时间来到2026年9月30日，国内9家具有央企背景的售电企业联合向广西自治区政府发出紧急求助函：在1至8月期间，这些企业累计亏损已超过20亿元，而9月单月预计还将再亏10亿元，全年亏损总额或将突破50亿元大关。

作为行业领军者的售电公司，年亏损额竟超过10亿元，这一数字甚至是其注册资本的5倍之多——资金链几近断裂，只能依靠央企母公司的资金支持来维持运营。

这9家企业并非无名小卒，它们分别是国能、国开、华润、大唐桂冠、华能、中广核、中电、华电以及国电投博能，代表着发电侧最为坚实的“国家队”力量，按理说应拥有产业链中最强的议价能力。

如今，这些企业却不得不向政府求助，这足以说明问题并非出在个别公司的经营管理上，而是整个电力市场机制出现了严重问题。

【广西电力资源丰富，却难掩行业困境】

一、批零价格倒挂：每一度电都在吞噬利润

翻开账本，我们便能洞悉这50亿元亏损背后的真相。

2026年初，整个电力行业普遍预期现货价格将走低，因此零售合同多以固定一口价签订，均价仅为0.260元/度。近八成的零售合同都采用了这种模式——用户以为锁定了电价稳定，售电公司则以为能从中赚取差价。

然而，美伊冲突导致霍尔木兹海峡被封锁，LNG进口到岸价环比上涨9.38%，煤炭、油气等能源价格全面攀升，火电成本随之飙升，广西现货电价也水涨船高：4月涨至0.368元/度，9月达到0.395元/度，9月30日单日更是冲高至0.633元/度。

批发端价格持续上涨，而零售端却被合同牢牢锁定在低价水平，每卖出一度电，售电公司最多需倒贴0.373元。

用更直白的话来算一笔账：2026年8月，广西全区零售电能量达到112.17亿度，售电公司每售出1000度电便净亏27.2元，全行业单月电能量环节亏损约3.05亿元。

规模越大，亏损越惨重——签订的合同越多，资金消耗速度越快。这已不再是正常的商业经营，而是慢性自杀。

【广西水电资源充沛，却难解售电公司之困】

二、广东现状：卖一千度电仅赚三块九

别以为这只是广西的个例！

广东电力交易中心2026年半年报显示：在参与零售交易的500家售电公司中，202家实现盈利，298家则处于亏损状态，亏损比例高达59.6%——全行业平均度电获利仅0.0039元，换算下来，售出1000度电仅赚3.9元。

这3.9元意味着什么？在456家独立售电公司（占比超九成）中，度电获利仅为0.2厘，按年售电量1亿度计算，全年利润仅为20万元——在广州，这样的利润甚至无法租下一间像样的办公室。

广东4月11日现货实时成交均价一度冲高至0.978元/度，逼近1元大关，售现货一度亏损超过0.6元。部分公司一个月便亏掉全年利润，去年8月至10月15日期间，全国20个省份已有198家售电公司退出市场。

一个拥有5000家注册、3000家实际运营、代理全国60%交易电量（4万亿度）的行业，正在以惊人的速度进行洗牌。

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三、核心问题：为何卖给越南反而能盈利？

既然国内市场如此艰难，那么电力出口情况如何呢？中国每年向越南出售多少电力？价格如何？是盈利还是亏损？

历史数据显示：2005至2016年期间，广西累计向越南输送电力超过11亿度。尽管越南曾在2021年公开表示计划在2025年彻底停止购买中国电力，但现实却截然相反。

2026年5月23日，越南主动提出重启110千伏深沟-芒街联网线路，计划每月输送3000万千瓦时电力；越南电力集团正推进向中国增购24亿千瓦时、730兆瓦电力；预计到2027至2028年，年购电量可能扩大至190亿千瓦时、4100兆瓦。

价格方面：2025年5月5日，越南工贸部第1231/QD-BCT号决定明确规定，从中国进口电力的价格上限为每千瓦时9.3美分。

按2026年10月人民币中间价6.7330折算，约合0.626元/度，历史协议价约为0.47元/度（低于广西本地居民电价）。

为何对内亏损、对外盈利？主要有三个核心原因：

第一，出口到越南的电力，成本几乎为零。主要来源于云南、广西丰水期的富余水电——本地无法完全消纳，且跨省输送通道受限，发出来的电如果不卖就只能白白泄洪。这是“边际成本几乎为零”的电力，卖出一分便赚一分。

