代理购电对电网企业的影响「市场化指数判断市场化进程高低」

今天带来代理购电对电网企业的影响「市场化指数判断市场化进程高低」，关于代理购电对电网企业的影响「市场化指数判断市场化进程高低」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

国家发展改革委近日印发的《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）（简称1439号文）指出，对暂未直接从电力市场购电的工商业用户由电网企业代理购电。10月25日印发的《国家发展改革委办公厅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）（简称809号文）指出，建立电网企业代理购电机制，对暂未直接参与市场交易的工商业用户由电网企业通过市场化方式代理购电，代理购电工作要加强政策衔接，规范透明实施。

此次政策出台是在电煤供应紧张导致电力供应短缺的背景下，落实10月8日国务院常务会议“关于部署做好今冬明春电力和煤炭等供应”六条措施和10月9日国家能源委员会会议关于能源改革发展工作部署的重要举措，对保障电力安全稳定供应和电力市场持续有效运行具有重要意义。同时，此次改革对保障电力安全稳定供应，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，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现实意义和长期价值，主要体现在以下四个方面：

强化电力商品与上下游商、产业的价格联动，发挥电力市场能源价值的传导作用。一方面，市场交易电价上下浮动范围扩大，进一步强化了电力商品价格和上游燃料成本、下游用户用电消费的动态联动，充分激发供需双方潜力，缓解电力供应阶段性紧张局面，保障电力安全稳定供应。

另一方面，放开全部燃煤发电量，开展电网企业代理购电，将推动百万数量级工商业电力用户接受市场化价格，能进一步增强市场活力，有助于还原电力商品的真实价格，更好地发挥市场机制作用，引导电力资源优化配置，同时为继续放开发用电优先计划、推动售电侧改革提供了价格机制支撑，保障电力市场长期有效运行。

电网企业开展代理购电工作，积极承担社会责任，解决大量一般工商业用户不具备入市交易条件的问题。1439号文件明确，10kV及以上用户全部进入市场，其他用户也要尽快进入。工商业用户全面放开规模大、时间短，新入市用户从原先目录电价接受者转变为市场交易参与者需要一个过程。在此期间，对暂未直接从电力市场购电的用户而言，建立电网企业代理购电机制，无论从批发市场和零售市场的价格传导机制，还是从电网代理用户范围来看，既是在当前价格机制和市场框架下的一种过渡方案，也是一种可能长期存在的保底供电方案。

一方面，当前改革最主要的目的是把工商业用户先“放进”市场，当前未进入市场的10kV及以上工商业用户数量多、单体规模小，且缺乏适应现货市场交易的表计等硬件设施，要代理这部分用户，售电公司需付出大量计量成本与管理成本。因此，在售电主体尚未培育出来时，电网企业需承担社会责任，通过优化负荷预测体系、完善用户管理能力，代理不具备条件的工商业用户参与市场购电，有效发挥央企社会责任，推动燃煤上网电价改革政策落地，助力市场化改革加快推进。

另一方面，对部分行政单位、小微企业而言，电网企业代理该部分用户购电或将成为一种长期方案。究其原因，虽然这些用户数量庞大，但单户用电量较少，代理其参与市场成本极高，售电公司没有动力代理该部分用户交易，致使电网企业或将长期承担代理这部分用户保底供电的责任。

落实燃煤发电“基准价 上下浮动”的市场化价格机制，进一步完善中长期交易价格机制。2022年电力中长期合同签订工作将鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动的条款，落实燃煤发电“基准价 上下浮动”的市场化价格机制。对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得干预，让价格合理反映电力供需和成本变化。此外，1439号文和809号文将进一步促进各类电源发电计划放开，尽早实现优先发电与市场衔接，建立合理的偏差价格形成机制。

促进煤电转型升级，加快推动建设以新能源为主体的新型电力系统。1439号文和809号文提出要完善市场价格机制，推动容量补偿机制和辅助服务市场建设，这将有助于提高燃煤电厂灵活性改造的积极性，加快燃煤电厂从电量提供主体向容量和辅助服务提供主体转变，帮助燃煤电厂真正成为新型电力系统的“压舱石、稳定器”，形成技术创新和政策机制创新的共同支撑，构建成本可接受、资源充沛的电力调节体系，全面助力我国建设以新能源为主体的新型电力系统，如期实现碳达峰、碳中和目标。

（刘敦楠 华北电力大学能源互联网研究中心副主任）

编辑 | 齐琛冏

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