九家央企背景售电公司联名求救当天 国家给电力市场装上了“安全阀”

十一假期刚过，电力人的朋友圈被一份文件刷屏了。

9月30日，广西国能综合能源服务有限公司、华润电力（广西）销售有限公司、广西大唐桂冠电力营销有限公司、华能广西能源销售有限责任公司等九家央企在广西的下属售电公司（均为国有控股企业），联合向广西壮族自治区政府递交《关于请求采取紧急措施防范广西电力市场系统性风险的请示》。文件披露的数字，一个比一个扎心：

今年1—8月，广西售电行业累计亏损超20亿元；

9月单月，预计亏损超10亿元；

全年亏损或将突破50亿元；

头部单个售电公司年亏损超10亿元，亏损额是注册资本的5倍。

这已经是广西售电行业今年第二次集体发声。4月中旬，多家售电公司就曾联名反映批零倒挂，当时一季度全行业累计亏损已近8亿元，4月单月退市的售电公司超过二十家。半年过去，警报不但没有解除，反而蔓延到了产业链上最靠近发电侧、最应该有议价能力的一环：九家央企背景售电公司。

*数据来源：九家央企背景售电公司联名请示

图1 | 广西售电行业批零价格倒挂

*数据来源：九家央企背景售电公司联名请示

图2 | 广西售电行业亏损规模

症结在批零倒挂。受一次能源价格高位运行影响，广西日前现货均价4月为0.368元/千瓦时，9月升至0.395元/千瓦时，四季度叠加电网检修，预计将突破0.5元/千瓦时；而零售侧近八成合同采用固定价格，签约均价仅约0.260元/千瓦时。买电比卖电贵，度电最大倒挂超过0.373元——每卖一度电，亏三毛七。

请示文件提出四项紧急诉求：暂缓售电侧9月电费结算、启动批零电价传导机制、执行年度方案机制电量结算规则、落实零售合同有序解约。

耐人寻味的是落款时间——9月30日。同一天，国家发改委就《电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）》向社会公开征求意见。一边是求救信，一边是安全阀，相隔千里，却指向同一个命题：在市场化交易电量已达6.6万亿千瓦时、占全社会用电量64%的今天，电力市场的风险治理需要补上专项制度这一课。

接下来，本文将从这份文件对各类市场主体的影响出发，分析并给出可操作的应对建议，最后回到文件本身逐条解读。

   核心结论速览    

1

制度升级：风险防控从基础规则里的“一章几条”独立成篇，成为覆盖电能量、辅助服务等全品种市场的专项办法（7章32条）；

2

风险清单：风险划为内部5类＋外部3类，不正当竞争、市场机制、市场舆情、高频量化等为新增或重构，规则自身的漏洞与地方不当干预也被列进了风险；

3

主体影响：售电公司可交易规模与资本、履约能力挂钩；发电企业报价进入指标化监测；用户电价稳定预期首次写入重大风险；算法交易参与者纳入穿透式监管；

4

应对重点：合规自查、内控升级、仓位做活（用好多日与连续开市窗口）、跟踪属地预案与广西案例走向。

01

市场主体影响分析

广西的求救信，恰好给这份办法做了一次压力测试预演；而办法的每一处新增要求，都在重塑各类主体的交易边界。

先看清风险清单。办法把电力市场风险分成市场交易内部风险5类、市场交易外部风险3类；与2023年的现货规则相比，不正当竞争、市场机制、市场舆情、高频量化等类别为新增或重构，对照见图3。清单之下，各主体的处境各不相同。

图3 | 风险分类新旧对照

1

售电公司：履约能力将成为规模上限

履约保障与可交易限额挂钩（第20条）：资本金、履约保函将直接决定可交易规模，广西式的“5倍注册资本亏损”在未来制度环境下难以复现。

签约比例与风险敞口（第24条）：广西请示自我剖析的症结之一，就是“现货比例过高、中长期比例不足”。按发改运行〔2025〕1502号文要求，月度及以上中长期签约电量不应低于预计用电量的80%。签约不足，等于把批零价差的敞口全部交给现货市场。这条约束表面看是签约比例，实质考验的是仓位管理。当然，签得过多、锁得太死同样是风险，高波动年份里长协比例越高反而越被动，关键是中长期市场需要有足够的流动性，支持仓位滚动调整。

