關於組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知是由國家發展改革委辦公廳於2021年10月23日發布的。
基本介紹
- 中文名：關於組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知
- 發布時間：2021年10月23日
內容全文,總體要求,規範電網企業代理購電方式流程,加強相關政策協同,
內容全文
國家發展改革委辦公廳關於組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知
發改辦價格〔2021〕809號
各省、自治區、直轄市及計畫單列市、新疆生產建設兵團發展改革委，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司，中國核工業集團有限公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤（集團）有限公司、中國廣核集團有限公司：
為落實《國家發展改革委關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）要求，指導各地切實組織開展好電網企業代理購電工作，保障代理購電機制平穩運行，維護髮用電市場主體合法權益，促進電力市場規範平穩運行和加快建設發展，現將有關事項通知如下：
總體要求
建立電網企業代理購電機制，保障機制平穩運行，是進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革提出的明確要求，對有序平穩實現工商業用戶全部進入電力市場、促進電力市場加快建設發展具有重要意義。組織開展電網企業代理購電工作，要堅持市場方向，鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網企業通過市場化方式代理購電；要加強政策銜接，做好與分時電價政策、市場交易規則等的銜接，確保代理購電價格合理形成；要規範透明實施，強化代理購電監管，加強信息公開，確保服務質量，保障代理購電行為公平、公正、公開。
規範電網企業代理購電方式流程
（一）明確代理購電用戶範圍。取消工商業目錄銷售電價後，10千伏及以上用戶原則上要直接參與市場交易（直接向發電企業或售電公司購電，下同），暫無法直接參與市場交易的可由電網企業代理購電；鼓勵其他工商業用戶直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網企業代理購電。已直接參與市場交易又退出的用戶，可暫由電網企業代理購電。各地要結合當地電力市場發展情況，不斷縮小電網企業代理購電範圍。
（二）預測代理工商業用戶用電規模。電網企業要定期預測代理購電工商業用戶用電量及典型負荷曲線，現貨市場運行或開展中長期分時段交易的地方，應考慮季節變更、節假日安排等因素分別預測分時段用電量。保障居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶，下同）、農業用戶的用電量規模單獨預測。
（三）確定電網企業市場化購電規模。各地執行保量保價的優先發電（不含燃煤發電，下同）電量繼續按現行價格機制由電網企業收購，用於保障居民、農業用戶用電，有剩餘電量且暫時無法放開的地方，可將剩餘電量暫作為電網企業代理工商業用戶購電電量來源。各地保量保價的優先發電電量，不應超過當地電網企業保障居民、農業用戶用電和代理工商業用戶購電規模，不足部分由電網企業通過市場化方式採購。電網企業要綜合考慮代理購電工商業用戶和居民、農業用戶預測用電量以及上年度省級電網綜合線損率、當地執行保量保價的優先發電電量等因素，合理確定市場化採購電量規模。各地要推進放開發電計畫，推動更多工商業用戶直接參與電力市場交易。
（四）建立健全電網企業市場化購電方式。為確保代理購電機制平穩實施，2021年12月底前，電網企業通過掛牌交易方式代理購電，掛牌購電價格按當月月度集中競價交易加權平均價格確定，掛牌成交電量不足部分由市場化機組按剩餘容量等比例承擔，價格按掛牌價格執行，無掛牌交易價格時，可通過雙邊協商方式形成購電價格；2022年1月起，電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，其中採取掛牌交易方式的，價格繼續按當月月度集中競價交易加權平均價格確定。
（五）明確代理購電用戶電價形成方式。電網企業代理購電用戶電價由代理購電價格（含平均上網電價、輔助服務費用等，下同）、輸配電價（含線損及政策性交叉補貼，下同）、政府性基金及附加組成。其中，代理購電價格基於電網企業代理工商業用戶購電費（含偏差電費）、代理工商業用戶購電量等確定。代理購電產生的偏差電量，現貨市場運行的地方按照現貨市場價格結算，其他地方按照發電側上下調預掛牌價格結算，暫未開展上下調預掛牌交易的按當地最近一次、最短周期的場內集中競價出清價格結算。
