售电行业正面临生死存亡的危机。九家能源央企下属售电公司于9月底发布联名信，揭示了当前售电行业“批零倒挂”的困境。这九家公司包括国能、国开能源、华润、大唐、华能、中广核、中电、华电、国家电投在广西的售电分公司，合计占据广西售电市场约七成份额。
联名信显示，今年1-8月，广西售电行业累计亏损超20亿元；9月单月预计亏损超10亿元；全年亏损预计突破50亿元。头部单家售电公司年亏损超10亿元，约为注册资本的五倍。这是新电改以来，能源央企首次以集体联名方式公开请政府纾困。
售电公司的商业模式通常是“低买高卖”，即从上游批发市场买电，再加价卖给终端用户，赚取价差。但今年情况相反：年初和用户签的全年固定价零售合同锁定了较低售价，而批发市场买电的价格却一路上涨，导致进价超过售价，形成“批零倒挂”。
10月以来，电力市场淡季不淡。广东电力交易中心数据显示，10月月度集中竞争交易综合价为0.4759元/千瓦时，环比上涨约12.7%。现货市场同样维持高位，10月13日，南方区域日前现货加权均价0.5736元/千瓦时，单日上涨19.8%。这些不断上涨的批发电价使已严重失血的售电公司雪上加霜。
2025年，售电行业曾是一番繁荣景象。当年广东412家售电公司中有396家盈利，盈利面高达96%。然而今年上半年，500家参与零售交易的售电公司中有298家累计亏损，亏损面达59.6%。
售电公司通常采用两种合约批发电量：中长期合约和现货市场。前者提前锁定大部分电量的价格和数量，作为基础保障；后者用于平衡用户实际用电量与合约电量之间的偏差，价格实时波动。136号文出台后，新能源大规模并网令现货市场电价持续下行，成为近年来盈利最好的一年。全国售电公司数量也从3000多家激增至5000多家。
许多售电公司误以为低电价是常态，甚至认为现货电价下行将成为长期趋势。基于这一判断，不少公司在年初以较低电价签订了零售合同，并将中长期合约仓位压缩至50%以下，部分甚至低至30%，希望在现货市场低价购电赚取更多价差。但事与愿违，2026年电力供需形势变化，现货电价大涨，屡次突破市场预期上限。
今年2月，海湾局势导致燃料价格上涨，天然气和煤炭价格上涨，拉高发电侧成本。4月以来，南方区域用电负荷增长、清洁能源出力波动与机组检修等因素叠加，推高现货价格。4月，广西日前现货均价冲到0.368元/千瓦时，9月进一步攀升至0.395元/千瓦时。而年初售电公司跟工商业用户签下的全年固定价合同，平均签约电价仅约0.26元/千瓦时，形成了高买低卖。
售电公司对价格波动极限的预估出现根本性偏差，导致前所未有的经营困境。一旦现货价格涨幅突破零售合同的锁定成本，批零倒挂下的亏损不可避免。此外，系统运行费在2026年快速上涨，也压缩了一定的批零价差空间。
售电公司看空电力市场，对长期电价走向错误预判。部分企业对市场风险认知不足，缺乏足够的交易、预测、风控能力。过去几年可能从年协-月度-现货的价格结构里获利，以为低电价走势是常态，导致签的中长期合约比例较低。
广西规则要求售电公司年度交易电量中，中长期合约与现货采购各占50%。对比之下，广东售电公司年度中长期电量占比约90%，现货仅占10%。现货占比越高，意味着售电公司暴露在价格波动下的敞口越大，现货价格上涨造成的亏损幅度也越大。
4月14日，多家民营售电公司联合发布紧急呼吁函，称行业已走到生死临界点。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”。
4月28日，广西推出三项缓冲措施：允许买卖双方自愿协商调整已签合同；实施阶段性“平价”售电机制，避免售电公司退市后用户直接承受两倍保底电价；优化履约风险评估模型，合理设置保函额度。5月13日，度电利润超过0.008232元/千瓦时的部分，原需与用户按1：9分享的售电公司限利政策被暂缓执行至今年12月。
这套组合拳短期内缓解了资金压力，但没有根本性解决问题。进入三季度，亏损窟窿进一步扩大。对于此次政府层面是否会出手纾困，多位业内人士表示，可能会推出规范与引导性质文件，但大概率不是救助兜底性质，方向是完善机制、划清责任，而非为亏损买单。
