重磅信号！售电公司“注销潮”来袭，电力市场变天了

（来源：企业观察报）

转自：企业观察报

2026年迎峰度夏用电高峰持续推进，全国电力市场交易规模保持高速增长，国家能源局公开数据显示，1至5月全国累计市场化交易电量突破3万亿千瓦时，同比增幅达24.8%，发电侧、电网侧享受着供需紧平衡带来的产业红利。然而，身处电力批发与零售市场衔接处的售电公司，却正经历着一场前所未有的“寒冬”。

近期以来，广西、广东、山东、陕西、河南、福建等地接连发布售电公司退出电力市场公示，数十家乃至上百家售电公司牵涉其中。曾经一照难求的售电牌照，正在失去往日的“光环”。不少行业从业者坦言，如今拿到售电牌照不再等同于拿到“稳赚不赔”的入场券，行业的生存逻辑已经发生了根本性的转变。

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多地密集“清退”

这轮退出潮并非局部现象，而是席卷全国多个省份。

7月17日晚间，福建电力交易中心发布公示，1家售电公司被启动强制退市程序，公示期为7月20日至7月31日。同一天，河南电力交易中心公示，上华裕配售电有限公司等7家售电公司已工商注销，另有157家电力用户同样因工商注销将被自动注销。当日，山东电力交易中心发布了关于青岛东晖控股集团综合能源服务有限公司等3家售电公司市场注销公示结果。

7月9日，陕西电力交易中心公告，中源渭北能源集团有限公司等10家售电公司未持续满足注册条件且未在规定期限内整改到位，拟实施强制退出，其中1家连续三年未开展售电业务。山东也有4家售电公司因同样原因被公示强制退出；7月7日，山东电力交易中心公告，拟对浪潮工业互联网股份有限公司等4家连续三年未在任一行政区域开展售电业务的售电公司启动强制退市程序。

7月3日，广西电力交易中心发布公示，广西疆和能源有限公司等2家售电公司自愿退出广西电力市场。6月23日，福建电力交易中心发布关于联化（青岛）国际物流有限公司等16家售电公司市场注销公示的通知。6月9日，广东电力交易中心发布公告，广东华工能源技术有限公司等2家售电公司自愿申请退出广东电力市场。此外，北京、河南、甘肃、吉林、西藏等多地也相继有售电公司被启动退市程序。

这并非近期才出现的现象。据了解，仅2026年开年短短2个月，江苏、山东、山西、广东、冀北等地已有360余家售电公司被注销相关业务或退出部分区域市场。其中，2026年2月冀北电力交易中心发布提醒，拟强制注销连续三年未开展业务的6家首注地为冀北的售电公司；319家外省推送的售电公司连续三年未在冀北开展售电业务，将注销其冀北业务范围。

从两类退场企业的分布结构来看，自愿退出企业以中小民营贸易类、咨询类能源公司为主，核心诉求为及时止损，规避后续更大规模亏损；强制退出企业分为两类，一类是空壳注册主体，仅完成资质备案，长期不开展实际购售电业务，另一类是经营出现重大风险、结算欠费、履约保证金不足，无法保障终端用户用电结算安全，监管按照政策条款直接清退，两类退市主体同步增长，共同构成本轮全国性退出潮。

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卖一千瓦时电，亏一千瓦时电

今年以来，售电行业骤然转冷。亏损的直接原因，在于电力批发与零售价格的严重倒挂，售电公司从批发市场购入电量的价格，高于其卖给终端用户的零售价格。

以广西为例，2026年一季度广西电力市场交易信息，截至2026年3月底，广西共有售电公司277家，其中，参与批发交易的售电公司有146家，售电收入合计为-6.45亿元，平均千瓦时电售电收入-0.23420元/千瓦时。也就是说，售电公司每卖出一千瓦时电，平均亏2分3厘多，平均每家亏损近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。

