一场发生在广西电力市场的危机，正在引起整个能源行业关注。

9月30日，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等九家能源及售电企业，联合向广西壮族自治区人民政府提交《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》，请求政府出台紧急纾困措施，避免售电行业发生大面积破产退市。

这份请示披露了一组令人吃惊的数据：2026年1—8月，广西售电行业累计亏损超过20亿元，9月单月预计亏损超过10亿元，全年亏损可能突破50亿元。部分头部售电公司年度亏损预计超过10亿元，达到注册资本的5倍。如果四季度市场环境没有改善，部分企业可能陷入资不抵债、合同违约甚至集中退市的困境。

值得注意的是，参与联署的企业中，不乏国能、华润、大唐、华能等大型央企旗下的售电公司。这些企业背靠大型能源集团，具有较强的资金实力和行业资源，却依然面临巨额亏损，说明此次危机已经超出一般企业经营不善的范畴，暴露出电力批发市场与零售市场之间的价格传导矛盾。

对于储能行业而言，这场危机同样值得关注。因为售电公司面临的电价波动、供需偏差、购电成本上涨等风险，恰恰是储能能够发挥调节作用的领域。随着电力市场化改革不断深入，储能正在从传统的峰谷套利设备，逐步向电力交易、风险管理和综合能源服务的重要资源转变。

售电公司为什么突然亏掉几十亿元

广西售电行业巨额亏损的直接原因，是批发市场购电价格持续上涨，而零售市场销售价格被提前锁定，两者之间形成严重的价格倒挂。

售电公司的商业模式并不复杂，就是从电力批发市场购买电力，再通过零售合同销售给工商业用户，通过购售电价差和增值服务获取利润。在电力市场运行相对平稳时，售电公司可以通过中长期交易锁定部分购电成本，再结合现货市场调整采购策略，实现收益。但当批发市场价格大幅波动，而零售端又采用固定价格合同时，售电公司便需要承担相当一部分价格风险。

根据九家企业提交的请示，2026年以来，受煤炭和油气等一次能源价格上涨、电力供需变化等因素影响，广西电力现货市场价格持续抬升。4月日前现货市场均价为0.368元/千瓦时，9月升至0.395元/千瓦时，9月30日单日现货均价达到0.633元/千瓦时。企业预计，随着四季度部分电源机组检修及电力供需形势变化，现货价格仍存在继续上涨的风险。

与此同时，广西零售市场却形成了完全不同的价格预期。此前，由于新能源装机持续增长，市场普遍预期2026年现货电价可能维持较低水平，售电企业为争夺客户，提前签订了大量低价零售合同。请示披露，广西2026年零售合同签约均价仅约0.260元/千瓦时，近八成合同采用固定价格模式。这意味着，即使批发市场购电成本不断上涨，售电公司也难以将新增成本及时传导给终端用户。

按照9月30日0.633元/千瓦时的现货均价与0.260元/千瓦时的零售签约均价比较，二者相差0.373元/千瓦时。当然，这并不意味着售电公司每销售一度电就实际亏损0.373元，因为真实成本还取决于中长期合同覆盖比例、购电价格、现货偏差及其他结算费用，但如此明显的价格背离，足以说明售电企业面临的经营压力。

更深层次的问题在于，部分售电企业此前采用低价竞争策略，缺乏足够的风险对冲能力。一旦市场由低价转向高价，原本用于争夺用户的固定价格合同，就可能成为企业持续亏损的来源。此外，新能源机制电量结算、用户用电偏差考核等因素，也可能进一步放大售电公司的成本压力。

这场危机说明，随着电力市场化改革不断深入，售电行业正在从简单的价差竞争进入风险管理竞争阶段。

四项紧急诉求，背后是电力市场风险重新分配

面对持续扩大的亏损，九家售电企业提出了四项紧急纾困诉求，分别涉及电费结算、批零电价传导、新能源机制电量结算以及零售合同解除。表面上看，这四项措施是为缓解售电企业的经营压力，实际上却涉及发电企业、售电公司、电网企业和工商业用户之间的利益重新分配。

首先，九家企业请求暂缓9月份售电侧电费结算，并启动市场机制调整或者熔断工作。这一诉求主要是为了缓解短期现金流压力，避免售电公司因持续亏损而出现大规模违约，进而引发履约保函追索、合同纠纷以及用户被迫转入保底售电等问题。不过，暂缓结算并不意味着已经形成的交易亏损可以消失。如果简单暂停全部结算，还可能影响发电企业、独立储能电站等其他市场主体的资金回笼。因此，如何在缓解短期流动性风险的同时维护市场交易信用，将成为政策制定需要权衡的问题。

其次，九家企业请求启动9—12月批发与零售电价传导机制，允许零售价格根据批发市场购电成本变化进行调整。这是四项诉求中最有可能影响未来电力零售商业模式的一项。此前，大量工商业用户通过固定价格合同锁定全年用电成本，售电公司则承担相应的价格波动风险。如果未来零售价格能够更多与批发市场联动，售电企业的成本压力有望得到缓解，但工商业用户也需要直接面对更加频繁的电价波动。未来，固定价格、浮动价格和现货联动价格等多种零售套餐可能并存，并通过价格上下限、风险分担比例等安排提高合同的抗风险能力。

