2026 年 7 月，广东售电全行业单月亏损6.97 亿元，继 5 月亏损 6.49 亿元后，再度出现巨额行业性亏损，6 月虽价格回落、亏损收窄，但并未修复行业结构性风险，批零倒挂、负荷剧烈波动、台风扰动、长协策略失配多重因素影响，加速行业洗牌，传统价差套利模式面临终结。
本报告以交易结算、负荷、电价核心数据为基础，拆解亏损成因、行业现状、风险点与发展研判。
核心矛盾：批发购电综合均价 483.38 厘 /kWh，零售锁定 372 厘 /kWh，度电批零倒挂超 11 厘，补缺口电量每度电直接亏损超 0.11 元，代理规模越大，亏损敞口越高。
亏损面：7 月亏损面延续高位，绝大多数独立售电公司陷入亏损，仅少数背靠发电集团的售电主体实现盈利。
出清加速：2026 年上半年广东已有数十家售电公司触发保函不足、欠费、信用预警，退出市场；空壳、纯贸易套利型主体加速被淘汰证券之星。
历史对比：2022-2025 年广东售电行业持续盈利，2025 年全行业总盈利 89.8 亿元，盈利面 97%；2026 年市场逻辑彻底反转，从稳定价差红利切换为高波动风险市场。
直接诱因：批零倒挂，价格剪刀差剧烈扩大
零售端价格刚性锁死：2025 年末大量售电公司为抢夺工商业用户，以372 厘 /kWh 地板价签订全年固定零售合约，合约周期不可调价，收入端被完全锁死。
采购成本大幅上行：7 月月度集中竞价 487.77 厘 /kWh，综合购电均价 483.38 厘 /kWh，远高于零售签约价。年度长协无法覆盖全部实际用电量，缺口电量必须在月度、现货高价市场补电，补得越多亏损越多。
外部成本传导：广东气电占装机 21.9%，夏季高峰时段气电机组作为边际机组出清，LNG 价格高位直接推高现货、月度市场整体电价水平。
高温推高用电负荷：7 月持续高温，空调负荷爆发，统调负荷突破 1.32 亿千瓦，用户实际用电量普遍高于年初预测，造成售电公司合约电量缺口被动扩大，被迫高价买缺口电量。
台风“红霞” 极端天气冲击：7 月 26 日 14 级台风登陆惠州，出现 “负荷骤降-新能源出力剧烈波动-现货电价过山车” 现象；台风来临前现货日前均价 345 元 / MWh，台风期间跌至 260 元 / MWh，短周期剧烈震荡，负荷预测失效，双向偏差同时产生亏损，进一步侵蚀售电公司利润。
长协签约策略普遍保守：2025-2026 年初市场环境偏宽松，大量售电公司少签年度中长期合约，博弈现货低价套利，将盈利希望寄托于现货持续低价，风险缓冲仓位严重不足，一旦现货上行直接暴露大额敞口。
场外返利模式失效：过往部分售电公司依靠发电企业场外返利获得利润空间；2026 年火电、气电成本抬升，发电侧不再提供返利，原有盈利底座消失，风险全部由售电侧承担。
偏差考核放大损失：电量预测不准带来的正偏差，在高波动市场环境下，双向都会形成结算损失，过去低波动市场下可以忽略的预测误差，在 7 月直接转化为巨额亏损。
模式风险：纯价差贸易模式走到尽头。单纯低买高卖的中间商模式，在现货高波动、批零倒挂常态化背景下没有安全垫；盈利天花板存在，亏损无上限。规模越大，风险敞口越大。
主体分化加剧：发电系售电公司拥有电源对冲，抗风险能力强；民营独立售电公司资金、对冲工具匮乏，持续承压，行业加速两极分化。
三季度持续性风险：8-9 月仍处于迎峰度夏，高温、台风、气电成本高企等因素仍存在，批零倒挂仍有反复出现的可能性，行业难言立刻回到盈利区间。
用户传导矛盾：售电公司无法向上调整已签约固定价格用户电价，亏损只能自身承担；新签用户谈判难度提升，传统低价抢单策略难以为继。
合约结构重构：提高中长期合约覆盖比例，降低现货敞口；减少全年一口价固定合同，大力推广浮动价、分成、峰谷分解等可分担风险的零售产品。
强化负荷预测与风控体系：建立气象-负荷-新能源出力联动预测模型，重点做好台风、极端高温情景压力测试，设置月度最大亏损预警阈值，动态调整购电仓位。
业务转型：从单纯购售电贸易，向综合能源服务延伸，增加节能、运维、虚拟电厂、储能协同业务，赚取服务型收益，降低对电价价差的依赖。
严控规模扩张：暂停不计成本抢用户，对存量客户重新做风险评估，评估保函、资金流动性，守住现金流底线。
广东 7 月单月亏损 6.97 亿不是偶然事件，是电力现货市场走向成熟的阵痛。过去依靠市场红利、信息差、场外返利的粗放售电时代已经结束。未来市场会持续高波动，行业会完成一轮出清，具备交易风控能力、负荷预测能力、综合能源服务能力的专业主体将留存，行业从 “贸易赚差价” 向 “能源风险管理服务” 转型。
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