一、现状透视：繁荣交易下的隐忧与失衡

2026年开年第一个月，贵州电力市场整体交易活跃，电量规模可观。从整体交易规模来看，当月发电侧市场机组结算电量达到133.56亿千瓦时，省内用户侧（含售电公司代理和直接交易用户）结算电量为75.03亿千瓦时。从结算均价看，市场似乎运行平稳：发电侧结算均价为0.3758元/千瓦时，省内用户侧为0.3797元/千瓦时，电网代理购电部分为0.3755元/千瓦时，跨省区交易为0.3697元/千瓦时。然而，深入交易结构内部，失衡的迹象已然显现。

首先，批发与零售价格体系的微妙倒挂。在成熟的电力市场中，售电公司通过聚合用户需求、优化购电策略，其批发购电成本通常应低于向分散用户售电的零售价格，从而赚取合理的服务价差。但贵州1月的数据显示，这一基本商业逻辑出现了动摇。尽管倒挂幅度仅每度电0.4分钱，但对于以亿千瓦时为交易单位、利润率本就敏感的售电行业而言，这足以侵蚀其大部分甚至全部盈利空间。

其次，不同电源品种与交易品种的价格分化加剧。从批发侧交易明细看，市场呈现明显的“水火分化”：火电作为主力电源，月度交易电量高达93.76亿千瓦时，均价0.3754元/千瓦时；新能源（风电、光伏）直接交易电量仅1.44亿千瓦时，均价0.3615元/千瓦时，绿色电力交易电量5.01亿千瓦时，均价0.3686元/千瓦时。其中，现货市场风、光价格差异显著，光伏实时月度均价0.329元/千瓦时，风电则高达0.404元/千瓦时，这与冬季夜间负荷高峰时，风电的支撑作用密切相关。更为关键的是，用户侧在日前和实时现货市场的月度加权均价超过0.42元/千瓦时，显著高于中长期合约均价，这表明1月的现货市场价格水平整体处于高位。

最后，巨大的偏差电量与不平衡资金揭示了市场预测的艰难。结算数据显示，发电侧（含跨省）中长期合约电量为119.66亿千瓦时，但实际偏差电量高达13.88亿千瓦时，偏差电费7.66亿元。省内用电侧同样面临13.10亿千瓦时的偏差电量，偏差电费5.30亿元。巨大的偏差意味着市场主体对1月的电力供需形势出现了普遍性误判，不得不以现货价格进行偏差结算，从而放大了价格波动风险。

二、原因剖析：现货高价叠加机制真空

长协买不到，现货成“接盘侠”

对于贵州众多民营售电公司而言，2026年开年便面临“无长协可签”的困境。并非民营售电公司不愿签订中长期合约，而是优质长协资源被提前锁定，难以获取。以乌江水电为例，其2026年年度长协签约电量达131亿千瓦时，较上年有所增加，且签约价格高于基准价，这一数据充分说明，发电侧核心资源的签约优先级向国有售电公司、发电集团下属售电公司倾斜。在此背景下，民营售电公司陷入两难：要么接受更高的价格签订长协，压缩自身盈利空间；要么放弃长协，只能在月度交易、现货市场补充采购电力。

雪上加霜的是，2026年1月贵州遭遇寒潮天气，冬季取暖负荷激增，电力供需趋紧，导致现货市场价格持续高位运行，成为南方五省中现货价格最高的区域之一。缺乏中长期合约“压舱石”的民营售电公司，只能被动在现货市场采购高价电力，这直接拉高了其整体批发购电均价，进一步加剧了批零倒挂带来的亏损。

收益调节机制“缺席”

根据贵州电力交易中心2月12日发布的通知，明确“1月份暂不进行发用电侧月度现货收益调节”。这一临时调整，成为加剧售电公司亏损的关键因素。

原本设计的发用电侧月度现货收益调节机制，旨在平衡发用电双方的利益，避免一方因市场价格波动获得过高利润，而另一方遭受损失，维护市场长期稳定。

按照该机制，以月度统一结算的方式，对发用电侧现货市场费用进行事后计算判断。以用电侧为基准，统计各批发用户（售电公司）现货市场月度汇总电费，与其按中长期合约电价计算的电费进行对比，超出中长期合约电价计算电费±k1的费用进行回收或补偿。这些费用由所有参与现货市场的火电机组和新能源发电项目，按照月度上网电量进行等比例分摊或分享。

简单来说，当现货价格高时，电厂会补偿给售电公司；当现货价格低时，售电公司补偿给发电企业。

然而，1月份的实际情况是，现货价格高企，发电侧预计获得了可观的超额收益。按照既有规则，本应触发调节，向亏损的用电侧进行补偿。但“暂不进行调节”的决定，意味着这笔高达数亿元的现货超额收益全部留在发电侧，进一步加剧了批零倒挂矛盾。

