导语  广西一季度146家参与批发交易的售电公司合计售电收入-6.45亿元；7月公开的5月待缴费用公示又涉及13家公司、约1.67亿元。价格冲击正在沿着结算、保函和退出程序向现金流传导。大家最关心的已经变成：这轮亏损还要熬多久，最后会怎么结束？

售电市场并没有缩小。国家能源局披露，截至2025年底，全国注册售电公司5288家，代理70余万家电力用户，零售交易电量占市场化交易电量六成。如此大的市场，不会因为一次亏损潮突然消失。

但玩法已经变了。以前靠渠道、低价报价和几厘钱价差就能跑起来的公司，正被现货波动、曲线偏差、月度结算和履约担保同时拷问。这轮亏损结束时，留在牌桌上的公司会少一些，能力结构也会完全不同。

01  |  凌晨1点，那张账单算出了600万元

把公开采访里的数字放回一间交易室，画面大致是这样的：凌晨1点，最后一轮结算测算跑完。年初签下的零售“一口价”是0.26元/千瓦时，中长期购电成本约0.32元/千瓦时。只看这两笔，每卖一度电就先亏6分钱。若这段价差覆盖1亿千瓦时，毛损就是600万元。

当初的算盘并非完全没有逻辑。广西受访企业曾预期现货价格可能低至0.09元/千瓦时；若中长期与现货各占一半，综合采购成本约0.205元/千瓦时，0.26元的零售价仍有空间。可现实给出的价格是：2026年1—3月广西日前现货均价分别约0.284、0.238、0.270元/千瓦时，4月1—23日又升至约0.382元/千瓦时。原先的盈利模型被快速击穿。

这笔账最扎心的地方  企业把“可能出现的低价”写进了全年合同，却没有同步买下足够的保护。交易判断可以错一次，现金流很难陪着错一年。

图1｜公开采访数据的场景化还原：低价零售合同遇上高采购成本。

02  |  这波亏损为什么拖得这么久？三个旧问题一起爆了

第一，零售价锁一年，批发成本按天、按时段变化

全年固定低价合同，实际上是售电公司免费替用户提供了一份价格保险。批发侧进入“中长期+现货+辅助服务”连续结算后，成本会随燃料、来水、气温、负荷、新能源出力和机组检修变化；零售合同没有联动条款，波动就全部留在售电公司账上。

第二，签够年度电量，并不等于买对负荷曲线

很多公司只盯年度总量，却忽略用户每天96点的峰谷形状。高价时段缺电、低价时段多买，合同总量看起来足够，实际仍要在现货市场追电。广西样本更典型：公开报道口径显示，售电公司年度交易电量中约50%暴露于现货，明显高于部分省份10%—20%左右的水平。相同的价格误判，会被更大的敞口放大。

第三，亏损会通过结算和保函迅速变成现金压力

广西一季度146家参与批发交易的售电公司合计售电收入-6.45亿元；广西电力交易中心4月信息披露报告显示，当月售电公司售电收入（含现货不平衡资金等）合计约-5.19亿元。到了7月，广西13家售电公司5月待缴费用合计约1.67亿元，公示期满无异议的将进入履约担保赔付程序。

待缴费用不等于审计口径净亏损。其中可能包含批发交易差额、辅助服务、容量等多类结算科目；但它足以说明，压力已经从损益测算走到真实缴款和信用额度。

图2｜亏损传导链：价格冲击之后，结算、担保与合同处置会继续运行。

03  |  还要熬多久？看三道时间闸门

从2026年8月这个时点看，行业全面止血大约还需要4至10个月。高压期更可能延续到2026年四季度；到2027年上半年，普遍性亏损有望转成结构性分化。这个判断有一个前提：燃料、极端天气和电力供需不再出现第二轮超预期冲击。

现在—2026年9月：最难的是现金，不只是价格

迎峰度夏仍可能带来高价时段，前几个月的结算、追退补和保函补充又会陆续兑现。哪怕现货均价回落，前期亏损形成的现金缺口、信用占用和客户违约争议也不会同步消失。部分公司会在这一阶段主动缩量、转让合同，或者触发保底售电。

2026年四季度：决定行业能否止血的，是2027年合同怎么签

年度交易窗口打开后，低价“一口价”会被重新定价。固定价比例收缩、批发均价联动、上下限保护、风险溢价和分时曲线条款会明显增多。旧合同到期并不代表旧损失消失，但它能切断新的亏损来源。

2027年上半年：行业从“普遍亏”转成“各走各路”

现金充足、采购有底仓、合同能联动的公司会恢复正常经营；仍背着欠费、保函执行和未处置合同的公司，还会继续处理遗留问题。市场看到的“亏损潮结束”，更多是新增亏损收窄、退出节奏下降，并不等于每家公司都把历史窟窿补上。

判断拐点，盯住三个信号  重点省份批零价差连续3个月回到可控区间；低价固定合同占比下降、联动套餐增加；待缴费用、追加保函和退市公示数量持续回落。

图3｜行业推演：高压期、重签期和分化期不会在同一天结束。

04  |  这轮出清，会用四种方式收场

收场方式一：合同改价，固定低价让位于可传导产品

广东已经给出一个清晰方向。2026年常态化年度交易方案在零售环节推出“批发均价+浮动费用”的标准平价套餐，同时要求售电公司登记零售合同前满足初始信用额度并提交履约担保。未来固定价不会消失，但它必须匹配足够的中长期对冲，或者收取能覆盖尾部风险的价格。

