为什么央企卖电，亏了 20 亿？

账面直接出现 20 个亿的赤字，出面反映经营困难的，还是大型能源央企在地方的售电主体。2026 年 9 月下旬，在桂的多家售电公司联合递交了一份紧急报告。

行业数据显示，今年前 8 个月全区售电行业累计亏损已经超过 20 亿元，9 月份单月预亏更是超过 10 亿元。

资本实力如此雄厚的大型企业，为什么会在日常售电业务中出现这种大额亏损？要弄明白其中的原因，必须看清当前电力交易的实际流程。

售电公司的日常运作方式并不复杂。这些企业先在发电侧的批发市场统一购入电量，再与制造企业、工商业园区等终端客户签订供电协议。

双方在年初签订年度合同时，普遍约定了单一的固定销售价格，平均结算标准大体维持在每度电 0.26 元左右。

然而，采购成本在今年下半年发生了明显转变。受煤炭等一次能源供需变动影响，现货市场的批发价格持续攀升。

到了 9 月 30 日，批发市场的日前出清均价直接冲到了每度电 0.633 元。

电网批发成本涨到了六毛多，而零售给客户的固定价格依然只有两毛六。这是当日极端价差，每向外供应一度电，账面最大倒挂亏损超过 0.37 元，粗略估算超过三毛钱。部分交易规模靠前的大型售电主体，单月账面损失超过了一亿元。

面对这种反差，单纯归咎于个别企业的经营判断并不客观。在我看来，这实质上是现货交易试运行阶段，购销两端缺乏灵活传导所暴露出的运行矛盾。

说白了，终端工厂以往习惯按照固定费率用电，避开了市场波动；而现货批发端的成本却每天都在跟随供需变化。

如果批发端上涨的成本不能依据规则向零售端分摊，处于中间环节的售电公司就必须独自消化所有差价。

前两年部分抗风险能力较弱的中小售电机构陆续退出，如今大型央企也感受到了这种成本压力。

针对批零价格倒挂的制度短板，国家层面的政策指引已经十分明确。2026 年 2 月，国务院办公厅印发关于完善全国统一电力市场体系的相关实施意见，明确指出要畅通批发与零售价格传导，推广分时价格机制，引导用电主体主动参与调节，保障市场平稳运行。国家能源局也在今年部署了电力领域综合监管，重点规范市场交易与结算秩序。

相关企业希望通过调整结算方式、协商优化零售合同，实质上是在推动电价真实反映供需成本。让上下游协同面对价格变动，健全风险防范与疏导规则，电力市场化改革的步伐才能走得更稳健。晒图笔记大赛

信息来源：第一财经 2026 年 10 月 8 日《广西 9 家售电公司联名 “呼救”：行业面临系统性风险》