售电“亏损+违约”声起，广东：不影响电力保供

保供，才是王道！

预见能源注意到，近期售电市场出现一种值得警惕的主张，即因现货价格上涨、售电公司出现亏损，便请求政府暂缓执行已生效零售合同结算。合同签了可以不认，法律上说得通吗？

广东的数据提供了一个更完整的观察样本。广东电力交易中心半年报告显示，上半年500家售电公司中298家亏损，亏损面59.6%，全行业平均度电获利仅0.0039元——卖一千度电赚三块九。1—9月，广东亏损售电公司317家，亏损面超六成，亏损金额9.2亿元，度电亏损约7.5厘/千瓦时。但拉长到全年来看，预计广东售电公司整体小幅亏损；若叠加2025年收益，整体盈利反而多达88.58亿元。

当下的亏损面确实不小，但并未演变为全行业资本金击穿，终端电价也总体保持稳定。如果因为一时的亏损，就撕毁合约，那盈利期的时候，是不是同样会面临另一方撕毁协议？

预见能源认为，国家发展改革委10月19日刚刚发布的《电力现货市场基本规则》公开征求意见稿，恰恰从顶层设计上，给出了解决路径和方法。而广东在电力保供方面的数据也证实，终端电价总体保持稳定，部分售电公司亏损未影响保供稳价大局；市场高比例中长期“压舱石”与现货及时响应成本波动有机结合，预计今冬明春南方区域电力供需总体平衡，常规工况下四季度广东电力、电量供应可基本满足需求。

一门“批发转零售”的生意

为什么会出现批零倒挂

售电公司不发电，也不建电网。它的角色类似电力市场的批发商，从发电企业购电，加价转售给工厂、商场和写字楼，赚取买入价与卖出价之间的差额。

这门生意能够运转，依赖一个前提——批发端的价格波动能够传导至零售端。买电贵了，卖电也贵了，差价保住，生意就能继续。但2026年，这个盈利模式走不通了。

受国际形势影响，一次能源价格上涨、来水汛枯急转及新能源阶段减发等因素综合影响，南方区域电力现货市场价格阶段上涨。但这一轮上涨首先服务于保供——现货价格上行有力调动了电厂多发，9月广东发电量同比增加60.6亿千瓦时，有力支撑了广东电力保供。

背后的需求侧支撑同样扎实。9月南方用电需求保持稳健增长，全网最高负荷2.73亿千瓦、同比增长15.33%，五省区全社会用电量1737.3亿千瓦时、同比增长3.6%；其中广东经济持续向好、新兴产业快速增长，系统最高负荷达1.67亿千瓦、同比增长15.1%，全社会用电量981.1亿千瓦时、同比增长4.9%。需求走高与价格上行同向，说明现货上涨是供需关系和市场成本推动的结果，而非异常波动。

保供的物质基础也是稳的。政企联动抓实一次能源供应协调，当前南方区域全网存煤3091万吨、可用天数32天，其中广东存煤1595万吨、可用天数29.5天，云南、贵州、广西水电蓄能538.2亿千瓦时、与近三年平均水平基本持平。具体到价格端，9月广东现货市场均价0.495元/千瓦时，较燃煤基准价高出9.2%；发电侧年度中长期交易电量占比约九成，全月购电均价0.466元/千瓦时，其中煤电、气电度电均价分别为0.422元/千瓦时、0.824元/千瓦时，总体可覆盖发电成本。这也意味着，批发侧的成本抬升是有供需和成本支撑的真实变化，而不是脱离基本面的失控上涨——传导到零售端，本应通过合同条款消化，而不是靠中止合同化解。

问题出在零售端。广东经营主体普遍预判2026年现货市场将延续去年低价走势，近九成零售合同签订“固定价格”，均价约0.377元/千瓦时，与交易下限价格基本持平。

固定价格意味着签约时就把未来一年的电价定死，无论市场如何变化，用户按此价付款，售电公司也按此价收款。年内现货价格上涨后，部分售电公司出现批发购电成本与零售卖出价格“批零倒挂”，经营承压。

