电改十年下的代理购电发展回顾与展望

导语

电网企业代理购电作为我国深化电力市场化改革、保障用户平稳进入市场的创新机制，自建立以来就一直处于社会关注的焦点，并且跟随电改进程不断发展演变。值此电改十年之际，本文将从代理购电的起源着手，对其发展演变进行回顾分析，并对未来进行展望。

（来源：朗新研究院 作者：李峰）

起源：作为电改支撑过渡政策诞生

（一）代理购电的概念

作为本轮电改重要转折年的2021年，国家发展改革委多箭齐发，陆续发布《关于进一步做好电力现货市场试点工作的通知》、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称1439号文）、《关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》（以下简称809号文）、《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》、《售电公司管理办法》等多项电力市场改革政策。其中，1439号文要求有序推动工商业用户全部进入电力市场，首次提出电网企业代理购电概念，“代理购电”自此成为电力市场专有名词，809号文则对代理购电具体实施方式进行细化，奠定了代理购电的业务流程基础。

值得注意的是，虽然保障居民农业用电也是电网企业的职责，并且代理购电具体业务开展过程也与居民农业用户深度绑定，但从国家政策定义上讲，代理购电用户范围是不包含居民农业的，仅指暂无法直接参与市场交易、由电网企业代理购电的工商业用户。在实际执行过程中，也有省份在政策中将代理购电用户区分为代理购电工商业用户和代理购电保障性用户。本文所指代理购电用户范围与国家政策保持一致，仅指由电网企业代理购电的工商业用户。

代理购电主要相关政策及内容见表1。

表1  代理购电主要相关国家政策

（二）代理购电的方式

虽然受能源结构、现货建设进展等差异影响，各省实际执行方式不尽相同，但从代理购电确立之初制定的执行步骤仍然以以下几个环节为主：

1、用电量预测。按年度、季度、月度分别预测代理工商业用户用电量及典型负荷曲线，现货市场运行或开展中长期分时段交易的地方，则需分别预测分时段用电量。

2、市场化购电规模测算。通常代理工商业用户市场化采购电量不直接等于预测电量，还要综合考虑居民、农业用户预测用电量，电网综合线损电量以及优先发电电量。比较常见的情况是满足居民农业用电需求后的优发电量盈余部分会匹配给代理工商业用户，使得实际市场化采购规模小于代理工商业用户预测电量。

3、市场化购电。中长期市场中，电网企业可以选择报量不报价参与集中竞价、接受出清价格，也可以按月度集中竞价交易均价进行挂牌交易，挂牌成交电量不足的部分会由市场化机组按比例承担。现货市场运行期间，代理购电的月度实际用电偏差电量按现货市场月度均价进行结算，这里的均价既可以是日前市场均价，也可以采用实时市场均价，还可以是日前与实时市场的整体均价。

4、代理购电用户电费结算。按月测算代理购电价格、代理购电用户电价并发布（常见样式见表2、表3），按用户实际用电量结算电费。其中，代理购电价格由当月购电成本和上月电量电价偏差费用测算得出，代理用户电价由代理购电价格、线损电价、输配电价、政府性基金及附加、系统运行费折价、容（需）量电价组成。

表2  代理购电工商业用户电价表常见模板

表3  代理购电价格信息表常见模板

革新：跟随电力市场建设不断演变

电网企业代理购电虽然定位为代理部分用户间接参与市场交易，并且不收取服务费用，看起来不在电力市场的C位上，但实际上却与优发电源、火电厂、售电公司、居民农业用户、代理工商业用户、直接交易用户等各类主体都存在紧密关联。

随着电力市场改革持续推进，越来越多的经营主体逐渐成为市场主体，已经入市的主体也持续受到影响，因此，与各类主体存在紧密关联的代理购电机制本身也在不断演变。本章主要从代理购电规模、不平衡资金构成、市场交易方式、可再生能源消纳4个方面进行回顾分析。

（一）代理购电规模

对于代理购电规模的认识，可以结合全国全社会用电量和电力市场年度交易量两个数据一起进行比较，如图1所示。由于2021年受市场政策发布、新冠疫情等影响，从2022年市场改革和国家经济发展进入相对平稳阶段后开始统计更有参考性。

电量占比方面，代理购电占电力市场全年交易量的比例比较稳定，均在15%左右。电量增速方面，全社会用电量保持稳定增长，电力市场年度交易量增速连续2年高于全社会用电量，代理购电量虽然在2023年经历了一波大幅增长，但2024年稳中有降。可以认为在市场共同努力下，电力市场化顺利推进的同时，代理购电的规模增长也得到了有效控制。