价格异常风险预控（第21条）：申报、出清价格上下限及价格风险防范措施的事前明确，为批零价格传导提供了制度抓手。

合同违约处置（第20条）：保底售电程序、仲裁诉讼路径清晰化，退出的代价与通道都有章可循。

舆情风险（第26条）：信息披露规范化、权威信息及时发布，售电公司的舆论应对也要有预案。

2

发电企业：报价行为进入指标化监测时代

不正当竞争监测指标（第19条）：市场力行使、持留容量、串通报价将被纳入常态化指标筛查，报价策略需要预留合规冗余。

签约比例与盈亏敞口（第24条）：对发电企业，尤其是新能源企业，合约签署不当不只是“少赚”，也可能出现较大亏损。要防两种情形。一是超签履约：若现货价高、合约价低，实际发电量又满足不了签约量，新能源就得到现货市场高价买电、再按低价合约履约，高买低卖，亏损可能很大；二是分时错配：风光出力天然随机，签年度、月度合约很难贴合自身发电曲线，分时签约电量与实际发电量的差、分时合约价与现货价的差，这两个差叠加起来，收益就会大幅波动。解决方向指向期限更短、更贴合出力特性的合约，也指向中长期的流动性。

新版《电力中长期市场基本规则》已明确“月内交易原则上按日连续开市”，6月15日省间中长期市场启动按自然日连续开市（首批17个地区同步实施）；截至9月末，国家电网经营区多省份电力中长期市场（除西藏外）实现按自然日连续运营，可供滚动调仓的窗口越来越密。

紧急处置情景（第16条）：紧急风险先处置后报告，意味着出清结果存在被临时调整的可能，交易安排应推演应急处置情景。

供需失衡预控（第24条）：全周期电力电量平衡分析预测、跨省跨区交易组织，机组的开机方式与检修安排将与市场预警联动。

3

电力用户：电价稳定预期首次写入重大风险

终端用户电价大幅波动被列为重大风险认定情形，价格异常风险的预控明确限价工具，舆情风险防控强调信息披露透明度。用户侧的知情权与电价稳定预期，第一次获得专项制度支撑。需求侧响应等负荷侧管理措施（第24条）也被纳入应急处置工具箱，具备可调能力的用户将多一个价值出口。

4

算法交易参与者：高频量化纳入穿透式监管

办法第11条把“滥用高频量化交易”写进了市场运行风险清单。请留意主语，是“经营主体”，而非某一类主体。这就意味着，被盯上的不只是虚拟电厂、负荷聚合商这些新型主体，发电企业的量化报价团队、售电公司的算法定价、第三方交易服务机构的策略工具，只要以算法参与现货交易，都在监管范围之内。配套要求随之分两层落地：通用层面，事前完善技术支持系统防误校核功能、事中做好高频量化交易应对措施（第23条）；新型主体层面，虚假注册获取交易资格将被处置，而算法趋同可能引发的“默契串通”，行业研究已反复提示，正在进入监管视野。

5

市场运营机构：责任清单加长，考核可以量化

常态化监测、定期应急演练（第17条）、限时报告、台账3年（第28条）。“谁运营、谁监控”由一句原则变成一份可考核的义务清单。交易与调度机构的技术支持系统升级（主备双活、全链路健康状态监控，第25条）投入将明显加大。责任重了，但边界也清楚了。

6

地方政府：“不当干预”本身成了风险源

规则“受不当干预影响”被写入风险定义（第11条），“常态化开展不当干预行为整治”进入处置措施（第22条），与20号令“任何单位和个人不得非法干预电力市场正常运行，不得实施地方保护、市场分割”一脉相承。管住干预之手，才能管住市场风险。这句写进文件的话，分量不轻。

02

发用主体应对建议

规则窗口期就在眼前，应对动作宜早不宜迟。影响看清了，落点还在行动。结合上文分析，建议从五件事入手。

一

盯住规则窗口，主动参与规则完善

办法正处公开征求意见阶段，涉及经营主体义务的条款（操作风险自担、履约保障挂钩等）还有调整空间，建议通过市场管理委员会、行业协会等渠道反映实操关切；同时跟踪属地风险防范与处置预案、典型事件清单的制定进度，这些文件将决定办法在各省的落地颗粒度。

