2026.10.12 | AC | Utilities | Guangxi Power Retail Market Risk

摘要

1.公开报道转述的四项诉求是暂缓售电侧9月份电费结算、启动9至12月批发零售电价传导、执行年度方案机制电量结算规则及落实零售合同有序解约。2.这轮压力主要表现为零售收入提前锁定与采购成本上升之间的错配。联署请示和公开报道显示，企业请示将偏低的固定价签约与现货低价预期联系起来，低价竞争也可能压缩风险缓冲空间。

1. 负价差会继续考验现金、保函和交易资格，风险是否缓和要看旧债清偿与新增签约的执行。

正文

Q1：广西售电市场为何出现这轮经营压力？低价签约与采购安排如何共同形成风险？

A1：这轮压力主要表现为零售收入提前锁定与采购成本上升之间的错配。联署请示和公开报道显示，企业请示将偏低的固定价签约与现货低价预期联系起来，低价竞争也可能压缩风险缓冲空间。这些是成因线索，具体影响仍须用合同、采购和结算数据核验。若报价依赖现货持续低位，未计入预测误差、采购偏差及不利情景成本，价格回升可能使采用类似策略的主体同时承压。较高中长期签约比例也不保证盈利，采购价格高于零售价，或采购时段与用户负荷不匹配，仍会留下风险。燃料、来水、新能源出力、负荷、检修和跨省交易可能放大采购压力，各因素对本轮风险的贡献应分月验证，不能凭单一价格变化作出归因。

Q2：这轮风险属于偶发冲击，还是未来可能反复出现的常态？应怎样判断？

A2：应区分阶段性冲击、持续存在的风险机制和实际亏损结果。供需变化、批发价格上涨可能是当期触发因素；固定零售价与浮动采购成本错配则是长期需要管理的经营风险，相似条件下压力可能重演，但不能据此认定行业将长期普遍亏损。国家能源局2026年1月明确提出加强批发零售衔接、完善履约风险防控，并推动售电公司从价差套利向服务增值转型。结合该方向作条件判断，若合同计入合理风险成本、采购与用户负荷匹配，并配套价格联动和资金安排，集中压力可能缓和；若继续低价抢单并依赖单一价格预期，类似风险可能反复。须持续观察合同定价、采购匹配和履约能力，不能仅凭单日电价回落判断结束。

Q3：广西九家售电企业联名求助反映了什么市场信号？请示中的损失数字分别代表什么，能否据此认定行业已经亏损50亿元？

A3：联署请示反映部分售电主体的经营与流动性压力，但损失数字须按性质区分。联署请示和公开报道显示，9月30日九家企业联署请示称，1-8月损失超过20亿元、9月预计超过10亿元、全年可能超过50亿元。历史值属于企业汇总主张，9月值为当月估算，全年值为预测；公开资料尚无口径一致的行业损益底表、审计结果或逐家公司明细。样本范围、执行电量、费用归集和统计期间不一致，可影响金额比较，不能把不同口径数字直接拼接。因此，50亿元只能作为企业全年预测引用，不能写成行业已实现净亏损。后续应核对逐月结算、合同执行和主体账簿，再结合审计披露检验历史主张，并分清市场结算负值、会计亏损与现金缺口。

Q4：全国电力市场交易规模持续扩大，为什么不代表零售合同的价格风险已被自动分散？这与广西售电市场的风险有什么关系？

A4：市场化交易扩大范围，但不自动消除批零价格和时段错配。国家能源局披露，2025年交易电量66394×10^8kWh，占全社会用电量64%；2026年1-8月累计51800×10^8kWh、同比增长19.2%，其中中长期46173×10^8kWh、现货5627×10^8kWh。全国交易增长说明市场更活跃，不说明广西售电公司持有足量、同价且与零售负荷匹配的采购合同。市场总量和交易品种不能替代公司层面的有效套保信息。广西风险仍要看合同价格、采购覆盖和负荷时段，不能由全国总量推断企业已经对冲。判断企业风险还须核对本地合同、采购执行、负荷曲线和结算数据，不能仅凭全国总量判断对冲水平。