图1  2022-2024年代理购电规模

资料来源：公开资料整理

（二）不平衡资金构成

不平衡资金是电力市场体系建设过程中为提高竞争效率所做的阶段性制度选择，源于发电侧总支付费用与用户侧收取费用之间的不相等，由多方面原因导致。其中，代理购电作为过渡性政策，产生的不平衡资金主要源于双轨制政策因素，由代理用户实际用电偏差在发用两侧结算的价格不同所导致，用公式可以表达为：

不平衡资金 = 代理用户偏差电量 x (用户侧结算价格 - 发电侧结算价格)

随着现货市场建设，代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算，而月度实际结算电量执行代理购电价格，代理购电不平衡资金的构成关系及表达式逐渐转变成图2所示。

图2  现货下代理购电不平衡资金构成

资料来源：公开资料整理

从公式中不难看出，在现货下想要进一步减少代理购电不平衡资金，就需要对代理工商业用户每月的分时用电量进行准确预测，以及参考现货市场价格预测值确定不确定性电量的最优采购量。由于代理购电的中立属性，电网企业的重心主要放在电量预测方面，通过近几年的积累，预测技术已经具备了相当水准。

（三）市场交易方式

在代理购电方面，电网企业可以看作是一类特殊的售电公司。然而，随着代理购电与中长期、现货市场的持续衔接，其“特殊性”正在逐渐降低，在市场交易方式上与一般的市场化售电公司逐渐趋同。

参与市场交易原则方面，除了优发电量盈余部分匹配代理工商业用户、剩余电量从市场采购的原则以外，还衍生出了两种更有利于市场公平的原则：

（1）优发电量盈余部分由全体工商业用户认购，代理工商业用户只按用电量比例认购，例如山东；

（2）优发电量盈余部分挂牌出售，代理工商业用户预测电量完全从市场采购，比如江西。

参与中长期交易方式方面，交易周期由年度、月度向月内短周期交易演变，不断靠近现货市场；交易申报由电量交易向分时段电量曲线交易转变，体现电力时间属性；交易方式由报量不报价参与集中竞价、只能挂牌买入向允许挂牌卖出松绑，给予灵活调整购电量的机会，减轻负荷预测技术压力，比如福建。

参与现货交易方式方面，从不参与现货市场、仅参与实时市场（日前市场电量参考中长期合同电量）向报量不报价参与日前市场延伸，比如辽宁。

表4  代理购电参与市场交易方式

（四）可再生能源消纳

由于涉及优发电量的采购与消纳，电网企业代理购电其实在可再生能源消纳方面扮演着重要角色，代理购电量中的含补贴可再生能源电量对应绿证统一划转至相应省级绿证账户，用于履行各省可再生能源电力消纳责任权重。其中，新能源占了不小的比重，其它优发电源还包括水电、核电等。

在绿电采购方面，电网代理购电一直以来的非市场化方式即将向市场化方式迈进一步。136号文《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》推动新能源全面进入现货市场或中长期市场后，部分省份面临剩余优发电量不足的情况，相应的，电网企业可以将市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源，特别是入市后作为市场价格接受者的新能源电站，或许会优先作为代理购电市场化采购来源。

在绿电认购方面，代理购电用户购绿电的方式会进一步清晰。809号文提及“电网企业代理购电的用户，应公平承担可再生能源消纳权重责任”，在这方面南网区域实行较早，将代理购电用户纳入绿电交易用户范畴，在绿电直接交易外，单独组织由电网企业保障性收购或代理购电的无补贴光伏、风电发电企业与代理购电用户开展绿电认购交易，电能量价格按照代理购电价格执行，环境溢价通过市场交易决定。未来，预计国网经营区域也会开展相关政策设计，而南网区域现行绿电认购方式也会因为新能源全面入市做出调整。

展望：功成身退前仍然任重而道远

作为本轮电改下的过渡性政策，已经存在近四年的代理购电还会存在多久一直是业内讨论的重点。本文认为，代理购电设立初衷是顾虑工商业用户直接进入市场会面临较高的价格风险，从风险控制角度，代理购电完全退出至少需要具备以下三方面条件：

（1）市场机制趋于完善，市场组织行为、主体交易行为得到规范，市场机制本身蕴含的风险大幅降低；

（2）售电公司整体经营能力提升，用户入市后能够获得降低交易风险的专业服务；

（3）电力金融衍生品及市场相对丰富和成熟，用户入市后拥有特定的市场风险管理手段。

在那之前，除了前文已经提到的转变外，代理购电仍然有许多事项需要考虑，譬如如何推动代理用户入市、逐渐缩小代理规模，如何在代理规模逐渐降低的同时还能保持较高的电量预测准确率，如何借助市场的手段弥补现阶段预测技术瓶颈、减少不平衡资金等。

这些未知的答案，都将在下一个十年中揭晓。