乐山市发展和改革委员会

关于转发《四川省发展和改革委员会 

四川省能源局关于印发〈四川省电网企业代理购电工作实施方案〉的通知》的通知

（乐发改价格〔2025〕51号）

各区、市、县、自治县发展改革局、经济信息化局，高新区产业经济局，国网乐山供电公司、乐山电力股份有限公司、四川大渡河电力股份有限公司、四川金峨供电有限公司、乐山市金洋电力开发有限责任公司：

为进一步做好电网企业代理购电工作，保障代理购电机制平稳运行，省发展改革委、省能源局印发了《关于印发〈四川省电网企业代理购电工作实施方案〉的通知》（川发改价格〔2025〕34号）,进一步明确了电网企业代理购电方式及流程、相关要求和保障措施，现原文转发你们，请遵照执行。

附件：四川省发展和改革委员会 四川省能源局关于印

发《四川省电网企业代理购电工作实施方案》的

通知

乐山市发展和改革委员会        

                                                          2025年2月8日

附件：

四川省发展和改革委员会 四川省能源局

关于印发《四川省电网企业代理购电工作

实施方案》的通知

（川发改价格〔2025〕34号）

各市（州）发展改革委（能源局、办）、经济和信息化局，国网四川省电力公司、各地方电网企业、增量配电网企业，四川电力交易中心有限公司：

经商有关部门和单位，结合我省电力市场化改革工作进展，我们制定了《四川省电网企业代理购电工作实施方案》，现印发你们，请遵照执行。

四川省发展和改革委员会          四川省能源局

                                2025年1月24日

四川省电网企业代理购电工作实施方案

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）《国家发展改革委办公厅关于加强电网安全保供支撑电源管理的通知》（发改运行〔2021〕588号）《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》（发改办价格〔2022〕1047号）《四川省发展和改革委员会关于转发〈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〉的通知》（川发改价格〔2021〕381号）《四川省发展和改革委员会关于调整我省目录销售电价有关事项的通知》（川发改价格〔2021〕401号），结合我省电力市场化改革工作进展，为进一步做好电网企业代理购电工作，保障代理购电机制平稳运行，特制定本实施方案。

一、电网企业代理购电方式及流程

（一）明确代理购电用户范围。

鼓励支持工商业用户直接参与电力市场交易，逐步缩小代理购电工商业用户范围。国网四川省电力公司（以下简称“国网四川电力”）、地方电网企业、增量配电网企业供区内未直接参与电力市场交易（直接向发电企业或售电公司购电，下同）、已直接参与电力市场交易又退出的工商业用户，可暂由电网企业代理购电。其中地方电网企业、增量配电网企业供区内需代理购电的工商业用户用电量部分，由相关电网企业委托国网四川电力代理购电。由电网企业代理购电的工商业用户，应公平承担可再生能源消纳权重责任。

国网四川电力、地方电网企业、增量配电网企业供区内居民（含执行居民生活用电价格类别的用户，下同）农业用户作为保障性用户由电网企业代理购电。

（二）预测代理购电用户用电规模。

国网四川电力、地方电网企业、增量配电网企业要结合实际用电需求，按年度、月度以及月内滚动预测代理购电工商业用户用电量，现货市场运行后要预测代理购电工商业用户典型负荷曲线，并考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测分时段用电量。代理购电保障性用户的分时段用电量，各电网企业进行单独预测。

国网四川电力、地方电网企业、增量配电网企业要实现电力用户电量信息自动采集，并满足现货市场计量和结算要求。

（三）确定代理购电电量规模及来源。

国网四川电力、地方电网企业、增量配电网企业在优先确定供区内居民农业（含供区内总体线损，以下简称“保障性用电”）购电量规模及来源后，进一步确定供区内代理购电工商业用户购电量规模及来源。