Q5：广西2026年已有哪些风险处置动作？为何9月联名不宜被描述为风险第一次进入政策视野？

A5：广西此前已有风险处置。4月28日桂能电力〔2026〕185号提出未履约合同协商调整、阶段性平价安排和担保风控；5月13日交易机构函件暂缓普通零售超额收益分享，适用期为5-12月；8月31日桂电交易函〔2026〕285号规定履约保障额度按日监测，并规定特定已被依规处置主体尚未执行、由保底公司承接的批发合同自9月起自动解除；9月4日国家发展改革委就《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》征求意见，期限已于10月4日结束；9月30日又就《电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）》征求意见，截至10月10日仍在征求意见。但是均非生效规则，也不代表地方诉求获批。

Q6：固定零售价格与批发采购成本为何会形成负价差？在什么情况下售电公司会从预期毛利转为亏损？

A6：关键在于售电价格锁定程度高于采购成本锁定程度。以零售电能量价格Pr、中长期采购价PL、有效匹配比例h（与零售负荷有效匹配的中长期采购比例）、未覆盖部分现货加权价Ps和电量Q表示，简化价差为Q×[Pr−hPL−(1−h)Ps]，未计偏差、机制差额和其他费用。示意参数取PL=0.32元/kWh、Pr=0.26元/kWh，若一半采购由0.09元/kWh现货补足，平均成本为0.205元/kWh，仍有正价差；现货升至0.20元/kWh时，简化成本约等于零售价格。若长协价高于零售价，覆盖部分已形成负价差；整体结果仍取决于剩余采购及其他收支。

Q7：企业“近八成合同为固定价格”这一说法能说明什么？为什么不能直接推算八成电量或全年损失？

A7：联署请示和公开报道显示，企业请示称近八成零售合同采用固定一口价，但未说明比例按合同份数、客户数还是签约电量计算，也未披露已执行电量及分时、调价条款。少量大用户可能对应多数电量，也可能相反；合同还可能包含服务费或未执行部分。因此不能把“近八成合同”直接换算为八成售电量，更不能据此推算全年损失。这项数字仍提示固定价格安排较普遍：零售收入波动较小，采购价格变化更多由售电方承担。要估算实际风险，需披露统计分母、合同电量、小时曲线、执行比例和采购匹配度，再按各结算周期核算。若企业后续披露口径，应同时说明样本范围和未执行部分处理。

Q8：提高中长期采购比例是否就能避免现货价格上涨风险？为什么采购覆盖率高也可能留下负价差？

A8：中长期合同能降低部分价格波动，却不能单独保证盈利。广西2026年度通知要求批发交易用户及电网代理购电年度中长期签约电量≥实际用电量的50%，每月月度及以上签约电量≥预计用电量的80%，新能源机制电量占比纳入用户侧月度统计；这是签约要求，不等于每家售电公司的实际有效套保率或现货采购比例。若长协价格高于零售价格，增加覆盖也可能锁定负价差；合同电量与用户时段错位，仍会产生现货回购或偏差。对冲还需匹配价格基准、时段、数量和结算节点，具体效果仍需逐项核验。即使月度签约量达标，合同未执行、曲线差异或结算基准不同仍可能留下敞口，须用实际执行数据核算。

Q9：现货价格上涨时，采购敞口如何放大损失？示意模型对企业和市场观察有什么用？

A9：未覆盖电量越大，现货变动影响价差。简化模型设定Q=10×10^8kWh、Pr=0.26元/kWh、PL=0.32元/kWh的敏感性模型；在50%中长期匹配下，现货价从0.30元/kWh升至0.50元/kWh，简化负价差缺口由5000万元增至1.5亿元；匹配率为80%时，对应约5600万至9600万元。模型按中长期电量与用户总用电量匹配，未模拟小时曲线、基差、税费、机制差额和坏账，展示的是简化敞口敏感度，并非公司或行业预测；提高覆盖可降低现货敏感度，却不保证总成本下降。每10×10^8kWh电量、50%未覆盖时，现货每上涨0.01元/kWh，简化新增损失约500万元。

