迎峰度夏 + AI 算力用电暴增,数十家售电公司批量退市:电力零售大洗牌,牌照红利彻底终结

正值盛夏，全国电力迎峰度夏大考正式开启，叠加 AI 算力集群、数据中心海量用电涌入，全社会用电负荷节节攀升，今年全国最高用电负荷有望首次突破 16 亿千瓦，电力产业链上游发电端、电网端尽享保供红利。但红利并未雨露均沾，身处批发与终端用户中间环节的售电行业正迎来前所未有的生死淘汰赛。山东、江苏、广东、江西、陕西、广西等十余省份密集公示售电公司自愿退出、强制清退名单，数十家主体出局；行业普遍陷入卖 1 度电、亏 1 度电的批零倒挂困局，部分企业单月亏损直接吞噬全年收益，曾经一张牌照就能躺赚的时代，正式落幕。

一、市场实况：批量退市频发，售电行业进入强出清周期

打开全国各电力交易中心公示公告，2026 年 7 月以来清退动作密集落地：

• 山东：7 家售电主体启动退市注销程序，4 家因长期无业务被强制清退，浪潮系相关企业位列其中；
• 江苏：一次性公示 16 家售电公司直接注销市场注册资质；
• 陕西：一次性公示 10 家企业强制退出，多家长期未开展经营、资质不达标；
• 江西：某售电公司月度电费欠费超 383 万元，交易中心直接启动履约保险索赔；
• 广东、广西、重庆、云南等省份，陆续有数家企业主动申请退出电力零售市场。

按照现行《售电公司管理办法》明确规则，退出分为两类：自愿退出：企业经营亏损、战略收缩，结清所有购售电合同后主动注销；强制退出：连续 3 年无区域业务、拒不完成年度信息披露、注册资本与风控履约能力不达标、欠费违约拒不整改，监管方直接剔除交易资格。

国家能源局公开数据显示，全国注册售电公司峰值超 5200 余家，代理 70 余万家工商业用户参与市场化购电，零售交易电量占市场化总电量六成以上。业内预判，未来 2-3 年内全行业将淘汰 20%-30% 低效空壳主体，市场从野蛮生长全面转向合规化、专业化运营。

很多入局者最初的认知误区：售电牌照是永久资产。如今监管层用批量清退明确信号：牌照只是入场门票，风控能力、资源整合能力、综合服务能力才是存续核心，无实际经营、无风险兜底的空壳公司必将被逐步清场。

二、深度拆解：“度电即亏” 四大核心诱因，不是偶然爆雷而是结构性矛盾

（一）供需基本面：AI 算力 + 极端高温双重加压，现货电价剧烈冲高

本轮亏损潮最直接导火索，是电力现货市场价格大幅跳涨。

1. 迎峰度夏刚需拉满
   ：夏季空调负荷叠加工业生产，晚高峰光伏出力归零，火电、燃气机组顶格保供，尖峰时段电力供需偏紧，多地设置尖峰电价上浮 100%，峰谷价差极致拉大；
2. AI 算力成为用电新巨兽
   ：万卡 AI 训练集群瞬时功率等同于小型工业园区，推理业务 7×24 小时不间断耗电；2026 年全球数据中心新增用电量近乎荷兰全年用电量，算力枢纽省份用电刚性增量持续挤压电力富余空间，算力企业甚至主动跟随电价峰谷调整 API 调用定价，侧面印证高峰电力稀缺性；
3. 一次能源成本抬升
   ：国际油气、动力煤价格波动上行，燃气发电占比较高的广东等区域，发电侧边际成本上涨，直接锚定现货市场出清底价，广东 6 月现货均价同比暴涨 96.5%，批发电价大幅高于此前售电公司签下的中长期零售合同价，批零倒挂彻底形成。

（二）行业顽疾：低价内卷恶性竞争，盲目豪赌电价单边下行

过去三年国内电力现货价格持续走低，广东现货均价从 2022 年 0.603 元 / 千瓦时一路回落至 2024 年 0.341 元 / 千瓦时，固化了大量中小售电公司 “电价只会跌不会涨” 的惯性判断。为抢夺工商业用户资源，行业内卷陷入极致低价战：不少售电公司贴着成本地板价签约，甚至承诺场外返利补贴用户；部分主体激进赌约现货电价跌至 0.09 元 / 千瓦时，以极低长协价锁定全年售电订单。当今夏现货价格反向暴涨至合同价 2 倍甚至数倍时，长协订单无法单方面调价，每向外售出一度电就产生刚性亏损。南方区域 5 月行业平均度电收益直接为-8.8 厘，海量交易电量叠加微小单位亏损，月度结算便形成数百万级资金缺口，资金链断裂后只能违约退市。

