7月，卖度全国多地进入电力迎峰度夏关键期，亏度叠加AI算力需求爆发，售电我国电力需求呈现猛增态势。公司然而，迎行业产业链的洗牌红利分配并非均匀，售电公司正经历前所未有的卖度行业大洗牌。

近期，亏度广西、售电广东、公司山东、迎行业陕西等多地接连发布售电公司退出电力市场公示，洗牌数十家企业牵涉其中。卖度据多方采访证实，亏度这一现象背后，售电行业普遍亏损、履约能力恶化及信用预警是主要推手。

售电公司迎来大洗牌。 时报财经图库/供图

作为连接电力批发与零售市场的核心载体，售电公司既是终端用户参与市场的“防火墙”与“便利店”，也是引导负荷侧响应资源、提升用电灵活性的关键环节。随着电力市场化交易比例攀升，电价波动加剧，部分售电公司陷入“卖1度，亏1度”的困境，甚至出现“一月亏掉全年利润”的极端案例，加速了行业出清进程。

这一现象折射出多重矛盾：一次能源价格上涨推高现货成本、售电公司对电价走势的主观误判、“低价内卷”的竞争弊病，以及市场规则尚不完善的制度性短板。在电力实时平衡背景下，电价强波动态势或将延续，售电公司的淘汰赛正在升级，发电企业、电网及用户等多侧业务结构也将进入新的变革周期。

生存考验：批零倒挂与常态化寒冬

通过售电公司购电是中小用户参与市场的主要方式。数据显示，截至2025年底，全国注册售电公司达5288家，代理70余万家用户参与交易，零售电量占市场化交易电量比重高达60%。

“入行3年，今年是最难熬的一年。”西部地区一家月销1亿度电的中型售电公司负责人李磊感叹，此次冲击力度空前，生存前景不明。

监管层面，清理空壳公司与处理亏损企业并行。接近监管的人士指出，部分售电公司因保函不足、欠费严重触发信用预警，进而被限制交易或强制退出。

自2015年新一轮电改确立“管住中间、放开两头”架构以来，售电侧成为市场重要组成部分。2024年前后，现货电价低位运行，市场盈利稳定，大量资本涌入，售电公司如雨后春笋般涌现。然而，今年行业急转直下。

亏损数据触目惊心：
* 广西案例：一季度，参与批发交易的超百家售电公司，平均每卖1度电亏损超2分钱，户均亏损近442万元。
* 行业预警：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》，直言行业已至生死临界点。

核心痛点：批零倒挂
李磊透露，年初电厂购电价为0.32元/千瓦时，而全年以0.26元/千瓦时的一口价锁定用户，每度电亏损6分钱，直接击穿盈利模型。

现货价格飙升是导火索。一季度，广东部分实时均价逼近1元/千瓦时。国家电投能研院工程师刘建军分析，广东最大负荷比去年提前15天突破1.3亿千瓦，高温提前导致火电检修未完全就绪，需调用气电机组。受中东局势影响，国际天然气及LNG价格高位运行，气电边际出清进一步推高现货价格。

更严峻的是，这种亏损已从突发演变为常态。“批发侧价格一周内可翻倍，零售侧合同却锁定一年。”李磊指出，批零倒挂已成为常态化风险，淘汰赛将持续上演。

“内卷”之痛：低价策略与豪赌心态

电改初期，售电行业被视为轻资产、高回报的“好赛道”。2024年，九成售电公司稳健盈利，市场普遍乐观。然而，2022年煤价高企导致的行业性亏损记忆尚未消退，2024-2025年的连续低价又让市场主体放松风控，为今年的出清埋下伏笔。

竞争模式异化：低价内卷
近两年，大量售电公司采用“低价内卷”策略抢客。以AI算力中心（AIDC）为例，一个6000机架的算力中心年耗电量远超普通钢厂，成为争抢焦点。

川渝地区一家AIDC负责人透露，去年采购时，售电公司竞相压低报价，甚至通过场外返利变相降价。李磊证实，低价签约已成行业通病，许多公司忽视波动风险，甚至豪赌现货电价会跌至0.09元/千瓦时。

认知偏差与市场反噬
过去三年，广东现货加权均价从2022年的0.603元/千瓦时降至2024年的0.341元/千瓦时，强化了“电价只跌不涨”的认知。售电公司基于此判断，以豪赌心态签署长期低价合同。

然而，2026年二季度前后，现货价格飙升至年度合同均价的两倍以上。低价签约的售电公司同时承受现货涨价亏损与盈利被挤压的双重打击，面临成本倒挂的严峻挑战。

模式进阶：从“牌照时代”到“专业化时代”

面对危机，多地已启动风险管理机制。例如，广西允许协商调整未履约合同，以缓解资金压力。监管人士建议，为降低价格敞口风险，现货电量在年度电量中的占比最好控制在20%以内。

随着迎峰度夏推进，电源侧准备充分，二季度以来现货价格趋于回落，亏损扩围风险降低。但刘建军指出，资金实力弱的售电公司现金流压力短期难解，二三季度仍可能有企业退出。若亏损延续，监管或将强化履约保函动态监测、信用评价及低价异常报价预警。

行业转型三大路径
李磊认为，靠红利、运气和内卷的“躺赚时代”已结束，行业将从“牌照时代”迈入“专业化时代”，核心竞争力转向风控与专业能力。

刘建军将售电公司的高质量发展路径归纳为三类：
1. 大型综合能源服务商：以代理买电为入口，向“源网荷储碳”一体化服务转型。
2. 专业交易型售电公司：优化中长期、月度、现货及零售合同的组合配置，将市场波动转化为可控风险，提供定制化购电方案。
3. 垂直行业能源服务商：深入特定行业一线，理解负荷曲线与用能痛点，以专业化服务构建壁垒。

“售电行业的价值不在于简单的买卖差价，而在于帮助用户真正进入市场。”刘建军强调，售电公司应代表用户参与各类交易，通过分时电价、需求响应、储能及负荷管理，引导用户“高价少用、低价多用”，激活用户侧调节能力，推动电力系统向“源网荷储”协同互动新模式转变。

全链条重构：多元收益与价值重塑

截至2026年7月，我国电力现货市场基本实现全覆盖，多省转入连续运行或结算试运行。电改深水区下，储能、虚拟电厂、充电设施等资源被重新连接，产业链各环节业务模式面临重塑。

发电侧：从单一电量到多元收益
建投能源2025年年报显示，其容量电费获取率达95.71%，调峰调频辅助服务收入达3.40亿元，多元收益结构助推净利润同比大增超250%。

刘建军指出，火电的价值不再仅取决于装机容量，更在于超低负荷稳燃、快速爬坡、精准调频等灵活性能力。未来火电经营逻辑需打“组合拳”：
* 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：覆盖固定成本。

新能源侧：关注消纳与交易能力
风光新能源虽边际成本低，但面临负电价等新风险。未来竞争力不仅看装机，更取决于发电曲线匹配度、消纳条件、储能配置、交易能力及绿证价值。

用户侧：从“交电费”到“能源成本管理”
用户正转变为市场主体。前述算力中心负责人透露，平台正通过储能、需求响应等手段降低用电成本，角色从被动“交电费”转向主动“能源成本管理”，并计划参与绿电交易。

刘建军总结道，电改的本质是对电力链条上各种资源进行定价，实现利益、风险与责任的重新分配。历经风险出清与规则优化后，电力产业包括售电行业在内的长远发展依然向好，行业将从数量扩张转向质量提升。