1.保障性用电购电量。

国网四川电力要合理预测自身供区原低价区（指阿坝州、甘孜州、凉山州、雅安市、马边县、达州柳池工业园等原部分工商业用电类别目录销售电价未与四川电网同价的地区）范围内居民农业用电量规模，优先使用藏区留存电量保障，不足部分由当地地县调直调电站上网电量（不含调试电量）按上网电价由低到高的顺序保障。上述电量若无法满足当地居民农业用电需求，缺口部分计入国网四川电力保障性用电购电量规模；若满足当地居民农业用电需求后仍有富余，可进一步优先保障当地原用电价格未与四川电网同价的工商业用电需求，具体安排由当地价格主管部门会同电力运行部门、供电公司，综合当地并网地县调直调电站近3年上网电量等因素科学合理制定方案予以明确。

地方电网供区原低价区（包括四川大渡河电力股份有限公司、四川金峨供电有限公司、乐山市金洋电力开发有限责任公司、四川安宁电力股份有限公司、茂县电力有限责任公司、理县星河电力有限责任公司）、非低价区及增量配电网企业要合理预测供区内保障性用电规模，在四川电网第四监管周期输配电价执行前，由当地内部核算电厂、当地并网直调水电上网电量按上网电价由低到高的顺序保障；自四川电网第四监管周期输配电价执行之日起，由当地地县调直调电站上网电量（不含调试电量）、省内地方电网间购电量、省内地方电网省间购电量按上网电价由低到高的顺序保障，由此产生的相关损益在地方电网输配电价核定中统筹考虑。上述电量若无法满足当地保障性用电需求，缺口部分计入国网四川电力保障性用电购电量规模；若满足当地保障性用电需求后仍有富余，可进一步优先保障当地工商业用电需求。

国网四川电力要综合考虑自身供区非低价区保障性用电购电量规模，以及自身供区低价区、地方电网企业、增量配电网企业需计入国网四川电力保障性用电购电量规模，并通过继续按现行价格机制收购执行保量保价的优先发电上网电量等予以保障。现阶段综合考虑四川电网网源结构，将向家坝、溪洛渡、锦屏官地、白鹤滩、杨房沟、苏洼龙等水电站留川电量，龚嘴、铜街子、南桠河水电站上网电量，二滩水电站优先发电上网电量，地县调直调电站富余上网电量，地方电网上四川电网电量，国网四川电力内部核算电厂富余上网电量，作为国网四川电力保障性用电购电来源，缺口部分由其余省调水电、风电光伏、热电联产、生物质、燃机、其他类型电站优先发电上网电量依序进行保障；仍有缺口的，由国网四川电力通过市场化方式采购。

地方电网企业纳入国网四川电力保障性用电购电量规模的电量，国网四川电力与地方电网企业继续按现行趸售电价政策结算；增量配电网企业纳入国网四川电力保障性用电购电量规模的电量，国网四川电力与增量配电网企业的结算价格，由上网电价、输配电价、上网环节线损费用、政府性基金及附加构成且不执行峰谷分时浮动，其中上网电价按国网四川电力代理购电的居民农业购电基准价执行。增量配电网企业从国网四川电力购入的保障性用电电量曲线暂按其总下网电量曲线确定。

国网四川电力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），按月向全省工商业用户用电量（包括国网四川电力供区内工商业电量，以及与国网四川电力有结算关系的地方电网和增量配电网企业供区内工商业电量，下同）分摊或分享。

2.工商业用电购电量。

国网四川电力原低价区内工商业用户，可自主选择全电量直接参与电力市场交易或由国网四川电力代理购电。其中优先使用藏区留存电量、当地地县调直调电站上网电量进行保障的工商业用户，如用电仍有缺口，缺口电量部分可通过自主选择直接参与电力市场交易或由国网四川电力代理购电方式进行保障。

地方电网及增量配电网企业供区内工商业用户，可自主选择全电量直接参与电力市场交易或由电网企业代理购电。其中优先使用供区内电源电量（含当地地县调直调电站上网电量、省内地方电网间购电量、省内地方电网省间购电量，下同）进行保障的工商业用户，如用电仍有缺口，缺口电量部分可通过自主选择直接参与电力市场交易或由电网企业代理购电方式进行保障。