已直接參與市場交易（不含已在電力交易平台註冊但未曾參與電力市場交易，仍按目錄銷售電價執行的用戶）在無正當理由情況下改由電網企業代理購電的用戶，擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。已直接參與市場交易的高耗能用戶，不得退出市場交易；尚未直接參與市場交易的高耗能用戶原則上要直接參與市場交易，暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。電網企業代理上述用戶購電形成的增收收入，納入其為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益統籌考慮。
電網企業代理購電價格、代理購電用戶電價應按月測算，並提前3日通過門市等線上線下渠道公布，於次月執行，並按用戶實際用電量全額結算電費。未實現自然月購售同期抄表結算的地區，暫按電網企業抄表結算周期執行。
（六）規範代理購電關係變更。電網企業首次代理工商業用戶購電時，應至少提前1個月通知用戶，期間應積極履行告知義務，與電力用戶簽訂代理購電契約。在規定時限內，未直接參與市場交易、也未與電網企業簽訂代理購電契約的用戶，默認由電網企業代理購電。已直接參與市場交易又退出的電力用戶，默認由電網企業代理購電。由電網企業代理購電的工商業用戶，可在每季度最後15日前選擇下一季度起直接參與市場交易，電網企業代理購電相應終止，由此產生的偏差責任原則上不予考核，能夠單獨統計的偏差電量由與電網企業成交的市場化機組契約電量等比例調減。電力交易機構應將上述變更信息於2日內告知電網企業。
加強相關政策協同
（一）加強與居民、農業銷售電價政策的協同。居民、農業用電由電網企業保障，保持價格穩定。執行代理購電價格機制後，電網企業為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益（含偏差電費），按月由全體工商業用戶分攤或分享。
（二）加強與分時電價政策的協同。在現貨市場未運行的地方，電網企業代理購電用戶代理購電契約未申報用電曲線，以及申報用電曲線但分時電價峰谷比例低於當地分時電價政策要求的，用戶用電價格應當按照當地分時電價政策規定的時段劃分及浮動比例執行。
（三）加強與電力市場交易規則的協同。各地應按職能分工進一步完善電力中長期交易規則，電網企業代理購電應與市場主體執行統一的市場規則。現貨市場運行的地方，電網企業代理購電用戶與其他用戶平等參與現貨交易，公平承擔責任義務，電網企業要單獨預測代理購電用戶負荷曲線，作為價格接受者參與現貨市場出清；納入代理購電電量來源的優先發電電源，偏差電量按現貨市場規則執行。鼓勵跨省跨區送電參與直接交易。燃煤發電跨省跨區外送的，送受端雙方要適應形勢變化抓緊協商形成新的送電價格，確保跨省跨區送電平穩運行。
（四）加強與可再生能源消納權重政策要求的協同。電網企業代理購電的用戶，應公平承擔可再生能源消納權重責任。
四、保障措施
（一）規範代理購電行為。電網企業要按要求規範代理購電方式流程，單獨歸集、單獨反映代理購電機制執行情況，做好信息公開、電費結算等工作，並按季度將代理購電及變化情況報價格主管部門。電力交易機構要確保獨立規範運行，不得參與電網企業代理購電業務。
（二）加強代理購電信息公開。電網企業應按要求及時公開代理購電相關信息，原則上應按月發布代理用戶分月總電量預測、相關預測數據與實際數據偏差、採購電量電價結構及水平、市場化機組剩餘容量相關情況、代理購電用戶電價水平及構成、代理購電用戶電量和電價執行情況等信息。
（三）確保代理購電服務質量。電網企業要加快建立健全保障代理購電機制平穩運行的組織機構，及時調整行銷管理系統，重點最佳化電費結算功能，積極推進表計設施改造，加快實現按自然月購售同期抄表結算，確保在用戶電費賬單中清晰列示代理購電電費明細情況，為做好代理購電服務提供有力支撐。要圍繞代理購電實施開展專題宣傳，通過營業場所、手機APP、供電服務熱線等多種渠道，持續加強與用戶的溝通，增進各方面理解支持，積極鼓勵工商業用戶直接參與電力市場交易。
（四）做好市場價格波動風險防控。各地要密切跟蹤電力市場和價格變化，評估市場交易價格和代理購電價格波動風險，及時發現苗頭性、趨勢性、潛在性問題，做好風險預警防控，保障代理購電機制平穩運行。
（五）強化代理購電監管。各地主管部門要積極會同配合國家能源局派出機構、當地相關部門，重點圍繞代理購電機制運行中的市場交易、信息公開、電費結算、服務質量等，加強對電網企業、電力交易機構的監管，及時查處信息公開不規範、電費結算不及時，以及運用壟斷地位影響市場交易等違法違規行為。
各地要在調整當地目錄銷售電價後，抓緊按照本通知要求組織開展好當地電網企業代理購電工作。相關落實情況請於2021年11月15日前報我委（價格司）。
本通知自印發之日起執行，暫定有效期至2022年12月31日，我委將根據需要及時進行完善。現行政策與本通知不符的，以本通知規定為準。
國家發展改革委辦公廳
2021年10月23日