二

对照新增要求，开展一轮合规自查

报价行为对照不正当竞争监测指标进行自查（市场力、持留容量、串通报价）；使用量化、AI交易工具的经营主体，需要评估算法策略的合规边界与可解释性；注册资料、信息披露义务逐项核对，虚假注册与信息失真的处置风险已明确写入办法。

三

升级内控体系，把操作风险管起来

申报双人复核、平台操作日志、差错应急流程，不再是“建议动作”，而应直接按“标准动作”落实：操作差错引发的风险由主体自行承担后果，这是办法的硬约束。售电公司还需重估履约保障规模与可交易限额的匹配度，为四季度高波动行情留足安全垫。

四

推演处置情景，储备应急预案

在紧急风险先处置后报告的制度下，出清结果调整、市场暂停中止、结算延迟都可能出现，交易策略需要预置这些情景下的应对动作。仓位管理上，不必执着于一次性锁死高比例的年度长协。当前市场受短期气象与供需条件影响波动剧烈，与其在年初“赌”一个全年价格，不如把中长期仓位做“活”：年、月、周、旬、多日各周期滚动调仓，按自然日连续开市后365天都有窗口；同时推动零售合同预留灵活转换机制，让批零两端的仓位调整衔接得上。

五

持续观察广西案例走向

四项诉求如何处置、批零倒挂如何化解，将成为办法施行前观察全国电力市场风险处置逻辑的重要样本。看懂它，也就看懂了未来风险防控的实操尺度。

03

政策文件深度解读

风险防控，不再是基础规则里的一个章节，而是一部独立的办法。

影响与应对讲完，回到文件本身，看这7章32条究竟新在哪里。《电力市场风险防控管理办法（公开征求意见稿）》共7章32条，适用于全国范围内电能量、辅助服务等市场，明确了风险分类、风险分级、职责分工、防控要求与保障措施的全链条制度安排。

出台时机

一部基础规则到期，一部专项办法接棒

旧规则谢幕，新办法登场。

现行规则体系中，风险防控长期“寄居”在基础规则里：《电力市场运行基本规则》（发改委令第20号）第八章仅4条，原则性确立了“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”；《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）第9章、第10章合计18条，给出6类现货风险分类和预案制度，但只覆盖现货市场。而1217号文自2023年10月15日施行，有效期3年，将于2026年10月15日到期，距离征求意见稿发布仅剩半个月。此时推出一部覆盖全品种、独立成篇的风险防控办法，接续意图十分明显。

再看上位部署。国办发〔2026〕4号《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》首次提出“健全多元化的市场治理体系”，明确“市场运营机构提供交易服务并对市场运行风险进行实时监测”，同时要求“防止不当干预电力市场交易”。专项办法正是这一部署在治理维度的落地文件。

风险分类

内外二分，八类风险一张清单

看清楚风险，是管住风险的第一步。

1217号文第106条列了6类风险，不分内外。新办法重构为“市场交易内部风险5类＋市场交易外部风险3类”，其中四类为新增或重构，条条对应当下市场的真实痛点：

不正当竞争风险首次单列：违规行使市场力操纵价格、持留容量、私下达成垄断协议、串通报价、哄抬压低价格。过去散落在干预触发条件里的行为，如今成为常设监测对象；

市场机制风险最具深意：规则不完善、不衔接、存在缺陷漏洞，乃至“受不当干预影响”，都被界定为风险源。规则本身出了问题，也是风险；

市场舆情风险首次进入国家层面分类，并配套建立与网信部门的沟通协调机制；

其他市场运行风险明确列举交易申报差错、滥用高频量化交易、虚假注册获取交易资格，直面交易智能化与主体爆发式增长带来的新问题。

*八类风险与旧版6类风险的对照，见前文图3。

风险分级

重大还是紧急，两个维度定节奏

定级就是定责，定级就是定节奏。

现行规则只在预案中笼统要求“风险级别”，新办法首次建立双维度分级：按影响结果分重大、一般，按紧急程度分紧急、非紧急。锚点非常清晰：重大风险，指可能引发市场暂停或中止、终端用户电价大幅波动、经营主体大面积或大额亏损的情形；紧急风险，包括日前、日内供需失衡和技术支持系统异常。

第14条更值得留意：经营主体“大面积或大额亏损”被显性写入重大风险认定。对照广西售电行业全年或破50亿元的亏损预估，这一条的指向性已相当明显。同时，办法要求各地制定合理阈值标准，明确“典型事件与风险类型和等级的对应列表清单”，定性判断就此变成清单化管理。

