按照国家发展改革委《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）、《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》（发改价 格〔2025〕136号）等文件要求，为加快电力市场建设，保障代 理购电机制平稳运行，结合冀北电网实际，制定本方案。 

一、优化电网企业代理购电方式 （

一）明确代理购电用户范围。坚持市场方向，鼓励电力用 户通过直接参与市场形成用电价格。10千伏及以上工商业用户 原则上直接参与市场交易（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可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，不断缩小代理购电范围。 

（二）科学预测用电规模。现货市场运行前，电网企业应每 月统筹考虑经济、气象、节假日、业扩报装等因素，分别预测居 民生活、农业生产等优先购电用户，以及代理购电工商业用户次 月用电量。现货市场运行后，应按照市场规则要求，分别预测居 民生活、农业生产、代理购电工商业用户负荷曲线，并公布相关 预测信息。在电力市场支持用户直接采购线损电量前，可继续由 电网企业代理采购全量上网环节线损电量。 

（三）合理确定市场化购电规模。省内优先发电量，省外特 高压、省间联络线电量及作为“价格接受者”的新能源上网电量， 1 优先由电网企业采购，用于保障居民生活、农业生产等优先购电 用户用电，富余部分可作为电网企业代理购电工商业用户的电量 来源。电网企业要综合考虑优先购电用户和代理购电工商业用户 预测电量规模，以及全量上网环节线损电量等因素，合理确定市 场化采购电量规模。 

（四）优化发用电量匹配方式。省内优先发电量，省外特高 压、省间联络线电量及作为“价格接受者”的新能源上网电量等， 按照价格从低到高排序，优先匹配居民生活、农业生产等优先购 电用电需求，上述电源不足部分，应按电量足量匹配原则通过市 场化方式采购。

 上述电源富余部分，可作为代理购电工商业用电来源。代理 购电用电需求仍不足部分，需通过市场化方式采购（含各类电源 调试期电量、以及具备直接参与市场前的上网电量等）。电网企 业为保障抽水蓄能电站购电（抽水电量）所产生的损益，纳入代 理购电工商业用户购电成本。 全量上网环节线损电量，应参照代理购电用户供应方式处理。 

（五）健全代理购电市场化购电方式。电网企业代理购电主 要通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易），以报量不报价 方式、作为价格接受者参与市场出清，具体按照市场相关规则执 行。电力交易机构应合理组织，确保电网企业代理购电及时完成 交易，电网企业代理购电参与的月度交易成交最晚时限为每月末 日前。

 二、规范代理购电用户电价构成 

 居民生活、农业生产用电仍执行目录销售电价；代理购电工 商业用户用电价格由代理工商业购电价格、上网环节线损费用、 输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成。 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、仍由电网企业代理购电 的用户；尚未直接参与市场交易、仍由电网企业代理购电的高耗 能用户，上述特殊代理购电用户其用电价格由电网企业代理购电 价格的1.5倍、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、 政府性基金及附加组成。其中，已直接参与市场交易高耗能用户， 不得退出市场交易，其交易价格按照市场规则形成。 

（一）代理工商业购电价格。包括当月平均购电价格及历史 偏差电费折价。当月平均购电价格为根据上述预测、匹配原则测 算形成的上网电价。历史偏差电费折价包含代理购电电量、电价 实际值与预测值产生的偏差电费，以及代理购电用户产生的分时 损益折价，按月向代理购电工商业用户分摊或分享。 

（二）上网环节线损费用。电网企业按照上网环节线损购电 价和国家核定的综合线损率按月测算、公布上网环节线损费用， 向全体工商业用户收取。 上网环节线损费用折价=上网环节线损购电价×综合线损率/ （1－综合线损率），其中，上网环节线损购电价按照代理购电 当月平均购电电价执行，综合线损率按国家发展改革委核定值执 行。 

（三）输配电价。按政府价格主管部门核定的输配电价标准 执行，包括电量电价和容（需）量电价两部分。 

 （四）系统运行费用。按照国家及我省相关规定应纳入系统 运行费的相关费用，按月预测、滚动清算，向全体工商业用户分 摊或分享。包括辅助服务费用、各类调节性电源容量电费、上网 环节线损代理采购损益、电价交叉补贴新增损益、功率因数调整 电费损益、新能源可持续发展价格结算机制电量差价结算费用和 其他费用。 

1.辅助服务费用。电力现货市场未连续运行前，原则上不向 用户侧疏导辅助服务费用；电力现货市场连续运行后，按最新政 策规定执行。 2.容量电费。包括国家及我省规定的抽水蓄能、煤电、气电、 独立储能等调节性电源容量电费，各类型电源的容量电价标准按 相关规定执行。 3.上网环节线损代理采购损益。电网代理采购线损电量产生 的损益为代理购电平均购电电价与实际购电均价的差额。 4.电价交叉补贴新增损益。电网企业每月保障居民、农业用 电（含居民、农业线损电量）发生的实际损益，与当月基准电价 交叉补贴总额的差额，作为居民农业交叉补贴新增损益。执行1.5 倍代理购电价格形成的增收收入、燃煤自备电厂政策性交叉补贴 等，均纳入电价交叉补贴新增损益。 5.功率因数调整电费损益。包括全体用户执行功率因数调整 电费相关规定，由此增加或减少用户的电费总额。 6.新能源可持续发展价格结算机制电量差价结算费用。对纳 入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场 交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用。增量新能源项目 4 竞价履约保函考核资金纳入新能源可持续发展价格结算机制电 量差价结算费用。 7.其他费用。跨省跨区应急调度损益、工商业分布式光伏自 发自用年上网电量超比例扣除部分的电费等其他按照国家及我 省相关规定可纳入系统运行费的费用。 （

五）政府性基金及附加。

按国家相关标准执行。 

三、明确代理购电用户电价形成及公布方式 

（一）分时电价。按照我省分时电价政策要求，代理购电用 户执行相应分时电价。其中，代理工商业当月平均购电电价参与 浮动；上网环节线损费用折价、输配电价、系统运行费用折价、 代理购电工商业购电价格中的历史偏差电费折价、政府性基金及 附加等不参与浮动。 

（二）代理购电价格公布。电网企业根据预测数据，以及购 电价格、代理购电历史偏差电费、上网环节线损费用、输配电价、 系统运行费用、政府性基金及附加等信息，按月测算形成次月代 理购电价格。电网企业应于每月末3日前通过营业厅、网上国网 APP 等线上线下渠道公布代理购电价格测算情况。 根据《关于进一步明确转供电环节价格政策的通知》（冀发 改能价〔2022〕854号）要求，电网企业应测算电网代理购电转 供电主体的终端用户价格，并形成转供电主体的终端用户（工商 业）价格测算表，随电网代理购电价格一并发布。

 四、工作要求 

（一）规范代理购电行为。电网企业要按要求规范开展代理 购电工作，单独归集、单独反映代理购电机制执行情况，做好信 5 息公开、电费结算等工作，并按季度将代理购电及变化情况向省 发展改革委报告。 

（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，按月发布代理用户分月总电量预测、代理购 电用户电价水平及构成等信息，具体公开内容详见附件。 

（三）强化代理购电监管。省发展改革委会同国家能源局派 出机构、当地相关部门，围绕市场交易、信息公开、电费结算、 服务质量等代理购电机制运行情况，加强对电网企业、电力交易 机构的监管，切实防范各类风险。

 附件：国网冀北电力有限公司代理购电价格表