8个月亏20亿！9家央企售电公司为何集体“烧钱”

10月9日，一份来自广西的电改行业内部文件让市场震惊。文件中明确披露了一组触目惊心的数字：过去8个月，广西售电行业累计亏损超20亿元；9月单月预计亏损超过10亿元，全年亏损或将突破50亿元。更令人意外的是，这并非某个孤立企业的困境，而是由9家央企旗下售电公司联合递交的紧急请求所揭示的行业性危机。

从“躺赚差价”到“越卖越亏”

这份名为《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》的文件，于9月30日由9家央企下属售电公司共同签署并提交给相关监管部门。联署企业名单涵盖了中国电力行业的“半壁江山”——广西国能综合能源服务有限公司、广西国开能源销售有限公司、华润电力（广西）销售有限公司、广西大唐桂冠电力营销有限公司、华能广西能源销售有限责任公司、广西中广核合同能源管理有限公司、中电广西防城港能源有限公司、广西华电综合能源服务有限公司以及广西国电投博能售电有限公司。其中一家企业内部人士已向媒体确认了这份文件的真实性。

要理解这场危机的成因，首先要回到中国电力市场化改革的制度设计框架。自2015年国家发布新一轮电改文件起，售电侧被正式放开，允许社会资本进入电力零售端。理论上说，售电公司的角色是在发电厂和工商业用户之间充当桥梁：从批发市场批量购电，再打包零售给用户赚取购售差价。在过去几年里，由于电源结构以煤电为主、新能源占比相对有限、现货市场机制尚未全面铺开，批发与零售之间的价差相对稳定，许多售电公司的利润模式被业内形象地形容为“躺赚差价”。

然而在2026年，这个看似稳固的商业模型遭遇了结构性冲击。根据上述请示文件披露的数据，今年4月，广西区域电网日前现货市场平均价格已达到每千瓦时0．368元；到了9月，这一数字进一步飙升至每千瓦时0．395元。与之形成鲜明反差的是，零售侧电价非但没有跟随上涨，反而在激烈的市场竞争中持续下调——目前售电公司面向工商业用户的零售签约均价仅为每千瓦时0．260元左右。这意味着，当售电公司在现货市场上花接近0．4元买一度电、再以不到0．26元卖给客户时，度电最大亏损额已超过0．373元。对于某些规模较大的售电公司而言，单月亏损甚至突破了1．3亿元的惊人水平。

谁制造了这个价格洼地

造成如此极端的批零倒挂局面，背后有多重因素的叠加作用。首先是国际能源价格的突变性上涨。2026年初以来，受国际地缘局势突变影响，国内煤炭、天然气等一次能源采购成本大幅抬升，直接推高了火电发电成本。其次，广西电力供需形势出现了阶段性反转——一方面是多类机组集中检修造成的供给缩减预期，另一方面则是工商业用电需求超预期恢复带来的压力。这两股力量共同推动了现货市场价格的快速攀升。

但比外部冲击更具破坏性的，是零售侧定价机制本身的僵化缺陷。据业内人士分析，广西现货结算试运行周期尚短、市场培育不够充分，导致参与主体普遍形成了强烈的“现货低价”预期。这种预期反过来又强化了零售签约以固定价格为主的交易习惯。也就是说，当批发价格在现货市场上实时波动时，下游客户的购电合同却大多锁死了固定的售价。售电公司成了夹在中间的“缓冲垫”——它们既要承担上游购电成本的急剧上升，又无力向终端客户转嫁新增成本。

一位不愿具名的广东售电公司高管透露，类似的问题也发生在广东。他所在的公司在广东代理的用电量约为每月8000万千瓦时，按照去年平均每千瓦时0．15元左右的毛利水平计算，原本年度净利应在千万元级别。但从二季度开始，月度净利转为亏损，且幅度逐月扩大。原因是“批发端采购成本没降下来，零售端客户却要跟着现货均价往下压价”。截至发稿前，广东电力交易中心暂未就近期售电企业经营困难发表官方说明。

“退潮之后”：哪些人还在游泳？

从更宏观的角度看，这场发生在电力零售端的局部震荡，其实是电力体制改革进入深水区的一个缩影。

回顾本轮电改十多年的历程，可以清晰划分出三个阶段：第一阶段（2015—2018年）重在铺展框架，开放售电侧、成立多家交易平台，引入社会资本；第二阶段（2019—2022年）逐步推动中长期交易常态化，建立初步的跨省区交易机制；第三阶段（2023年至今）正式迈入现货市场探索期，价格信号开始真正发挥资源配置作用。在这个演进过程中，最受益的是那些拥有先发优势和规模效应的大型市场主体——无论是发电集团旗下的售电子公司，还是电网系统培育的商业平台，都能在早期以较低成本获取优质客户资源，并通过议价优势压低采购成本。而对于缺乏背景、体量较小的独立售电企业而言，一旦市场价格体系变得不够平滑，它们的生存空间就会迅速收缩。

正如一位长期从事电力市场研究的人士对媒体所言：“当现货价格从过去的近似固定变成实时浮动，售电公司如果还停留在简单的‘买低卖高’模式上，注定会被淘汰。”他进一步解释称，未来的竞争力将体现在三个方面：一是利用气象数据和负荷预测模型做出精准采购决策的技术能力；二是为客户提供能效管理、储能配置、分布式光伏接入等综合服务的附加值能力；三是自身资产负债表足够厚实，能承受短期价格波动冲击的风险分散能力。这三项门槛无一不指向资本实力和专业化程度。换句话说，电力零售市场的“去散户化”已不可避免。

留给市场的三个观察指标

对关注公用事业板块和电网产业链的投资者而言，当前这场行业洗牌提供了若干值得跟踪的信号。

其一，容量电价机制何时从试点走向全国统一。这是缓解售电端价格波动压力的最关键变量。容量电价的核心思路是让煤电企业通过固定的容量费用回收固定成本，而不是仅仅靠电量电费维持运营。但如果这项机制迟迟不能落地，发电侧的成本压力仍会层层传导至零售端，售电公司的批零价差就始终处于不稳定状态。

其二，长期购电协议的普及率和条款设计。随着现货价格波动加大，越来越多的售电公司和用户倾向于锁定更长周期的购销关系。但目前来看，这类协议的市场占比仍不高，且多数以年度为单位，远不如海外成熟市场中常见的三年、五年长协来得稳固。未来是否有政策引导或强制要求提升长协覆盖比例，将直接影响零售端的稳定性。

其三，售电行业的整合速度。从目前个案来看，已有少量小型售电公司主动退出市场。但也有人担忧，真正的并购重组浪潮可能要等到下一季度才会展开——届时年报披露的企业业绩数据将成为催化剂。如果部分大型售电子公司的年报中出现显著减值计提或营业利润下滑，可能会引发市场对整个售电板块估值逻辑的重估。

在这场被称为“去散户化”的行业洗牌中，有人出局，也有人趁机收编客户资源。但对于所有参与者来说，一个共识正在形成：那个靠运气和政策红利就能赚钱的时代结束了。