九家央企集体告急求援！广西卖电或亏50亿，卖一度电还倒贴6分

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前言

你敢相信吗？步入2026年，竟真存在一种“卖得越多、亏得越惨”的商业模式，而操盘者并非个体摊主或初创小企，而是九家实力雄厚、背景深厚的中央能源企业。

就在上个月底，国家能源集团、大唐集团、华能集团、华润电力、中广核集团、中国电力、华电集团、国投电力以及南方电网旗下广西区域售电平台，联合向广西壮族自治区人民政府提交了一份措辞罕见、语气凝重的紧急函件——《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》。

这份被业内称为“红色预警信”的文件中，一连串数字令人脊背发紧：截至2026年8月底，广西售电市场主体整体累计亏损已突破20.3亿元；仅9月单月，亏损额就高达10.7亿元；按当前趋势推演，全年总亏损极可能逼近52亿元关口。

更令人愕然的是具体案例——某头部央企系售电公司全年账面净亏损达12.8亿元，相当于其注册资本金的整整5.1倍；另有数家公司单月浮亏超1.3亿元。民间常说“亏到姥姥家”，此刻恐怕连隔壁村、对门楼、左邻右舍都一同被“亏”进去了。

不少读者第一反应是：央企还能亏成这样？卖电不是稳如磐石的“印钞机”吗？

那么，这场集体失速背后的底层逻辑究竟何在？

一度电倒贴6分钱，这生意还能不能做下去？

先厘清售电公司的角色定位——它本质上是电力市场的“中间服务商”，一头对接发电侧（批发市场），一头服务工商业用户（零售终端）。通俗讲，就是把电厂发出的电“打包采购”，再以合理溢价分销给制造企业、商场超市等大客户。

理想状态下，微利运营、细水长流，靠规模与效率吃饭。

但2026年的广西电力市场，却突现一个颠覆常识的现象：“批零价格倒挂”。即批发端采购成本，持续高于零售端合同售价。

年初决策层普遍误判形势——受2024至2025年电价连续下行影响，多数售电主体形成路径依赖式预期，认定2026年仍会延续跌势。于是，他们大胆锁定全年“一口价”合约，面向重点用户报出平均0.258元/度的零售电价，部分协议甚至低至0.249元/度。

合同刚落笔盖章，转身进场购电时，局面骤变。

受全球能源供应链扰动加剧影响，动力煤与LNG进口价格大幅攀升，火电边际成本快速抬升。广西电力现货市场均价自4月起持续走高：从月初的0.368元/度跃升至9月中旬的0.395元/度，最终在9月30日冲至0.633元/度的历史峰值，较年初预估高出逾140%。

我们来还原一笔真实交易：年初你向某汽车零部件厂承诺“全年电费封顶0.26元/度”，结果9月下旬去市场询价，发现临时购电成本已飙至0.412元/度，个别时段甚至触及0.65元/度。

这意味着每成交一度电，公司就要自掏腰包补贴0.15元至0.39元不等。据行业资深风控专家测算，在最保守情景下——即仅按常规长协+现货混合采购结构（电厂长协均价0.32元/度）执行，仅凭0.258元/度的零售合同，每度电仍将净亏损6.2分。

这早已不是商业行为，而近乎一场高风险公益行动，且出资方竟是企业自有资本金。

有人质疑：九家全是央企，发电资产归它们所有，售电牌照也由其控股，左手发电、右手售电，岂非闭环内循环？怎会反把自己拖入泥潭？

症结恰恰在于：电力市场不是封闭沙盒，而是一个高度开放、规则透明的公共交易平台。

过去业内共识是，发电系央企旗下的售电公司最具韧性——手握自备电厂、长协煤资源、调度优先权，本应是风雨中的压舱石。

可如今连这支“王牌军”都联名求援，说明本轮冲击波已穿透所有体制壁垒，将制度性防护层彻底击穿。

更值得警惕的，是一种弥漫全行业的“杠杆式豪赌心态”。年初签约后，不少公司并未足额锁定基础负荷所需电量，而是选择“留缺口、博行情”——只签30%—50%的长期协议，剩余电量押注现货价格回落。

