中国储能网讯：电网代理购电是我国深化电力市场化改革的关键举措，也是在推动工商业用户全面进入电力市场过程中形成的一项重要制度安排。2021年，国家发展改革委相继印发《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）和《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）。前者明确规定自2022年起，所有工商业用户均需进入电力市场；后者则为暂未具备直接参与市场交易条件的用户提供了“电网代理购电”这一缓冲机制。随着电力现货市场的全面深化推进，我们应进一步将代理购电制度真正纳入市场体系整体框架中，在切实保障民生电价稳定的基础上，维护电力市场运行的公平与效率。
电网代理购电的核心作用
电网代理购电制度为暂不具备直接参与市场交易条件的用户提供了间接参与市场交易的渠道，主要通过服务未参与市场的中小工商业用户、保障民生用电以及提供兜底供电服务等方式，为实现电力市场改革的平稳推进提供了重要支撑。
一是降低中小用户市场化门槛与风险。中小工商业用户通常缺乏直接参与电力市场交易的能力。一方面，其内部往往缺乏足够的专业知识储备，难以理解复杂的电力市场规则、交易流程及电价波动逻辑；另一方面，也缺少专门的交易团队负责市场研判与报价策略制定等工作。同时，由于用电规模相对有限，这些用户在议价过程中处于弱势地位，承担的交易成本较高，加之自身风险承受能力有限，一旦因误操作导致电费支出上升，可能影响企业的正常经营。因此，对中小工商业用户而言，选择由电网企业代理购电，作为间接参与市场的方式更为可行。电网代理购电通过集中采购，能够平抑个别时段的高电价冲击，具备更强的风险抵御能力，从而避免单个中小用户直接暴露于电力现货市场的价格波动风险之下。该方式使用户能够在电力市场化改革的过渡阶段，以较低的门槛和风险享受到市场化改革带来的红利。
需要指出的是，根据809号文的精神，随着电力市场体系的逐步成熟，电网企业代理购电的范围将逐渐收缩，最终推动广大用户直接参与市场交易。
二是保障居民、农业用电价格稳定。在我国现行电价体系下，居民和农业用户作为政策性保护群体，享受电价交叉补贴政策。具体而言，这两类用户执行政府制定的目录电价，其用电价格不直接随电力市场波动而变化。电网企业在供电过程中，一方面需代理居民和农业用户从市场购电，另一方面通过内部交叉补贴机制，弥补其购电成本与目录电价之间的差额，从而维持这两类用户电价的总体稳定。
根据809号文规定，各地实行“保量保价”的优先发电量由电网企业统一收购，专项用于保障居民和农业用户的用电需求。在实施代理购电机制后，电网企业为居民和农业用户采购电力时，因市场交易价格与目录电价之间存在差异，可能产生新增损益，其中包括因负荷预测偏差等原因形成的偏差电费。该部分新增损益按月由全体工商业用户共同分摊或分享，从而在机制上确保居民和农业用户的用电价格基本稳定。
三是为市场化用户提供兜底保障。不同于竞争性售电业务，“电网代理购电”的代理主体为电网企业，服务对象为未直接参与市场交易的电力用户。根据《售电公司管理办法》的相关规定，电网企业承担着为市场化用户提供保底售电服务的兜底责任。如果所有保底售电公司因经营困难等原因无法继续提供保底服务，则由电网企业履行保底售电职责。此外，该兜底保障机制还体现在用户享有灵活的退出机制上。市场化用户如因自身经营调整或市场环境变化等原因希望退出市场化交易，只要接受电网企业代理购电价格上浮1.5倍的标准，即可自主申请恢复为电网企业代理购电用户身份。这一双重兜底机制，既解决了市场化用户在极端情况下的用电保障问题，又为用户提供了灵活选择的空间，进一步完善了电力市场的风险防控体系，助力电力市场平稳有序运行。
由此可见，对于未直接参与市场交易的工商业用户，电网企业是免费的售电商，不承担任何盈亏；对于居民和农业用户，电网企业不仅作为售电商，还负责按照目录电价结算交叉补贴；而对于已直接参与市场交易的工商业用户，电网企业则充当保底售电商的角色。
代理购电机制面临的认知误区与现实问题
在电力现货市场不断深化的背景下，对电网代理购电存在的认知误区可能引发一系列问题，不仅会造成大量不平衡资金，还将直接抬高代理用户的用电成本，并影响市场的公平性。
误区一：将电网代理购电视为优先购电
当前，电力市场中出现了一种认识误区，即将电网企业代理购电错误地等同于优先购电。这一误解的形成有其特定的历史背景：在我国电力市场化改革初期，水电、核电等优先发电机组的电量并未直接进入市场交易，而是通过“保量保价”或“保量竞价”的方式，由电网企业统一优先收购。这部分优先发电量，首先用于保障执行目录电价的居民、农业等优先购电用户的用电需求；若有剩余，则通常转为电网企业代理工商业用户购电的来源。由于这种电量分配路径将代理购电与优先发电计划联系在一起，导致部分市场主体对电网代理购电的市场属性产生了混淆。
