7月，全国多地电力迎峰度夏期，叠加AI需求带动，我国电力需求猛增，但整个产业链条上并非所有节点都能分享产业红利，售电公司正迎来大洗牌。
近期，全国多地接连发布售电公司退出电力市场公示，数十家售电公司牵涉其中。据证券时报记者多方采访，背后与行业亏损、履约能力变差等因素密切相关。
零售市场既是终端用户参与市场的“防火墙”和“便利店”，也是引导用户响应资源、提升负荷侧用电灵活性的核心环节，而售电公司是连接电力批发与零售市场核心载体。伴随着电力市场化交易比例抬升，多地电价波动加大，售电公司出现“卖1度，亏1度”现象，部分公司甚至1个月就亏掉全年利润，这进一步加剧了行业洗牌。
这一现象背后，既有一次能源价格上涨等客观因素推高现货价格，也与售电公司“豪赌”电价走势主观误判有关，同时还反映出“低价内卷”竞争模式弊病，以及市场规则尚不完善的制度性短板。
售电行业如何高质量发展，受到电力产业链的高度关切。业内认为，电力实时平衡背景下，电价强波动态势仍将延续。随着中国电力体制改革深入推进，不仅售电公司淘汰赛加速升级，发电企业、电网和用户等多侧业务结构，都将进入新的变革周期。
生存考验
通过售电公司购买电能，是中小用户市场化购电主要方式。统计显示，截至2025年底，全国注册售电公司共5288家，代理70余万家电力用户参与市场交易，零售交易电量占市场化交易电量达到六成。
“入行售电行业3年，今年是最难熬的一年。这次冲击力度空前，不知道自己能否活下来。”面对记者采访，西部地区一家月销1亿度电级别的中型售电公司负责人李磊感叹。
近期，广西、广东、山东、陕西等多地接连发布售电公司退出电力市场公示，至少涉及30家售电公司。有接近监管人士对记者介绍，一方面监管加速清理空壳售电公司；另一方面，售电公司亏损明显，保函不足、欠费明显，导致信用预警，进而被限制交易甚至强制退出。
2015年，我国启动新一轮电力体制改革，确立“管住中间、放开两头”体制架构，售电侧成为电力市场重要组成部分。售电行业发展初期，市场竞争宽松，大量资本涌入。尤其2024年前后，市场盈利水平稳定，现货电价走低，售电公司如雨后春笋般出现。
今年以来，售电行业转冷，原因与越来越多售电公司亏损有关。今年一季度，广西参与批发交易超百家售电公司，平均每卖出1度电，亏损超过2分钱，每家平均亏近442万元。4月，广西多家售电公司联合发布《关于广西售电市场风险的紧急呼吁函》，认为行业已走到生死临界点。
亏损直接原因，在于批零倒挂。李磊透露，今年年初从电厂买电价格是0.32元/千瓦时，但全年以0.26元/千瓦时的一口价卖给用户，相当于每度电亏6分钱，击穿了公司的盈利测算模型。
电力现货市场价格走高，触发批零倒挂。一季度，广东部分实时均价甚至接近1元/千瓦时。国家电投能研院（上海成套院）工程师刘建军表示，广东最大电力负荷比去年提前15天突破1.3亿千瓦，时间同比大幅提前。今年高温出现早，火电检修尚未完全做好迎峰度夏准备，需要调用部分气电机组。受到中东局势影响，国际天然气市场波动、LNG价格高位运行，叠加气电边际出清，推高部分时段现货价格。
当然一季度亏损有突发性，但亏损一直持续到5月和6月，这折射出售电行业常态化结构性寒冬。“‘批零倒挂’正在成为常态化风险。”李磊表示，批发侧价格可以一周内翻倍，零售侧合同却早已锁定一年。售电公司这场淘汰赛还会持续上演。
“内卷”之痛
电改以来，售电行业一直被视为一条好赛道，不用重资产投入，不用复杂运营，拿到资质、找来客户就能搭建商业闭环。“我入局的2024年，九成售电公司稳健盈利，谁也没料到今年行情如此波谲云诡。”李磊说。
2022年前后，售电公司也曾出现过行业性亏损，煤价高企，电价大涨，侵蚀了下游利润。但2024年和2025年，连续两年现货低价，市场主体数量暴增，行业普遍放松风控，为今年开启的售电公司出清埋下伏笔。
更值得深度追问的在于竞争模式。近两年展业中，相当比例售电公司采用的打法是“低价内卷”抢客户。
AI带动下的算力中心是当前重要电力用户群体。一个6000机架的算力中心，单架功率15千瓦，全年365天24小时不间断运行，年耗电量比普通钢厂还要高。
川渝地区一家AIDC（人工智能数据中心）负责人告诉记者，“去年底采购用电时，遴选售电公司空间特别大。当时与多家售电公司谈判，签订年度长协时，都会主动压低零售报价，还有一些售电公司会依靠场外返利变相降价。”
李磊对此深有体会。“低价抢客户几乎是行业通行玩法，不仅签约年度零售合同时盲目压低电价，而且忽视了电价大幅波动的潜在风险。”他举例说，广东部分售电公司为了争抢客户，不仅贴着0.372元/千瓦时的地板价签约，还许诺给用户场外结算；甚至一些省份售电公司豪赌现货电价会低到0.09元/千瓦时。