国网四川电力要综合考虑自身供区内代理购电工商业用电量，以及地方电网企业、增量配电网企业委托由国网四川电力代理购电的工商业用电量，作为代理购电工商业总用电量，由满足国网四川电力保障性用电购电需求后剩余的执行保量保价的优先发电上网电量、发电机组和独立新型储能调试运行期上网电量、省间外购电量保障，余缺部分由国网四川电力通过参与场内挂牌交易售出或采购（采购时含保障性用电缺口电量），以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，出清价格按当月月度和月内集中交易电能量均价（若当月未开展月度、月内集中交易，则该价格采用年度集中交易中对应月电能量均价，下同）确定。

电网企业代理购电用户参与中长期交易产生的偏差电量，按照四川电力市场相关规定结算。其中，国网四川电力售出电量（不含市场化采购电量）因减持交易未成交而产生的偏差电量，按当月月度和月内集中交易电能量均价结算。现货市场运行后，电网企业代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务，电网企业要单独预测代理购电用户用电曲线，作为价格接受者参与现货市场出清。

（四）确定工商业用户代理购电价格和用电价格。

1.代理购电价格。

电网企业代理购电工商业用电量中购入（售出）的燃机优先发电上网电量和省间外购电量，按当月月度和月内集中交易电能量均价执行，其实际上网电价高于（低于）月度和月内集中交易电能量均价的部分，按月向全省工商业用户用电量（不含藏区留存电量、弃水电量、国网四川电力原低价区当地地县调直调电站保障电量、地方电网供区内电源保障电量）分摊（分享）。

国网四川电力根据预测的代理购电工商业用电量，结合优先发电上网电量电价、调试电量电价、省间外购电量电价、市场化代理购电电量电价，政府授权合约差价费用和燃机优先发电上网电价、省间外购电量电价与当月月度和月内集中交易电能量均价间的差价费用（以下简称“差价费用”），代理购电工商业用电偏差费用等，测算形成四川省省级层面的工商业用户代理购电价格。

国网四川电力和地方电网原低价区内使用了当地富余地县调直调电站电量、缺口电量由国网四川电力代理购电的工商业用户，代理购电价格由使用当地地县调直调电站电量电价和省级层面的工商业用户代理购电电量电价加权平均构成（使用藏区留存电量保障的，不进行加权平均计算）。地方电网非低价区、增量配电网企业供区内代理购电工商业用户，参照国网四川电力公布的工商业用户代理购电价格执行，地方电网企业由此产生的相关损益在地方电网输配电价核定中统筹考虑。

2.用电价格。

电网企业代理购电工商业用户用电价格由代理购电价格、输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加组成。

已直接参与电力市场交易（不含原仅参与留存电量、弃水电量消纳交易的用户）、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，以及暂不能直接参与电力市场交易的高耗能用户，用电价格由1.5倍工商业用户代理购电价格、输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加组成。

电网企业代理上述执行1.5倍代理购电价格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。工商业用户代理购电价格（含1.5倍工商业用户代理购电价格）、输配电价、上网环节线损费用，参与峰谷分时浮动。

（五）规范代理购电关系。

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电力市场交易，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。各电网企业供区范围内新投产的工商业用户可于投产当月20日前直接参与电力市场交易，未在当月20日前参与交易的，当月由电网企业实施代理购电，次月可选择直接从电力市场购电，电网企业代理购电相应终止。四川电力交易中心应将上述变更信息于两个工作日内告知电网企业。

二、相关要求

（一）明确代理购电价格报备和公布时间。

国网四川电力于每月底前5日向省发展改革委报备测算的代理购电工商业用户用电价格，并按程序向社会公布（可参照附件1—3模板），作为次月国网四川电力非低价区代理购电工商业用户用电价格。

国网四川电力和地方电网原低价区内代理购电工商业用户用电价格，由国网四川电力和地方电网当地供电公司测算，并于每月底前4日报当地价格主管部门备案后，按程序向社会公布，作为次月当地代理购电工商业用户用电价格。

电网企业应于每月底前3日通过手机APP、供电营业厅等线上线下渠道公布代理购电价格、代理购电工商业用户用电价格，于次月执行，并按工商业用户实际用电量结算电费。未实现自然月购售同期抄表结算的地区，暂按电网企业抄表结算周期执行。

