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关于我省电网企业开展代理购电问题的批复
广东省电网企业代理购电实施方案(试行)

信息来源:价格处 时间:2021-12-03 18:07:50
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关于我省电网企业开展代理购电问题的批复

粤发改价格函〔2021〕2348号

广东电网公司,深圳供电局,有关增量配电网和地方电网企业:

  根据《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》(发改价格〔2021〕1439号)、《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)等文件规定,为做好我省电网企业代理购电工作,在前期工作的基础上,广东电网有限责任公司报来《广东省电网企业代理购电实施方案(试行)》。经研究,同意我省电网企业暂按此实施方案(见附件)组织开展代理购电工作,并优先将低价电源用于保障居民、农业用电。如国家发展改革委和省政府有新的规定和要求,按新的规定和要求执行。

  附件:广东省电网企业代理购电实施方案(试行)

广东省发展改革委

2021年12月1日


附件

广东省电网企业代理购电实施方案

(试行)

  为贯彻落实《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》(发改价格〔2021〕1439号)、《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)等文件要求,平稳有序实施好电网企业代理购电工作,保障居民、农业等用电价格稳定,制定本实施方案。

  一、总体要求

  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,由电网企业代理购电;要加强政策衔接,妥善处理历史遗留电价政策,做好与产业电价政策、峰谷分时电价政策、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、实施代理购电的具体措施

  (一)明确代理购电用户范围

  10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易(直接向发电企业或售电公司购电,下同),暂无法直接参与市场交易的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,未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的工商业用户,暂由电网企业代理购电。政府主管部门有序推动工商业用户全部进入电力市场,研究推动工商业用户进入市场的有关举措,不断缩小电网企业代理购电范围。

  (二)确定电网企业代理购电市场化采购规模

  从2022年起,我省燃煤发电机组及发电量全部进入电力市场,其他电源要加快进入电力市场。尚未进入市场的优先发电电量继续按现行价格机制由电网企业收购,并按照上网电价从低到高排列,确保足够稳定的低价电源,优先满足居民、农业用户用电及线损电量需要。优先发电电量满足居民、农业用户用电及线损电量后的剩余电量,暂作为电网企业代理工商业用户购电的电量来源,不足部分为电网企业市场化购电规模,通过市场化方式采购。

  (三)明确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。具体如下:

  1.代理购电价格。包含三部分:

  一是平均上网电价。平均上网电价按照优先发电电量电价及市场电量电价加权平均确定。其中,电网企业采购优先发电电量的电价按现行价格机制执行(即政府定价或协商定价);采购市场电量的电价按照市场年度、月度、周、现货等交易品种的月度加权平均价格执行,具体按照我省电力交易规则执行,由市场交易机构按月公布。

  二是辅助服务费用。现阶段辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用,相关费用由全体工商业用户(指原目录电价中的大工业用户和一般工商业用户,包括直接参与市场交易和电网企业代理购电的用户,下同)共同分摊。储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定,需求侧响应等费用的计算按国家及我省相关规定执行。如国家或我省对储能、抽水蓄能电站等费用规定了其他疏导方式,则不再此辅助服务费用中体现。

  三是保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益分摊。根据发改办价格〔2021〕809号文中“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),按月由全体工商业用户分摊或分享”的规定,电网企业采购低价优先发电电量保障居民、农业用电及线损电量,其低价部分应分享给全体工商业用户;高价天然气发电等机组已进入电力市场,其高价部分也应分摊给全体工商业用户。

  2.输配电价。我省含线损及政策性交叉补贴的输配电价暂按《广东省发展改革委关于降低我省输配电价的通知》(粤发改价格函〔2019〕2729号)公布的水平执行,2023年开始按第三监管周期新的输配电价执行。

  3.政府性基金及附加按财政部的规定执行。

  已直接参与市场交易(不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易,仍按目录销售电价执行的用户)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,用电价格由上述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,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。关于上述提到的“正当理由”的具体情形以及高耗能用户的确定等问题,待国家和省明确具体政策后按相关规定执行。

  (四)规范代理购电关系变更和电费结算

  在公告时限内,未直接参与市场交易、也未与电网企业签订代理购电合同的用户,默认由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的电力用户,默认由电网企业代理购电。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,电网企业代理购电相应终止,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由与电网企业成交的市场化机组合同电量等比例调减。电力交易机构将上述变更信息于2日内告知电网企业。