其三，九家企业提出理顺新能源机制电量结算规则，认为相关机制电量的价差应按照年度交易方案向工商业用户传导，售电企业不应承担本不属于自身的结算损失。按照新能源上网电价市场化改革安排，新能源电量原则上进入市场交易，同时通过市场外差价结算机制，对符合条件的项目给予一定的价格稳定安排。当市场价格与机制电价存在差额时，需要按照规定进行补偿或回收，并通过相应渠道传导费用。对于售电公司而言，关键在于明确这些费用如何归集、分摊和结算，避免承担不合理的中间环节风险。

最后，九家企业请求支持售电公司按照合同约定支付违约金，依法有序解除部分存量固定价格合同，以降低后续履约风险。这意味着，部分企业已经开始评估继续履行合同与提前解约之间的成本。如果继续供电可能造成更大亏损，那么提前解约就可能成为企业控制损失的选择。不过，合同解除也可能增加终端用户的用电成本，因此必须依法依约实施，保障各方合法权益。

综合来看，这四项诉求反映出一个共同问题：在电力市场价格波动越来越大的情况下，过去由售电公司承担较多价格风险的零售合同模式，正在面临调整压力。无论最终采取何种纾困措施，未来电力市场都需要更加明确的价格传导、风险分担与合同履约机制，而这恰恰为储能等灵活性资源进入电力交易体系创造了新的市场需求。

独立储能迎来机会，但高电价并不等于高收益

对独立储能而言，广西售电危机最直接的影响，是电力现货市场价格波动正在成为决定项目收益的重要因素。

2026年，广西独立储能参与电力市场已经取得实质性进展。3月17日，广西220千伏红花储能电站以自主报量报价方式参与南方区域电力现货市场，实现了独立储能市场化交易的重要突破。根据广西2026年电力市场相关规则，符合条件的独立储能可以作为独立市场主体，参与月度、月内及现货等短周期交易，通过自主安排充放电参与电力市场竞争。

从商业逻辑来看，现货电价波动越大，储能在低价时段充电、高价时段放电的潜在套利机会就越多。特别是在新能源大发时段与晚间负荷高峰之间形成明显价差的情况下，独立储能可以通过跨时段转移电量获得收益。因此，广西现货电价上涨，尤其是部分时段出现极端高价，可能为具备精准预测和灵活调度能力的独立储能项目创造新的交易机会。

但需要强调的是，储能收益并不取决于电价绝对水平，而取决于充放电价差、设备效率以及实际能够完成的交易电量。假设一座100MW/200MWh独立储能电站，按照90%的往返效率计算，在0.20元/千瓦时的价格下充入200MWh电量，再以0.60元/千瓦时的价格放出180MWh电量，不考虑其他费用的单次循环毛收益约为6.8万元。但如果充电价格同步上涨至0.50元/千瓦时，即便放电价格仍维持0.60元/千瓦时，毛收益也只有约0.8万元。

这意味着，广西9月30日现货均价达到0.633元/千瓦时，并不能直接说明当地储能项目已经获得高额收益。如果全天大部分时段价格同时上涨，而低价充电窗口明显缩小，独立储能的实际套利空间反而可能受到压缩。

此外，此次九家企业提出的市场熔断与结算调整诉求，也提醒储能投资人关注市场规则变化风险。如果未来调整价格约束或者结算安排，独立储能项目的收益预期与现金流同样可能受到影响。

从长期看，独立储能的收益测算必须从传统的固定峰谷价差模式，转向基于全年分时电价、价格预测、充放电策略和市场规则变化的动态分析。未来真正具有竞争力的独立储能企业，不仅要拥有符合应用场景需求的高性价比的零碳储能系统，还需要具备专业的电力交易、市场预测和风险控制能力。

工商业储能需求可能增加，但盈利模式需要重估

如果说独立储能主要受到批发市场价格波动影响，那么工商业储能的未来，则更加取决于零售电价机制如何调整。

过去几年，国内工商业储能主要依赖峰谷电价差获取收益。储能系统在谷段充电、峰段放电，通过替代高价时段的外购电量，为工商业用户节省电费，再由投资方和用电企业按照合同约定分享收益。这种模式比较容易理解，项目收益也相对容易测算，因此成为国内工商业储能快速发展的重要推动力。

但广西售电市场的困境说明，终端用户电价与批发市场价格并不总是同步变化。特别是在大量用户提前签订固定价格零售合同的情况下，即使现货市场价格明显上涨，也未必意味着用户侧储能能够获得更多的峰谷套利收益。工商业储能最终能够节省多少电费，仍然取决于用户实际执行的零售合同、分时价格安排以及有关费用的结算方式。