Q10：现货高价、长协价和零售均价为何不能简单相减作为真实亏损？

A10：单个价格点或月均价差不是完整损益表。企业请示所列4月日前均价0.368元/kWh、9月0.395元/kWh，不能视为交易中心审定的全口径结算均价。交易中心5月披露的发电侧日前出清均价约0.29304元/kWh，是另一主体、另一期间和价格类型。把现货均价直接减零售均价，会假设全部用户负荷按同一价格采购，忽略中长期电量、偏差、节点基差及机制结算。若主体、期间、电量和科目已对齐，实际均价差可用于分析电能量价差；仍须纳入长协、偏差、基差及其他费用，不能直接当作净利润或现金流。比较时还应统一含税、输配及基金附加的列示边界。

Q11：广西的水电、煤电、燃气和跨省交易因素如何影响售电风险？现有材料支持哪些判断？

A11：供需因素会影响批发价格，但现有证据不足以把亏损归因于单一电源。桂冠电力公告称，2026年前三季度其主要水电厂所在红水河流域来水同比偏多一成，水电发电量同比增长17.10%；这只代表公司相关流域，不代表广西全区。广西气候中心记录9月1-29日全区平均降水41.9毫米，较常年同期偏少六成；这是实况，不是较上年同期，也不能推断全年水电短缺。交易中心5月披露燃气发电量偏低，跨省送受电仍可能影响价格。煤价应区分长协、现货、运输和期间。应按月、流域和燃料篮子复核，不能归结为水电不足或气价上涨。红水河来水同比偏多与全区降雨较常年偏少，区域和比较基准不同，可以并存。

Q12：零售结算规则中的超额收益分享如何影响售电公司？它是否等同于净利润上限或亏损保护？

A12：广西零售结算3.0版的超额收益分享可能压缩极低价时期的上行收益，但不等同于公司净利润上限。规则以年度集中签约前近12个月平均电能量批零价差为基准乘以系数2，超额部分按售电公司与用户1:9分配；它针对电能量价差，未直接等同扣除服务、担保、人员和税费后的净利润。桂电交易函〔2026〕134号规定，2026年5-12月普通售电交易单元暂缓执行该项分享，保底售电交易单元继续执行。因此，不能把9月普通售电主体压力直接归因于该条款仍在执行。规则主要影响上行收益；历史结算影响仍须按主体、合同与月份核对；暂缓分享不会改变固定零售价，也不会自动弥补采购负价差。

Q13：2026年四季度到2027年初，哪些指标能判断广西售电风险是在缓和还是继续扩散？

A13：判断未来三个月应追踪现金、合同和履约指标，而非只看单日电价或政策表态。观察期为2026年10月10日至2027年1月10日；截至信息截止日，国家能源局交易数据更新至8月，桂冠电力已有前三季度发电量公告；10月看结算及保障补缴，11-12月看合同与旧账，新年初再看新合同执行。重点按月核对新增负价差、固定价合同剩余电量、采购匹配率、保障缺口、欠费清偿和转保底电量；年末还要看2027年合同定价与小时曲线匹配。若新增缺口收窄、担保补足且旧账有支付安排，风险可能缓和；若低价抢单延续、欠款扩大且转供能力不足，风险会加重。

数据来源汇总

*1.《广西九家售电公司联署请示全文转载》（九家广西售电公司2026-09-30） *

*2. 《2026年广西电力市场交易事项通知》（广西壮族自治区能源局，2025-12-19） *

*3. 《广西电力市场零售结算管理办法（3.0版）》（广西电力交易中心，2026-04-01） *

*4. 广西零售结算暂行措施》（广西电力交易中心，2026-05-13） *

*5. 《广西市场履约风险指导意见》（广西壮族自治区能源局，2026-04-28） *

*6.广西电力市场保底售电暂行措施》（广西电力交易中心，2026-08-31） *

*7. 《2025年全国电力市场交易电量数据》（国家能源局，2026-01-23） *

*8. 《国家能源局2026年1月新闻发布会文字实录》（国家能源局，2026-01-30） *

*9. 《广西气候中心9月气候回顾与10月趋势预测》（广西气候中心，2026-09-30） *

*10. 《广西桂冠电力股份有限公司2026年半年度报告》（广西桂冠电力股份有限公司，2026-07-31） *

*11. 《2026年5月广西电力市场信息披露报告》（广西电力交易中心，2026-06-22） *

*12. 《电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）》（国家发展改革委，2026-09-30） *