“随着批零价差逐步缩小，售电公司仅靠批零价差难以存续，需要依靠精细化的客户曲线管理和增值服务。”某全国性售电公司的江苏区域负责人向记者表示。她此前多年深耕高耗能及能源行业。
此前，她只负责售电业务，依靠电力市场的批零价差获取利润。随着2027年售电业务签约季临近，她所在的公司正逐步拓展增值服务，包括变压器维保、虚拟电厂、储能和光伏等相关业务。
今年，部分地区售电公司的盈利空间明显收窄。根据广东电力交易中心发布的《2026年广东电力市场半年报告》，今年上半年，广东省500家参与零售交易的售电公司中，有298家累计亏损，亏损面达59.6%，全行业平均度电获利为0.0039元/千瓦时，即3.9厘/千瓦时。
不同类型售电公司的获利情况也存在差异。32家发电背景售电公司平均度电获利约0.0066元/千瓦时；数量占比超过九成的456家独立售电公司，平均度电获利约0.0002元/千瓦时。2025年，广东省412家售电公司中有396家盈利，平均度电获利约0.0196元/千瓦时。
相关政策也在陆续调整。今年9月4日，国家发展改革委就《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》（下称“意见稿”）向社会公开征求意见，征求意见至10月4日截止。今年6月8日，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于加强电力零售市场管理有关事项的通知》。两份文件均对电力交易市场规则和售电公司的运营规范提出了新的要求。
清华四川能源互联网研究院电力市场所常务副所长蔡元纪向经济观察报表示，经过长期运行，电力零售市场陆续暴露出一些问题，相关制度的调整将促使零售市场充分承担用户服务与需求调节功能，推动售电竞争更加重视专业能力和履约质量。
综合能源服务
前述负责人告诉记者，现在她所开展的不再是单一的售电业务，而是“综合能源管理”。
她称，“综合能源管理”跟售电业务的底层逻辑相通，都是帮客户管电。但在执行层面，售电业务依赖电力交易、数据和算法，变压器维修、电力运维等业务则需要相应的资质、技能和人员。
在她看来，如果仅开展售电业务，市场同类主体众多，同质化竞争严重，一些售电公司主要靠“关系”或“返利”争取客户。她所说的“返利”，是指售电公司在电力市场结算之外，向客户承诺的额外利益。
据蔡元纪介绍，政策明确支持售电公司开展绿色能源、能效管理、分布式能源运维等综合能源服务，推动售电公司由“价差套利”向“服务增值”转型。
前述负责人表示，单独一家售电公司难以开展综合能源服务，她所在的公司主要通过企业间合作，共同为客户提供服务。
她表示，当前售电市场的竞争仍围绕争取客户、压低报价展开。即便有些售电公司有意开展综合能源服务，也常被承诺更高“返利”的同业抢走客户。
意见稿提出，电力交易机构应按月披露批发、零售市场结算电量和均价，各类零售套餐签约及结算情况，以及批零结算价差较高和较低的售电公司名单等信息。
蔡元纪认为，这有助于用户了解不同售电公司的交易和服务情况，关注可验证的成本、信用和服务，而非仅关注降价和“返利”。
管控风险敞口
除开拓增值业务外，如何管控原有售电业务的风险，也是这类企业面临的问题。
今年，受天气、用电需求等因素影响，部分地区批发购电成本与零售价格调整不同步，售电公司面临的价格风险有所上升。
在广东今年4月出现的电力现货价格大幅上涨行情中，如果售电公司此前没有通过中长期合同锁定充足的购电需求，而是将大量电量留至现货市场采购，就可能出现购电成本高于售电收入的情况，进而产生亏损。
以一笔简化交易为例，假设零售电能量价格为260元/兆瓦时，售电公司50%的购电量通过中长期合同以320元/兆瓦时采购，其余50%按现货价格结算。在不计其他费用的情况下，要使购售电收支平衡，剩余电量的现货平均结算价格应为200元/兆瓦时。
以总售电量1亿千瓦时计算，其中5000万千瓦时按现货价格结算。这部分现货价格每上涨100元/兆瓦时，售电公司的购电成本就增加500万元。
蔡元纪表示，广东一些售电公司提前将购电价格下降的预期让渡给用户，却没有在批发市场锁定充足电量，现货价格上涨后就容易出现批零倒挂。批发侧调仓的灵活性不足，零售端同质化竞争严重，“返利”现象长期存在，多重因素共同造成售电公司经营承压。
据蔡元纪介绍，针对批零倒挂等问题，通知提出，推动零售价格与批发购电成本灵活联动，通过分时价格引导需求侧参与调节；要求售电公司制定分时套餐并公示全部套餐，便利用户比较结算规则；支持根据供需、风险管理和服务形成差异化盈利，不得以行政干预违规限制单个公司的合理利润。同时，通知还对超低价抢客、通过“阴阳合同”和线下返利规避监管等行为作出约束。
意见稿提出，售电公司应根据签约的零售电量规模，在电力批发市场中签订一定比例的中长期合同。
前述负责人表示，在符合市场规则的前提下，售电公司具体持有多少中长期合同，仍需根据自身对市场的判断决定。即便今年一些售电公司因中长期持仓不足暴露了风险，也不意味着明年会大幅增加中长期持仓。
除购电价格波动带来的经营风险外，售电公司还面临履约保障要求的调整。
意见稿提出，售电公司可采用履约保函、保险或现金保证金作为履约保障凭证，在参与交易前向电力交易机构提交，其中履约保函、现金保证金额度应超过履约保险额度。这并不意味着所有售电公司都必须采用银行保函。
意见稿同时提出，售电公司履约保障额度应根据预计年售电量等因素计算，最低不少于200万元。
蔡元纪表示，意见稿拟上调履约保障额度要求，并明确履约保函、现金保证金与保险之间的额度关系，对售电公司的资金安排提出了更高的要求。
意见稿还提出，电力交易机构应按日监测售电公司履约保障剩余额度和风险敞口，开展动态盈亏估算，并根据剩余额度动态调整售电公司下一交易日的交易限额。
前述负责人表示，对售电公司而言，履约保障要求提高会推高相关成本。在她看来，银行开具履约保函的费用通常高于购买履约保险。“未来，售电公司竞争力将来自交易能力、数据能力、客户服务和合规风控的组合，单纯的低价抢量模式将难以为继。”蔡元纪说。
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