批发侧价格的极端波动，其实也正在被制度层面重新审视。国家发展改革委10月19日就《电力现货市场基本规则》公开征求意见，修订稿提出建立发电机组运行成本补偿机制，对机组因保障电力系统安全运行需要、又未能通过现货电能量价格合理补偿的启动成本、空载成本、边际成本等予以合理补偿，并明确现货市场应设定申报限价和出清限价。

对零售定价而言，这更像是一道安全阀：它约束的是批发侧价格失控的可能，而不是零售端的正常竞争。价格波动的极端区间被收窄之后，零售合同的定价也就多了一个相对稳定的参照。

风险提示发了

为什么仍挡不住低价固定价竞争

亏损并非一夜之间发生，监管也并非毫无察觉。风险提示写得很具体，连后果都点明了：部分售电公司可能以“超低价”“一口价”等不符合市场常理的报价诱导签约，若市场电价上涨，极易因亏损导致资金链断裂。

广东的情况表明，终端用户有零售合同和保底售电机制兜底，部分售电公司亏损未影响用户保供稳价大局。在用电需求保持高位、现货价格阶段上涨的背景下，广东电力供需总体平衡，终端电价保持稳定；但售电侧近九成固定价格、均价贴近交易下限，风险敞口集中暴露。

广东的亏损面是六成，但亏损金额和度电亏损有限，行业整体还有2025年收益缓冲。同样的市场冲击，结果差异如此之大，零售合同的风险约束、现货联动的强制程度、保底售电机制是否有效，才是真正变量。看到了风险提示，不开展风险管理，市场经营主体事后就只能面对亏损清算。

把视线放远一些，制度层面的答案也在成形。国家发改委同期公开征求意见的《电力现货市场基本规则》修订稿提出，加快推进发用两侧经营主体全面报量报价参与电力市场，用户侧经营主体暂按全市场或分区的统一结算点价格结算，并支持具备条件的地区探索按其所在物理节点价格结算。

对售电公司来说，这意味着长期依赖的价差空间会被进一步压缩，真正能够立住的，是风险管理与用户聚合服务的能力——这与业内“告别投机、走向专业”的呼声，方向也是一致的。

请求“暂缓结算”

法律上说不通

如果亏损企业把“暂缓执行已生效零售合同结算”作为诉求，本质上是请求行政权力中止已生效合同项下的支付义务。售电公司与用户之间的零售合同是平等民事主体依法订立的，合同生效即对双方具有约束力。《民法典》第五百零九条明确规定，当事人应当按照约定全面履行自己的义务。

法律确实为极端情形留了一个口子，叫情势变更。但那个口子开在法院和仲裁机构，不在行政机关。售电公司以固定价格签订合同，本身就是自行承接了价格波动风险。煤价、气价上涨带动现货上行，是市场风险，不是情势变更。即便退一步讲，真要走法律程序，也应当依法依规，向法院或仲裁机构提出。

在责任界定之前施以救助，等于告诉所有市场参与者：亏到足够大、牵涉足够广，就会有人兜底。这个预期一旦确立，下一轮周期所有参与者都会把敞口开得更大。

合同签了就要执行。行政权力中止私法义务履行，在现行法律框架下找不到依据。规则的对错是一回事，谁来承担后果是另一回事。亏损面上升提示需要市场参与各方完善风险管理，而不是以行政手段中止合同结算。在考虑任何纾困方案之前，先完成对相关主体决策合规性的审查，才是正确的顺序。

回过头看，制度层面的修补或许已经在路上。此次新发布的《电力现货市场基本规则》修订稿，也把完善电力现货市场与并网运行管理衔接机制、对同一行为不应重复承担经济责任写了进去；结算环节则明确不设立不平衡资金池，各项结算项目独立记录、分类疏导。这些安排针对的，正是新能源机制电量差价、偏差考核等容易产生争议的环节。

放进更长的周期看，它有助于缓解售电公司被批发与零售“两头挤压”的处境，也让“合同签了就要执行”有一个更规范的制度环境。

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