第二，定价机制完全市场化。9.3美分的价格上限是越南自行设定的，然后越南电力集团与中方进行谈判——这是国际市场的标准做法，没有低价内卷、没有固定一口价锁死、也没有现货暴跌的风险。

第三，现金结算、硬通货、零账期、无电费欠费、无保函集中追索、无金融传导的银行坏账——这是一笔干净的生意。

并非中国补贴越南的制造业——反而出口到越南的电力带来了不少收益，问题出在中国内部的电价体系上。

对外，中国电力实行市场化交易，价格合理、现金结算、不赔本赚吆喝；对内，售电公司则面临着“低价内卷+固定合同+现货暴涨+期货缺位”的四重困境，只能眼睁睁地看着自己流血。

【广西未来核电站的发展前景】

四、内部市场为何玩不转？四把刀将售电公司逼入绝境

刀一：低价内卷。

年初行业普遍预期现货价格将走低，某售电公司以0.32元/度的成本从批发市场锁定电量，却以0.26元/度的“一口价”签给用户——仅看中长期便每度亏损0.06元。

其侥幸逻辑是“用户实际用电会超过合约量，再用低价现货填补空缺”。然而，现货价格非但没有跌至0.09元，反而涨至0.395元——窟窿只能由自己填补。

刀二：固定合同锁死。近八成的零售合同采用“一口价”模式，批发端价格上涨的每一分钱，售电公司都必须自行承担。

刀三：电力期货缺位。国际电力市场（如美国PJM、德州ERCOT）均拥有完善的期货、期权、远期合约等对冲工具。

而中国期货市场至今尚未跟上步伐，售电公司想要对冲风险，只能“裸奔”。

刀四：风险分配错位。发电侧能够涨价，用户侧要求稳定，而中间商却成了背锅侠——这套结构如果不改变，下次爆雷的将不仅是售电公司，还会波及新能源项目的现金流。

五、这不是改革失败，而是改革上半场刚结束

很多人认为，这证明了电力市场化改革已经失败。恰恰相反，这是电力市场化改革上半场结束后的必然阵痛。

回顾2015年新一轮电改的初衷：打破垄断、放开两头（发电侧+售电侧）、管住中间（电网）。十年过去，全国已有5000家售电公司注册成立，代理了60%的市场电量，现货市场也从广东扩展至广西、山西、山东等地——价格发现机制确实已经建立起来。

但真正的市场化，不仅仅是价格能够上涨，还需要风险能够得到对冲。放开价格只是上半场，风险共担才是下半场。

下半场应该做些什么？大概率会有以下四件事陆续甚至同步发生：

一、将电力期货从“研究”阶段推向“上线”阶段。广州期货交易所已立项多年，但电力期货迟迟未能落地。没有金融对冲工具，售电公司永远只能“裸奔”。

二、将固定合同改为“联动机制”。零售端从“一口价”升级为“基准价+浮动”模式，让终端用户和售电公司共同承担风险——这也是九家央企的核心诉求之一。

【现状虽不尽如人意，但改变正在发生】

三、将偏差责任从“售电公司全额承担”改为“合理分摊”。用户实际用电与合约的偏差部分，不应全部压在中间商头上。

四、将《电力市场风险防控管理办法》从“征求意见”阶段推向“落地执行”阶段。国家发改委已于9月30日启动征求意见（9月30日至10月30日），恰好赶上了行业集体求救的节点——这是信号，也是希望。

结语：这不是国别问题，而是机制问题

回到开头那个最讽刺的对比：同一度电，卖给广西同胞的价格是0.26元，而卖给越南的价格却是0.626元——前者我们贴钱，后者我们赚钱，而且赚得还不少！

问题并非出在“中国电不够好”——中国电的质量、稳定性、成本控制在全球都是标杆水平，否则越南不会主动跑来求购。问题出在中国内部的电力定价机制上，它将中间商逼成了“接盘侠”，将发电侧的涨价全部转嫁到了售电公司的身上。

中国的电卖到越南，越南感谢中国；而中国的电卖给广西，广西售电行业却集体陷入困境——这种撕裂的局面不该继续下去。

电力市场化改革已经走到深水区，批零倒挂的50亿元学费，不该只让广西行业来交——它应该成为全国电力市场的警示教材。价格能涨只是起步，风险能对冲才是成熟。

让电力期货上线、让合同回归弹性、让责任合理分配——这才是下半场该干的事。毕竟，一个能把电卖到河内还能赚钱的国家，没理由把自己家里的电力市场玩成ICU！