值得一提的是，6月，广西电力交易中心公示21家售电公司累计欠费约2.083亿元，其中广西国能综合能源服务有限公司单家欠费约1.096亿元。

广西并非孤例。2026年1月，安徽售电公司合计亏损超过1.1亿元。另有数据显示，安徽全省1月批发侧均价367.17元/兆瓦时，零售侧均价358.43元/兆瓦时，批发均价反超零售近9厘。

相关业内人士指出，“批零倒挂”正在成为常态化风险。批发侧价格可以一周内翻倍，零售侧合同却早已锁定，售电公司在现货价格波动面前几乎毫无还手之力。

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监管收紧加速清退

售电公司的困境，某种程度上是电力市场化改革走向深水区的必然阵痛。

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。市场参与者众多，竞争激烈，“低价内卷”成为普遍现象。

与此同时，监管持续收紧。根据2021年国家发展改革委发布的《售电公司管理办法》，连续三年未开展售电业务、未持续满足注册条件、提供虚假材料或扰乱市场秩序的企业，均可被强制退市。

2026年1月30日，国家能源局市场监管司副司长王云波在新闻发布会上明确表示，2026年将进一步规范电力零售市场。具体路径有三条：一是制度“立新规”，及时修订《售电公司管理办法》，研究出台《电力零售市场基本规则》，规范售电公司权责义务；二是运营“强新序”，健全风险防控机制，完善履约风险防控管理机制；三是管理“建新制”，推动构建零售市场协同共治体系，共同营造零售市场公平竞争秩序。

此外，王云波特别提到，推动售电公司从“价差套利”向“服务增值”转型。这一表述清晰地指明了行业未来的方向，售电公司不再只是“倒买倒卖电力”的中间商，而是要成为用户用电成本管控、风险规避、能源服务的综合服务商。

不少行业从业者表示，过去很多售电公司的盈利模式，本质上是靠信息不对称赚取交易价差，既没有为电力用户提供增值服务的能力，也没有应对市场波动的抗风险能力。随着电力交易信息的全面公开透明，这类纯“中介型”售电公司的生存空间被持续挤压，最终只能选择退出市场。这也直接导致曾经被各路资本争抢的售电牌照，如今不再具备“躺赢”的属性，行业的发展逻辑彻底从“拼准入”转向“拼能力”。

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售电市场迎来全新发展格局

站在2026年电力市场化改革的关键节点，多地售电公司退出潮是市场、政策、行业自身三重力量共同作用的必然结果，短期市场主体数量缩减，长期将推动行业规范化、专业化发展，构建更稳定、健康的电力零售交易体系。

从市场交易层面，随着低效主体持续出清，行业低价内卷的无序竞争环境将逐步改善，留存企业能够制定合理、可持续的价差报价，减少恶性低价签约带来的系统性亏损风险，批零价差回归合理区间，市场定价机制更加贴合电力商品真实供需成本，现货市场价格波动带来的行业整体性亏损现象将逐步缓解。从用户保障层面，履约担保、信用分级、退市用户转移全套监管机制落地，大幅降低工商业用电企业合作风险，避免小型售电企业资金链断裂引发电费拖欠、断电纠纷，市场化购电的安全性、稳定性持续提升。

从产业发展层面，本次行业筛选将加速上下游资源整合，发电企业、综合能源服务商、储能运营商成为售电市场核心经营力量，产业协同效应持续释放，电力零售不再是独立的中间贸易环节，而是源网荷储一体化服务的重要组成部分。各地电力交易中心后续计划持续完善虚拟电厂、负荷聚合、绿电交易配套规则，为具备综合调节能力的售电主体拓展业务空间，引导行业从单一售电向综合能源服务商转型。

从资本选择层面，资本市场将重新看待售电行业投资价值，过往盲目跟风抢办牌照的短期套利资本持续离场，长期产业资本稳步入场，企业注册、经营更加理性，不再出现一证难求的炒作热潮，售电牌照回归经营资质本身属性，市场热度与企业真实经营能力匹配，行业泡沫充分出清。