作为新一轮电改的标志性产物，售电公司2022年以来正在经历“生死劫”。
近日，山西电力交易中心发布公告，对92家不满足市场存续条件，且未在规定期限内完成整改的售电公司，启动强制退出山西售电市场程序。
山西仅是售电公司清退潮的一个最新案例。华夏能源网(公众号hxny3060)不完全统计，2022年以来，各地已有逾千家僵尸售电公司被强制退市。而2021年，因亏损等原因就有5000余家售电公司退出了历史舞台。
从新电改的“宠儿”，到大批倒闭和强制退市，售电公司的兴衰有着深层次的体制机制原因。而生死轮回过后，售电市场亦将重新建章立制、生态革新，售电公司也将获得新生。
1售电改革初起
2015年3月15日，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着新一轮电力体制改革拉开序幕。
被视为新电改方向之一的售电侧改革率先落地。《关于推进售电侧改革的实施意见》提出，向社会资本开放售电业务，进一步引入竞争，让更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。
售电被市场认为是一个价值万亿元的“蛋糕”，各路资本纷纷入场。在2016年售电侧改革之初，经过电力交易中心公示的售电公司不足300家，但工商注册的有3000余家之多。到了2018年，总规模超过上万家。
市场对售电公司的期待，是作为发电企业和电力用户的媒介进入市场，一方面掌握电价波动规律，指导用户用电;另一方面，代表用户向电厂批发电量，通过议价倒逼电厂提高运行效率，降低成本。但实际上，售电公司的基本盈利模式是“赚价差”，即从电厂低买、向用户侧高卖，赚取二者之间的价差。
以广东为例，2016年3至5月，大约10%比例的电量被放入电力市场进行月度竞价交易，在三次月度竞价中，发电企业较政府核定电价降价0.125元—0.148元/千瓦时，降价幅度达到30%—35%，三个月累计让利超过5亿元，但售电侧给用户降价仅0.01元/千瓦时，中间差价多数进入了售电公司的“腰包”。
面对并未实现“发现市场价格，让利于民”的售电侧改革，各地相继推出了“供需比”政策，即控制进入电力市场月度竞价交易的发电企业和电力用户，进而控制市场价格，限制售电侧价差利润空间。随着各省售电价差不断缩小，售电公司的利润空间被明显压缩。
除了盈利模式的单一，售电公司本身亦鱼龙混杂，存在大量“皮包公司”，且业务能力良莠不齐，甚至有违法获利等行为。
例如，2021年2月，内蒙古东部电力交易中心一则警示通报刷屏，某售电公司代替电力用户在交易平台进行月度预购电量申报时出现错误，导致电力用户出现14亿巨额偏差费用。广东电力交易中心也披露了多起售电公司欺骗、误导用户签订零售合同、擅自修改与用户之间合同分成比例等行为。
以上种种，反映出售电公司运营不规范、内部管理不严格、从业人员业务能力不足等问题。
2021年3月1日，国家发改委向社会公开征求《售电公司管理办法(修订稿)》，称要持续深化售电侧改革，进一步规范售电公司运营。现在回头看来，这也成了此后大批售电公司倒闭和清退的转折点。
2六千家退市
几经修改，2021年11月，国家发改委印发《售电公司管理办法》，文件明确了多项针对售电公司退市的门槛要求，除了连续3年未在任一行政区域开展售电业务外，如果售电公司未持续满足注册条件，且未在规定时间内整改到位，或者出现违反交易规则、扰乱市场秩序、诈骗等行为，也会被强制退市。
这份文件，成为了各地整顿售电公司的依据。
2021年，电力供需局面发生逆转，局地出现用电紧张，大批售电公司开始亏损。仅2021年一年之间，就有超过5000家售电公司退出了市场。
进入2022年，售电市场持续在动荡中深度调整。全国多地密集清退“僵尸”售电公司，强化对售电市场管理。
