 |
| |
联系人:李明臣
手机:13895725053
电话:0451-87582747
联系QQ:280427465
邮箱:13895725053@163.com
地点：哈尔滨南岗区先锋路577号中发丽苑小区七栋A1门市
|
|
|
|
|
|
售电公司还能干 吗？ |
| 发布人【
哈尔滨华亿永安电力物资有限公司】 时间【2026-01-18】 |
| |
如果冬天再来一次三十块的分摊，我们就只能关门了。”
山西一家民营售电公司负责人在朋友圈写下这句话时，配图是2025年一季度财报，代理电量12亿千瓦时，毛利润480万元，平衡费用分摊360万元，再扣掉人工、履约保函利息、偏差考核罚金，净利润不足20万元，比去年同期下滑92% 。
这只是行业缩影。
2025年8-10月，全国20个省份合计198家售电公司被强制退市。
山西、江苏、广东、浙江等地交易中心先后开出“退市令”，原因出奇一致，“未持续满足注册条件”或“拒不整改” 。
曾经蜂拥而上的“万亿价差红利”故事，在现货市场全电量计价、超额收益分享、交叉补贴收窄的三重挤压下，迅速坍缩成“微利”甚至“负利”的现实 。
1 “躺着赚差价”与“刀口舔血”
2016年电改首轮放开时，山东月度集中竞价一度出现188.8元/兆瓦时的批零价差，相当于每度电0.19元毛利。
而彼时人均售电成本不到3厘，一家年销30亿度的“小麻雀”公司，一年可净赚3000万元 。
暴利示范下，售电公司数量在2018年突破3400家，全国“壳资源”价格被炒到120万元/家 。
但2023年以后现货大范围运行，价差逻辑被彻底改写。
山西2025年1月现货均价372元/兆瓦时，叠加30元/兆瓦时的平衡分摊，售电侧需以402元/兆瓦时才能盈亏平衡。
而零售套餐最高限价仅405元/兆瓦时，毛利空间被压缩到3元/兆瓦时，折合0.3分/度，还不够银行保函利息 。
浙江更夸张，8%的售电公司出现“收入与购电成本”倒挂，算上运营费用整体亏损 。
2025年，中国售电行业正经历前所未有的转型阵痛。
十年前电改初期“躺赚差价”的黄金时代早已落幕，如今“卖1亿度电利润不够交物业费”成为部分企业的真实写照。
数据显示，全国售电公司年内超2000家企业注销退出，行业集中度持续提升，前10家企业占据60%市场份额，马太效应愈发显著。
政策层面的深度变革成为首要冲击。
国家发改委明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，日清月结的结算模式让传统中长期合同锁定差价的玩法失效，偏差考核更成为生死线。
山东某售电公司因负荷预测失误，单次偏差超±2触发高额罚款，直接损失1200万元，相当于其全年利润总和。
2025年11月出台的输配电价“四个办法”进一步精细化成本核定，容量电费与电量电费的分摊机制引入成本刚性，倒逼企业从被动价格接受者向主动策略管理者转型。
市场竞争的白热化也在持续挤压盈利空间，某客户经理直言：“过去靠关系签下的客户，现在可能被0.01元/度的差价抢走。”
2 超额收益分享与“一刀切”限价
当“价差”仍有残存空间时，各地政府开始用行政手段“让利于民”。
陕西2025年8月率先出台《零售市场超额收益分享细则》，规定售电公司月度平均批零差价高于0.015元/度的部分，80%必须返还用户。
安徽、四川、辽宁迅速跟进，把“0.015”当成默认“生死线”。
这意味着，即便售电侧在现货低价时段抢到便宜电量，只要最终差价超过1.5分，就要把大头让出去，套利秒变义务劳动。
