2026年以来，国内电力市场化改革进入深水区，售电行业长期隐藏的经营风险正集中暴露。

从广东 5 月批零倒挂引发行业账面亏损，到线下获客成本高企吞噬微薄利润；

从甘肃新能源高占比下的极端价差陷阱，到全行业固定价套餐违约风险暗流涌动，各大风险相互交织、共振发酵，不仅让中小售电公司陷入“不接单等死、接单找死” 的绝境，更推动行业加速告别躺赚价差时代，一场关乎生存的洗牌与转型已势不可挡。

2026年5月的广东电力市场，成为售电行业风险爆发的导火索。

数据显示，当月广东电力批发侧月度中长期综合均价达到0.483元/度，而零售侧 2026 年度固定价长协均价仅为0.372元/度，每度电直接倒亏 0.11 元，叠加 6 厘系统分摊费用，实际亏损约0.17 元 / 度。

当月广东售电成交电量 98.26 亿度，全行业单月亏损约11亿元，加上4月份累计亏损超 20 亿元，部分中型售电公司单月亏损高达3000 万元，相当于亏掉全年利润。

5月广东高温提前来袭，空调负荷激增，而光伏因阴雨天气出力不足、天然气供应紧张、煤机集中检修、外电入粤受限，多重缺口导致现货价格一度逼近 1000元/兆瓦时。

更致命的是，2025年底行业低价抢单热潮中，大量售电公司签下均价372 元 / 兆瓦时的年度固定价长协，锁定低价零售；而 2026 年现货价格暴涨，购电成本飙升，形成 “高买低卖” 的死局。同时，为满足 90% 合约覆盖率考核要求，5 月市场出现买方抢锁、卖方惜售的恐慌性锁电行为，进一步推高月度中长期价格，放大亏损缺口。

巨亏之下，行业连锁反应持续发酵。中小售电公司资金链批量断裂，解约潮集中爆发，部分企业甚至诱导用户转保底电价（保底价可达现货 2 倍，约 1.3 元 / 度），引发用户集体投诉；广东交易中心紧急发布风险提示，严打恶意解约与价格欺诈，6 月初更是对 4 家欠费售电公司启动履约担保执行程序，行业合规压力陡增。这场亏损绝非偶然，而是现货市场全面运行后，价格波动风险与行业粗放经营模式的必然碰撞。

如果说广东巨亏是短期市场波动的冲击，那么高企的线下获客成本，则是长期侵蚀售电公司盈利能力的 慢性毒药。

当前全国注册售电公司超5800家，活跃交易主体不足 30%，多数企业无核心竞争力，仅靠低价竞争抢占市场，获客成本居高不下。

从成本结构来看，线下获客主要依赖地推、展会与企业拜访，单户工商业用户获客成本高达5000-20000 元。为争夺客户，行业陷入低价内卷 + 场外返现的恶性竞争，部分项目返现达 0.03-0.05 元 / 度，直接侵蚀微薄价差。同时，销售团队底薪 + 高提成的模式，导致固定成本高企，中小售电公司人均年成本达15-25 万元。

更严峻的是，行业盈利空间已被持续压缩。正常年份批零价差仅 0.02-0.05 元/度，扣除获客、运营、偏差考核等成本后，净利率普遍不足1%。

价格战下，“不接单没规模、接单没利润” 成为常态，规模越大亏损越多，用户粘性却极低。工商业用户平均 1.5 年更换一次售电公司，用户流失率同比上升 13%-15%。这种 “高投入、低转化、薄利润、高流失” 的困境，本质是行业 “重签约、轻服务，重价差、轻运营” 的路径依赖所致。

与广东的批零倒挂不同，甘肃售电市场的核心风险是新能源高占比下的极端价差波动，成为行业风险的另一典型样本。

作为新能源富集区，甘肃新能源装机占比超 50%，电力现货市场呈现典型的“鸭子曲线”特征：午间（11:00-15:00）光伏大发，现货价格常年维持在 0.1-0.2 元/度的地板价；晚高峰（18:00-22:00）无光无风电，价格飙升至 0.6-0.8 元/度，峰谷差高达 0.4-0.6 元/度，位居全国最高梯队。

极端价差背后，是中长期与现货市场割裂、火电策略性锁峰、负荷预测难度飙升的三重困境。甘肃火电企业为规避午间低价风险，仅锁定早晚高峰时段电量长协，午间全敞口运行。这导致售电公司固定价套餐极易被 “午间低价、高峰高价” 双向挤压：午间购电成本低但零售端锁定低价，利润微薄；晚高峰购电成本暴涨，零售端价格固定，大额亏损难以避免。