收场方式二：现金出清，补缴、担保执行与退出并行

《售电公司管理办法》已经规定：未按要求补足履约保障的，可被取消后续交易和结算资格；未履行合同可通过平台转让，未完成处置的用户可转入保底供电，保证金或保函用于偿付。行业出清不会只表现为公司注销，还会表现为缩量、停牌、合同转让、用户迁移和信用惩戒。

收场方式三：资源整合，客户与交易能力向强主体集中

发电集团、园区平台、负荷聚合商、储能运营商和综合能源公司，会接走一部分客户、合同和交易团队。手里有电源并不天然安全，资源也要放进同一套采购、负荷预测和结算体系；但在价格剧烈波动时，源、荷、储之间存在更多调节和对冲空间。

收场方式四：服务升级，利润来源不再只靠几厘价差

国家能源局已明确提出，推动售电公司从“价差套利”向“服务增值”转型。绿电与绿证、需求响应、虚拟电厂、储能优化、能效服务、用能托管和结算风控，将成为更稳定的收入来源。售电仍是入口，但卖给客户的产品会逐步变成年度成本区间和风险管理能力。

图4｜四种收场方式会同时发生：改合同、清现金、整资源、增服务。

05  |  谁会先出局？谁会借这一轮扩大份额？

·最危险的一类：没有稳定电源、没有可调负荷、没有交易系统，现金储备又薄，只靠渠道和低价报价拿客户。行情一反转，规模越大，补洞越快。

·能扛但必须收缩的一类：股东资金较强，却长期用固定价裸露头寸。它们可能补得起保函，但会主动减少区域和客户，先保信用。

·专业交易型：不一定拥有电厂，却能做负荷预测、曲线采购、现货限额和合同定价。只要现金纪律足够严，仍有机会在客户迁移中扩大份额。

·资源与平台型：拥有电源、园区负荷、储能或可调资源，能够把售电放进源荷储运营体系。优势更大，但也要防止用集团补贴掩盖真实交易亏损。

一个容易忽略的判断  有资源不等于自动对冲。只有电源曲线、零售合同、现货敞口和内部结算放在一张账上，资源才会变成风险缓冲。

06  |  监管信号很清楚：行业不会等来一纸“统一救市”

2026年2月发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》提出，制定零售市场交易规则，加强零售市场全过程监管、信息披露和风险控制，并引导售电公司向能源综合服务商转型。国家能源局随后又提出，年内修订《售电公司管理办法》、研究出台《电力零售市场基本规则》。

这些政策动作指向同一件事：亏损会更多通过合同、担保、信用和市场退出机制消化。局部规则可能继续优化，个别争议可能获得协调，但行业不应把经营计划建立在普遍补偿、统一兜底或价格重新回到旧低位之上。

全国性信号  零售市场规则正在补齐，结算节奏正在加快，风险监测正在前移。下一轮竞争的门槛，会从“有没有牌照”升到“有没有可验证的风控能力”。

07  |  售电公司老板，现在该咋应对？

可能以后每天开市前，老板和交易负责人至少要同时看到六个数字：明日96点预测负荷、中长期已锁曲线、现货敞口、零售合同传导比例、极端场景最大损失、履约担保剩余额度。缺任何一个，公司的真实风险都可能被利润表遮住。

六件事，建议老板们排进8月和9月的工作表

·停止新增无保护的全年固定低价合同。固定价可以卖，但要有对应底仓、风险溢价和退出条款。

·逐户重算2026年剩余合同。按峰谷曲线、季节性、可调节性、信用和违约条款，找出最危险的前20%客户。

·把年度总量管理改成曲线头寸管理。每日更新已签零售、已锁中长期、预测负荷和现货敞口。

·给现金和保函设双红线。一条看最坏月度亏损，一条看补担保后的可用现金，触线就缩量。

·2027年合同提前换结构。优先设计批发均价联动、固定+浮动、上下限保护和分时套餐。

·选择一项最贴近客户的增值业务做深。绿电绿证、需求响应、虚拟电厂、储能优化或能效托管，不要一次铺开所有赛道。

图5｜下一轮售电竞争的五项底层能力。

结语  |  亏损潮会结束，低价裸奔的时代很难再回来

电价回落，只能止住新的伤口；合同重签、现金结清、弱者退出和能力升级，才能让旧伤口慢慢闭合。由此判断，高压期大概率还会持续到2026年四季度，行业层面的普遍性亏损有望在2027年上半年明显缓解，个别公司的遗留问题会更久。

售电公司不会被市场淘汰，市场也离不开它们。70余万家由售电公司代理的用户，仍需要采购、签约、结算、绿电和风险服务。会退出的是一部分公司，会消失的是一套赚钱方式。

下一轮客户买的，不只是便宜几厘的电，而是一份“年度用能成本别失控”的能力。