2026年的第一个月结算数据，给安徽售电市场带来了刺骨的寒意，没有迎来预想中的“开门红”，只有一张写着合计亏损1.2亿元的冰冷成绩单。

市场批发均价 367.17元/兆瓦时，零售均价 358.43元/兆瓦时。度电亏损8厘7——这个数字乘以136.4亿千瓦时的庞大结算电量，化作一笔足以让全行业警醒的巨亏。更为严峻的是，算上隐形成本，实际度电亏损高达2.57分，这意味着“卖得越多，亏得越狠”。一场由误判、侥幸和盲目竞争引发的风暴，瞬间席卷了全省超过25000家电力用户及其背后的售电公司。

对于许多售电公司而言，这次亏损并非“黑天鹅”，而是一颗早已埋下的“雷”。

前几年市场红利期，部分公司习惯了“抢客户、冲规模、赌行情”的粗放模式。为了争夺市场份额，他们不惜抛开成本底线，以低于预期购电成本的价格签署长期零售合同，将电力市场当作可以预测涨跌的“赌场”。他们普遍抱有侥幸心理：赌现货价格下跌、赌政策会有兜底、赌“规模大了自然能赚钱”。

然而，市场给出了最冷静的回答。1月份批发侧价格高企，而前期签下的低价零售合同无法覆盖成本，每售出一度电，都在产生实实在在的亏损。这种基于“赌”而非“算”的商业模式，在市场转向时瞬间崩塌。大批中小售电公司被迫停止现货市场申报，濒临退市边缘，曾经“躺着赚钱”的幻觉被彻底击碎。

深入剖析，亏损的根源可以归结为两个致命的“错”。

第一错，是战略上的“赌徒心态”。售电的核心本应是基于负荷预测、成本分析和风险管控的精细化管理，却被异化为对市场价格走势的简单押注。这种心态催生了行业的无序低价竞争，扰乱了市场预期，最终让全行业吞下苦果。

第二错，是战术上的“成本误判”。许多公司严重忽视了安徽电力市场的特殊性：作为煤电资源占比高的省份，安徽电价与燃料成本联动极为敏感，波动性远超预期。同时，他们大大低估了真实运营的完全成本。

除了看得见的购电成本，偏差考核费用成为压垮许多公司的“最后一根稻草”。当用户实际用电量与预测值发生偏差时，售电公司需要在实时市场以高价补购或低价抛售电力，这部分成本在激烈竞争中往往被忽略。此外，支撑交易与运营的技术系统、数据分析团队和风险管理成本，也构成了不容忽视的支出。只算“购售价差”，不算“综合成本”，是导致巨额亏损的直接财务原因。

这场行业性亏损的冲击波，远远超出了售电公司本身。

最直接的风险传递给了电力用户。一旦为其服务的售电公司因巨亏而资金链断裂、甚至退出市场，这些用户将被自动划转至电网企业的“保底售电”服务。其电价将执行保底标准，通常显著高于市场化价格，最高可达1.5倍。这意味着，用户最终将被动地为售电公司的经营失误和市场的无序竞争买单。

从更宏观的层面看，大量售电公司集中出现经营困难，会削弱电力零售市场的竞争活力与服务质量，影响电力市场化改革的稳健推进。一个健康的市场需要多元、稳定、专业的市场主体，而非大起大落的投机者。

尽管行业整体亏损，但市场中仍有一部分售电公司经受住了考验，实现了平稳经营。他们的共性在于，早早完成了从“资源贩子”到“能源服务商”的转变。

这些公司的核心竞争力体现在：

安徽的这场“开年大考”警示全行业：电力市场化的下半场，专业能力、风险管理与长期主义，才是生存和发展的唯一通行证。

市场的教训惨痛而深刻。它清晰地指出，电力交易绝非简单的买卖，而是一项高度专业化、需要系统知识和实战能力的复杂工作。

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