九大央企联名求救，广西国能为何最特别？

文 | 彭勇

9月30日，国家能源集团、大唐、华能、华润、中广核等9家能源央企下属售电公司，联合向广西自治区政府递交了《关于请求采取紧急措施防范广西电力市场系统性风险的请示》（简称《请示》）。

《请示》称，若不及时干预化解，可能引发广西电力市场、社会经济乃至金融领域的系统性风险，并恳请自治区政府研究出台紧急纾困及机制完善措施。

事实上，今年4月广西多家售电公司就曾发布紧急呼吁函，直言行业已走到生死临界点。

而国家能源集团旗下的广西国能综合能源服务有限公司（简称广西国能），是最典型的代表。

广西售电危机的原因

《请示》披露，2026年1-8月，广西售电行业累计亏损超20亿元，9月单月预计亏损超10亿元，全年亏损或将突破50亿元，头部单个售电公司年亏损超10亿元，亏损额是注册资本的5倍。

问题的症结出现在批发零售价倒挂。

也就是说，售电企业从电力现货市场购买的价格高于卖给终端用户的价格。

《请示》印证了这点，受国际能源价格波动影响，国内煤炭、油气等一次性能源价格高位上行，燃料价格高企直接推高了火电发电成本，广西电力现货价格持续走高。

从1月的约0.284元/千瓦时飙升到4月的0.368元/千瓦时，第四季度价格可能会突破0.5元/千瓦时，远超行业年初的预期。

而终端零售价则主要由固定价格合同锁定。大量售电公司为抢占市场份额，签约年度零售合同时盲目压低电价。

据第一财经报道，广西某售电公司年初从电厂买电的价格是0.32元/千瓦时，然后用全年0.26元/千瓦时的“一口价”卖给用户。他们赌的是，今年广西现货电价会持续走低。

换句话说，售电公司博弈的是“未来电价继续下行”的判断，本质上是在“做空电价”。

2023年至2025年，由于种种原因，电力市场价格从高位一路下行，售电公司形成了现货电价还有下行空间的“共识”。

电力交易分为中长期交易与现货交易两大模式。相对来说，中长期合同价格通常走势平稳，现货市场价格波动幅度更大。

我们注意到，相比于其它地区，广西特殊性在于现货采购比例要求更高。按照现货市场价格特点，会导致波动风险被放大。

广西的困境不是个例，全国售电公司正迎来行业大洗牌。

据不完全统计，今年前7个月,全国已有超过400家售电公司离开电力市场，数量较2025年同期大幅增长，涉及到广西、广东、山东、安徽、重庆等十余个省份。

从更深层来看，售电公司洗牌与零售端改革相对滞后有关，导致价格传导机制不畅。

售电公司是中国2015年启动的第二次电力体制改革的产物。据国家能源局披露，截至2025年底，全国注册售电公司已经超过5000家，实际开展业务的约3000家，其代理用户交易电量占全国市场交易总电量的六成。

目前售电公司基本盈利模式是赚取批发和零售之间的价差。

近年来，在全国统一电力市场建设背景下，依托电力现货市场建设等，电力批发市场化进展很快，相对来说零售端改革推进缓慢，这使得售电公司需独自承担电价波动带来的风险。

对此《请示》特别提到，启动9-12月批发零售价格传导机制，真实反映批发市场购电成本；支持售电公司与用户有序解约。

需要注意的是，今年2月《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（简称《意见》）也提到了畅通批发—零售价格传导。

广西国能为啥最特别？

今年4月，广西电力交易中心公示21家售电公司欠费约2.083亿元，其中广西国能欠费约1.096亿元，占比超过40%；5月，该公司再次出现在待缴费用公示名单上，排名第三；9月再联合其他8家能源央企递交《请示》，反映出持续性的经营困境。

广西国能背靠的国家能源集团，这是全球最大的煤炭产销、火力发电、风力发电、煤制油煤化工企业，发电量约占全国1/8，2026年财富500强排名第108位，为什么会出现这种现象呢？

其实，广西国能是独立于国家能源集团运营。

因为根据2021年11月印发的《售电公司管理办法》，发电企业所属的售电公司（含全资、控股或参股），应当具有独立法人资格，独立运营。

这意味国家能源集团在发电和煤炭板块获得巨额利润，不能直接去填补广西国能的亏损。

当然，对其他8大能源央企下属的售电公司，也是这样的，不过广西国能特殊性在于对电煤价格走势形成巨大依赖。

本次联名的九大能源央企，在广西能源结构各有不同。

比如，中广核以核电为主，大唐以水电为主、华能以新能源为主、华润火电与新能源各占一半，国家电投新能源装机位居广西第一。

而国家能源集团以火电为主，布局了北海、南宁、柳州、永福等火电基地，其中北海电厂为广西装机容量最大的火电厂总装机容量为400万千瓦，并形成“码头卸煤—基地储煤—机组燃煤”的完整链条。

这使得广西国能不仅参与了大量煤电的交易，而且在年初研判现货价格走势时，更习惯套用电煤价格模型。

广西煤电因占比较高，并承担电网兜底调节作用，是主要的边际定价机组。因此，广西国能在事实上占据了“近水楼台”的便利。

过去三年电煤价格走出了单边下跌行情，从2023年971元/吨下跌到2024年的855元/吨、2025年的697元/吨，累计跌幅近三成，现货市场价格同步走低。

基于这个惯性判断，广西国能年初签下低价的零售合同。

然而，2026年电煤价格走势发生了根本性改变。前三季度涨幅约为44%。这也让广西国能在煤电价格反转时，显得灵活性不足。

广西国能怎么办？

新一轮行业大洗牌表明，售电公司靠“低买高卖赚价差”的时代已终结。

那么，广西国能该怎么办？

《意见》给出了明确答案，引导售电公司向综合能源服务商转型升级。

9月发布的《售电公司管理办法（公开征求意见稿)》，对现行《售电公司管理办法》的修订，再次重申了这点。

综合能源服务商相比于传统售电公司，最大的不同在于延长服务链条，实现从“价差套利”向“服务增值”转型，也就是说，它们将分散的风电光伏、储能、可调节负荷整合起来，通过参与跨省跨区交易和辅助服务，获取收益。

这不仅是政策要求，更有经济考量的因素。售电业务的毛利率已经降到3%—5%。而相关增值服务的毛利率往往超过30%。

广西国能最大的优势，在于可以利用国家能源集团在“源网荷储一体化+虚拟电厂”布局的优势，提升其售电和综合能源服务能力。

其中源网荷储一体化，将改变广西国能负荷预测带来的偏差风险，实现从“被动购电”转向“主动的能源管理”。

虚拟电厂作为一种资源聚合与调度机制，可与售电传统能源销售业务相互作用，加快推进广西国能向综合能源服务商转型发展。

目前国能广西公司在柳州柳东新区布局了源网荷储一体化项目，计划投资33.6亿元，目的是激发生产侧与消费侧的调节潜力，有助于降低广西国能在现货市场中，电价剧烈波动带来的风险。

此外，广西公司被国家能源集团列入虚拟电厂第一批统建试点单位。按计划，广西虚拟电厂项目预计2026年底前投运，届时它们可以独立主体身份参与现货和辅助服务市场获取收益。

值得一提的是，今年7月广西国能作为采购人，完成了虚拟电厂技术平台本地化实施项目的采购。广西国能获得服务增值的能力也将变为现实。

今日决策参考

以上报道，基于《今日决策参考》知识库。

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