破解售电经营困局，推动电力市场行稳致远

售电企业亏损情况及其潜在影响

随着我国电力市场化改革持续深化，市场交易规模扩大与售电企业盈利能力下降并存的现象逐渐凸显。广东电力交易中心数据显示，2026年上半年广东500家参与零售交易的售电公司中，298家累计亏损，亏损面达59.6%，平均度电获利仅0.0039元/千瓦时；广西方面，2026年一季度146家参与批发交易的售电公司，交易收益合计为-6.45亿元，平均每家约-442万元。除广东、广西外，2026年以来，云南、贵州、海南及安徽等地也出现售电企业经营亏损的情况。

售电企业出现一定程度的经营亏损，是市场竞争与价格波动作用下的正常现象。但当亏损范围持续扩大，并进一步引发合同违约和经营主体集中退出时，便可能对电力市场稳定运行产生连锁影响。

其一，持续亏损可能削弱售电企业的合同履约能力，增加市场结算风险。当批发购电价格持续高于零售收入时，售电企业经营资金受到挤压，可能出现履约担保不足、电费拖欠和购售电合同无法正常执行等问题。广东电力交易中心数据显示，2026年上半年，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，并对4家存在重大履约风险的售电公司启动违约处置程序。这表明，部分企业的经营亏损已开始向合同履约风险转化。

其二，售电企业集中退出可能增加终端用户的购电成本及经营不确定性。售电公司退出并不意味着用户立即失去电力供应，但用户可能需要重新选择服务商或进入保底售电安排，可能增加市场交易成本，并影响用电企业的生产经营预期。广东电力交易中心2025年度报告显示，当年保底售电涉及1162家用户，电量为6.3亿千瓦时。这表明，保底承接已经是市场运行中的实际业务。

其三，售电企业大量退出可能削弱售电侧竞争的充分性和公平性。2025年，广东370家独立背景售电公司代理了74.52%的零售用户，零售电量占比为39.68%。如果独立售电企业因持续亏损而集中退出，具有发电资源和资金优势的发售一体化企业可能进一步扩大市场份额，使售电市场集中度上升。长期来看，这可能削弱独立售电主体对发电侧市场力的制衡作用，也不利于形成公平、多元的市场竞争格局。

综上，本轮售电企业亏损不足以表明我国电力市场化改革方向存在根本性问题，但已经反映出电力零售市场运行机制与市场发展阶段之间的适应性问题。

售电企业面临的主要问题

总体来看，我国售电市场仍处于持续发展阶段，售电企业数量、代理用户规模和市场交易电量不断增长。国家能源局数据显示，截至2025年底，零售交易电量约占市场化交易电量的六成。售电企业已成为中小工商业用户参与电力市场的重要渠道，但企业经营能力与电力市场发展要求之间的矛盾逐渐显现。

一是电力供需形势阶段性趋紧，推动批发市场购电成本上升。2026年以来，部分地区用电需求快速增长，叠加天然气等一次能源成本上涨、新能源出力波动等因素，推动电力现货价格阶段性上行。从需求侧看，2026年上半年广东、广西全社会用电量分别同比增长9.1%和10.9%，用电需求增长明显。从供给侧看，2026年上半年广东风电发电量同比下降7.8%；4月份广东部分时段光伏发电量减少约20%，系统对煤电、气电等常规电源的调用需求增加；广西水电呈现出季节性出力变化。高峰时段较高报价的常规机组成为边际机组，推动现货价格上涨。

二是批发购电成本与零售合同价格倒挂，购售电合同风险错配突出。部分售电企业在2025年电力市场价格相对较低的背景下，以较低固定价格提前锁定2026年零售客户，但未同步配置与零售合同规模、期限及分时负荷相匹配的购电合约。当批发市场价格上涨时，零售合同收入相对固定，购电成本变化难以及时向用户侧传导，形成购售电价格倒挂。以广东为例，2026年上半年日前现货加权均价达到0.4026元/千瓦时，较2025年同期的0.3357元/千瓦时上涨19.9%。固定价格合同使售电企业集中承担了批发市场价格波动风险，批零价格传导不畅成为市场价格上涨转化为企业经营亏损的重要原因。

三是跨市场购电策略不合理，交易决策与风险管理能力不足。从实际经营情况看，部分售电企业主要依据历史价格水平及市场价格预期确定中长期与现货购电比例，对市场价格波动、用户负荷变化及不同购电组合的风险收益特征考虑不足。2026年，广西部分售电企业因预期现货价格维持低位，配置了较高比例的现货购电量，在市场价格持续上涨后形成较大经营损失；广东市场虽然具有较高的中长期合同覆盖比例，但部分售电企业仍因购电合同价格、分时电量及零售合同结构不匹配而出现亏损。上述情况表明，售电企业经营风险不仅与中长期购电比例有关，还取决于不同市场购电成本、分时电量配置及购电结构调整的合理性。部分企业购电结构相对固化，难以根据市场价格及负荷需求变化及时调整交易安排，进一步增加了经营收益的不确定性。

