近日，广西电力市场引发关注，2026年1月市场结算中出现了“批零倒挂”现象——售电侧均价约275元/兆瓦时，而批发侧均价约319元/兆瓦时，两者价差超过44元/兆瓦时，这意味着售电公司每度电亏损达4分以上。据了解，广西电力市场2025年月均成交电量约百亿千瓦时，若参考广西电力市场2025年12月107.7亿千瓦时的成交电量测算，2026年1月售电侧整体亏损或达4.74亿元。

（来源：北极星电力市场网 作者：欣言）

批零价差本是售电公司的核心利润空间，但当批发价高于零售价，售电公司的传统经营逻辑将被彻底颠覆，行业生存与转型问题迫在眉睫。

一、广西电力市场批零倒挂的现状

根据广西电力交易中心发布的1月电力市场交易数据，此次批零倒挂并非单一价格环节的问题，而是整个市场价格传导机制出现了失衡，批零两端、不同交易品种、不同时段的价格分化，进一步放大了市场风险。

从批发侧来看，各类交易价格均处于合理高位，反映出发电侧成本与市场化定价的正常水平。2026年1月广西市场计划加权价格为314.379元/兆瓦时，市场燃煤交易计划加权价格更高达334.136元/兆瓦时，年度市场电量交易月度价格也稳定在328.6元/兆瓦时，各品类批发价格形成了稳定的高位区间，为发电侧提供了合理的成本支撑。

反观售电侧，受前期市场无序竞争影响，价格陷入非理性低位，成为批零倒挂的核心诱因。尤其是部分时段的中长期交易价格持续走低，12时、13时的交易价格分别低至273.251元/兆瓦时、274.838元/兆瓦时，直接拉低了售电侧整体均价，让售电公司在与批发侧的价格对接中陷入绝对被动。

与此同时，市场价格的分化还体现在交易品种和时段上。市场月度、月内集中交易价格仅267.482元/兆瓦时，远低于年度市场电量交易月度价格；峰谷时段价格差异同样显著，市场计划峰段加权平均价格329.019元/兆瓦时，谷段则为302.693元/兆瓦时。这种价格多元化本是市场化交易的正常特征，但在售电侧无序竞争的背景下，部分售电公司为抢占市场份额，盲目选择低价交易品种和时段签约，不仅忽视了价格背后的风险，更进一步放大了批零倒挂带来的亏损压力。

二、批零倒挂的核心原因剖析

在广西电力市场中，售电侧的无序内卷与低价竞争是导致批零倒挂的重要原因之一。随着电力市场化改革的深入推进，越来越多的售电公司涌入市场，加剧了市场竞争的激烈程度。为了争夺市场份额，部分售电公司不惜采取低价策略，甚至以低于成本的价格销售电力。这种低价竞争行为不仅扰乱了市场秩序，也埋下了风险隐患。

尤其是发售一体的售电主体，凭借自身发电资源优势，敢于在零售市场开出远低于市场平均水平的价格，而大量民营售电公司缺乏发电资源支撑，为了不被市场淘汰，只能被迫跟进降价，形成了“你低我更低”的恶性循环。

这种无序的低价竞争，本质上是售电公司缺乏核心竞争力的体现。目前广西多数售电公司的业务模式仍停留在“简单购售电”的初级阶段，缺乏对用户用电需求的精准分析、对市场价格的专业研判，也没有形成差异化的增值服务能力，只能依靠价格战争夺市场。而用户在选择售电公司时，也大多将价格作为首要考量因素，忽视了售电公司的服务能力与风险管控水平，进一步助长了售电侧的低价竞争风气。

除了售电侧的无序竞争外，政策机制的不完善也是导致批零倒挂的重要原因之一。与成熟的电力市场相比，广西目前尚未建立完善的双边交易机制，市场交易以年度集中挂牌为主，在这种交易模式下，价格形成相对单一，市场主体难以根据自身的经营需求与风险偏好，协商确定个性化的交易价格与条款，只能被动接受集中挂牌形成的市场价格，限制了市场主体的灵活操作空间，也放大了价格波动的风险。

此外，电力市场的监管机制与风险防控体系也存在不足，对售电侧的低价竞争行为缺乏有效的约束。在市场竞争日趋激烈的背景下，监管部门未能及时出台明确的价格管控措施，对售电公司的签约行为、风险管控能力也缺乏有效的考核与监督，导致部分缺乏资质与能力的售电公司进入市场，加剧了市场的无序竞争。而针对价格波动的风险对冲工具也相对缺乏，售电公司难以通过期货、期权等金融工具规避价格波动风险，当市场价格出现大幅变动时，只能被动承受损失。

三、解决批零倒挂的破局路径

此次广西电力市场的批零倒挂，并非孤立的市场事件，而是电力市场化改革进程中，市场机制、主体能力、监管体系等多重矛盾的集中体现。

针对售电侧的无序竞争问题，需要加大监管力度，规范市场秩序。一方面，要建立健全售电公司准入和退出机制，提高市场准入门槛，防止低质低价售电公司涌入市场；另一方面，要加强对售电公司营销行为的监管，严厉打击低价倾销等不正当竞争行为，维护市场的公平竞争环境。

售电公司应提升自身的核心竞争力，推动业务模式转型。售电公司应摒弃单纯依靠价差盈利的传统模式，加快向综合能源服务商转型，提升自身的专业能力与服务水平。一方面，加强市场研判与风险管控能力建设，组建专业的价格分析团队，建立市场价格预测模型，精准把握市场价格走势，同时合理运用风险对冲工具，降低价格波动风险；另一方面，深耕用户服务，针对不同行业、不同规模的用户，制定个性化的用电方案，提供负荷管理、节能改造、绿电采购等增值服务，通过差异化的服务形成核心竞争力，摆脱价格战的泥潭。尤其是民营售电公司，应找准市场定位，聚焦中小用户群体，通过精细化服务抢占市场份额，避免与发售一体主体进行同质化的价格竞争。

为了降低批零倒挂的风险，需要完善政策机制，增加交易品种的多样性。加快建立完善的双边交易机制，赋予市场主体更多的交易自主权，允许售电公司与发电企业、用户根据自身需求，协商确定交易价格、交易期限、结算方式等条款，实现价格的个性化与市场化。同时，优化年度集中挂牌交易模式，适当增加月度、月内交易的比重，提高市场交易的灵活性，让市场主体能够根据价格变化及时调整交易策略。此外，应理顺不同交易品种、不同时段的价格传导机制，加强对新增交易品种的制度配套，确保市场价格体系的合理性与统一性。

四、结语

广西电力市场2026年1月的批零倒挂困局，是电力市场化改革进程中一次必然的市场考验，既暴露了市场发展过程中的问题与不足，也为电力市场的进一步完善指明了方向。

未来的电力市场，竞争的核心将不再是价格，而是服务、风控与资源配置能力。谁能为用户提供更优质的综合能源服务，谁能更精准地管控市场风险，谁能更高效地实现资源优化配置，谁就能在市场竞争中占据主动。市场终究会回归理性，而在这个过程中，必然会有一批适应能力弱、缺乏核心竞争力的售电公司被淘汰出局。

对于广西电力市场的各方主体而言，唯有携手共建规范、有序、可持续的市场环境，才能推动电力市场化改革行稳致远，实现市场各方的共赢发展。