險、自負盈虧、自我約束，並鼓勵其提供合同能源管理、綜合節能和用電諮詢等增值服務。

有不願具名的電力研究人士告訴界面新聞，售電公司的責任在於無底線低價獲客、風險管理缺位，按市場原則應自擔。

規則層面，則存在批零傳導機制不暢等問題，零售合同調整工具少、價格傳導時滯長、部分地區調倉和合同轉讓機制不靈活、用戶側電價仍以月度更新爲主，與現貨銜接不緊。此外，各地普遍實施的限利政策，存在賺錢有上限、虧損沒底線的問題以及權責不對等的問題，應該完善。

自2025年新電改以來，中國售電市場經歷了由市場主體培育、交易規模擴張，向現貨市場深化運行及多元化市場競爭發展的過程。

業內共識，隨着市場主體不斷增加，電力現貨市場建設加快，售電公司傳統依靠單一購售電價差的經營模式面臨新挑戰。

2026年是電力現貨市場全面鋪開的元年，售電公司經營模式亟待變革。

蔡元紀認爲，現貨市場加速覆蓋之後，各地批發側價格波動普遍增大，過去售電公司靠“穩定價差”盈利的模式已經失效，售電公司需要從“價差驅動”轉向“服務增值”，需要提升風險管理、專業能力、客戶黏性、綜合能源等核心能力。

“經過2026年市場洗禮，售電公司要改變‘看天喫飯，賭大小’的交易邏輯，更成熟地思考風險。”俞慶對界面新聞指出，需要提升偏差管理、風險管理、多元價值服務、產品組合風險對衝等經營能力，從做中介到做交易，到提供現貨條件的最優電力服務。

據其介紹，已經有不少售電公司在此方面進行拓展，未來售電公司形態也不僅僅只有一種，可能有渠道型、新能源投資型、綜合能源服務型、批發側聚合交易型等各種業態和業態組合。

在他看來，售電公司將向術業有專攻的方向發展，越靠近用戶的環節，服務機會越多，收益越多元，交易只是其中一塊，未來會形成豐富的零售側服務業態。

王永利也對界面新聞表示，未來售電企業的競爭重點應由代理電量規模和低價購電能力，逐步轉向專業化交易管理、風險控制和需求側資源運營能力。

關於售電公司的未來定位，王永利提出了三重角色的判斷：

一是電力批發與零售市場之間的風險管理者，通過專業交易和合同安排管理價格風險；二是電力市場價格信號向終端用戶傳導的組織者，通過差異化零售合同和用電管理，引導用戶主動參與市場；三是需求側靈活性資源的聚合與運營參與者，通過組織負荷調節、儲能及分布式資源參與市場交易。

“售電企業的發展方向，核心是從依賴市場價格波動獲取收益，轉向依靠專業交易管理、客戶服務和需求側資源價值創造獲取收益。”王永利說。