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发布：2026-05-26 · 事件：2026-05-26 08:05:25

2026年，是储能行业真正迎来电价现货化的第一年，电力批发市场的价格波动剧烈程度远超预期。 而且，南方和北方电力市场展现出截然不同的价格走势：辽宁持续负电价，1个月内，辽宁售电公司集体盈利超8.27亿元；而广东广西现货电价飙涨，批发和零售侧价格倒挂，售电公司面临巨额亏损，联名求救。 售电公司从电力批发市场批量购电，再将其零售给终端用户，从中赚取差价或服务费，是介于发电侧与用电侧之间的关键中间环节。 但如今， 售电公司的盈利模式，正面临现货价格剧烈波动与政策强监管双向挤压。

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2026年，是储能行业真正迎来电价现货化的第一年，电力批发市场的价格波动剧烈程度远超预期。 而且，南方和北方电力市场展现出截然不同的价格走势：辽宁持续负电价，1个月内，辽宁售电公司集体盈利超8.27亿元；而广东广西现货电价飙涨，批发和零售侧价格倒挂，售电公司面临巨额亏损，联名求救。 售电公司从电力批发市场批量购电，再将其零售给终端用户，从中赚取差价或服务费，是介于发电侧与用电侧之间的关键中间环节。 但如今， 售电公司的盈利模式，正面临现货价格剧烈波动与政策强监管双向挤压。 一方面，电价暴涨暴跌愈发频繁，售电公司也可能面临大赚或巨亏；另一方面，政策要求，批零倒挂时售电公司必须履约承担亏损，又在负电价高发时限制其赚取高额利润。 好在， 5月13日，广西电力交易中心一纸文件，按下了售电利润管控的暂停键。 那么， 如果亏损得兜底，盈利被限制，售电公司到底该怎么赚钱？“限利令”是否将会松绑？售电公司该如何生存？ 负电价常态化，售电大赚却难持续 2026年1月1日，辽宁正式执行负电价机制，电价下限设为-0.1元/千瓦时。 这个规则一落地，辽宁1月份上网负电价时长累计达到310.5小时，时段占比为42%，2月负电价时长更是达到419.25小时，按28天计算，相当于63%的时间都是负电价。 辽宁已成为继山东、浙江、四川、蒙西等地滞后的负电价常态化区域。 辽宁售电公司也成功抓住了这波机会，赚得盆满钵满。 根据2026年1月份辽宁零售市场结算数据显示，当月结算电量达到120.04亿千瓦时，批发侧结算均价为226.118元/兆瓦时，零售侧结算均价为295.039元/兆瓦时，两者价差高达68.921元/兆瓦时，最终实现整体盈利8.27亿元。 不过，发电侧却苦不堪言，对于那些没有拿到补贴、又没有机制电价兜底的光伏电站来说，长期负电价可谓是沉重打击，发电上网不仅不赚钱，还要给电网倒贴。 辽宁持续负电价，主要原因在于两方面，一是辽宁本身是供暖大省，很多火电厂“以热定电”，为保障居民供暖无法灵活调节出力，火电机组停不起，也不敢停；二是辽宁新能源装机占比已超过55%，储能等灵活性资源装机跟不上，导致电力系统弹性严重不足。 然而，辽宁售电公司的“好日子”能持续多久？ 针对频繁出现负电价的情况，辽宁电网提出了《关于修订辽宁电力市场规则的建议》，限制长时间负电价。 其中提到，若日前市场经计算出现连续6小时以上负电价时段，在实时市场启动前将市场出清价格下限由-0.1元/千瓦时调整为0.02元/千瓦时，还提出可采取分时段阶梯型设置，即视时长从6小时至24小时，分别设置从0.02元/千瓦时至0.05623元/千瓦时（0.15倍标杆电价）不等的出清价格下限。 此外，辽宁也推出了全国最高的独立储能容量补偿标准，即370元/千瓦/年，不仅远超国家要求的165元底线标准，且超越了此前甘肃、云南330元全国最高纪录，核心目的就在于激励独立储能建设。 高工储能认为， 用行政手段干预负电价时长，必然会导致储能峰谷价差收窄，压缩市场套利空间；为了避免降低储能投资积极性，又用行政手段拉高储能容量电价，或许是维护市场秩序的无奈之举，但这并不是健康的储能发展模式。 售电公司也是储能电站的重要投资主体之一，正加速从单纯套利向“售电+储能+虚拟电厂”一体化运营转型。 