远见网一份由9家央企下属售电公司联合递交的紧急请示，将广西电力市场推至聚光灯下。
文件显示，2026年1至8月，广西售电行业累计亏损超过20亿元，9月单月预计亏损超10亿元，若形势得不到遏制，全年行业亏损总额或将突破50亿元。
这份名为《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，由9家央企下属售电公司于9月30日联合递交。
联署企业包括广西国能综合能源服务有限公司、广西国开能源销售有限公司、华润电力（广西）销售有限公司、广西大唐桂冠电力营销有限公司、华能广西能源销售有限责任公司、广西中广核合同能源管理有限公司、中电广西防城港能源有限公司、广西华电综合能源服务有限公司以及广西国电投博能售电有限公司。
售电公司集体求救并非孤立事件。它折射出电力市场化改革推进过程中，批发与零售两端价格传导机制失灵所引发的深层矛盾。
当发电侧成本持续攀升，而零售侧价格却因竞争与用户结构固化难以同步上调，售电公司便成为夹在中间的承压方。
批零倒挂持续扩大，亏损从点到面蔓延
行业出现亏损的症结，在于愈演愈烈的批发零售价格倒挂。
上述文件称，2026年以来，受国际地缘局势突变推高国内煤炭、油气等一次能源价格持续走高，发电侧成本上涨，带动广西电力现货市场价格持续上行。
数据显示，4月日前现货均价达到0.368元/千瓦时，9月日前现货均价进一步飙升至0.395元/千瓦时。
四季度广西区域电网线路升级改造、核电及煤电机组大面积配合停运检修，预计现货价格将进一步走高，可能突破0.5元/千瓦时。
与批发侧价格不断走高形成鲜明对比的是，零售价格持续下降。
售电公司与用户签订的零售合同多为固定价格或有限浮动价格，在现货价格大幅波动时，售电公司无法将成本上涨及时传导至终端用户。
部分售电公司为争夺市场份额，前期以低价锁定大量用户，进一步加剧了价格倒挂的严重程度。
从亏损结构看，头部单个售电公司年亏损超10亿元，9家央企售电公司合计亏损占行业大头。
这意味着亏损并非均匀分布，而是集中在用户规模大、合同锁价比例高的头部企业。
中小售电公司虽亏损绝对额较小，但抗风险能力更弱，部分已面临现金流断裂风险。
批零倒挂的持续扩大，正在从个别企业的经营问题演变为行业性系统风险。
当售电公司无法通过自身经营调整来消化成本压力，而市场机制又未能提供有效的价格传导通道，亏损便成为结构性问题而非周期性问题。
电力市场化改革中的机制摩擦
广西售电行业的困境，并非单纯的市场波动所致，而是电力市场化改革推进过程中多重机制摩擦的集中体现。
现货市场价格由供需关系决定，能够灵敏反映发电侧成本变化，但零售侧价格却受到合同周期、用户接受度和竞争格局的多重约束。
售电公司作为电力市场的中介环节，其核心商业模式是赚取批发与零售之间的价差。
当价差为正时，售电公司可通过规模扩张获取稳定利润；当价差为负且持续扩大时，售电公司便从“中间商”变为“承压者”。
广西当前的情况属于后者，且倒挂幅度已远超售电公司的承受能力。
从全国范围看，广东、江苏、浙江等电力市场化改革推进较快的地区，也曾出现过不同程度的批零倒挂现象，但多数通过调整零售合同条款、引入浮动价格机制、建立风险对冲工具等方式逐步缓解。
广西此次9家央企联合求救，说明当地市场的价格传导机制已严重失灵，常规调节手段难以在短期内奏效。
值得注意的是，9家联署企业均为央企下属售电公司，这一身份特征值得关注。
央企在地方电力市场中通常承担着保供稳价的社会责任，其零售合同往往覆盖大量工商业用户和居民用户，价格调整的灵活度相对有限。
当市场剧烈波动时，央企售电公司往往成为最后的成本吸收方。