四是低价竞争与单一价差盈利模式并存，多元化盈利模式尚不成熟。当前，我国多数售电企业仍以购售电价差作为主要盈利来源，业务模式同质化程度较高。随着售电市场经营主体不断增加，部分企业主要通过降低零售电价、承诺价格优惠等方式争取客户，市场竞争逐渐集中于单位电量价格。交易量较大并不意味着利润缓冲充足，且这一经营模式高度依赖市场价格预期。同时，售电企业在用电管理、负荷预测、需求响应、虚拟电厂及分布式资源聚合等领域仍有较大业务拓展空间，但相关业务普遍需要较强的数据分析和资源运营能力，部分业务的市场准入、收益分配和价值补偿机制仍处于完善阶段，尚难在短期内完全替代传统购售电价差收入。

电力零售市场健康发展的建议

针对当前售电企业经营亏损及其暴露出的制度性问题，应坚持市场化改革方向，在保障经营主体公平竞争和合同约束的基础上，进一步完善电力批发与零售市场衔接机制，健全风险对冲、履约保障和市场监管制度，促进售电企业形成可持续经营能力。

一要完善批—零价格联动机制，建立与合同类型相适应的风险分担体系。通过建立不同风险偏好用户与不同零售套餐相匹配的合同体系，使售电企业能够通过合理定价和购电组合管理控制风险，同时保障用户对购电成本的自主选择权。首先，应进一步丰富零售合同定价方式，形成固定价格、市场联动价格以及固定与浮动相结合的多元化零售套餐体系。针对不同风险偏好的用户提供不同的零售合同模式，提高价格信号的传导效率。其次，应在零售合同签订阶段明确价格调整机制和风险分担责任。对于固定价格合同，售电企业应根据合同期限、约定电量及分时用电特征，同步配置合理的中长期购电合约，并将风险管理成本合理纳入合同定价。对于市场联动合同，应明确价格指数、联动比例、调整周期及费用分担方式，增强交易双方对市场价格变化的预期和风险管理能力。

二要优化中长期与现货市场购电量配置，提高购售电风险对冲效率。应引导售电企业根据中长期与现货市场价格变化、用户负荷特征及零售合同结构，合理配置不同市场的购电量，形成兼顾采购成本与价格风险的购电组合。在年度、月度等中长期交易阶段，结合市场价格预期及用户负荷需求，合理确定中长期合同电量及分时购电曲线，控制现货市场价格风险敞口；在月内及后续交易阶段，根据市场价格变化、实际负荷需求和已有合同持仓，在现行交易规则允许的范围内动态调整购电安排，提高购电结构对市场变化的适应性。通过建立多时间尺度、动态调整的购电组合决策机制，减少固定购电比例和单一价格预期对企业经营收益的不利影响，实现购电成本与经营风险的协调控制。

三要推动售电企业经营模式转型，提升专业化交易与需求侧资源运营能力。应鼓励具备条件的售电企业依托终端用户资源，拓展用电管理、需求响应、负荷聚合、虚拟电厂、分布式能源及储能运营等业务，提高对用户用电需求的管理能力和需求侧资源的组织能力。应进一步明确售电企业组织需求侧资源参与电能量市场、辅助服务市场及相关调节交易的准入要求、计量核验和收益分配方式，使企业提供的负荷调节、用电优化和资源聚合等服务能够获得与其实际贡献相匹配的合理收益。通过促进售电企业由单一购售电价差经营向电力交易管理、用户用电管理和需求侧资源运营等多元化业务拓展，逐步形成以专业能力和服务价值为基础的市场竞争格局。

四要健全收益约束与履约保障机制，实现经营风险与收益相匹配。售电企业既承担市场化经营责任，也承担保障购售电合同正常履行的义务，应建立与其经营风险相适应的收益管理和履约保障制度。在收益管理方面，应系统评估现有售电收益约束、超额收益分享及用户利益保护机制的实施效果。通过差异化制度安排，提高企业收益水平与实际风险承担程度之间的匹配性。在履约管理方面，应建立以实际风险敞口为基础的动态风险监测机制。对于风险持续上升的企业，及时采取风险提示、补充履约保障、限制新增交易等措施，防止损失进一步累积。

五要完善市场风险预警和退出机制，防范集中违约及风险传导。应建立分级分类的风险识别与处置机制，提高异常市场形势下的风险应对能力。首先，应加强地方能源主管部门、能源监管机构、电力交易机构和电网企业之间的信息共享，建立售电企业经营异常和履约风险联合监测机制。其次，应区分企业短期流动性困难与长期经营能力丧失两类情形。对于仍具备持续经营能力却因短期价格剧烈波动形成资金压力的企业，可依法依规支持交易双方自主协商调整尚未履行的合同，优化合同转让和履约安排；对于已不具备正常履约能力的企业，则应及时启动违约处置、合同衔接和市场退出程序。此外，应进一步健全保底售电制度和用户合同衔接机制，明确售电企业退出后的用户转接程序、费用结算方式及违约责任。

（王永利系华北电力大学经济与管理学院副院长、华北电力大学能源互联网研究中心副主任；马裕泽和董焕然系华北电力大学能源互联网研究中心研究员）