市场化改革纵深推进售电行业阵痛中育新机
市场化改革纵深推进 售电行业阵痛中育新机
2026年10月23日 01:45
作者：
王小伟
2026年被称为中国全面进入 电力 现货市场元年。各类经营主体正式下场参与现货竞价，但并非所有经营主体、原有商业模式都适配现货化之后的市场新逻辑。
近来，广西等地出现售电公司资金流承压潮，一批背靠发电央企的国资售电企业陷入批量亏损，9家央企所属售电主体联名预警市场风险。一个明确信号已经显现：批零倒挂、低价内卷的风险，已经由中小民营售电公司向央国资售电企业传导蔓延。
亏损背后，一方面是售电业务高度同质化，仅靠低价抢用户的生存模式难以为继；另一方面，随着 电力 市场不断完善，影响电价的因素愈发多元，售电公司“低买高卖”的价差模式正在走向尽头。
本轮冲击的影响早已超出售电行业内部：既在资本市场形成清晰映射，也正在倒逼能源赛道深层次变革。这场现货深水区的阵痛，以真实市场压力测试，倒逼价格传导、风险分担、售电商业模式等关键环节补齐短板。
持续性压力测试
国庆假期后，南方区域 电力 现货价格连续上行。10月13日，南网全区域日前加权均价冲高至0.5736元/千瓦时，较前一日上涨19.8%。
“这不是单日脉冲，而是常态化高位。”一家央企电力公司华南售电公司人士王倩（化名）对证券时报记者表示，“对于手握年度低价合同的售电公司来说，与其说这是行情波动，不如说是一场正在迫近的清算。”
2025年，售电公司整体盈利面超九成。当时， 新能源 大规模并网，来水偏丰，现货市场电价持续下行，不少售电公司判断低电价会是常态，因此今年年初以低电价签订零售合同，且中长期合约电量覆盖比例压到50%以下，剩余购电敞口暴露在现货价格波动中。
今年电力供需形势骤变。受一次能源价格上行、广西等地汛期来水偏少、水电缺口依靠火电与气电补充等因素影响，现货电价上行，且多次突破市场预期上限。批零倒挂使售电公司遭遇前所未有的经营困境。
王倩向记者还原了风险演化路径。一季度，资本金薄弱的中小民营售电公司率先承压；二季度，民营主体压力整体增大；下半年以来，即便手握电源、资金雄厚的国资售电公司也开始遭遇现金流困局。
9月底，国能、大唐、华能、华润等9家央企所属售电主体联名向广西政府递交请示，披露了一组数字：2026年1月至8月，广西售电行业累计亏损超20亿元，仅9月单月预计亏损就超10亿元，全年亏损或突破50亿元。
有知情人士向记者还原了个中细节，“一些售电公司自有资金全部耗光了，还有一些亏损额甚至超过了注册资本。目前预期依然没能反转，按照行业惯例，后续可能开启保函被追索、企业被抽贷等情况；用电户也可能因此面临电价上升风险”。
此前市场普遍认为，民营售电公司受到的冲击最大，国资主体凭借电源对冲能力和资金厚度足以自保。但目前看，事实并非如此。
“数十亿规模的大电量合同基本由央企系售电公司签单，正因为股东是发电公司，国资售电公司有条件获得相对更低的出厂价，也更有底气报出低价。”前述知情人士对记者介绍，一旦现货价格大幅超越预期，售电公司对冲能力均被击穿，央企亏损规模甚至远大于民营售电公司。
售电业务亏损也映射到资本市场。在 广西能源 10月15日的业绩说明会上，投资者第一个抛出的问题便是“公司售电业务是否亏损，预计三四季度亏损是否扩大”，折射出市场对售电业务风险敞口的关注。
在王倩看来，本轮压力是三重因素叠加的结果：外部能源成本高企推高现货价格；前一年现货电价长期偏低导致行业惯性内卷签单，埋下风险敞口；规则本身存在结构性短板，亏损成本无法向外疏导，批零倒挂的亏损压力主要由售电主体承担，风险分担机制缺失。
以内卷签单为例，业内透露，“价格战”下，一些售电公司与上游电厂的中长期签约均价0.337元/千瓦时，但在争夺下游客户时，个别一口价签约均价降至0.26元/千瓦时，比中长期采购合约均价低了两成多。
亟待模式重构
据悉，9家央企售电主体提出诉求，包括暂缓电费结算、启动批零价格联动、支持零售合同有序解约等。这在业内引发争议。比如，请求行政介入调整结算、合同履约安排，是否与市场化改革、契约精神形成冲突？