售电公司亏损并非广西一省的孤例，“批零倒挂”正在成为常态化风险。广东、云南、贵州、海南，以及安徽、山东、陕西、河南等省份也出现了这一现象。除了现货电价变化的直接因素外，行业盈利模式过于单一、同质化低价竞争，也进一步放大了售电行业亏损。为了争抢下游客户，售电公司陷入了非理性低价竞争。
当前，用电企业对市场风险和售电交易风险认识不够，停留在年度一口价+行政性分时参考的价格认知上，只认“低价中标原则”。广东省还出现“返利模式”，不仅贴着地板价签约，售电公司还在“场外”给予用户电价补贴。随着现货电价暴涨，发电厂拒绝兑现返利，电力用户便向售电公司发起履约追索，售电公司则向发电厂讨要电费补贴，形成“三角债”。
亏损直接带来了售电公司退出潮。今年前7个月，全国已有超400家售电公司通过自愿退出、强制清退等方式离场。2025年全年，注销和强制退市的售电公司超3200家，约占行业总量三分之一。
售电公司退市后，用户三个月内未找到新售电公司签约的，将自动转入保底售电服务，价格按现货市场均价的两倍执行。售电企业大面积亏损和集中退出，不仅可能影响电力零售市场交易秩序，还将通过用户用电管理、需求响应组织及负荷资源聚合等环节，对电力系统运行产生间接影响。
售电企业退出并不意味着其代理用户立即失去电力供应，真正需要关注的是三个方面：一是可能增加负荷侧交易与用电管理的不确定性；二是需求侧资源的市场化调节激励被削弱；三是负荷聚合及虚拟电厂等新型业务的发展连续性受影响。
对于这场危机的责任归属，目前业界观点不一。有观点认为是售电企业自己判断失误、应该自担风险；也有观点认为市场只培育了用户的低价预期，却未同步建立风险分担机制，是规则让售电公司在批发约束与零售竞争之间单边承担了过多现货风险，风险承担主体与资产实力发生严重错配。
从企业层面看，签订固定价格合同就意味着承担相应的市场风险，对电价形势判断失误导致的亏损，理应由企业自行承担。但从制度层面看，批零倒挂反复出现，说明需要完善电力市场机制。监管层面不会进行大规模兜底，售电公司作为市场竞争主体，优胜劣汰属于正常现象。
2015年11月国家发改委、国家能源局发布的《关于推进售电侧改革的实施意见》明确，售电公司应以服务用户为核心，自主经营、自担风险、自负盈亏、自我约束，并鼓励其提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。
售电公司的责任在于无底线低价获客、风险管理缺位，按市场原则应自担。规则层面存在批零传导机制不畅等问题，零售合同调整工具少、价格传导时滞长、部分地区调仓和合同转让机制不灵活、用户侧电价仍以月度更新为主，与现货衔接不紧。此外，各地普遍实施的限利政策，存在赚钱有上限、亏损没底线的问题以及权责不对等的问题，应该完善。
自2025年新电改以来，中国售电市场经历了由市场主体培育、交易规模扩张，向现货市场深化运行及多元化市场竞争发展的过程。业内共识，随着市场主体不断增加，电力现货市场建设加快，售电公司传统依靠单一购售电价差的经营模式面临新挑战。
2026年是电力现货市场全面铺开的元年，售电公司经营模式亟待变革。现货市场加速覆盖之后，各地批发侧价格波动普遍增大，过去售电公司靠“稳定价差”盈利的模式已经失效，售电公司需要从“价差驱动”转向“服务增值”，提升风险管理、专业能力、客户黏性、综合能源等核心能力。
经过2026年市场洗礼，售电公司要改变“看天吃饭，赌大小”的交易逻辑，更成熟地思考风险，提升偏差管理、风险管理、多元价值服务、产品组合风险对冲等经营能力，从做中介到做交易，到提供现货条件的最优电力服务。未来售电公司形态不仅仅只有一种，可能有渠道型、新能源投资型、综合能源服务型、批发侧聚合交易型等各种业态和业态组合。
售电公司将向术业有专攻的方向发展，越靠近用户的环节，服务机会越多，收益越多元，交易只是其中一块，未来会形成丰富的零售侧服务业态。未来售电企业的竞争重点应由代理电量规模和低价购电能力，逐步转向专业化交易管理、风险控制和需求侧资源运营能力。
售电企业的发展方向，核心是从依赖市场价格波动获取收益，转向依靠专业交易管理、客户服务和需求侧资源价值创造获取收益。