  电网企业按月做好价格测算,并提前3日通过营业厅等线上线下渠道公布,于次月执行。预测电价和实际电价之间的差额,纳入下月代理购电用户电价统筹考虑。

  三、加强相关政策协同

  (一)妥善处理我省历史遗留电价政策问题

  除国家另有规定外,我省各地各代理购电用户应严格按照上述电价形成方式确定电价,执行经国家发展改革委同意、我省现行公布的输配电价目录,不再执行原清远连州市工商业用电、广佛地铁、氯碱电价等独立电价政策,按全省统一的电价政策执行。农村建设的保鲜仓储设施按照农业生产电价执行;家政企业在社区设置的服务网点、养老服务机构、婴幼儿照护服务机构按照居民合表用户电价执行。

  (二)加强与国家相关产业电价政策的协同

  继续执行国家对特定行业制定的电价支持政策,包括港口岸电、污水处理、海水淡化和电动汽车充电设施等用电按规定免收基本电费的政策,在对这些用户执行输配电价时直接免收基本电费。继续执行国家对高耗能行业及其他行业实施的差别电价、阶梯电价或惩罚性电价等政策,这些用户按上述规定形成到户电价后,在此基础上加收差别电价、阶梯电价或惩罚性电价等。

  (三)加强与峰谷分时电价政策的协同

  代理购电用户电价没有峰谷分时电价或者峰谷分时电价比例低于《广东省发展改革委关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》(粤发改价格〔2021〕331号)等有关规定的,以代理购电用户电价(含代理购电价、输配电价,不含基金及附加)为基础电价(平段电价),按规定的实施范围、峰谷时段、峰谷比价、尖峰电价等政策执行。深圳市的代理购电用户按深圳市的峰谷分时电价政策执行。政府性基金和附加按国家有关规定征收。

  在我省蓄冷电价比价未调整前,全省(含深圳市)蓄冷用电以代理购电用户电价为基础电价,按1.65:1:0.25实施蓄冷电价政策。深圳市现行蓄冷空调用电谷期电价及广州市珠江新城和大学城蓄冷站的蓄冷电价按全省蓄冷电价政策统一实施。

  (四)加强与增量配电网、地方电网电价政策的协同

  增量配电网、地方电网区域内代理购电用户的电价按上述规定形成,即由代理购电价格、本地区输配电价和政府性基金及附加组成;居民、农业按照现行目录销售电价执行。

  尚未核定配电价的增量配电网和地方电网,其代理购电用户电价参考省级电网同地区同类用户的水平确定,其中,配电价暂按原购销差价水平确定。增量配电网和地方电网需向省级电网公司购电的,其向省级电网企业购电价格综合考虑省级电网企业实际购电成本、上级电网输配电价、增量配电网和地方电网营业区内用户分类等因素,由双方协商确定,难以协商一致的,政府主管部门给予协调和指导。

  (五)加强与电力市场交易规则的协同

  电网企业代理购电与市场主体执行统一的市场规则。电网企业代理购电用户与其他用户平等参与市场交易,公平承担责任义务,电网企业单独预测代理购电用户电量、负荷曲线等,按照报量不报价模式,作为价格接受者,接受电力市场年度、月度、周、现货等交易品种的月度加权平均价格,具体按照我省电力交易规则执行。

  四、保障措施

  (一)建立健全代理购电工作机制。电网企业应认真履行代理购电职责,从用户告知和合同签订、预测代理购电电量、测算发布代理购电价格、开展代理购电市场交易、实施电价执行与电费结算、公开代理购电信息等方面,规范代理购电方式流程,保障代理购电业务平稳运行。

  (二)完善相关业务系统技术支撑。电网企业应对电能计量装置以及营销系统电费核算、客户标签等功能模块进行适应性调整,不断完善线上线下等平台代理购电服务产品,丰富代理购电价格公告、合同签订、账单查询等线上服务功能。省电力交易机构要完善电力交易平台,优化提升市场注册、信息发布、零售运营等市场服务能力,做好市场主体的培训,为市场主体提供便捷、高效、优质服务。

  (三)加强代理购电信息公开。电网企业应及时公开代理购电相关信息,按月发布代理购电电价相关信息;广东电力交易中心定期报送电力市场交易相关情况。

  (四)做好市场价格波动风险防控。政府主管部门会同电网企业要结合宏观经济情况,跟踪电力市场价格变化,预测未来电力价格走势,特别是监测价格异常波动情况,分析评估价格波动风险,及时采取价格风险应对措施。

  (五)强化代理购电监督。电网企业要严格按照国家相关文件开展代理购电工作,各流程环节做好合规性审查,配合各监管部门开展监督检查工作。单独归集、单独反映代理购电机制执行情况,定期将代理购电及变化情况报价格主管部门。

  (六)加强政策解读引导。各地各部门及电网企业要及时、全面、准确向代理购电用户宣传国家和省的规定和方案,积极回应社会关切。

  五、执行时间

  本方案自2021年12月1日起实施。


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