2026年9月，国家发展改革委、国家能源局向社会公开征求对《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》（以下简称《管理办法》）的意见。在业界看来，这一动作并非偶然，而是对近期我国电力零售市场经历的一场前所未有的“压力测试”的直接回应。

自去年开始，广东、广西等地多家售电公司因成本倒挂陷入严重亏损，北京、山西、河北等多地交易中心集中公示注销或强制退市数百家售电公司。这场行业“洗牌”表面上看是市场波动引发的经营危机，实则反映出我国电力零售市场快速发展的同时，也积累了一些结构性矛盾和问题，亟须通过制度创新加以解决。

售电市场正在经历新一轮优胜劣汰

作为连接批发市场和零售市场的核心载体，售电公司是中小用户参与电力市场的重要通道。数据显示，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化交易，零售交易电量接近4万亿千瓦时，占全部市场化交易电量的六成。但在我国电力市场化改革向纵深推进、全国统一电力市场建设加速落地过程中，售电公司正经历着一场亏损与退市的行业阵痛。

2026年的售电市场，呈现出“高成本、低电价、强竞争”的三重挤压格局，但不同区域的“阵痛”表现形式却大相径庭。

在南方市场，特别是广东、广西，主要表现为“经营性危机”。广东作为电力市场化改革的排头兵，国际天然气价格暴涨与国内高企的煤价推高发电成本，叠加极端高温与工业用电复苏，用电负荷激增。然而，一些售电公司在年初为抢占客户，以低于成本价的“一口价”签约，押注后续现货价格下跌，结果价格不降反涨，亏损集中爆发。数据显示，今年上半年广东约有六成售电公司累计亏损，5月单月行业合计亏损超5亿元，多家企业现金流断裂。

“这不仅是经营策略的失误，更是风险管理能力的缺失。”一位电力行业资深分析师指出，许多售电公司缺乏专业的交易团队和风控系统，将售电业务简化为“低买高卖”的投机行为。当现货市场波动加剧，这种模式便瞬间崩塌。

广西的情况更为严峻，出现了典型的“批零倒挂”。售电公司从批发市场购电的价格高于其向用户售电的合同约定价，卖得越多，亏得越狠。今年一季度，广西146家售电公司合计亏损6.45亿元，平均每家亏约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。

与南方市场有些不同，北方市场的退市潮更多表现为“合规性出清”。北京电力交易中心今年4月集中注销13家售电公司，5月又对9家售电公司启动强制退市程序；冀北电力交易中心2月发布提醒，拟强制注销325家连续3年未在河北省内开展售电业务的企业资格；山西电力交易中心8月24日发布公告，对28家未按时足额缴纳履约保函、保险或未持续满足注册条件的售电公司启动强制退市程序。

“这些被清退的公司，很多从一开始就不是为了做业务。”某电力交易中心人士透露，它们或是为了“占坑”而注册的“空壳公司”，长期不开展实际业务而成为“僵尸企业”，或是“有牌照、无能力”，进入市场后不仅难以有效服务用户，还因自身风险管控薄弱引发履约问题。

此外，多地监管机构近期持续收紧市场准入与动态监管，强化履约保函动态核查、异常低价报价预警、企业信用分级管理，持续清退空壳、欠费、亏损严重的劣质主体，市场净化力度持续加码，也加速了本轮行业洗牌进程。

据不完全统计，今年前7个月，全国已有超过400家售电公司通过自愿退出、强制清退或注销等方式离开电力市场，数量较2025年同期大幅增长。

“多地电力交易机构集中清退不合格售电主体，反映出市场正在经历一轮优胜劣汰的自然调整。”中网联合（北京）能源服务有限公司总经理梁海林表示。

监管从“重准入”迈向“全生命周期管理”

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，售电侧放开是本轮改革的重点方向。售电行业发展初期，市场竞争宽松，大量资本涌入。尤其是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。

售电市场持续扩容的同时，也面临着从“高速发展”向“高质量发展”转型的阵痛。“准入门槛偏低，批零价格传导不畅、市场透明度不足等问题日益凸显，虚假营销、‘阴阳合同’等现象时有发生。市场高速发展带来的新问题、新挑战，迫切要求从制度层面作出系统性回应。”广州电力交易中心副总经理陈玮表示。

