廊发改能价〔2021〕706号

各县（市、区）发改局、廊坊开发区管委会发改局、临空经济区（廊坊）管委会、国网冀北电力有限公司廊坊供电公司、各电力市场主体：

现将河北省发展和改革委员会关于印发《河北省组织开展电网企业代理购电工作实施方案》的通知（冀发改能价〔2021〕1626号）转发给你们，请遵照执行。

廊坊市发展和改革委员会

2021年12月2日

河北省发展和改革委员会关于印发《河北省组织开展电网企业代理购电工作实施方案》的通知

各市（含定州、辛集市）发展改革委（局）、雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司，河北电力交易中心有限公司、冀北电力交易中心有限公司，各电力市场主体：

现将《河北省组织开展电网企业代理购电工作实施方案》印发你们，请认真贯彻执行。

附件：河北省组织开展电网企业代理购电工作实施方案

河北省发展和改革委员会

2021年11月23日

河北省组织开展电网企业代理购电工作实施方案

为贯彻落实国家发改委《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）、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）要求，加快推进电价市场化改革，保障代理购电机制平稳运行，结合河北实际，制定本实施方案。

一、总体要求

建立电网企业代理购电机制，保障机制平稳运行，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的重要措施，对有序平稳实现工商业用户全部进入电力市场、促进电力市场加快建设发展具有重要意义。组织开展电网企业代理购电工作，要坚持市场方向，鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电；结合电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围。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，确保代理购电价格合理形成；要规范透明实施，强化代理购电监管，加强信息公开，确保服务质量，保障代理购电行为公平、公正、公开。

二、规范电网企业代理购电方式流程

（一）明确代理购电用户范围

取消工商业目录销售电价后，工商业用户全部进入电力市场，按照市场形成价格购电。目前，对暂未直接参与市场交易的工商业用户，可由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。

电网企业在首次代理工商业用户购电时，应至少提前1个月通知用户，可采用公告、送达告知书等方式履行告知义务，签订代理购售电合同。2021年12月1日前，仍未选择向发电企业或售电公司购电的，也未与电网企业签订代理购售电合同的用户，默认暂由电网企业代理购电，执行代理购电用户电价。

由电网企业代理购电的工商业用户，可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，交易机构应在2日内将直接参与市场交易用户清单推送电网企业，代理购电工商业用户履行双方约定的相关义务后，代理购电相应终止，由此产生的偏差责任原则上不予考核，能够单独统计的偏差电量原则上由与电网企业成交的市场化机组合同电量等比例调减。已直接参与电力市场交易用户如发生拖欠电费行为，且在本季度末最后15日前未完成处理的，按照无正当理由退市处理，自下一季度起由电网企业代理购电。

（二）确定低价保障电源范围

居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策，不参与市场交易。为确保居民、农业用电（含全量线损）稳定供应，将保量保价的优先发电量（水电、风电、光伏、生物质、垃圾焚烧发电、余热余气余压发电、抽水蓄能、天然气发电等）用于保障居民、农业用电，不足部分由电网企业按照安全稳定经济的原则，结合优先发电量计划，通过市场化方式采购。低价电源按照国家发展改革委明确的原则确定，并保持相对稳定。待代理购电机制建立运行后，确定低价电源清单。

（三）预测代理工商业用户用电规模

电网企业每月根据政策变化等特殊情况，统筹考虑经济、气象、节假日、业扩报装等因素，分别预测居民、农业保障供电用户及代理购电用户次月用电量及负荷曲线。现货市场运行或开展中长期分时段交易后，应分别预测分时段用电量，并公布相关预测信息。

（四）确定电网企业市场化购电规模

执行保量保价的优先发电（不含燃煤发电，下同）电量继续按现行价格机制由电网企业收购，用于保障居民、农业用户用电，有剩余电量且暂时无法放开的，可将剩余电量暂作为电网企业代理工商业用户购电电量来源（电网企业的售电公司除外）。电网企业要综合考虑代理购电工商业用户和居民、农业用户预测用电量以及全量线损，外购电电量、当地执行保量保价的优先发电电量等因素，合理确定市场化采购电量规模。全部线损电量根据电网企业实际线损电量结算，价格按照当月市场化采购实际电价结算。线损电量平均购电价格与第二监管周期电网企业平均购电成本相比的新增损益，由全体工商业用户分摊或分享。