（二）加强电网企业间协同。

各电网企业间要加强沟通衔接，建立健全代理购电相关工作协作机制。地方电网和增量配电网企业应分别于每年12月20日前、每月底前10日及每月10日前，将供区内电源上网电量、省内地方电网间购电量、省内地方电网省间购电量、居民农业用电量、工商业用电量、线损电量，以及市场化交易电量、需纳入省级层面统一保障的居民农业用电量、需委托国网四川电力代理购电的工商业用户用电量等信息的次年分月预测结果、次月重新预测结果及上月实际情况，形成完整报告报送省发展改革委和当地市（州）发展改革部门，并同步函告国网四川电力、四川电力交易中心。国网四川电力与地方电网企业、增量配电网企业据实清算、月清月结。

每月10日、20日、月底前5日，地方电网企业应滚动预测当月市场化交易电量、需纳入省级层面统一保障的居民农业用电量、需委托国网四川电力代理购电的工商业用户用电量，并函告国网四川电力、四川电力交易中心。

（三）做好年度核查清算。

每年2月20日前，市（州）发展改革部门组织国网四川电力相关市（州）供电公司，对辖区内地方电网及增量配电网企业上一年度各类电量电费结算数据进行核查，对电量结构与以往年度结构、新增负荷情况存在较大差异的，有关地方电网和增量配电网企业应提供偏差原因说明及相关佐证材料，核查情况以正式文件报省发展改革委审核。省发展改革委审核后，将相关结果函告国网四川电力，国网四川电力据此与地方电网及增量配电网企业进行年度清算。

根据地方电网及增量配电网企业年度核查清算情况，省发展改革委对国网四川电力代理购电工作情况开展核查，核实代理购电电量、电价和电费数据的真实性、准确性，检查代理购电相关政策落实情况，持续优化电网企业代理购电机制。

三、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，做好代理购电市场化交易、电费结算等工作；要不断提升代理购电用户用电规模预测的科学性、准确性，按季度将预测偏差情况、代理购电及变化情况报省发展改革委。

（二）加强差价费用分摊管理。

电网企业要严格按要求进行差价费用的结算和分摊，对差价费用单独归集、单独反映。国网四川电力于每月底前5日，合理预测次月差价费用、自身供区内工商业用电规模，结合地方电网企业、增量配电网企业报送的自身供区内全口径工商业用电规模，测算全省工商业用户（不含藏区留存电量、弃水电量、国网四川电力原低价区当地地县调直调电站保障电量、地方电网供区内电源保障电量）按当月用电量比例分摊（分享）的价格水平，向省级价格主管部门报备后按程序公布执行，并根据工商业实际用电量按月滚动清算。工商业用户分摊（分享）的价格水平计入工商业用户上网电价，执行我省分时电价政策、参与上网环节线损费用计算。国网四川电力按月将差价费用结算及分摊等明细情况报送省发展改革委、省能源局。

（三）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购电工商业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、代理购电工商业用户用电价格水平及构成、代理购电工商业用户电量和电价执行情况等信息。国网四川电力应按月在四川电力交易平台披露各电网企业纳入国网四川电力保障的居民农业、代理工商业用户购电电量预测偏差情况。

（四）确保代理购电服务质量。

电网企业要通过手机APP、营业厅等多种渠道提供电量、电价、电费余额查询服务；要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。

（五）做好市场价格波动风险防控。

电网企业、四川电力交易中心要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工商业用户购电价格波动风险，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。

（六）强化代理购电监管。

各级价格主管部门、能源运行主管部门要积极会同当地市场监管等相关部门，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、服务质量等事项，加强对电网企业、电力交易机构等市场成员的监管，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。

本通知自2025年1月1日起执行，国家及省相关政策如有调整，从其规定。《四川省发展和改革委员会 四川省经济和信息化厅 关于印发<四川省电网企业代理购电工作实施方案>的通知》（川发改价格〔2021〕544号）《四川省发展和改革委员会 四川省经济和信息化厅 关于进一步做好四川省电网企业代理购电工作的通知》（川发改价格〔2023〕66号）自本文件生效之日起废止。现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。执行过程中遇到有关问题，请及时报告省发展改革委、省能源局。

附件：1.四川省省级代理购电工商业用户电价表；

2.四川省省级执行1.5倍代理购电工商业用户电

价表；

3.四川省省级代理购电公开信息表。