（三）自身短板：重套利轻风控，无负荷管理与偏差调节能力

售电公司本质是批发购电 — 零售售电的中间服务商，核心盈利逻辑本是依靠中长期、月度、现货多维度交易组合对冲电价波动。但大量入局企业仅简单做 “中间商赚差价”：既不摸排用户真实用电曲线，不预判月度用电量偏差；也不布局储能、需求响应、负荷优化等调节资源。现货市场规则下，实际用电量与签约电量偏差部分，必须按实时天价现货电价结算。负荷预测偏差 1%，就可能吞噬整单利润；一旦遇到工厂扩产、错峰生产、设备启停导致用电骤增，超额用电部分会直接造成巨额亏损，这也是多家企业短时间内大额欠费违约的核心原因。

（四）制度层面：零售市场规则持续完善，监管收紧倒逼出清

顶层设计正在补齐电力零售市场制度短板：国务院《完善全国统一电力市场体系实施意见》明确提出，畅通批零价格传导机制，强化售电公司全过程监管与风险管控，修订《售电公司管理办法》，出台全国统一《电力零售市场基本规则》；多地同步落地零售价格封顶机制、履约保函强制缴存、注册资本与代理电量挂钩、大额购电必须拆分多周期合约等风控条款，压缩无资质、无保证金、无风控体系的三无售电公司生存空间，从规则端杜绝无序低价竞争与违约风险。

三、政策定调：告别牌照套利时代，三大转型路径指明行业下半场

国家能源局在 2026 年电力市场工作部署中清晰定调：推动售电行业从价差套利模式，全面转向服务增值模式。未来市场不再比拼谁报价更低，而是比拼资源、技术、风控、综合服务硬实力，三类主体将成为市场主流：

路径 1：大型综合能源服务商 —— 源网荷储碳一体化布局

背靠发电集团、电网系、大型能源企业的售电平台，依托自有火电、风电、光伏电站资源，锁定底层购电成本；向上绑定绿电、碳资产交易，向下配套储能电站、虚拟电厂、配电运维、厂区节能改造。不再单一做购售电代理，而是为工业园区、大型企业提供发电 + 购电 + 储电 + 节电 + 碳履约一揽子能源解决方案，用多元业务对冲单一电价波动风险。

路径 2：专业交易风控型售电公司 —— 做用户的电力市场操盘手

聚焦交易策略与数据算法能力，搭建电价预测模型、负荷智能测算系统，为不同行业用户定制长协 + 月度挂牌 + 现货避险 + 偏差兜底组合购电套餐。把复杂多变的分时现货电价，转化为企业可稳定预期的月度用电成本，赚取咨询服务费、风控管理费，摆脱单纯依靠价差盈利的脆弱模式。

路径 3：垂直细分行业能源服务商 —— 深耕细分场景吃透用电逻辑

锁定制造、化工、数据中心、冷链等高耗能细分行业，吃透行业生产周期、启停排班、淡旺季负荷规律。针对 AI 算力数据中心定制错峰用电、低谷储电方案；针对生产型工厂优化排班避峰用电，挖掘需求响应补贴收益，依托行业专属认知建立差异化壁垒，避开同质化低价厮杀。

四、两类关键主体启示：用电企业 & 存量售电从业者该如何应对

对于工商业用电企业

1. 谨慎签约超低价保底电价合同：过低报价大概率暗藏履约风险，一旦合作售电公司退市违约，企业将被动转入电网代理购电，电价成本反而更高；
2. 优先选择具备履约保函、自有电源、储能资源的正规售电主体，核查企业历史结算履约记录；
3. 主动接受分时电价机制，搭配错峰生产、自备储能、可中断负荷参与需求响应，用用电柔性调节降低整体电费开支。

对于存量售电公司从业者

1. 清退冗余空壳牌照，无稳定用户、无资金风控能力的主体及时止损退出，避免后续违约列入电力市场黑名单；
2. 收缩盲目低价拓客，重新核算合约电价安全边际，分层设置价格浮动条款，打通批零价格传导通道；
3. 接入虚拟电厂、需求响应平台，盘活用户侧可调节负荷，把负荷资源变成对冲现货高价的核心资产。

结尾

电力市场化改革走到零售深水区，本轮售电行业大洗牌，本质是市场剔除投机泡沫、回归产业本质的必经过程。AI 浪潮与新型电力系统建设，会持续放大电力供需的动态波动，售电环节作为连接发电侧与亿万终端用户的关键枢纽，不会消失，但会彻底迭代。淘汰的是只想靠牌照躺赚的中间商，留下来的，一定是懂市场、懂风控、懂用能、能创造实际价值的能源服务者。