他们曾设想：只要现货价跌至0.09元/度区间，用低价现货补足缺口，整体仍可盈利。可惜现实狠狠打了脸——现货不仅未降，反而以月均超8%的斜率飙升，所谓“安全垫”因覆盖不足形同虚设，风浪稍大，整艘船便倾覆沉没。

拿数千万元注册资本，去对冲全社会能源成本的剧烈波动，无异于以血肉之躯直面海啸巨浪。

50亿元的巨额窟窿，最终由谁兜底？

目前九家央企提出的诉求，聚焦两个关键词：纾困与赋权。

核心诉求之一，是推动建立“批零价格动态联动机制”——简言之，允许零售合同电价随批发成本同步浮动，打破原有刚性定价枷锁；另一项关键申请，则是暂缓9月份电费结算周期，为企业争取三个月缓冲窗口期，避免现金流瞬间断裂。

然而落地难度极大：白纸黑字的购售电协议具有法律效力，下游工厂亦按此编制年度财务预算。若突然上调电价，势必挤压其本就微薄的加工利润，引发连锁违约风险。因此，各方仍在反复磋商，尚未达成共识。

倘若僵局持续，后果已在请示中明确预警：四季度广西售电市场或将迎来集中退场潮，多家持牌机构面临破产清算或主动注销资质。

一旦售电主体大规模退出，首当其冲的受害者，正是那些签订“全年锁价”协议的实体企业。

合同自动失效，原有用电保障机制崩塌，企业被迫转向现货市场即时购电，单位用电成本可能瞬间翻倍，产线运转压力陡增。

由此传导的就业收缩、订单流失、终端涨价，终将渗透至千家万户的餐桌与账单。

这不是广西一地的孤立危机

尽管此次告急信号发自广西，但火苗早已蔓延至周边省份。

广东电力现货月度均价10月环比上涨12.8%，安徽、湖南等地亦出现局部性批零倒挂迹象。这一现象暴露出我国电力市场化改革进程中一个结构性短板：批发端价格灵敏响应供需变化，零售端却仍陷于僵化合约与滞后传导机制之中。

回溯过往，低价周期催生恶性竞争——为抢占市场份额，售电公司竞相压价，甚至低于边际成本报价，陷入“谁先降价谁赢客”的囚徒困境。如今成本反转，昔日低价策略反成套牢枷锁，堪称教科书级的“内卷反噬”。

说到底，这50亿元的巨额亏损，是一笔昂贵却必要的市场学费。它揭示了一个根本事实：电绝非普通商品，其价格波动牵涉能源安全、工业命脉与民生底线。售电企业必须摆脱投机思维，真正构建以金融衍生品、差异化长协、负荷聚合管理为核心的立体风控体系。

与此同时，制度设计亟需升级——让零售电价具备与批发价格同频共振的弹性空间，而非将全部市场风险单向传导并积压于售电环节这一最薄弱接口。

截至本文发布之时，广西自治区发改委、能源局等部门仍在组织多轮专题研讨，那份联名请示尚未获得正式批复，静静躺在行政流程的关键节点上。

对普通居民而言，当前生活用电价格暂未调整，空调照开、灶火照旺，一切如常。

但这件事为所有人敲响警钟：当你安享某种“价格锁定”的便利时，请记住，必有另一群人在替你扛住整个系统的不确定性压力。

结语

此刻，那九家央企售电板块负责人或许正彻夜紧盯环渤海煤炭指数、南海LNG到岸价及华南冷空气进程图。他们心中反复浮现的，或许是同一个念头：倘若当初没签下那份0.258元/度的全年合约，该有多好。

遗憾的是，市场从不接受假设，也不为“早该如此”预留修正键。

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