过去3年，电力现货价格一直处于下跌通道。以广东为例，2022年广东现货实时市场加权均价0.603元/千瓦时，2023年和2024年分别降至0.453元/千瓦时和0.341元/千瓦时。这强化了电价下行的认知。
售电公司普遍认为，电价会一直跌下去，未来现货价格也会继续下跌，自己可以赚取合同价与市场价之间差价。于是，以豪赌的心态低价签署电力合同。
但市场给出完全相反的答案。2026年二季度前后，现货价格不仅没有下跌，反而飙升至年度售电合同均价的两倍甚至更高。现货价格上行背景下，低价签下长期合同的售电公司，开始同时承受现货涨价亏损、盈利被挤压的双重压力，面临成本倒挂、持续亏损等挑战。
模式进阶
多地已展开电力市场风险管理。以广西为例，提出允许协商调整未履约合同等多项举措，减轻售电公司资金压力。
有受访者认为，本轮行业亏损反映出制度仍有纠偏空间。前述接近监管人士认为，一些地方现货电量占比过高，导致价格敞口过大、波动风险被放大。他建议，现货电量在年度电量的占比最好不要超过20%。
随着迎峰度夏到来，各电源侧都已做足准备。二季度以来，现货市场价格趋于回落。市场判断，售电公司亏损数量不会大幅扩围。不过，对于相当比例售电公司来说，当前现货价格仍高于合同价格，依然要面对难熬时光。
刘建军认为，一些资金实力较弱的售电公司前期有较大亏损，现金流和履约压力短期或难以明显改善。“今年二三季度，料还会有售电公司退出市场。倘若亏损延续，不排除监管会强化履约保函动态监测、售电公司信用评价、低价异常报价预警等措施。”
“这次冲击，售电公司短板暴露。靠红利、靠运气、靠内卷的躺赚时代，彻底结束了。”李磊认为，售电行业会从“牌照时代”进入到“专业化时代”——未来不再比拼谁的报价更低，而是比拼谁的风控更强、能力更足。
刘建军认为，售电公司这轮生死线博弈“亏在价差”，未来则要“赢在服务”。“售电公司的价值，不是简单从发电企业买电、再转手卖给用户，而是把过去被动交电费的用户，真正带入电力市场。一方面代表用户参与中长期、现货、绿电等交易，帮助用户选择更适合的购电套餐；另一方面通过分时电价、需求响应、储能和负荷管理，引导用户在电价高时少用、低价时多用。这样既能让价格信号反映供需变化，也能激活用户侧调节能力，最终推动电力系统从单向供电变成源网荷储协同互动新模式。”他说。
他将售电公司高质量发展路径归纳为三条：一是大型综合能源服务商，以代理买电为抓手，向“源网荷储碳”一体化服务商转型；二是专业交易型售电公司，帮助用户在中长期、月度、现货和零售合同之间做好组合配置，把市场波动转化为可控风险，把复杂电价变成用户能接受的购电方案；三是垂直行业能源服务商，深入一线业务，懂得行业节奏、负荷曲线和用能痛点，靠专业化形成竞争力。
“售电行业不是没有未来，而是低门槛时代结束了。”刘建军说，未来行业主体数量会减少，市场集中度会提高，但行业价值会变强，行业会从数量扩张向质量提升转型。
全链条重构
截至今年7月，我国电力现货市场建设已取得突破性进展，基本实现全覆盖，多个省份及区域市场已正式转入连续运行或连续结算试运行。
随着电改步入深水区，原本独立的资源、主体和场景，被市场机制重新连接——储能、虚拟电厂、充电基础设施等，都开始参与电力市场运行和价值创造。因此，不仅是售电公司，包括电厂、电网、新能源在内的链条节点，业务模式都面临重塑。
年报显示，建投能源2025年全年容量电费获取率达95.71%，调峰调频辅助服务收入达3.40亿元，多元收益结构增厚了公司利润。因此，即便火电机组利用小时数面临下行压力，公司去年净利润也同比大增超过250%。
这是火电公司转型缩影。“未来，火电厂值钱的不再只是装机容量，还包括超低负荷稳燃、快速爬坡、精准调频和可靠顶峰的能力。电改后，火电企业经营逻辑需要打组合拳获取多元化收益。中长期合同锁定基础收益，现货市场兑现顶峰供电价值，辅助服务获取灵活补偿，容量电价覆盖基础固定投资成本，这会带来经营逻辑大变化。”刘建军表示。
风光新能源虽然边际成本更低，但也面临新风险。例如，光伏大发阶段，甚至可能出现负电价。因此，未来不能只看装机容量，还要更关注发电曲线、消纳条件、储能配置，交易能力和绿证价值。
用户侧也在转变为市场主体。前述算力中心负责人对记者透露，正在考虑参与绿电交易。“今年起，平台成本端通过储能、需求响应、负荷调节来推进降低用电成本，我们正在从此前‘交电费’变为‘能源成本管理’。”
刘建军说，电改本质，不是简单地把电变成商品，而是把电力链条上各种资源进行定价，实现利益、风险、责任重新分配。“电力市场化改革是一个持续磨合、动态完善的过程，历经风险出清与规则优化后，包括售电行业在内的电力产业长远发展依然向好。”
鼎峰优配提示：文章来自网络，不代表本站观点。