零售端的定价陷阱

售电公司自身的定价策略失误，也加剧了此次亏损困境。2025年底贵州电力交易中心就发过风险提示函，提醒售电公司要基于发电侧成本合理报价，不得以违背市场常理的“超低固定价”诱导签约用户，不得搞“自杀式”报价和“赌博式”低价签约。

部分售电公司为抢占用户市场、扩大业务规模，在2025年底签约2026年零售合同时，仍给出了低于市场合理水平的固定电价。当时多数售电公司预判有长协合约保底、有收益调节机制对冲风险，认为亏损可控。然而，实际情况是长协资源缺失、收益调节机制临时暂停、现货价格大幅飙升，三重打击之下，当初为抢用户设定的“低价”，最终成为导致自身亏损的重要原因。

此外，部分售电公司签订的高比例穿透式合同，进一步放大了亏损。所谓穿透式合同，是指零售电价与现货价格挂钩、按一定比例传导的合同，穿透比例越高，现货价格波动对售电公司盈利的影响越大。根据2026年贵州电力交易方案，零售穿透比例上限为50%。但在实际签约过程中，部分售电公司为拿下大型终端用户，签订了过高的穿透比例条款，且未设置合理的风险对冲机制，一旦现货价格大涨，价差亏损便需由售电公司全额承担。

三、如何解决：短期靠避险，长期靠机制

此次批零倒挂，既是挑战也是改革的催化剂，要化解当前困境，构建更具韧性的市场生态，需要短期纾困与长效机制建设双管齐下。

从短期来看，售电公司需聚焦风险防控，主动自救避险：一是提升预测精度，结合贵州冬季负荷特点，引入适配本地的气象、负荷预测模型，整合历史数据、实时供需信息，减少偏差电量，降低现货补电压力；二是优化采购策略，灵活运用月度、周度等短期交易品种，合理调整购电仓位，避免过度依赖现货市场；同时，积极参与跨省区交易，充分利用跨省区交易均价较低的优势，适度补充低价电力，缓解采购成本压力；三是梳理现有零售合同，与用户协商优化合同条款，合理调整穿透比例，明确现货价格波动的分担机制，减少自身独自承担的亏损。

中长期来看，必须坚定不移地深化与完善市场机制设计。

第一，强化中长期交易的基础性作用。鼓励和引导更多电量通过年度、月度等中长期合约锁定。可以探索推出更多适应新能源特性的中长期交易品种，并为售电公司，特别是中小型售电公司参与年度交易提供更多指导和支持，避免再次出现“长协集体踏空”的现象。

第二，优化并固化收益调节等风险对冲机制。“发用电侧月度现货收益调节”这类机制的价值已在理论层面得到证明，其规则应进一步明确化、透明化、可预期化。什么情况下触发、调节的比例如何确定、资金如何划转，都应有清晰且稳定的规则，避免“临时叫停”带来的政策不确定性。市场需要的是稳定、可信的规则，而非事后裁量。

第三，培育市场主体的风险管理能力。此次事件也是对所有市场参与者的一次深刻风险教育。售电公司必须从简单的“价差套利”思维，转型升级为专业的“电力资产管理者和风险管理者”。这需要它们提升负荷预测精度、熟练运用金融对冲工具（如差价合约）、构建多元化电源组合（搭配绿电、储能等），从而真正具备抵御市场价格波动风险的能力。

第四，加强信息披露与市场预期引导。交易中心、电网企业应进一步提高负荷预测、新能源出力预测、电网运行约束等信息的发布质量和时效性，帮助市场主体做出更准确的交易决策，减少非理性的偏差。

结语

贵州1月份的批零倒挂，表面看是寒潮天气推高现货价格引发的短期阵痛，深层次则是电力市场化改革磨合期。民营售电公司的弱势地位、市场机制的不确定性、以及行业内仍然存在的非理性定价竞争等多重因素共同导致了此次售电行业的普遍亏损，也为市场各方敲响了风险警钟。

但往远处看，贵州电力市场这十年的变化是实实在在的。从2015年174亿千瓦时到2025年980亿千瓦时，市场化交易电量增长了4.6倍。绿电从零做到超百亿，独立储能、虚拟电厂等新型市场主体逐步进场，市场规模不断扩大，参与主体日益多元，市场化程度持续提升。此次批零倒挂，是市场发展过程中必经的波折，也为后续机制完善提供了重要契机。

对于售电公司而言，2026年1月的亏损是一盆冷水，也是一次洗礼。靠赌现货、靠信息差盈利的模式已难以为继。未来能够持续发展的售电公司，要么有长协资源优势，要么有绿电等差异化产品竞争力，要么有掌握精细化的风险管理能力。