有观点认为，市场化改革本来就包括市场化出清的逻辑，风控差、报价冒进的经营主体，应该自行承担亏损、接受出清。也有声音认为，市场未同步建立风险分担机制，相关规则让售电公司单边承担了过多现货风险，风险承担主体与资产实力严重错配。从制度层面看，批零倒挂反复出现，说明需要完善电力市场机制。
广西并非孤例。今年以来，广东、云南、贵州等现货试点区域同样出现售电主体亏损加剧迹象，多地监管、交易平台陆续发布风险提示。
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，明确“广东省电力市场价格较预期有一定上升，部分经营主体压力有所增大，发售用各方履约风险逐步显现”，并提出稳妥审慎开展明年交易协商、严格规范市场注册行为、合力抵御市场风险等建议和提醒。
兰州大学经济学院教授陈文认为，深层问题在于商业模式。零售套餐结构单一，大量固定一口价合同无法跟随现货价格动态调整，价格信号难以向终端工商业用户传递。与此同时，多数售电主体的商业模式长期固化于价差套利，负荷预测、交易风控、能源数字化的能力建设滞后，大家挤在单一的价差赛道里，只能靠降价抢量，最终将全行业拖入亏损。
售电公司经营模式亟待变革，是受访者的一致判断。国家电投能研院（上海成套院）工程师刘建军认为，售电公司这轮生死线博弈“亏在价差”，未来则要“赢在服务”。
“售电公司一方面代表用户参与中长期、现货、绿电等交易，帮助用户选择更适合的购电套餐；另一方面通过分时电价、需求响应、储能和负荷管理，引导用户在电价高时少用、低价时多用。这样既能让价格信号反映供需变化，也能激活用户侧调节能力，最终推动电力系统从单向供电变成源网荷储协同互动新模式。”刘建军说。
能源行业新变革
9月30日，国家发展改革委公布《电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）》，将风险明确划分为市场内部风险与市场外部风险两大类。10月19日，《电力现货市场基本规则(公开征求意见稿)》发布，全国现货市场统一运行底层制度正加速完善。证券时报记者还从多地获悉，正推进2027年度交易协商，引导主体减少盲目低价一口价长协、推广分时零售套餐。
陈文表示，电力行业是中国要素市场化攻坚阶段中改革复杂度最高、推进周期最长的领域。电力市场化改革，不是一蹴而就的，是一个不断发现问题、完善规则、解决问题的过程。
售电侧的亏损，外溢影响超出行业本身。过去相对稳定的电价体系，正在向具有更强时段差异和市场波动特征的价格体系演变。对售电公司而言，购电成本锁定、交易风险管控，将成为生存底线能力；对工商业用户来说，管理电价波动、优化用电成本，也将成为日常经营的必修课。
这一转变恰恰为部分细分赛道打开了空间。陈文近期在陕西、内蒙古等地调研算电协同和储能项目后认为，售电公司面临的电价波动、供需偏差、购电成本上涨等风险，正是储能能够发挥调节作用的领域。
陈文认为，多省份现货电价上涨，尤其是部分时段出现的极端高价，可能为具备精准预测和灵活调度能力的独立储能项目创造新的交易机会。储能行业的商业模式，也将从单纯的设备销售或容量 租赁 ，逐步向电力交易、风险管理和 综合 能源服务延伸。
这一判断获得业内认同。有接近 宁德时代 储能业务的人士称，储能商业模式会变化，但不能消除售电侧全部风险。储能项目之间的竞争，将不仅取决于建设成本和 电池 性能，更取决于能否准确预测市场价格、灵活调整运行策略，以及在不同收益来源之间进行合理配置。未来售电与储能结合的核心，或是建立一套能够协调电力采购、负荷预测、储能运行和市场交易的 综合 管理体系。
虚拟电厂 有望成为重要载体。随着分布式光伏、工商业储能、 充电桩 以及可调节负荷不断增加，通过 虚拟电厂 进行聚合，有机会形成可统一管理的灵活性资源，为售电企业和储能运营商提供更加多元的收入来源。
南网能源 在近期披露的投资者关系记录中已明确， 虚拟电厂 业务“正积极布局分布式光伏聚合、算电协同等多元应用场景，形成可复制、可推广的运营范式”。
“售电行业的出路，不停留在内卷的竞争模式，也不是回到行政定价的老路，而在让专业能力成为竞争的新标尺。”陈文表示。
（文章来源：证券时报）