中新经纬10月26日电26日，国家发改委网站发布《关于组织电网企业代理购电的通知》。《通知》从建立健全电网企业市场化购电模式、明确代理用户电价形成模式等六个方面规范了电网企业代理购电模式流程。《通知》自下发之日起执行，临时有效期至2022年12月31日。
通知旨在落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求，指导各地切实组织开展电网企业代理购电工作，确保代理购电机制平稳运行，维护发电和消费市场主体合法权益，促进电力市场规范稳定运行，加快建设发展。
《通知》指出，建立电网企业代理购电机制和稳定运行保障机制，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的明确要求。这对于有序稳定地实现所有工商业用户接入电力市场，加快电力市场的建设和发展具有重要意义。组织电网企业代理购电，要坚持市场导向，鼓励新增电力用户直接参与市场形成电价，对未直接参与市场交易的用户，电网企业通过市场化方式代理购电；要加强政策衔接，做好与分时电价政策、市场交易规则等的衔接。，并保证代理采购价格合理形成；要规范透明实施，加强对代理商购电的监管，强化信息披露，保证服务质量，确保代理商购电的公平、公正、公开。
《通知》从六个方面规范了电网企业代理购电流程。
首先，界定购电用户的范围。取消工商目录销售电价后，10 kV及以上用户原则上应直接参与市场交易，暂时不能直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易。如果不直接参与市场交易，电网企业将代理购电。已直接参与市场交易并退出的用户，可暂由电网企业代理购电。各地要根据当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业购电范围。
二是预测代理工商业用户的用电规模。电网企业应定期预测委托购电的工商用户用电量和典型负荷曲线。现货市场运行或进行长期分时交易的地方，应考虑季节变化、节假日安排等因素，分别预测分时用电量。分别预测了居民和农业用户的用电规模。
三是确定电网企业市场化购电规模。地方政府保量保价优先发电继续由电网企业按现行价格机制购买，用于保障居民和农业用户用电。有富余电量暂时不能释放的，富余电量可以暂时作为电网企业代理工商业用户购电的来源。各地优先发电的数量和价格不得超过当地电网企业为保障居民和农业用户以及为工商用户代理的购电规模，不足部分由电网企业通过市场化方式购买。电网企业应综合考虑工商用户和代理购电的居民、农业用户预测用电量、上一年度省级电网综合线损率、当地实行保量保价的优先发电等因素。，合理确定市场化购买力规模。各地要推动放开发电计划，促进更多工商用户直接参与电力市场交易。
四是建立和完善电网企业市场化购电模式。为确保代理购电机制顺利实施，2021年12月底前，电网企业通过上市交易方式代理购电，上市购电价格按照当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。上市交易电量不足部分由市场化机组按剩余容量比例承担，价格按上市价格执行。没有挂牌交易价格的，可通过双边协商形成购电价格。自2022年1月起，电网企业以代理购电身份参与场内集中交易，以报量不报价方式作为价格接受方参与市场出清。采取挂牌交易的，继续按照当月集中竞价交易的加权平均价格确定价格。
五是明确了购电用户电价的形成方式。企业电网代理用户电价由代理购电价、输配电价、政府性基金和附加组成。其中，代理购电价格根据电网企业代理工商业用户购电、代理工商业用户购电等情况确定。代理购电产生的偏离电量，在现货市场运行的地方按现货市场价格结算，在其他地方按发电侧上下浮动的上市前价格结算。尚未进行涨跌预挂牌交易的，以最新最短的地方集中竞价价格结算。
对无正当理由直接参与市场交易、购买电网企业电力的用户，以及拥有燃煤电厂、购买电网企业电力的用户，电价为电网企业购电价格、输配电价、政府性基金及附加部分的1.5倍。已经直接参与市场交易的高能耗用户不得退出市场交易；原则上，未直接参与市场交易的高能耗用户应直接参与市场交易。暂时不能直接参与市场交易的，由电网企业代为购电。电价为电网企业购电价格、输配电价、政府性基金及附加的1.5倍。电网企业代理上述用户购电所增加的收入，纳入新增损益统筹考虑，确保居民和农业用电价格稳定。
电网代理收购价格和电网用户电价应按月计算，提前3天通过营业厅等线上线下渠道公布，次月执行，电费按用户实际用电量全额结算。尚未实现自然月购销同期抄表结算的地区，暂执行电网企业抄表结算周期。
第六，规范购电关系变更。电网企业首次代理工商用户购电时，应当至少提前一个月告知用户，并积极履行告知义务，与电力用户签订代理购电合同。在规定期限内，未直接参与市场交易且未与电网企业签订代理购电合同的用户，由电网企业违约购电。已直接参与市场交易并已退出市场的电力用户，默认由电网企业代理购电。电网企业购电的工商业用户，可在每季度最后15日前，从下一季度起直接参与市场交易。电网企业据此代理购电，由此产生的偏差责任原则上不予考核。可单独统计的偏离电量，将通过与电网企业等额交易的市场化机组合同电量来减少。电力交易机构应当在2日内将上述变更信息告知电网企业。
《通知》要求，加强相关政策协调。包括加强与居民和农业销售电价政策的协调。居民和农业用电由电网企业保障价格稳定。实行代理购电价格机制后，电网企业为保证居民和农业用电价格稳定而产生的新增盈亏，由所有工商业用户按月分摊或分担。
加强与分时电价政策的协调。在现货市场未运行的情况下，电网企业代理购电合同中未申报用电曲线，且已申报用电曲线但峰谷比低于当地分时电价政策要求的，按照当地分时电价政策规定的时段和浮动比例划分用户用电价格。
加强与电力市场交易规则的协调。电力中长期交易规则应根据各地职能分工进一步完善，电网企业代理购电时应与市场主体执行统一的市场规则。现货市场运行的地方，电网企业购电代理人和其他用户平等参与现货交易，公平承担责任和义务。电网企业应单独预测购电商的负荷曲线，并作为价格接受者参与现货市场的清算；代理购买电源中包含的优先电源，偏差电源按现货市场规则执行。鼓励跨省跨区输电参与直接交易。如果燃煤发电跨省区外送，送受电双方应适应形势变化，协商形成新的输电价格，以保证跨省区输电的顺利运行。
加强与可再生能源消费权重政策要求的协调。作为电网代理购电的用户，应公平承担可再生能源消费权重的责任。
10月8日召开的国务院常务会议对今冬明春电煤供应作出部署，明确要求改革完善煤电价格市场化形成机制。为贯彻落实国务院常务会议精神，国家发改委(NDRC)在前期不断深化电价市场化改革的基础上，抓紧研究制定了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，并于10月12日发布。
10月12日，在国家发改委就进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革举行的新闻发布会上，发改委价格司司长万劲松表示，此次改革是电力市场化改革的又一重要举措，核心是真正建立市场化的电价机制，可降可升。当前，改革有利于进一步理顺“煤电”关系，保障电力安全稳定供应；从长远来看，将加快中长期电力交易、现货市场和辅助服务市场的建设和发展，推动电力行业高质量发展，支撑新型电力体系建设，服务能源绿色低碳转型。它还将对加快其他电力体制改革起到重要作用，如发电和用电计划改革、售电侧制度改革等。
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