正是在这样的背景下，《管理办法》的出台显得尤为必要。它标志着监管思路从“重准入”向“全生命周期管理”的转变，旨在构建一个“准入-运营-退出”闭环的监管体系。

首先，《管理办法》强化了准入与持续经营的硬性约束。通过明确资产规模、专业人员、办公场所等注册条件，并建立定期核查与整改机制，从源头上遏制“空壳公司”进入。

“政策正在推动售电行业从数量扩张阶段进入能力竞争阶段。全国所有注册售电公司中，不具备真实资本和专业人员支撑的主体将逐步退出市场。未来市场竞争的核心要素将从注册时间、牌照数量转向专业团队能力、技术系统水平和信用实力。”梁海林表示。

其次，《管理办法》将信用评价从原则性引导变为硬性约束。信用评价结果与履约保障额度、交易电量规模、注册条件核验频次直接挂钩。信用评价等级较低的售电公司，不得以履约保险形式提交履约保障凭证。制度形成了信用等级越高，运营成本越低、业务空间越大的正向激励。

再次，《管理办法》规范零售市场行为，防范恶性竞争。通过推行标准化合同、对关联交易和市场份额设定严格限制等，遏制低价倾销、操纵市场、局部垄断等扰乱市场秩序的行为，确保各类所有制售电公司公平参与竞争。

值得关注的是，《管理办法》明确建立“逐日盯市”机制与履约额度跟踪预警机制，按日动态监测售电公司风险敞口和履约保障剩余额度，并根据履约保障剩余额度动态调整其下一交易日限额，切实将风险关口前移。

最后，《管理办法》将退出机制从“强制退出”升级为“自动注销”。自动注销情形包括连续12个月未在任一业务省份进行实际结算、连续两个自然年未在本省份进行实际结算、未按时足额缴纳履约保障且已完成兜底机制处理、经司法机关认定伪造公章、拒不履行法院生效判决等。

“退出机制的刚性化意味着长期不开展业务、不履行履约保障义务的主体将被系统自动清退。这将使市场供给结构得到优化，合规经营的售电公司面对的市场环境将更加有序。”梁海林说。

业内人士预测，随着《管理办法》的落地实施，中国电力零售市场有望迎来一场深刻的生态重塑：市场公平性显著提升，恶性竞争得到遏制，行业风险防控能力大幅增强，系统性风险被有效隔离。

售电公司的未来是做“综合能源服务商”

我国电力市场化改革已经走过十余年。陈玮表示，近年来，随着全国统一电力市场建设提速、现货市场基本实现全覆盖，零售市场运行逻辑发生深刻变化，对售电公司转型升级提出新要求。过去中长期市场主导模式下，批零价差相对稳定，售电公司经营预期明确；现货市场基本实现全覆盖后，电价波动显著加大，经营风险敞口明显扩大。同时，新型能源体系和新型电力系统建设加速推进，虚拟电厂、储能等新型主体大量入市，对售电公司专业能力提出更高要求。

困局之下，出路何在？今年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确提出“加强售电公司规范管理，修订售电公司管理办法，引导售电公司向综合能源服务商转型升级”。国家能源局市场监管司副司长王云波在今年初的一次新闻发布会上明确表示，推动售电公司从“价差套利”向“服务增值”转型。

“服务增值”是大方向。业内人士认为，售电公司要实现从“卖电”到“卖服务”的跨越，首先要从“价格竞争”转向“服务竞争”，主动为用户提供节能诊断、用电优化、储能配置等增值服务，让收入结构多元化；其次要从“被动售电”转向“主动管理”，利用数字化手段提升负荷预测和交易决策能力，在批发市场中成为专业的风险管理方，而不是赌博式的投机者；最后还要从“单一用户关系”转向“深度能源伙伴”，与用户建立长期信任，共同探索碳资产、绿证、虚拟电厂等新兴领域。

“售电公司这轮生死线博弈‘亏在价差’，未来则要‘赢在服务’。”国家电投集团能源科学技术研究院工程师刘建军表示。业内人士普遍认为，随着电力市场化改革步入深水区，用户侧也从被动交费转向主动的“能源成本管理”。那些还停留在“电费代购”层面的售电公司，将在激烈的市场竞争中被边缘化；而真正能留下来的，是那些能为用户创造真实价值的“能源合伙人”。

刘建军说，电力市场化改革的本质，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。”