更严厉的是广东、江苏对“居间费”的穿透核查，凡通过信息优势吃回扣、虚报电价的售电公司，一经查实直接强制退市。
2025年9月，广东两家民营售电公司因伪造2000万元履约保函被永久拉入黑名单，法人连带禁入金融行业 。
3 三类主体冰火两重天
“同样是卖电，有人穿短袖，有人穿棉袄。”山东电力交易中心人士这样形容当下格局。
发电系售电公司，凭借母厂直供+内部转移定价，既能在中长期市场优先拿低价电量，又可通过集团财务公司拆借资金，对冲现货价格波动。
2025年上半年，华能、华电旗下售电公司度电净利仍维持在0.8-1.2分，是独立公司三倍 。
电网系售电公司，在增量配网、园区微网项目中锁定“过网费+零售”双重收益，哪怕零售零利润，靠配网基本电费、容改需、代运维也能打平。
其最大底气在于客户黏性，园区管委会往往“点名”要求电网系兜底。
独立售电公司，既无电源又无配网，只能拼渠道、拼服务。
为了抢客户，部分公司把居间费提到1.5分，远高于0.5分行业均值。行业知情人士向国际能源网坦言，一旦现货价格反向，立刻陷入“卖得越多亏得越大”的泥潭 。
4 “增值服务”看上去很美，做起来很贵
价差路窄，行业共识是向“需求侧管理、储能、分布式、节能托管”要利润。
但真到落地，独立售电公司才发现“门槛”高得吓人。
首先是资金门槛，储能融资租赁要求20%资本金，一座10MW/20MWh的共享储能， upfront就要1600万现金，对年净利不足千万的中小公司而言无异于“蛇吞象”。
再有是技术门槛，需求响应平台需与省级负荷系统、客户EMS、充电桩运营商多方对接，接口费用动辄上百万元。一次系统升级，就能把三年利润吃光。
于是出现尴尬场景，行业普遍认为单纯售电利润占比将降至30%，70%收益要来自增值服务。但当60%以上的独立售电公司把“增值服务”写进商业计划书，却还是在靠代购电苟活。
真正靠节能托管赚到钱的，仍是发电或电网背景公司，他们有资本、有数据、有工程师团队 。
5 2026生死预测：三轮出清与两条生路
2025年的售电行业，“草莽时代”已正式终结。
随着全国统一电力市场体系的基本建成，政策、市场与技术的三重变革，正在加速淘汰仅依赖价差盈利的传统中间商。
业内普遍判断，2026年将迎来“第三轮出清”。
现货全电量运行、绿电自愿认购全覆盖，批零价格实时联动，价差空间彻底透明。
跨省现货、区域容量市场、辅助服务市场同步上线，交易品种从3个暴涨到11个，对风控系统、保证金、人才储备提出更高要求。
征信体系接入央行大数据，履约保函、电量偏差、用户投诉全量纳入信用评分，评分低于BBB的自动暂停交易资格。
届时，预计现存4200余家售电公司还将再减少一半，最终留下500-600家“全能型”主体和1000家左右“区域精品” 。
对于独立公司而言，两条“窄门”或许尚存。
虚拟电厂运营商，绑定充电桩、储能、工商业可调负荷，赚容量补偿与辅助服务费，把“卖电”变“卖能力”。
山东、浙江2025年已把VPP补贴提到600元/千瓦·年，度电收益远高于零售差价。
绿电零售细分商，专注外向型企业、出口欧美的高端制造，提供“100% 绿电+国际认证+碳足迹”套餐，溢价5-8分/度仍有人买单。
上海某外贸园区2025年Q3绿电零售溢价6.2分，毛利率高达12% 。
当“价差”红利落幕，售电公司真正的价值才开始显现，帮用户管理负荷、降低需量、配置储能、锁定绿电，成为用电侧“能源管家”。
只是，这场转型需要技术、资本、政策、信用多重加持，独立售电公司能否熬过“最后一公里”，答案或许就在2026年的夏季现货峰段。
|
|
|
|
 |
|