及时推进放开发电计划，推动更多工商业用户直接参与电力市场交易，不断缩小电网企业代理购电规模及范围。

（五）建立健全电网企业市场化购电方式

对于原来由电网企业按基准价收购的燃煤发电电量，2021年10月15日起燃煤发电企业可自行与电力用户和售电公司直接市场化交易。尚未直接市场化交易的，由电网企业按市场化方式代理购买，其中2021年10月15—31日上网电量，若未及时形成市场化交易价格的，可暂按基准价结算；12月底前,可按当地燃煤发电机组直接交易月度加权平均价格执行。鼓励市场主体自主协商签订补充协议，约定交易价格或浮动机制，市场化交易价格确定后及时予以清算。

为确保代理购电机制平稳实施，2021年12月底前，电网企业通过挂牌交易方式代理购电，挂牌购电价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定，挂牌成交电量不足部分由市场化机组按剩余容量（按上网电量上限扣除已达成的各类交易及本次挂牌交易申报电量后净值）等比例承担，价格按挂牌价格执行，无挂牌交易价格时，可依据当月月度双边交易价格执行；2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格继续按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。

（六）代理购电用户电价形成方式

电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等，下同）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴，下同）、政府性基金及附加组成。

1.代理购电价格。代理购电价格基于电网公司代理工商业用户购电费（含偏差电费）和代理工商业用户购电量确定，计算公式为：

代理购电价格=平均上网电价+辅助服务费用

其中：平均上网电价是电网企业预测下一个月采购电量电价水平，含上月代理工商业用户偏差电费、向代理工商业用户分摊的保障居民农业用户的新增损益（单独列示）。辅助服务费用是指按电力市场规则，上一个月实际向代理工商业用户分摊的辅助服务费用。代理购电产生的偏差电量，暂按发电侧上下调预挂牌价格或最近一次、最短周期的场内集中竞价出清价格结算。待现货市场运行后，按照现货市场价格结算。

2.输配电价。按政府价格主管部门核定的分电压等级、分用户类别输配电价标准执行，包括电度电价和容量电价两部分。

3.政府性基金及附加。按政府核定标准执行，目前主要包括国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、地方水库移民后期扶持基金、可再生能源电价附加四项。

（七）分时电价形成方式

分时电价基于代理购电平均上网电价和分时电价政策形成。输配电价、辅助服务费用、代理购电平均上网电价中的偏差考核费用、居民农业新增损益等不参与浮动。分时段交易结算或现货市场运行前，暂按以下方式确定代理购电用户分时电价：

代理购电用户平段电价=代理购电平均上网电价+输配电价+政府性基金及附加+辅助服务费用折算价格

代理购电用户高峰电价=（代理购电平均上网电价-偏差考核费用折算价格-居民农业新增损益折算价格）*（1+高峰上浮百分比）+辅助服务费用折算价格+偏差考核费用折算价格+居民农业新增损益折算价格+输配电价+政府性基金及附加

代理购电用户低谷电价=（代理购电平均上网电价-偏差考核费用折算价格-居民农业新增损益折算价格）*（1-低谷下浮百分比）+辅助服务费用折算价格+偏差考核费用折算价格+居民农业新增损益折算价格+输配电价+政府性基金及附加

代理购电用户尖峰电价=（代理购电用户高峰电价-辅助服务费用折算价格-偏差考核费用折算价格-居民农业新增损益折算价格-输配电价-政府性基金及附加）*（1+尖峰上浮百分比）+辅助服务费用折算价格+偏差考核费用折算价格+居民农业新增损益折算价格+输配电价+政府性基金及附加。

代理购电用户基本电费、功率因数调整电费按照现行政策执行。

（八）特殊用户电价

已直接参与市场交易在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，尚未直接参与市场交易的由电网企业代理购电的高耗能用户，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。已直接参与市场交易的高耗能用户，不得退出市场交易；尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。电网企业代理上述用户购电形成的增收收入，由电网企业单独记账，纳入其为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益统筹考虑。