同时，甘肃用户侧峰谷价差仅 0.14 元 / 度，为全国最低水平，售电公司无法通过传统峰谷套利对冲风险。新能源出力的随机性与波动性，进一步加剧负荷预测难度，偏差考核罚款成为常态，多重压力下，甘肃售电公司 “赚价差” 的传统模式彻底失效，多数企业陷入 “午间赚小钱、高峰亏大钱” 的恶性循环。

贯穿广东、甘肃乃至全国市场的核心共性风险，是固定价套餐的集中到期与违约危机，这颗行业定时炸弹 已进入引爆倒计时。

固定价套餐的本质是 “固定零售价格 + 浮动购电成本”，在价格下行周期可稳定盈利，但在价格上行周期，购电成本暴涨而零售端锁死低价，亏损刚性爆发。

2025年底的行业低价抢单热潮，埋下了今日的风险隐患。当时市场普遍预期电价平稳下行，大量售电公司为抢占市场份额，以 370-380 元/兆瓦时的低价签下年度固定价合同，部分甚至承诺 “保底价 + 返现”。然而 2026 年现货价格逆转飙升，广东、山东等地现货价格同比翻倍，固定价合同直接击穿售电公司现金流。

当前固定价套餐已引发履约、用户流失、监管三大致命风险。

履约层面，广东已有多家售电公司因巨亏单方面解约，引发用户集体维权，监管部门严打违约行为，涉事企业被暂停交易资格、列入失信名单；

用户流失层面，未解约公司为控亏，被迫提高套餐联动比例，用户电价上升，流失率飙升；

监管层面，粤桂琼苏四省同步预警 “超低固定价陷阱”，严查恶意低价倾销与合同欺诈，合规成本陡增。

更值得警惕的是，2026 年底将有大量固定价合同集中到期，若市场价格持续高位，行业或将爆发更大规模的违约潮。

风险倒逼转型，行业已到 “不破不立” 的关键节点。

（一）重构套餐模式，建立风险共担机制

摒弃单一固定价套餐，转向 “浮动价 + 分成 + 保底” 混合套餐，实现与用户风险共担。

例如采用 “基准价保护 + 现货套利分成” 模式，设置用户电价兜底，亏损由售电公司承担，超额收益按比例分成；针对不同用户（工业、商业）定制差异化套餐，高耗能用户侧重联动价，中小企业侧重保底价，平衡风险与吸引力。

（二）严控获客成本，推进线上化精准获客

告别粗放式地推，依托大数据与数字化平台实现精准获客。

通过分析用户用电数据、行业属性、负荷特征，筛选高价值客户；搭建线上服务平台，实现合同签约、电费结算、用电查询线上化，降低线下运营成本；以 “节能降本方案” 替代 “低价返现”，用专业服务吸引客户，提升用户粘性。

（三）强化风控能力，搭建精细化交易体系

建立 “预测-对冲-管控”全流程风控体系。引入 AI 大数据模型，精准预测现货价格与用户负荷，误差控制在 5%以内；

灵活搭配中长期、现货、差价合约等工具，锁定 70% 以上基础用电量价格，对冲波动风险；严格控制合约规模，避免过度扩张，预留充足现金流应对极端行情。

（四）转型综合能源服务，打造多元盈利增长点

从 “卖电” 转向 “卖综合能源解决方案”，开辟第二增长曲线。

• 一是提供能效管理服务，为用户做用电诊断、节能改造、负荷优化，赚取节能服务费；

• 二是布局绿电与碳资产服务，对接西部新能源基地，为外贸企业提供绿电直供、绿证交易、碳足迹认证服务，赚取溢价收益；

• 三是参与虚拟电厂运营，整合用户侧分布式光伏、储能、可调负荷，参与电网调峰调频，赚取辅助服务收益。

2026年是成为售电行业的洗牌元年，中小公司加速出清、头部企业强者恒强、行业生态重构成为必然趋势。

未来能存活的售电公司将分为两类。

• 一类是背靠发电集团的国企，凭借上游电源资源优势，锁定低成本电量，具备天然抗风险能力；

• 另一类是具备专业能力的民营头部企业，掌握数字化交易、综合能源服务、风险对冲核心技术，能在波动市场中稳定盈利。

售电行业的风险爆发，不是行业的终结，而是高质量发展的开端。

告别野蛮生长，回归服务本质，以精细化运营、专业化能力、多元化服务应对市场变革，才是售电公司穿越周期、行稳致远的唯一出路。