代理购电加速退场 工商业用户全面入市倒计时！

9月28日，上海电力交易中心联合国网上海电力发布《关于推动10千伏及以上用户直接参与电力市场的工作通知》，要求相关市场经营主体及时在上海电力交易平台将10千伏及以上未入市的用电户号注册入市，确保不发生部分电量由电网代理购电、部分电量通过批发或零售市场购买的情况。

（来源：北极星电力市场网 作者：欣言）

这份文件释放的信号清晰而紧迫：工商业用户告别电网代理购电、直接参与市场交易，已经进入倒计时阶段。

一、地方密集发文，加速推动用户入市

2026年初，国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），明确提出：到2030年，除保障性用户外，各类型电源及电力用户将全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的比重达到70%左右。这份顶层文件，为各地分批清退代理购电划定了总体路线。

近年来，国内多地陆续出台方案，按照电压等级由高到低、用电规模由大到小的顺序，分步压缩代理购电范围。除了上海，天津、河南、广东、海南等多地接连落地细化政策，对代理购电用户进入市场的时间节点与约束机制作出明确规定。

天津：推动35千伏及以上用户全部入市

天津发布《关于推动35千伏及以上电力用户全部直接参与电力市场的通知》。要求所有35千伏及以上仍在使用电网代理购电的工商业用户，务必在 2026年12月31日前完成市场注册，自主选择批发用户或零售用户身份。自 2027 年1月1日起，未按期完成注册的企业，电网将不再继续提供代理购电服务。

河南：10千伏及以上工商业用户强制入市

河南发布《关于请积极推动符合条件的电网代理购电用户进入市场的函》，明确提出：2026年一季度前，按照用户电压等级、用电量等情况，分批次推动10千伏及以上工商业用户全部直接参与电力市场，逾期未直接参与电力市场的用户，要停止对其电网代理购电服务。

广东：高用电量企业强制入市

广东发布的《关于广东电力市场2026年交易关键机制和参数的通知》（广东交易〔2025〕271号）中明确，年用电量500万千瓦时及以上的10kV及以上工商业用户强制入市，重点倒逼高用电量企业主动参与市场交易，通过市场化机制优化用电成本，否则将按保底售电价格执行（保底超过三个月价格更高）。

海南：分批引导工商业用户入市

海南发布的《关于2026年海南电力市场化交易有关事项的通知》提到，年用电量50万千瓦时及以上的工商业用户，须于2026年5月15日前完成入市注册，2026年6月1日起全面直接参与交易；年用电量10—50万千瓦时的工商业用户，实行“自愿入市+帮扶引导”，2026年12月31日前完成入市过渡期。对于未办理退市手续且未完成签约的用户，海南设置非现货模式下电能量价格按代理购电加权平均价的1.5倍执行，现货模式下按实时出清加权平均价的2倍执行。截至2026年上半年，在册市场用户6276家，较去年同期2576家同比增长143.63%。

这些地方政策的密集出台，标志着代理购电机制正在从“过渡性安排”加速走向“历史性退场”。

二、电网代理购电机制退出的必然性

回溯政策源头，2021年国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），在取消工商业目录销售电价的同时，设计了代理购电作为过渡方案：暂不直接入市的工商业用户，由电网企业代为在电力市场集中采购电量，用户按代理购电价格结算。

这一制度安排在当时的历史条件下具有充分的合理性。电力现货市场尚在试点阶段，绝大多数中小工商业用户缺乏电力交易经验，风险承受能力参差不齐，市场服务生态也未成熟。代理购电通过电量打包、均价结算的方式，在维持工商业用户“间接入市”的同时，有效平抑了短期电价波动，为改革平稳落地提供了缓冲空间。

然而，过渡机制终究只是过渡。随着全国统一电力市场加速成型，多省份现货市场转入正式运行，代理购电的局限性日益凸显。

最核心的问题在于价格信号的失真。代理购电采用月度电量预测、加权平均定价，价格天然滞后于实时供需变化。当电力现货市场已能够以15分钟为周期反映供需紧张程度时，代理购电用户看到的仍是一个月前测算的均价。这意味着，他们既无法通过错峰生产来降低用电成本，也无法在电价低谷时段获得应有的价格红利。价格杠杆的失效，不仅损害了用户自身的利益，也削弱了市场优化资源配置的功能。

更深层的矛盾在于角色定位。电网企业的核心职能是输配电服务，而非竞争性购售电业务。代理购电要求电网企业承担电量预测偏差带来的结算风险，这与其“专注输配、不参与竞争”的功能定位存在内在张力。随着市场化交易电量占比持续提升，这种角色冲突将越来越难以调和。

从改革逻辑来看，电力市场化的终极目标是让发、用两侧主体直接对接，让电价真实反映供需与稀缺程度。当交易平台、市场规则、售电服务体系逐步成熟，代理购电的退出便成为必然选择。

三、入市浪潮下的市场生态重塑

工商业用户分批脱离代理购电、全面接入市场化交易，是电力市场从“半市场化”走向“全市场化”的关键一步，将从用户侧、售电侧、电源侧全方位重塑国内电力市场生态。

对电力用户而言，入市意味着用电成本管理逻辑的根本性转变。在代理购电模式下，用户只需按月缴纳电费，电价波动被电网企业“吸收”后以相对平稳的均价传导。入市之后，用户需要直面市场价格波动，同时也获得了主动管理用电成本的工具：通过签订中长期合约锁定基础电量价格，通过零售合同选择适合自身负荷特性的套餐，通过调整生产计划响应分时电价信号。

对售电公司而言，这是一个机遇与挑战并存的窗口期。中小用户批量入市将带来零售市场的规模扩张，但同时也对售电公司的服务能力提出更高要求。从简单的“购售电差价”模式，向负荷预测、偏差管理、绿电采购、能效服务等增值服务延伸，将成为售电公司构建竞争力的必然方向。

对电网企业而言，代理购电规模的逐步压缩意味着角色回归。电网企业的核心任务将更加聚焦于输配电服务、电网安全运行和普遍服务保障。在市场化交易中，电网企业仍需承担计量结算、偏差处理等基础性服务职能，但其角色将从“购售电参与者”转变为“市场基础设施提供者”。

对整个电力市场而言，用户侧的直接参与将显著提升市场的流动性和价格发现效率。当大量中小用户通过售电公司或直接交易进入市场，买方主体的多元化将改变此前发电侧相对强势的格局，推动市场向更加均衡的方向演进。同时，用户对分时价格的响应也将为新能源消纳提供更灵活的需求侧资源。

结语

代理购电退场不是简单取消一项购电渠道，而是电力市场化改革走到新阶段的标志性事件。从全国顶层设计到各省落地细则，时间表、约束机制相继明确，工商业全面入市已经进入实质性落地阶段。

对于广大工商业企业来说，留给准备的窗口期正在缩短。无论规模大小，都需要提前摸清自身负荷特性，熟悉本地电力市场规则，评估电价波动带来的成本风险，提前规划入市方案。对于售电服务商而言，市场扩容是机遇，但专业服务能力才是长期生存的核心。