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一份“求救信”，撕开了电力市场化改革中最刺眼的伤口。
近日，九家央企下属售电公司联名向广西壮族自治区人民政府递交了一份题为《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》的文件。
这份文件随后在能源行业内部迅速流传，数字之触目惊心：1至8月累计亏损超20亿元，9月单月预亏超10亿元，全年亏损预计突破50亿元；头部售电公司年亏损额是其注册资本的5倍，个别企业单月亏损即达1.3亿元。
联署的九家企业并非无名之辈：国能、大唐、华能、华润、中广核、中电、华电、国投——几乎囊括了中国电力行业的“国家队”。
最靠近电源侧、手握电厂和长协煤的发电央企旗下售电公司，本应是产业链上最扛得住风险的一环。连它们都撑不住了，问题显然不止于“经营不善”。
一门“稳赚不赔”的生意，
怎么就成了“绞肉机”？
要理解这场危机，得先看懂售电公司的赚钱逻辑。说白了就是四个字：低买高卖。从批发市场（电厂、现货市场）买电，加个价卖给工商业用户，赚中间的差价和服务费。
这门生意成立的前提只有一个：批发价的波动能顺畅地传导到零售端。批发涨了，零售跟着涨；批发跌了，零售跟着跌。
2026年的广西，这个前提被两头同时掐断了。
成本端，涨得让人措手不及。受国际地缘局势影响，煤炭、油气价格持续走高，发电成本水涨船高。广西电力现货市场的日前均价从4月的每千瓦时0.368元，一路飙到9月的0.395元/千瓦时，9月30日当天更是冲到了0.633元/千瓦时的天价，部分时段现货价格更高。
四季度还叠加了区域电网升级改造、核电和煤电机组大面积检修，供给收缩的预期下，现货价格预计将突破0.5元/千瓦时。
收入端，却被锁得死死的。广西电力现货结算试运行周期短，市场培育不充分，全行业在2026年初形成了一个高度一致的判断：电价会继续跌。于是，大量售电公司在零售端签下了一大批固定价格合同，均价只有每千瓦时0.26元左右。用户锁定了低价，售电公司锁定了“稳定”的预期。
结果，现货价格不跌反涨。一边是0.26元的铁板钉钉的售价，一边是0.395元甚至0.633元的购电成本。每卖一度电，最大亏损超过0.373元。卖得越多，亏得越狠。
早在4月，广西售电行业就已经出现大面积亏损，多家企业曾发出风险呼吁，监管也出台相关政策进行缓冲。
但随着现货价格进一步走高，亏损持续放大，即便是资金实力雄厚的央企售电主体也难以持续承受。
9月30日，九家央企售电公司联合发声，提出四项紧急诉求：暂缓9月售电侧电费结算、启动批零电价传导机制、理顺新能源机制电量结算规则、允许存量零售合同按规则有序解约，呼吁政府紧急出手，阻断风险扩散，防范市场系统性风险。
谁把售电公司推上了赌桌？
如果只是市场行情反转，或许还能归结为“运气不好”。但仔细看广西电力市场的制度设计，会发现售电公司几乎是被推上了一个“必输”的赌局。
国家要求售电公司中长期合同签约电量不低于预计用电量的80%，但广西实际签约比例远低于此。大量电量直接暴露在现货市场，价格一涨便毫无缓冲，等于在风暴中没有锚的船。
再来看，用户用电偏差默认由售电公司全额承担，现货暴涨的成本完全由售电侧消化。没有价格熔断，没有对冲手段，也没有亏损兜底。一个本应赚取服务费的中间商，被迫成了吸收全部风险的“海绵垫”。
此外，按制度设计，新能源机制电量的差价应由电网企业按机制电价结算，差额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享。但广西实际操作中，这部分价差损益被转嫁给了售电公司，让它们背上了本不该背的亏损。
2025年底广西对售电公司设置度电利润上限，超额部分还要与用户分成。这道“限利令”在价格上行期恰好封死了售电公司通过高价差回血的空间——赚了被限，亏了全兜。
如果“国家队”退了，谁来卖电？
如果风险得不到及时处置，其影响不会局限在售电公司本身，会沿着电力交易、履约信用、金融、地方能源投资多链条蔓延，形成区域性系统性风险。
一是企业出清、电价抬升。持续亏损将导致售电企业现金流断裂、集中退市，工商业用户被迫接入保底售电，用电成本上涨，冲击地方工业经营。
二是信用受损、改革承压。大面积违约将引发金融坏账，银行收紧保函与信贷，市场履约体系失灵，电力现货交易运行受阻，改革成果受冲击。
三是投资降温、风险外溢。央企大幅亏损造成国有资产流失，降低区域新能源投资意愿、拖累能源转型；同时大量合同纠纷集中爆发，增加社会治理压力。
九家央企的请示文件里，有一句话分量极重：“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。”
这不是危言耸听。售电公司是连接批发市场和终端用户的“毛细血管”。如果它们大面积破产退市，后果会沿着链条逐级放大。
值得注意的是，广西的危机并非孤例。广东电力交易中心的数据显示，2026年上半年，广东298家售电公司累计亏损，占比接近六成。两广地区作为南方区域电力市场的前沿，正在经历一场同步的阵痛。如果广西的问题得不到妥善解决，风险向周边省份蔓延只是时间问题。
出路在哪里？
九家央企在请示中提出了四项诉求：暂缓9月结算、启动批零传导、理顺机制电量结算、支持有序解约。
这些是止血的应急手段，但要从根子上避免类似危机重演，需要回答一个更根本的问题：售电侧的风险，到底该由谁承担？
售电公司不是发电企业，没有机组资产，没有燃料储备，注册资本通常不过数千万。让这样一类轻资产的市场服务主体去承担一次能源价格波动的全部风险，本身就是制度设计的错位。电力作为特殊商品，其价格波动最终必须由终端用户通过某种方式分担，而不是压在中介环节身上。
短期看，建立批发零售价格的联动传导机制、设置现货价格的合理区间和熔断线，是当务之急。中期看，需要培育真正的风险对冲工具——电力期货、差价合约、偏差考核的合理分担机制，让售电公司有工具可用，而不是只能靠“赌”行情。长期看，电力市场的制度设计必须回归常识：谁用电，谁承担成本；谁受益，谁分担风险。
九家央企的联名上书，是一个警钟。它提醒我们，电力市场化改革不能只有“市场化”的价格波动，没有“市场化”的风险分配。当最不该倒下的“国家队”都开始求救，改革的下一步，必须迈得更稳。
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