2026.08.18

作者 | 第一财经 林春挺

2026年8月，广东多家售电公司相关负责人前往几家发电企业，追讨双方2025年底签订的线下合同“返利”款项，但谈判均未取得实质进展。

近日，他们在接受第一财经记者采访时称，有的电厂仅兑付今年1月的“返利”，2至7月累计数千万元“返利”一直拖欠未付，导致售电公司现金流承压，经营艰难。目前他们已聘请律师，不排除通过诉讼途径追回欠款。

广东某售电公司负责人王敏向记者透露，他们公司与多家发电企业签订的场外返利协议，全年后者应付给公司的返利总额就超过1亿元。结合 2025年广东全年市场化交易电量规模，多位受访人士做了粗略测算，2026年广东发电企业支付给售电公司的场外“返利”，规模或可达百亿元量级。

此次“返利”纠纷覆盖广东各类发电主体，包含央企、地方国企及民营电厂，波及大量民营售电公司。自今年5月起，多家售电公司已多次联合沟通，督促发电企业履行此前的场外“返利”约定。

“场内合规签约、场外价差返还”

此次场外返利纠纷的根源，要追溯至2025年末2026年度电力中长期长协集中签约窗口期。

2025年煤炭价格持续低位运行，火电发电成本下行、盈利空间充裕。结合当年新增火电、新能源机组集中投产，叠加宏观用电需求偏弱、能源价格低位的市场环境，行业普遍预判2026年电力供给宽松、电价持续走低，发电企业与工商业用电用户均预期次年电力现货均价将维持低位。

按照广东电力中长期交易规则，燃煤年度长协电价以0.453元/千瓦时为基准，允许上下浮动20%，场内合规签约最低限价为0.372元/千瓦时，市场主体无法在官方交易平台签订低于该限价的年度购电合约。

但行业彼时存在降本空间。比如，售电企业可以通过优化用户负荷曲线获取收益：即引导工商业用户错峰用电，将高峰高电价时段用电转移至深夜低谷低电价时段，赚取场内交易曲线收益，以此压低整体用电成本。

“通过负荷曲线优化，我们能把综合采购成本压至0.352元/千瓦时，低于场内最低限价。”广东某售电公司高管万刚向第一财经记者表示，这一成本水平维持较长一段时间，不少工商业用户因此持观望态度，迟迟不愿签约年度零售用电合同。

用户签约意愿不足，市场抢客竞争加剧，行业打响价格战。民营售电公司率先以低价抢夺客户，但下探空间有限；部分国有发电集团下属售电主体随后入局，终端实际成交电价一路下探至0.3元/千瓦时，远低于场内允许的签约下限。

受0.372元/千瓦时场内价格红线约束，交易平台内无法直接向用户降价让利。售电企业为兑现低价承诺、稳住客户资源，选择采用“场内合规签约、场外价差返还”的模式：场内按官方限价签订标准购售电合同，同时通过私下补充协议向用户兑付电费返利。为覆盖终端返利产生的成本缺口，售电企业同步与上游发电企业协商场外返佣。

初期仅民营电厂参与场外返利操作，国有电厂受内部财务、合规制度约束本持谨慎态度，但为完成年度电量签约指标、守住市场份额，最终也接受该模式。由此，市场形成稳定的三方交易闭环：发电企业向售电公司支付场外返利，售电公司截留少量收益后，将绝大部分返利补贴给终端用户。

在电价下行的普遍预期下，这套操作看似实现多方共赢：发电企业顺利锁定全年发电量，售电公司稳住客户资源，工商业用户获得低价用电权益。2025年底，广东绝大多数售电公司均以0.372元/千瓦时的场内限价，锁定了全年八成以上的中长期电量，并以同等价格与用户签约全年零售合同，场内交易本身无任何价差利润，盈利依赖场外“返利”模式。

整套交易架构中，售电企业充当资金流转的中间环节，不改变场内正规合同的权责关系，由发电企业通过售电公司间接完成终端价差“返利”。同时，售电公司与用户的补充协议明确约定，在收到电厂“返利”后，会向用户兑付“返利”。

根据受访者提供的场外补充协议，发电企业向售电企业支付的场外返利区间在0.04‑0.05元/千瓦时，售电企业会将其中八成以上兑付给终端用户。受访者称，根据2025年广东4500亿千瓦时的售电交易量测算，2026年电厂给售电企业和用电用户的返利，规模或可达百亿元量级。

但2月底，市场行情反转打破平衡。受国际地缘冲突影响，煤炭、天然气成本大幅抬升，火电盈利被挤压，广东现货电价持续走高，发电企业陆续停止兑付场外“返利”。售电公司一方面承担现货高价购电的亏损，另一方面拿不到约定返利，没法给用户按时履约，发售双方矛盾就此激化。

“返利”为何难兑现？

李东是参与此次与发电企业协商回款的售电公司负责人。他向第一财经记者表示，双方协商的核心诉求是要求电厂履行场外“返利”补充协议，电厂长期拖欠款项已构成实质违约。“回款严重滞后。”