（九）公布代理购电价格

电网企业根据月度、分时段用电量、市场化采购电量等预测数据，以及交易价格、辅助服务费用、代理购电偏差费用、保障居民和农业用电价格稳定产生的新增损益等信息，按月测算形成次月代理购电价格，每月末4日前报省发展改革委备案。每月末3日前通过营业厅等线上线下渠道公布，于次月执行，并按用户实际用电量全额结算电费。2022年3月前（含3月）电网企业代理购电用户电价较原目录电价上浮超过15%的，统筹考虑后期电价走势在2022年平滑处理。

电网企业应尽快推动实现自然月购售同期抄表结算。河北电网已直接参与市场交易的工商业用户购售同期调整之日与上一个抄表例日的积存电量，按照《河北省发展和改革委员会关于核定河北省级电网2020—2022年输配电价及销售电价的通知》（冀发改能价〔2020〕1842号）规定的原目录销售电价执行。因冀北电网暂未实现购售同期结算，工商业用户电费追退、清算等参照最近一次公示的代理工商业用户价格执行。实现购售同期后，积存电量按照冀发改能价〔2020〕1842号文件规定的原目录销售电价执行。

三、加强相关政策协同

（一）加强与居民、农业销售电价政策的协同。居民、农业用电由电网企业保障，保持价格稳定。确定居民、农业合理购售价差水平，结合各周期输配电价核定动态调整，2022年底前，暂按本周期输配电价水平计算。执行代理购电价格机制后，电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按上月实际发生值向全体工商业用户分摊或分享。

（二）加强与分时电价政策的协同。在现货市场未运行之前，电网企业代理购电用户代理购电合同未申报用电曲线，以及申报用电曲线但分时电价峰谷比例低于当地分时电价政策要求的，用户用电价格应当按照当地分时电价政策规定的时段划分及浮动比例执行。

（三）加强与电力市场交易的协同。及时完善电力中长期交易规则，确保与代理购电机制有效衔接，电网企业代理购电应与市场主体执行统一的市场规则。燃煤发电存量点对点交易、网对网交易价格形成维持现有机制。鼓励跨省跨区送电参与直接交易，送受端双方要适应形势变化抓紧协商形成新的送电价格，确保跨省跨区送电平稳运行。

（四）加强与可再生能源消纳权重政策要求的协同。电网企业按照可再生能源发电保障性收购要求统一收购可再生能源电量对应的消纳量，优先用于保障居民、农业生产用电，剩余电量按照河北省可再生能源电力消纳保障实施方案向代购用户及市场主体分配。

四、保障措施

（一）规范代理购电行为。电网企业要按要求规范代理购电方式流程，单独归集、单独反映代理购电机制执行情况，做好信息公开、电费结算等工作，并按季度将代理购电及变化情况报价格主管部门。电力交易机构要确保独立规范运行，不得参与电网企业代理购电业务。

（二）加强代理购电信息公开。电网企业应按要求及时公开代理购电相关信息，原则上应按月发布代理用户分月总电量预测、相关预测数据与实际数据偏差、采购电量电价结构及水平、市场化机组剩余容量相关情况、代理购电用户电价水平及构成、代理购电用户电量和电价执行情况等信息。

（三）确保代理购电服务质量。电网企业要加快建立健全保障代理购电机制平稳运行的组织机构，及时调整营销管理系统，重点优化电费结算功能，积极推进表计设施改造，加快实现按自然月购售同期抄表结算，确保在用户电费账单中清晰列示代理购电电费明细情况，为做好代理购电服务提供有力支撑。要围绕代理购电实施开展专题宣传，通过营业场所、手机APP、供电服务热线等多种渠道，持续加强与用户的沟通，增进各方面理解支持，积极鼓励工商业用户直接参与电力市场交易。

（四）做好市场价格波动风险防控。密切跟踪电力市场和价格变化，评估市场交易价格和代理购电价格波动风险，及时发现苗头性、趋势性、潜在性问题，做好风险预警防控，保障代理购电机制平稳运行。

（五）强化代理购电监管。积极会同配合国家能源局派出机构、当地相关部门，重点围绕代理购电机制运行中的市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对电网企业、电力交易机构的监管，及时查处信息公开不规范、电费结算不及时，以及运用垄断地位影响市场交易等违法违规行为。