科普丨工商业电力用户三大入市路径与风险警示

近一段时期，国家发改委、国家能源局密集释放政策信号，“加快建设全国统一电力市场体系”已成为核心任务。这意味着电力“全国一盘棋”的时代正在加速到来，省间交易壁垒将被进一步打破，工商业用户从“被动用电”转向“主动参与”已成必然趋势。

据国家能源局发布的《2024年度中国电力市场发展报告》显示，2024年全国电力市场覆盖用户达77.7万家，其中65.35万家零售用户通过售电公司代理参与交易，市场化交易已成为工商业用电的主流选择。

许多工商业用户困惑：自己从未主动参与交易，设备照常运转，为何还要花时间了解和参与电力市场？答案其实很简单——如今的电价早已告别固定不变的“一口价”模式，而是与电力市场的供需关系紧密联动，企业每一次关于用电方式的选择，都会直接反映在电费账单上，影响着经营成本。

国家发展改革委2021年发布的《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）。文件明确提出，取消工商业目录销售电价，工商业用户全部进入电力市场。

也就是说，从政策落地那一刻起，工商业用户理解并参与电力市场不再是“可选项”，而是“必答题”。无论用户是否主动参与交易，其用电成本都已与电力市场的波动牢牢绑定。

一度电的成本看似微不足道，但长期累积下来，不同用电策略所带来的成本差异可能远超预期。在当前电力市场化改革不断深化的背景下，主动融入电力市场交易，才是企业控制成本、提升竞争力的关键路径。

进入电力市场后，工商业用户并非只能“被动接受”，而是可以根据自身规模和能力，选择最适合自己的购电方式。目前主要有三种路径，覆盖了从大型企业到小微企业的不同需求：

用户通过电力交易中心，直接与发电企业、虚拟电厂（含负荷聚合商）达成购电交易。这种方式适合年用电量达几千万度以上、具备专业电力交易团队的大型企业集团。这类企业通常设有专职能源管理岗位，能够实时跟踪市场行情，具备电力市场风险分析、对冲能力，可通过直接交易获取更贴合自身需求的电价。

用户在零售市场与售电公司、虚拟电厂（含负荷聚合商）签订零售合同，由售电公司、虚拟电厂（含负荷聚合商）代理参与电力市场交易。这是当前主流的入市方式，绝大多数中小型工商业用户均选择此路径。售电公司、虚拟电厂（含负荷聚合商）如同“电力服务管家”，通过整合众多用户的用电需求形成规模优势，凭借专业的市场研判能力与议价能力，为用户争取更优电价，同时提供全程用电管理服务，省去企业自行参与交易的繁琐流程。

这是用户的“默认选项”。如果用户不主动选择其他方式，就由电网公司代理从电力市场购电。这种方式不需要用户做任何操作，但也意味着用户完全被动地接受每月波动的代理购电价格，无法主动寻求更优惠的电价或增值服务。更适合用电量小、对电价不敏感或怕麻烦的用户。

一些用户认为“不参与交易也能用电，没必要折腾”，但实际上，“不作为”可能会带来两种截然不同的结果，尤其是第二种情况，很容易让企业付出更高的用电成本。两种情况分别如下：

情况一：从未参与过市场交易，长期“被动代理”

如果企业从未与任何售电公司签过合同，始终都是直接由电网公司供电，那这类用户就属于“电网代理购电用户”。这是一种比较被动，但有保障的用电方式。

这类用户无需参与交易操作，只需按电网公司每月公布的代理购电价格缴纳电费即可。虽省去了交易环节的麻烦，却也失去了通过市场化手段降低成本的机会。比如，某季度电力供应紧张，电网代理购电价格上涨5%，这类用户只能按涨价后的价格缴费；而隔壁规模相近的工厂，因提前委托售电公司签订了中长期合约，电价仍能保持稳定。

长期下来，这种“被动接受”可能会带来成本差异。据北极星电力市场网了解，以2025年前9个月的电网企业代理购电价格来看，海南、广西等地区呈上涨趋势，其中海南9月份电网代购电价为566.196元/兆瓦时，较1月份增长了76.462元/兆瓦时。

情况二：签过售电合同，到期后“断档”不续约

如果企业之前与售电公司签过零售合同，但在合同到期后，没有与任何售电公司续约，也没有转为批发用户自行交易，那么就会陷入“市场无合同”状态。此时电网不会中断供电，但电费结算方式会发生改变，通常导致电费大幅上涨。

不同省份具体规则有所差别，主要有以下几种：

安徽这类用户会被视为一级用户参与结算，将面临如下风险：一是在现货试运行时期，该类用户80%的电量将面临偏差回收；二是该类用户年度用电量将按照燃煤基准电价的30%偏差考核；

广东这类用户会由保底售电公司接管。执行保底零售价格，并承担市场分摊费用，但保底服务是临时的，前3个月按批发均价结算，第4个月起按2倍日前市场均价执行；

陕西这类用户无合同月份的实际用电量全部视为超用电量。电能量价格，中长期模式下，按照同一类别用户无合同超用电量结算价格执行；现货结算试运行或正式运行期间，按照实际现货市场用户侧实时出清均价的1.5倍执行；

吉林这类用户当期无交易合同但实际发生用电量，则全电量按省内当期中长期交易最高价的1.05倍结算；

浙江、山东、福建、重庆等地这类用户由电网企业代理购电，其价格按电网企业代理购电其他用户购电价格的1.5倍执行。

2024年，全国已开展现货市场结算试运行的25个省（区、市）/地区中，用户侧均全面参与电力现货市场。各地结合用户侧主体的体量规模、分布格局、电价承受能力等因素，采取了差异化的市场参与模式：甘肃以“报量报价”方式参与；山西、广东、山东等18个省（区、市）/地区采用“报量不报价”模式；蒙西、湖北等6个省（区）/地区则实行“不报量不报价”模式。

报量不报价：市场主体仅申报自身的发电/用电量（报量），不设定价格，直接接受市场统一出清价格（如节点边际电价或区域均价）。

报量报价：市场主体（如新能源电站、储能设施、部分大型用户）在电力现货市场中，同时申报发电/用电量（报量）和期望交易电价（报价），通过竞价匹配供需关系形成最终交易价格。

未来，用户侧将逐步以自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与交易，这不仅能更精准地反映电力真实供需价格，也为新能源消纳提供了更多可能性，但是对用电策略管理提出更高要求。