职责分工

四道防线，责任落到每一家机构

安全网不是一根绳子，而是一张网。

新办法的职责分工首次细化到机构级：电力交易机构牵头全品种、各环节运营监测，具体负责中长期等市场；电力调度机构负责现货及辅助服务监测、依规开展安全校核，并将市场信息推送至交易机构。两类机构职责交叉的模糊地带就此划清。跨经营区层面，北京电力交易中心、国家电力调度控制中心负责国网经营区省间交易监测，广州电力交易中心、南方电网电力调度控制中心负责南方区域，共同做好跨经营区联防联控。

图4 | 风险防控责任体系：四道防线

与此同时，市场管理委员会要建立自律监督机制、督促签订自律公约、构建多元化纠纷调解机制；各类经营主体则要“建立防止交易申报差错等操作风险的内部管控流程，并对因操作差错引发的风险承担相应后果”。政府监管、运营监测、行业自律、主体自控，四道防线各有其位。

处置机制

紧急风险，先处置、后报告

紧急情况下，效率优先于程序。

这是新办法最关键的制度突破。预案未覆盖的非紧急风险，由市场运营机构提出临时措施、经省级主管部门或派出机构审定后执行；而紧急风险，市场运营机构经授权可先处置、后报告。对现货市场上分钟级演化的供需失衡、系统异常而言，这几分钟的程序差异，可能就是几个亿的价差。

配套的还有：重大风险可由国家发改委、国家能源局提级管理；风险消除后临时措施须按程序纳入预案；监测到风险立即报告，风险消除后5个工作日内书面报告处置情况；工作台账至少保存3年。此外，办法对8类风险逐一给出“事前预控＋事中事后处置”两段式措施清单，具体到“履约保障与可交易限额挂钩”“技术支持系统主备或并列双活运行、全链路健康状态监控”“完善签约约束机制，督促经营主体按签约比例要求签订中长期合同”等工具级安排。

表1 | 新办法与现行国家级规则的风险防控条款对比

回看广西请示的四项诉求，几乎条条都能在新办法中找到对应的制度接口。

表2 | 广西四项诉求与办法条款的映射

需要说明的是，办法目前仍是征求意见稿，施行日期留白，上述制度接口能否最终兑现、如何兑现，还有待定稿与地方细则。但方向已经清楚：售电行业的系统性风险，不再只是企业的经营问题，而是市场的公共风险议题。

一封求救信与一份征求意见稿同天出现，是巧合，更是必然。全国统一电力市场越建越大，安全网就必须越织越密。风险防控专项办法补上的，正是“1+6”基础规则体系里治理维度的那块短板。对市场主体而言，读懂它的时间，最好现在就开始。

 后记  

写在本文定稿之际

10月10日，市场传出安徽绿电交易出现“千倍乌龙单”的消息：据财经媒体报道，有主体将0.41元/千瓦时的报价错报为410元/千瓦时，卖方见价即摘，异常订单被瞬间成交，理论敞口或达8.19亿元。截至发稿时，尚无正式官方通报，细节有待确认。

消息未经证实，却几乎逐条命中前文的判断。

其一，操作差错的风险是真实的。今年3月，广州电力交易中心已就南方区域“兆瓦时”误作“千瓦时”的申报错误发布官方工作提醒，“千倍级”失误并非第一次。办法第9条把申报差错的操作风险明确划给经营主体自担，第23条要求完善技术支持系统防误校核功能，正是对症之药。申报前的双人复核、单位校验，从“建议动作”到“标准动作”，不能再拖。

其二，处置与披露的速度，决定乌龙指是“事故”还是“违规”。国际市场方面，芬兰2023年Kinect的报价曾被数据接口放大1000倍，两年后等来监管定论：构成REMIT下的市场操纵（过失），罚款提议达925万欧元；荷兰监管方更明确，错误订单须立即撤销并公告，否则可能按市场操纵处罚。

其三，限价与校验是市场的最后防线。安徽事件中异常订单被“见价即摘”，说明绿电交易在价格校验与熔断环节仍有补课空间，这正是第21条价格异常风险预控的用武之地。

此次安徽事件也许不会有官方“定论”，但教训本身已经足够清晰。