2026年，广东售电行业爆发大规模的场外返利履约纠纷，多家售电企业向发电企业追讨线下协议约定的返利款项，谈判未能取得实质性进展。经行业粗略测算，本次纠纷涉及的场外返利规模或达百亿元量级，各类发电主体与大量民营售电公司被卷入其中，部分中小售电企业回款停滞，现金流承压，部分企业已经考虑通过法律途径维护自身权益。这场履约冲突，表面看是上下游企业之间的欠款争议，深层折射出电力市场化改革进程中的制度矛盾与市场主体的风控短板。

矛盾的源头，要回溯至2025年末的年度电力中长期长协集中签约窗口期。彼时煤炭价格走低，火电盈利空间充足，新增电源持续投产，市场普遍预判2026年电力供给宽松、电价走低。广东燃煤年度长协设置0.372元/千瓦时的场内签约最低限价，交易平台不允许签订低于该门槛的购电合约。但通过负荷曲线优化，售电机构可以把综合购电成本压至限价之下，工商业用户持观望态度，市场客户争夺趋于白热化，价格战愈演愈烈。

受场内价格红线限制，无法直接在官方平台实现降价让利，市场催生场内合规签约、场外价差返还的操作模式。交易平台上按照官方限价签署正式合同，同时签订私下补充协议；发电企业向售电公司支付场外返利，售电公司截留小部分收益，将大部分返利补贴给到工商业终端用户。最初仅有民营电厂参与该模式，国有发电主体受财务审计约束态度谨慎，但为完成年度电量指标、守住市场份额，也逐步加入进来。

在电价下行的预期之下，这套灰色闭环看似多方共赢：发电企业锁定全年发电量，售电公司保住客户资源，用户拿到低价用电。不少售电企业场内交易本身不存在价差收益，经营盈利完全依附场外返利约定。

行情的反转直接击碎这套脆弱平衡。2026年2月底开始，受外部地缘因素影响，煤炭、天然气采购成本快速抬升，火电经营压力陡增；叠加外贸回暖带动用电上涨、新能源出力波动、机组检修等因素，广东电力现货价格大幅冲高。现货电价最高时段突破1元/千瓦时，批零倒挂现象出现，售电企业每采购一度现货电量就要承担高额亏损。

多数发电企业选择停止兑付后续场外返利。售电公司一方面要在高价现货市场补足电量缺口承受亏损，另一方面拿不到上游返利，无力兑现对下游用户的补贴承诺，部分企业已经自行垫付部分返利资金，资金持续流出。行业形成典型的三角债困局。统计数据显示，仅5月当月，广东数百余家售电公司合计账面亏损超过5亿元，该数值尚且没有计入企业垫付的返利成本。不同类型发电主体履约节奏分化，省属、市属国企兑付进度相对靠前，央企整体兑付偏慢，民营电厂履约状态介于两者之间。

纠纷僵持不下的背后，是场外协议与生俱来的合规硬伤。监管层面出台新规，明确禁止以阴阳合同、线下返利的方式规避监管开展交易。这份监管要求，成为部分发电企业延迟乃至拒绝兑付存量返利的重要理由。对于发电企业，场外约定与现行交易规则冲突，还面临审计核查、税务处理等多重现实障碍；在售电企业视角，当初双方自愿达成补充约定，停止兑付属于违约行为，双方诉求难以调和。

风波背后暴露更深层的制度矛盾，即电力市场中长期交易与现货零售双轨运行。中长期交易设置价格浮动约束，带有计划属性，现货与零售环节则充分市场化。当市场真实供需形成的电价与政策限价出现明显落差，场内交易难以满足市场竞争诉求，场外灰色交易就具备滋生土壤。

同时市场参与者的风控短板充分暴露。不少售电机构单边押注电价持续下行，长协锁量、现货补购没有设置风险缓冲，行情反转后迅速陷入大额亏损；部分发电企业依靠非正式场外协议锁定电量，没有充分评估合规风险与履约风险。持续的兑付僵局，正在消耗发电、售电、用电多方的市场互信，而新一轮年度长协签约周期已经临近，行业面临严峻考验。

当前相关部门已经关注到广东售电行业现状。这场百亿规模的返利风波，为电力市场化改革提供了现实的反思窗口。一方面需要持续优化交易制度，弥合不同交易板块之间的规则缝隙，压缩灰色交易生存空间；另一方面，市场主体应当摒弃博弈式经营思路，完善风险对冲、信用评估机制。电力市场建设的核心，是构建透明、合规、风险收益匹配的交易体系，只有全部交易行为纳入制度框架之内，市场各方才能实现稳健可持续发展。