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广东近些日子里，售电行业遭遇了较深的困境。据第一财经的报道，2026年8月，广东省内几家售电企业的代表人物，专程前往一些发电企业，目的是追讨2025年底签订合同中的“返利”款项。不过，这些会晤的结果并不尽如人意，基本上没有达成实质性的协议。
最近，这些售电公司的人士在受访时透露，有些电厂只支付了今年1月的返利，而2月到7月的累计数千万返利却一直拖欠。售电公司因此面临现金流紧绷的挑战，经营上感到十分艰难。已经招募了律师，并表明不排除采取法律诉讼的方式追回欠款的可能。
据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，仅返利总额就预计超过1亿元。基于这一数据，再加上2025年广东全年的市场化交易电量规模，多位受访的专家大致估算出，2026年广东发电企业付给售电公司的场外“返利”，规模可能达到百亿元级别。
这场“返利”争议波及了广东省内的各类发电实体，涵盖了中央企业、地方企业以及民营发电公司，许多民营售电公司牵涉其中。自今年5月开始，多家售电公司已经联合起来多次沟通，要求发电公司履行先前的场外“返利”承诺。
“场内合规签约、场外价差返还”
这一场外返利争议的根源，可以追溯到2025年末至2026年度电力中长期长协集中签约窗口期。
2025年期间，煤炭价格持续低迷，火电发电成本因此下降，盈利空间变得更加充裕。再加上当年新增火电、新能源机组集中投产，加上宏观上的用电需求相对较弱、能源价格处在较低位置的市场环境，行业内普遍预测2026年电力供给将变得宽松、电价会持续下降。发电企业与工商业用电用户都预期次年电力现货市场的均价将维持在低位。
根据广东电力中长期交易的规则，燃煤年度长协电价以0.453元/千瓦时的基准价格，允许上下浮动20%，场内合规签约的最低限价是0.372元/千瓦时。市场主体在官方的交易平台上无法签订低于这个限价的年度购电合约。
但当时，行业内存在降本的空间。售电企业可以通过优化用户负荷曲线来获取收益：即引导工商业用户在用电高峰时段将用电转移到深夜低谷时段，从而赚取场内交易曲线带来的收益，以此压低整体用电成本。
“通过负荷曲线优化，我们能够把综合采购成本压至0.352元/千瓦时，这个价格低于场内签约的最低限价。”广东某售电公司高管万刚告诉第一财经记者。这种成本水平存在了一段时间，不少工商业用户因此采取了观望的态度，迟迟不愿签订年度零售用电合同。
由于用户签约意愿不高，市场抢夺客户的竞争变得越来越激烈，行业内部引发了价格战。民营售电公司率先以低价来争夺客户，但下探的空间有限；紧接着，一些国有发电集团旗下的售电实体也加入其中，使得终端的实际成交电价进一步下探到0.3元/千瓦时，这个价格远远低于场内允许的签约下限。
受到0.372元/千瓦时场内价格红线的约束，交易平台内无法直接向用户降价提供让利。为了实现低价承诺并稳住客户资源，售电企业选择了“场内合规签约、场外价差返还”的模式：在场内按官方的限价签订标准购售电合同，同时通过私下的补充协议向用户支付电费返利。为了覆盖终端返利所带来的成本缺口，售电企业还与上游的发电企业协商场外返佣。
一开始，只有民营电厂参与了场外返利操作，国有电厂因为受到内部财务和合规制度的限制，起初持谨慎态度，但为了完成年度电量签约指标、保持市场份额，最终还是接受了这种模式。由此，市场上形成了一个稳定的三方交易闭环：发电企业向售电公司支付场外返利，售电公司在截留少量收益后，把大部分返利返回给终端用户。
在电价预计下行的普遍预期中，这套操作看似让多方受益：发电企业顺利锁定了全年的发电量，售电公司稳住了客户资源，工商业用户享受到了低价用电的权益。到了2025年底，广东省内大多数售电公司都以0.372元/千瓦时的场内限价，锁定了全年超过80%的中长期电量，并以同样的价格与用户签订全年零售合同，场内交易本身没有价差利润，盈利依赖于场外“返利”模式。
在这个交易结构中，售电企业充当了资金流转的中间角色，并不改变场内正规合同的权责关系，而是由发电企业通过售电公司间接地完成对终端用户的价差“返利”。同时，售
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