比如，2022年二季度以来，山东电力交易中心频频披露售电公司注销信息，5月31日，当地电力交易中心一次性披露北京国达售电有限公司等35家售电公司注销生效;5月26日，河北中盟智诚售电等39家售电公司也从河北电力市场注销退出;5月10日，北京电力交易中心称，山东卓迅电力有限公司等46家售电公司已经处于工商注销状态。
6月15日，广东电力交易中心披露，对广州昌瀚能源科技有限公司等266家售电公司启动强制退出程序;7月，昆明电力交易中心公告，辖下33家售电公司，4家整改，29家退市;10月，广西电力交易中心发布通知，对73家连续3年未开展售电业务的售电公司强制退市。
11月4日，广东电力交易中心再度发布公告，对50家连续12个月未进行实际交易的售电公司暂停交易资格，对39家近12个月内有进行实际交易但经核查确认“未持续满足注册准入条件”的售电公司，限制新增零售合同交易，完成整改并审核通过后，恢复新增零售合同交易资格。
华夏能源网(公众号hxny3060)注意到，截至2021年底，广东共有507家售电公司，以此计算，今年以来广东先后两次清退的售电公司已逾300余家，五去其三，可见对售电公司整顿的力度之大。
以上种种，是今年以来对售电公司整顿的“冰山一角”。在大量售电公司退出市场之后，人们不禁要问，尚存企业未来的出路又在何方?
3售电未来出路
新电改的核心是“放开两头，管住中间”，即放开发售电价、管住输配电价，而独立的售电公司在这一过程中有着“发现价格、沟通用户”的市场功能。
这几年来推进的售电侧改革，仅是针对“电量”的零售市场，谁能拿到便宜的电量谁赚钱。但完整的电力市场中，应该既有电量、又有电力(即发电能力储备)。售电侧改革要体现电力的存储及实时平衡的物理特性，这都需要售电公司从中发挥作用。
从这两方面来讲，售电公司是有存在的价值和意义的。
另外，电力市场应该是先有电力批发市场，再有零售市场。先把批发市场建起来，售电公司适应批发市场后，再做零售市场，顺序很重要。因此，售电公司不能简单地清退了之，而是需要通过一系列的建章立制，让售电公司实现良性发展。
例如，与广东等其他较早且大规模放开售电电量、依靠价差传导模式的省份不同，浙江起步较晚，直到现货市场启动后，才让售电公司入场，没有采用电力中长期交易中的价差传导模式，而是采用输配电价下的顺价模式，将批发市场与零售市场独立开来，售电公司在批发市场买电和零售市场卖电两部分分别记账、结算，售电公司与零售用户之间的结算依据也不再由电力交易机构提供。
浙江模式，为售电公司生存发展趟出了新路。在传统的价差模式下，售电公司驱动力来自获取更大电量与更高价差;而顺价模式下，用户侧电价包括发电侧交易价、电网输配电价、政府基金及附加，还原电网公司作为管道企业的属性，只收取过网费。
在未来的顺价模式下，售电公司不再是仅赚取价差的“中介”角色，而是相当于小的调度中心，不再仅盯着电量，而是需要考虑电力曲线，这也对售电公司能力提出了更高要求。
下一步随着售电侧改革深入，上游批发市场不仅要有电量的概念，还要考虑电力。也就是说，售电公司要考虑分时价格与自己的远期合约如何结合。
新电改及配套文件也已经给出了方向：鼓励售电公司整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务，促进电力生产者和消费者互动，提高服务质量和水平。
在成熟电力市场中，售电公司对接的是用户，售电公司的盈利空间应是为用户创造规避现货市场价格波动风险的价值，而不是在批发市场中倒卖拿“便宜的电量”，需要管理、预测负荷与风险。
未来的售电公司除了上述交易类型，另一类是服务型售电公司，比如开展综合能源服务、节能、分布式光伏、多能互补等。这些新的方向和业务类型，为存活下来的售电公司提供了生存土壤，也留下了更大发展的可能。
六千家售电公司退出市场，虽然壮烈，但是淘汰更新之后，将迎来一个健康成熟的售电市场。能够适应市场变化，尽快调整定位、革新模式的售电公司，将有望重获新生。