李东称，广东不少中小售电公司同样遭遇返利拖欠，但多数企业因协商周期长、人力成本高，选择观望。亦有售电公司高管向记者表示，自身虽也存在返利被拖欠情况，但基于现实条件等原因，暂未主动沟通追讨。

受访者提到，多数电厂已兑付1至4月“返利”，但4月之后的款项暂无明确兑付计划。他们还提出，各电厂履约进度存在差异：广东省属市属国有发电企业履约意愿较强、款项兑付推进较快；央企发电企业整体兑付节奏偏慢；民营电厂的履约意愿则介于省属市属国企电厂与央企电厂之间。

2月底市场迎来行情拐点。受国际地缘冲突影响，煤炭、天然气采购成本大幅上涨，火电发电成本抬升；叠加广东外贸订单回流拉动用电需求、新能源出力波动、机组集中检修等多重因素，广东电力现货价格大幅冲高。3至7月现货电价持续高位运行，市场出现批零倒挂，多数售电公司连续亏损。

根据广东零售市场规则，售电公司合规价差收益上限为0.012元/千瓦时。同时，不少中小售电企业年度长协锁量比例偏低，部分甚至未达到地方政策要求的80%，用电缺口只能在月度交易、现货市场高价补购，进一步放大亏损。

3 月底，广东现货电价从0.31元/千瓦时暴涨至0.678元/千瓦时；4 月部分时段现货电价突破1元/千瓦时，售电企业每采购一度现货电量，亏损超0.6元。

现货行情带动中长期月度批发价同步上行，记者获得的官方结算数据显示，4月广东电力月度中长期交易综合价0.37245元/千瓦时，5月升至0.48343元/千瓦时，6月回落至0.40134元/千瓦时。这3个月的月度电力批发综合价，均高于场内长协最低限价0.372元/千瓦时，售电公司场内购电已无盈利空间。

行情反转后，售电企业资金压力凸显。多名售电企业高管向记者表示，为了维护客户合作关系，公司此前已先行垫付部分用户返利，同时需按期向电网结算电费，资金持续流出，现金流濒临枯竭。

随着发电企业陆续停止向售电公司兑付场外返利，售电公司也无力继续向用户兑付场外返利。“这就形成了一个三角债。”万刚说。

记者获得的官方统计数据显示，5 月广东629家售电公司合计亏损超5亿元，平均单家企业账面亏损约80万元。但万刚补充道，该数值仅为购售电价差产生的账面亏损，并未计入企业垫付给用户的“返利”成本。

自5月起，亏损压力集中释放，多家售电公司联合向电厂追讨场外“返利”。

僵局待解

值得关注的是，行业监管部门出台新的行业管理文件，明确禁止场外“返利”行为。第一财经记者从相关渠道获得的监管部门近期出台的行业管理文件明确：不得以明显低于市场价格下限的超低价格抢占零售用户，以签订“阴阳合同”、线下返利等方式开展场外交易规避监管。

受访者称，这份新规成为部分电厂延迟、拒绝兑付存量“返利”的理由之一。李东介绍，协商过程中，电厂方面的一大顾虑即为场外协议存在合规风险。

“有的电厂还认为，我们签署的只是名义上的服务协议，实质属于虚假服务，从这一点来看，兑付依据并不充分。”王敏说。

发电企业方面也向记者表达了相似的现实困境：场外约定和现行交易规则存在冲突，还涉及监管核查、税务稽查、审计整改等多重隐患，发票、税务处理均存在现实障碍。

有业内人士认为，本次“返利”纠纷的诱因之一，是电力市场中长期与现货零售环节“双轨运行”的结构性矛盾：中长期交易设置行政化价格浮动区间，具备计划约束特征；现货、零售环节完全市场化。当市场供需形成的真实电价与政策限价出现落差，场内交易无法满足市场竞争需求，场外灰色交易便随之产生。

有曾参与广东电力交易市场设计的业内人士向记者分析称，此次事件同时暴露出两类市场主体的经营风控短板。一方面，不少售电公司采取单边押注电价下行的激进博弈思路，年度长协锁量、现货缺口采购未设置合理风险缓冲，行情反转后直接陷入大额亏损；另一方面，部分发电企业忽视合作信用管理，依赖口头、场外协议锁定年度电量，没有充分评估背后合规与履约风险。

风波之下，行业信用遭到侵蚀。受访人士感慨，新一轮年度长协签约周期日益临近，返利兑付僵局，已经在一定程度损耗市场各方的互信基础。“不知道明年用户是否还愿意跟我们合作。”

发电企业方面也向记者透露，面对问题，企业并未选择回避，内部多次召开专题会议，研究如何处置履约难题，希望在合规框架下探索可行方案。

有受访者认为，电力市场建设来之不易，此次“返利”风波的出现，恰恰给市场改革提供了反思窗口。记者从多方获悉，广东售电行业当前现状已经引起相关部门关注。

（文中王敏、李东、万刚均为化名）