电力市场化改革的目标是形成主要由市场决定电价的机制，但改革的推进需要与市场主体的承受能力相匹配。
当价格信号无法有效传导，市场参与主体大面积亏损，改革本身的可持续性就会受到质疑。
广西的案例提供了一个观察窗口：在现货市场快速推进的同时，零售市场的配套机制是否跟上了节奏。
连锁反应与行业影响
售电公司大面积亏损的影响，不会止步于售电行业本身。首当其冲的是发电企业。
售电公司作为发电侧的重要客户，若因亏损而减少购电或拖欠电费，将直接影响发电企业的现金流和运营稳定性。
部分售电公司已开始缩减现货市场购电规模，转向中长期合同，这可能进一步推高现货价格波动幅度。
其次是用电企业。售电公司若因亏损而退出市场或提高零售报价，工商业用户将面临用电成本上升的压力。
在当前经济环境下，制造业企业本就面临需求不足和成本高企的双重挤压，电价上涨将进一步压缩其利润空间。
部分高耗能企业可能被迫减产或转移产能。
再者是地方能源安全。广西作为西部陆海新通道的重要节点，近年来承接了大量东部产业转移，电力需求持续增长。
若售电环节出现系统性风险，可能导致部分用户供电服务中断，影响地方招商引资和产业升级大局。
9家央企在请示中明确提到“防范广西电力市场系统性风险”，正是基于这一考量。
从更宏观的视角看，广西售电行业的困境也反映出当前能源价格形成机制中的深层矛盾。
一次能源价格受国际地缘政治影响波动加剧，而终端电价调整涉及民生和稳定，往往滞后且幅度有限。
这一矛盾并非广西独有，但在广西表现得尤为突出，与当地电源结构、电网运行方式和用户构成密切相关。
风险化解需要多方协同
9家央企售电公司的紧急请示，实际上提出了一个超出企业自身能力范围的诉求。
批零倒挂的根源在于价格传导机制不畅，而价格机制的调整涉及政府主管部门、电网企业、发电企业和用户等多方利益，并非售电公司单方面能够解决。
短期内，可能的缓解措施包括：推动零售合同价格与现货价格挂钩的浮动机制，允许售电公司在合理范围内调整零售电价；
建立售电市场风险准备金或纾困基金，对因承担保供责任而出现严重亏损的售电公司给予阶段性支持；
优化电网运行方式，减少因线路检修和机组停运导致的现货价格异常波动。
中长期看，需要进一步完善电力市场体系。
一方面，加快推动中长期市场与现货市场的衔接，让零售侧价格能够更及时地反映批发侧成本变化；
另一方面，培育售电公司的风险管理能力，引入金融衍生工具对冲价格波动风险。
同时，应建立售电市场的退出机制，让无法持续经营的企业有序退出，避免风险累积。
广西的案例也提醒其他省份，在推进电力市场化改革时，需要同步考虑市场主体的承受能力和风险防范机制。
改革的速度与节奏，应与市场建设的完善程度相匹配。
当现货市场价格波动加剧时，零售侧的价格传导机制必须同步跟进，否则售电公司将成为改革的成本承担者，进而影响整个电力市场的稳定运行。
对于9家央企售电公司而言，联名请示是危机倒逼下的自救之举。
但真正的破局，需要从价格机制、市场结构和风险分担等多个层面同步推进。
如果批零倒挂的根源得不到解决，即便短期内获得纾困资金，长期亏损的局面仍难以扭转。
广西电力市场的这场压力测试，将为全国电力市场化改革提供重要参照。
这意味着，广西9家央企售电公司联名求救后面真正要看的，已经不是短期消息还能不能继续放大，而是交付效率、组织协同和客户验证会不会连续改善。只有这些变量开始稳定兑现，这轮变化才会从阶段性信号走向更明确的趋势。
长期看，对企业和合作方来说，竞争差距不会停留在表态或热度上，而会先体现在交付效率和组织协同能不能沉到日常动作里。谁能把这些环节持续做实，谁才更有机会把广西9家央企售电公司联名求救留在结果上。