如果广西未来推动批零电价更加充分联动，工商业用户可能需要面对更加明显的分时价格变化。一些原本通过固定价格合同锁定用电成本的制造业企业，将不得不重新考虑自身的用电策略。对于电力成本占比较高、用电负荷相对集中、具备储能安装条件的工商业用户而言，配置储能系统可以在部分高价时段减少外购电量，还可以结合需求响应、负荷管理和分布式光伏，提高整体用能灵活性。

不过，批零电价联动并不意味着所有工商业储能项目都会受益。如果终端高价时段增加，但低价充电时段同步减少，或者相关零售合同设置了特殊结算条款，项目实际收益仍有可能下降。对于已经采用合同能源管理模式的储能项目，零售合同调整还可能直接改变原有的电费节省基准，影响储能投资方与用户之间的收益分配。

这也意味着，未来工商业储能开发企业不能只根据当地公开峰谷电价测算投资回报率，而必须深入分析用户的实际购电合同、用电曲线、分时结算方式以及未来可能发生的价格机制变化。工商业储能的竞争，将从简单的峰谷套利，逐步转向综合用能成本管理。

售电行业危机，可能催生储能新的商业模式

相比短期现货电价上涨，广西事件对储能行业更深远的影响，在于售电企业可能加快从传统购售电业务向综合能源服务转型，而储能将成为其中重要的灵活性资源。

过去，售电公司之间的竞争主要集中在价格和客户资源上。部分企业通过压低零售报价快速扩大代理电量，但在用户负荷预测、现货交易管理和价格风险控制方面投入不足。一旦批发市场出现较大波动，企业缺乏足够的调节手段，只能被动承担购电成本上涨带来的损失。这种商业模式已经越来越难以适应新能源占比持续提高、电力价格波动加大的市场环境。

未来，售电公司不仅需要采购电力，还需要管理用户用电行为，降低高价时段的购电需求，并尽可能减少实际用电与采购计划之间的偏差。储能能够在其中提供一定的调节能力。例如，当售电公司预计某一时段现货价格明显上涨时，可以在符合用户合同及市场规则的前提下，调用聚合的用户侧储能减少高价购电；当新能源发电充足、电价较低时，则可以引导储能充电，将部分电量转移到后续高价时段使用。这种合作方式，将推动售电公司与储能运营商形成更加紧密的利益关系。

此外，虚拟电厂也可能成为这类合作的重要载体。随着分布式光伏、工商业储能、充电桩以及可调节负荷不断增加，通过虚拟电厂进行聚合，有机会形成可统一管理的灵活性资源。在符合当地市场准入条件的情况下，这些资源可以参与需求响应、辅助服务或其他市场化交易，为售电企业和储能运营商提供更加多元的收入来源。

不过，储能并不能消除售电公司的全部价格风险，其可调节电量受设备功率、容量和充放电时间限制，无法完全替代中长期购电合同及其他风险管理工具。未来售电与储能结合的核心，也不是简单把储能设备安装到工商业用户厂区，而是建立一套能够协调电力采购、负荷预测、储能运行和市场交易的综合管理体系。

从赚峰谷价差，到帮助客户管理电价风险

可以说，广西售电市场的这场危机，实际上揭示了国内电力市场化改革进入新阶段后，整个能源产业可能面临的共同挑战。

随着新能源装机持续增长、现货市场不断完善，电力价格越来越依赖不同时段的实际供需关系。过去相对稳定的电价体系，正在逐步向具有更强时段差异和市场波动特征的价格体系演变。对售电公司来说，如何锁定购电成本、管理交易风险，将成为决定其能否长期生存的重要能力；对工商业用户来说，如何降低用电成本、控制价格波动，也将成为经营管理的一部分。

这种变化为储能创造了新的市场空间，但同时也意味着过去依赖单一峰谷价差的盈利模式需要调整。随着越来越多储能项目进入市场，在低价时段集中充电、高价时段集中放电，也可能逐步改变原有的电价分布，压缩套利空间。未来储能项目之间的竞争，将不仅取决于建设成本和电池性能，还取决于是否能够准确预测市场价格、灵活调整运行策略，以及在不同收益来源之间进行合理配置。

与此同时，广西售电行业出现的履约风险，也为储能投资敲响了警钟。无论是独立储能与电力市场相关主体的结算关系，还是工商业储能与售电公司、终端用户之间的合作关系，都需要充分考虑交易对手信用、合同期限、价格调整机制和资金回收风险。如果项目收益高度依赖某一家售电公司或者单一零售合同，那么即使储能系统运行良好，也可能因为合作方经营困难而影响投资回报。

从长期来看，广西九家售电企业联合求救，并不意味着电力市场化改革失去了方向，而是说明原有的价格风险分担机制、售电经营模式和合同管理体系正在迎合多样化市场机制检验。随着零售市场机制逐步完善，售电公司、工商业用户和新能源发电企业对灵活性调节资源的需求有望进一步增加，储能将从单纯的产品设备，逐步发展成为可控、可调、可融资、可交易的智能化资产。