卖一千度电，只赚三块九，广东60%的售电公司亏损，被“一口价”反噬的行业正在洗牌
广东电力交易中心近期发布的《2026年广东电力市场半年报告》指出，低价“一口价”合同带来的负面影响正在显现，现货电价飙升导致批发与零售价格倒挂，售电行业正经历一轮快速整合。
报告数据显示，在参与零售交易的500家售电公司中，有298家处于亏损状态，亏损比例达到59.6%。整个行业的平均每度电利润仅为0.0039元，这意味着销售一千度电只能赚取3.9元。与此同时，广东全省上半年的用电量达到4714.8亿千瓦时，同比增长8.8%，最高负荷更是达到1.74亿千瓦，增幅为13.7%。
用电量持续增长，但售电企业却普遍亏损，这表明问题并非出在需求侧。广西的情况更为严峻，今年第一季度，146家售电公司累计亏损6.45亿元，平均每家公司亏损442万元。
两广地区的亏损现象并非个案。这是一批依赖价差生存的独立售电公司，在现货电价剧烈波动和“一口价”合同的双重压力下，集体遭遇了自2015年电力体制改革以来最严峻的挑战。
每度电仅赚两厘，不卖反而亏得少
广东售电市场的分化已不能用简单的“二八法则”来描述。32家拥有发电背景的售电公司，每度电的利润约为6.6厘；而占比超过九成的456家独立售电公司，每度电的利润仅为0.2厘。0.2厘是什么概念？按年售电量1亿千瓦时计算，全年利润仅为20万元，在北京可能连一个像样的办公室都租不到。与2025年上半年独立售电公司每度电3.22分的利润相比，一年内利润缩水超过99%，几乎归零。
尽管亏损面如此之大，新进入的市场主体数量并未减少。截至6月底，广东累计注册的经营主体达到141725家，同比增长23.1%，年内新增7667家。参与者越来越多，利润空间却被不断压缩，最终导致各方都难以获益。拥有发电背景的售电公司可以借助自有电源进行风险对冲，而独立售电公司缺乏发电资产支持，在批发市场上只能被动接受价格，在零售端又因竞争对手的低价策略而陷入困境，两头受压。
上半年，广东电力市场直接交易电量为2413亿千瓦时，同比增长16.2%，总交易规模达到3204.5亿千瓦时，同比增长8.8%。交易规模的增长速度远超用电量增速，这确实表明市场化程度在提高，但红利并未均匀分配给所有参与者。市场规模在扩大，但分蛋糕的人更多，且关键资源掌握在少数人手中。
中国宏观经济论坛此前的一份报告指出，当前热议的“K型分化”只是表面现象，其完整图景是“坚守底线、优化调整、开创新局”三重逻辑。售电行业的现状恰好印证了这种分化：行业规模在扩张，利润向头部企业集中，缺乏核心能力的中小企业正在被加速淘汰。
对电价走势判断失误，一年合约变成欠条
“批零倒挂”成为2026年电力行业频繁提及的词汇。
什么是批零倒挂？简单来说，就是售电公司从批发市场购买电力的成本，高于其向终端用户销售的零售价格。这就像一家超市，进货价高于售价，卖得越多亏损越严重。但售电公司不能停止销售，因为合同已经签订，用户需要用电。
2025年11月，广西电力交易中心发布了一份风险提示（2025年8号），明确警告部分售电公司可能以“超低价”“一口价”等不符合市场常规的报价吸引客户签约，一旦2026年市场电价上涨，极易因亏损导致资金链断裂。然而，市场并未重视这一警告。大量售电公司为了争夺市场份额，选择了不与现货价格联动的“一口价”低价合同。在签订合同的那一刻，他们就将自己置于电力市场的对赌之中，以用户数量为筹码，赌现货电价不会上涨，或至少不会大幅上涨。
今年2月以来，国际地缘冲突推高了煤炭和天然气的采购成本，导致火电发电成本上升；同时，广东外贸订单回流拉动了用电需求，新能源出力波动以及机组集中检修等因素，共同推动现货电价大幅冲高。4月，广东电力市场经历了一场价格风暴，现货日前均价从310元/兆瓦时飙升至678元/兆瓦时，涨幅超过118%，实时市场部分单日均价突破0.975元/千瓦时。
售电公司在2025年底签订的年度长协均价约为372.14元/兆瓦时，与实时电价之间的价差高达306元/兆瓦时。每销售一度电，平均需要倒贴0.23至0.30元。对于一个月售电量1亿千瓦时的中型售电公司来说，4月单月亏损额就高达2300万至3000万元。一个月亏损的金额可能相当于一整年的利润。
这场亏损潮，既有能源价格上涨的客观因素，也有售电公司对电价走势判断失误的主观原因，同时还暴露了低价竞争的积弊和市场规则尚不完善的制度短板。问题的根源在于，许多售电公司本质上只是从事“差价套利”业务，高度依赖稳定且可预期的价差环境。一旦现货价格剧烈波动，价差被反向压缩甚至出现倒挂，整个商业模式就会崩塌。
储能装机增长45%，但盈利模式尚未成熟
在一片亏损声中，广东新型储能的数据显得格外突出。截至6月底，广东蓄能及储能统调装机容量达到1524.1万千瓦，同比增长45.4%，增速在所有电源类型中排名第一，占全省总装机容量的5.5%。
装机容量上去了，但盈利能力是否同步提升？报告给出的答案并不乐观。上半年，独立储能中长期交易电量仅为1.9亿千瓦时，日前市场的充放电价差收益规模有限，整体仍处于“单位价差高、总盘子小”的早期阶段。
储能的盈利依赖于价差，而价差的实现需要足够频繁的充放电交易来支撑。装机容量45%的增速令人振奋，但交易电量仅为1.9亿千瓦时，这意味着大量储能资产并未得到充分利用。装机数据亮眼，但实际利用率偏低。独立储能经营主体共有28家，其中25家已参与电能量市场交易，参与率较高，但参与后能获得多少收益，则是另一个问题。
政策层面正在推动售电公司从“价差套利”向“服务增值”转型。国务院办公厅印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）明确提出“加强售电公司规范管理，引导售电公司向综合能源服务商转型升级”。国家能源局将2026年定位为制度“立新规”之年，市场监管司副司长王云波表示，将及时修订《售电公司管理办法》，研究出台《电力零售市场基本规则》，规范售电公司的权责义务，细化合规自律运营要求。
方向是正确的，但转型的窗口期正在迅速收窄。对于当前近六成亏损的独立售电公司而言，从“价差套利”到“综合能源服务”的转变，并非仅仅依靠一纸政策文件就能实现，而是需要交易能力、风控体系、客户服务能力等一整套硬功夫的系统性重建。这些能力并非短期内通过资金投入就能建立起来。
广东售电行业的这场亏损潮，本质上是市场化改革推进到深水区后，行业从“政策红利期”进入“能力竞争期”的必然阵痛。自2015年新一轮电改启动以来，售电侧的放开催生了大量市场主体，但许多公司从一开始就没有想清楚一个问题：除了赚取差价，自己还能提供什么价值？
上半年，约九成的市场电量通过中长期合约提前覆盖，有效稳定了价格预期。市场机制本身正在进化，中长期合约的“压舱石”作用不断增强。当市场规则越来越完善时，那些只会签订“一口价”合同、缺乏风险对冲能力的售电公司，连“赌”的机会都将不复存在。只有将能力从价差套利转向服务增值，才是售电公司的生存之道。