8个月亏掉20亿！售电公司陷入困局，2027年行业大洗牌？

广西9家央企下属售电公司联名反映经营困难，广东近六成售电企业陷入亏损。批零价格倒挂正暴露出售电行业的风险错配。随着2027年交易规则陆续出台，低价抢客户、赚取购售电价差的传统模式迎来考验。
文/NE-SALON新能荟  Arock

2026年，曾经依靠购售电价差不断拓展市场的售电公司，遭遇了一场经营压力测试。广西9家央企下属企业罕见联名反映困难，广东近六成售电公司出现亏损，部分企业甚至被启动违约处置程序。随着2027年年度长协签约临近，一个问题越来越现实：当买电比卖电贵，售电企业该靠什么活下去？

广西电力交易中心大厅（资料图），来源：广西云—广西日报

01. 9家央企联名反映困难，售电公司亏损蔓延

9月30日，广西9家央企下属售电公司联合提交《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》。根据公开报道披露的文件内容，广西售电行业2026年1—8月累计亏损超过20亿元，9月单月预计亏损超过10亿元，全年亏损规模可能突破50亿元。后两项属于当时预测，而非已核定的实际亏损。

广东的公开数据同样不乐观。广东电力交易中心发布的半年报告显示，2026年上半年500家参与零售交易的售电公司中，298家累计亏损，占比59.6%；202家实现累计盈利。全行业平均度电获利仅0.0039元，意味着每销售1000度电，按该平均水平计算只有3.9元收益。

图1｜2026年上半年广东售电公司盈亏结构（数据来源：广东电力交易中心半年报告）

亏损已不局限于利润表。上半年广东累计对67家次触发红色预警的售电公司督促追加履约担保3316.55万元，对4家存在重大履约风险的企业启动违约处置。这里的“67家次”是预警次数口径，并不等同于67家互不重复的企业。

当经营损失进一步侵蚀现金与担保额度，签约规模反而可能成为沉重负担。过去靠低价吸引客户、再在批发市场寻找利润空间的增长方式，正遭遇现实考验。

图2｜广西、广东售电市场三项风险指标（不同口径数据，详见图下注释）

02. 买电贵、卖电便宜，风险到底从哪里来？

售电市场最大的矛盾，是采购价格与销售价格不一定同步变化。现货市场会随电力供需、燃料成本和新能源出力调整，而很多零售合同早在年度交易阶段就已确定价格。售电公司以固定价格向客户作出承诺，却可能没有锁定相同月份、相同时段的电量成本。

今年这种错配格外突出。据中国能源报援引广东市场数据，2026年上半年日前现货加权均价为0.4026元/千瓦时，比2025年同期的0.3357元上涨19.9%。需要注意，现货均价并不等于售电公司的全部实际购电成本，但足以说明其中一部分采购敞口可能面临的价格压力。

图3｜广东日前现货加权均价同比变化（单位：元/千瓦时）

现货价格波动背后，有不同的供需力量。高温或寒潮可能短时间内抬升用电负荷；光伏在日间大量出力，傍晚却迅速回落；水电丰水、枯水期的供给差异，会放大部分省份的季节性变化。当供需紧张时，需要调用成本更高的煤电或气电机组，也可能推高边际出清价格。

更容易被忽视的是时段错配。一家售电公司即使全年买足了电量，也不代表能够覆盖客户真正需要用电的高价时段。例如客户晚峰负荷很高，而购电合同更多分配在白天，晚峰仍可能被迫补购，白天却出现富余。合同量相匹配，不等于合同曲线相匹配。

如果企业此前以低价固定套餐争取了大量客户，却把较高比例的采购需求留在现货市场，高价补仓就可能很快吞噬利润。在市场波动加大的情况下，赚取批零价差不再是一道只看年度均价的简单算术题。

03. 2027年新规调整，行业竞争规则正在变化

2026年9月，国家发展改革委分别就《售电公司管理办法》和《电力市场风险防控管理办法》修订内容公开征求意见。两份文件的征求意见程序目前均已结束，但有关内容仍应按征求意见稿对待，不能直接理解为已经生效的正式规则。其方向是把交易规模、履约保障和风险敞口更加紧密地联系起来。

地方市场的调整更为直接。江苏已发布2027年零售市场交易工作指引，优化原有固定电量和现货联动比例要求，推动零售电价更好地传导批发市场价格变化。福建则调整零售套餐结构，保留一定锁价空间的同时加强市场价格联动。

陕西省发展改革委11月11日已印发《陕西电力零售市场交易实施细则（2027版）》，明确自2027年1月1日起、含2027年年度零售交易施行。四川11月3日发布的2027年交易总体方案仍处于公开征求意见阶段，不能将拟议内容视为最终安排。

这些规则并不是让售电公司把成本上涨无限制地转嫁给客户。价格封顶、浮动价差限制和履约担保等机制可能同时存在：一边要求市场价格有效传导，另一边又要求保护用户、守住合同履约底线。结果是，依靠简单低价竞争而缺少风险管理能力的企业，将更难承受意料之外的成本冲击。

04. 明年的长协该怎么签？关键不是一味买低价电

第一，先看风险月份，再定年度仓位。迎峰度夏、迎峰度冬，以及水电占比较高地区的枯水期，都值得在年度交易之前单独测算。售电公司应依据客户已落实的用电需求，把高风险月份的采购覆盖放在更靠前的位置，而不是把全年电量平均摊到各月。

第二，把客户负荷曲线与中长期合同交割曲线放在一起核对。工业客户的白天连续生产、数据中心的全天运行、商服客户的晚峰需求，可能对应完全不同的分时价格风险。应逐月、逐时段核对预计负荷、已购电量、可能缺口及偏差考核成本。

第三，年度签约只是起点，不是终点。客户排产、检修与订单情况变化后，应在允许的交易窗口内，通过月度、月内交易调整采购仓位；发现缺口集中在少数尖峰时段时，要避免不分时段地整月加仓，造成其他时段过量。

第四，把压力测试做在签约前。假设高价时段持续增加、客户用电超出预测，企业需要补购多少电？追加履约担保是否会挤占正常经营现金？零售封顶与费用分摊条款又会限制多少成本传导？如果测算结果超出承受能力，就应先完善采购覆盖、降低锁价承诺，或控制签约规模。

05. 洗牌不等于全行业出清，服务能力才是新筹码

从目前的制度方向看，售电公司的竞争优势正在变化。单纯依靠销售渠道、客户数量或较低报价，很难构成长期壁垒。未来更重要的是负荷预测、分时采购、现金与担保管理，以及帮助客户降低综合用能成本的能力。

拥有发电资源的售电企业可能在采购组合上具备一定优势，但也无法天然免疫市场亏损；中小独立售电公司并非没有机会，关键在于能否深耕细分客户群，形成可信的定价和风险管理体系。

储能、需求响应、虚拟电厂和用能管理，也可能成为售电业务的新工具。例如，在符合当地规则且经济性成立时，通过负荷移峰、储能充放电和需求响应，帮助客户减少高价时段用电成本。只是这些项目仍需单独测算投资、运营、调度条件与收益分配，不能把“综合能源服务”当作自动盈利的答案。

结语

2026年的售电危机说明，交易规模增长并不等于利润增长。过去依靠固定价差和低价扩张的模式，正在面对更严格的风险约束。2027年年度长协真正重要的，不是签下多少电量或客户，而是能否让每一份零售承诺，都有与之相匹配的采购安排和履约保障。电力市场不缺愿意低价卖电的公司，真正稀缺的，是价格波动中仍能稳健经营的企业。

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