负电价往往出现在新能源大发而用电负荷严重不足的时段，想要通过低买高卖获利，就要用储能来调节。 这一转型背后，是售电公司对辽宁电力市场结构性矛盾的深度响应：既要应对负电价常态化带来的结算风险，又要借力储能提升调节能力以获取容量补偿和辅助服务收益，还要在虚拟电厂聚合中增强负荷侧响应能力，从而在源网荷储协同中重构盈利模式。 批零倒挂，售电公司亏损求救 与辽宁售电公司大赚相反的是，南方电力市场批零倒挂，售电公司面临巨亏。 今年4月，广东电力市场更是经历了近年来最剧烈的价格波动。 短短一周多的时间，电力现货日前均价从310元/兆瓦时飙到678元/兆瓦时，涨幅超过118%。实时市场更离谱，部分时段已逼近1元/度。 然而，2026年4月份年度合同均价为372.14元/兆瓦时，意味着， 每卖一度电，要倒贴约0.23至0.3元。 售电公司从批发侧买电的成本，远高于卖给用户的零售价格，这就是批零倒挂，是售电公司最可怕的噩梦。 根源在三个层面：第一，燃料成本飙升。今年4月中东局势推高了LNG价格，广东气电机组占总装机的21.9%，在气电联动机制下直接拉高了电力现货价格。 第二，异常高温。2026年广东提前入夏，3月下旬就迎来了大批空调用电负荷，系统最大负荷接近1.3亿千瓦。 第三，售电公司内卷“作死”。2025年底为了抢客户，售电公司贴着地板价签约，甚至不惜场外许诺更低价。低价抢客、锁死零售价、批发侧没有任何对冲，在现货价格飙升的时候，就爆雷了。 与此同时，政策进一步收紧管控，要求售电企业不得擅自解约、不得转为保底售电，必须履约承担亏损。 广西售电公司面临的状况更艰难。 2026年1月，广西电力市场售电侧均价约275元/兆瓦时，批发侧均价约319元/兆瓦时，价差超过44元/兆瓦时， 每度电亏损4分钱以上 ，售电侧整体亏损大约超过4.7亿元。到今年一季度，广西售电行业的累计亏损规模已接近8亿元。 资金链断裂、无力补缴足额履约保函、被保底售电程序强制退市，这样的新闻几乎每周都在上演。 4月14日，广西多家售电公司联合发布紧急呼吁函：如果4月结算规则没有临时调整，全行业集体“爆雷”一触即发。 此前2025年底，广西为了遏制售电公司恶意低价抢单的乱象，对售电公司的批零价差设置严格限制，批零价差超过2倍时，超额收益必须按照1:9给用户分成。 但在售电公司集体严重亏损的情况下，5月13日，广西电力交易中心印发《广西电力市场零售结算暂行措施》（桂电交易函〔2026〕134号），暂缓了售电公司的限利。 售电大洗牌，限利令有望松绑 再把视角拉高一点，看整个行业。 2026年的一季度，不是只有广西在亏。安徽全行业1月亏损1.19亿元，贵州单月整体亏损近3000万。 其实， 2025年以来，全国超10个省份都推出了售电限利政策 ，南方电网区域的广东、海南、贵州，国家电网区域的河南、四川、安徽等，纷纷设定价差上限、超额分成比例， 将售电公司的度电收益上限控制在0.3分到1.2分之间。 利润天花板被钉死，亏损却没有任何保底，这是“赚小钱、亏大钱”的结构性困局。限价政策的本意是希望售电行业理性发展，让电价红利传导给用户，但这也是对市场规律的过度干预，违背了风险与收益对等的原则。 不过， 广西暂停限利令的政策纠偏，也给市场传达了一个积极信号，发电企业、售电公司、电力用户三者时间的风险与收益应当找到更均衡的分配机制，靠政策管控终究不是良策。 对于售电公司而言，2026年这场售电行业大洗牌，本质上是电力市场化改革进入深水区后的“成人礼”。 售电行业正在从一个低门槛的牌照生意，变成高风险、高专业门槛的技术生意，售电公司必须意识到，这是一个需要高度专业能力和风险管理的市场，而不是靠关系、靠低价拿客户的“掮客”生意。 当批零价差不再是稳定的利润池，当现货波动成为常态，售电业务的门槛将显著抬升，技术型交易能力、风险管理能力、综合服务能力，才是售电行业下半场的入场券。 2026年的行业大洗牌不是终点，而是真正的起点， 未来的售电公司，将会成为一家能源科技公司。 声明 本文属高工储能原创，转载请联系（微信号： 15019438102 ）获得授权。