从我国电力现货市场的实际运行机制来看，电网代理购电并不等同于优先购电。我国电力现货市场普遍采用全电量优化的集中式模式，即所有发电机组的上网电量和所有用户的用电需求均在同一平台中通过出清计算实现整体优化，无法在物理层面区分优先发电与市场化发电、优先用电与市场化用电。
本质上，电网企业为所有用户采购的是同一池“市场电”，其核心差异体现在价格结算机制上。居民和农业用户的电价通过事后交叉补贴机制保持稳定，其市场采购价与目录电价之间的差额由全体工商业用户分摊或分享；而代理购电的工商业用户，其电价直接传导市场波动，在此过程中，电网企业仅作为“报量不报价”的代理采购商，遵循与其他主体完全一致的市场规则，不享受任何特殊待遇。
误区二：将优先发电视为纯粹的计划手段
在电力市场化改革过程中，存在另一种认识误区，即简单地将优先发电制度视为与市场机制完全对立的计划手段。在实践中，这一观念表现为：期望优先发电计划承担“弹性调节池”的作用，当优先购电负荷曲线与优先发电出力曲线不匹配时，相关偏差费用往往被纳入不平衡资金池，并最终通过市场机制转嫁给参与竞争的市场化主体。这种做法实质上导致市场化主体承担了本应由优先发电制度内部消化的经济责任与偏差风险，从而损害了市场应有的公平竞争环境。
实际上，随着《电力中长期交易基本规则》等文件的出台，优先发电量在制度设计上被正式界定为“厂网间双边交易电量”，并纳入中长期交易合同的统一管理与结算范畴。此举明确了优先发电的市场定位：从市场角度看，可将其理解为面向未直接参与市场交易的用户（如居民、农业及代理工商业等）而设立的一类中长期合同。
基于“谁受益，谁承担”的原则，与此类合同相关的偏差损益，理应由对应的用电侧主体承担，而不应将其经济责任外部化，转由无关的市场化机组分摊。唯有如此，才能构建公平、高效的电力市场机制。
后果：引发大规模不平衡资金
以上误区产生的权责错配，直接催生并加剧了不平衡资金的累积，其影响已触及电力市场机制设计的核心，本质是在市场化的外表下维系着计划经济的运行逻辑，这种制度性矛盾不可避免地通过不平衡资金的形式显现。
从市场机制角度看，代理购电用户虽然在名义上参与了市场交易，但由于其在偏差损益和价格形成等方面享有隐性保障，导致市场价格信号难以有效传递至终端用户。具体而言，当代理购电用户的用电预测出现偏差时，其偏差损益通过不平衡资金进行疏导，所承担的市场风险远低于直接参与市场交易的用户。然而，被阻断的市场风险并未消失，而是以代理购电新增损益等多种形式持续产生，最终汇入不平衡资金池，形成日益沉重的制度性成本负担。这些因制度设计缺陷所产生的费用，在市场中形成了“市场化主体承担非市场成本”的悖论：直接参与市场的主体不仅要承担自身的经营风险，还需通过不平衡资金机制，为代理购电用户的非市场化行为提供隐性补贴。这不仅破坏了市场公平性，也最终损害了整个电力市场的资源配置效率。
从结构性矛盾来看，不平衡资金问题已不仅是一个技术性调整问题，而是演变为制约电力市场健康发展的深层次障碍。它既反映出当前电力市场建设中计划与市场并存的制度性冲突，也凸显了不同用户群体之间权责关系的模糊与错配。随着新能源全面进入市场以及优先发电计划逐步收缩，这一矛盾可能会进一步加剧。除非能够从制度层面明确代理购电的完全市场化属性，并严格厘清计划与市场的边界，否则难以从根本上化解矛盾。因此，解决不平衡资金问题必须从制度设计入手，加快推进电力市场化改革，构建权责对等的市场机制。这不仅是遏制不平衡资金规模性累积的根本途径，更是建设成熟、高效电力市场体系的必然要求。
代理购电机制市场化正解
电网代理购电是电网企业以不承担盈亏的售电商角色代购的电量，与市场其他电量属性一致，不应该产生不平衡资金。各地因电网代理购电产生的不平衡资金，本质是对1439号文、809号文的理解存在偏差。
电力系统可以比作一个蓄水池，发电与用电在其中实现实时平衡。电力现货市场对应的是发电和用电双方均按照分时现货价格进行结算，阻塞盈余则依据相关机制进行分配，从而构建一个发用结算平衡、经济关系清晰的市场体系。实际上，目前发电侧和用电侧均已参与电力现货市场的出清过程。然而，只要存在未参与现货结算的发电或用电市场主体，就会产生“双轨制”下的不平衡资金。若相关主体以未参与电力现货市场为由拒绝承担这部分资金，则意味着其未能履行相应的市场义务。因此，推动发用电两侧主体全面参与现货结算，能够有效解决当前经济责任不清和不平衡资金问题。
一是推动发用电两侧全面参与市场结算。绝不能因顾虑部分用户电价上涨而人为地制造不平衡资金，坚定推动所有用户全面参与市场结算，方能筑牢真正成熟的电力市场根基。代理购电用户作为市场参与主体之一，应与其他市场主体一样，全电量按市场价格结算。居民、农业用户及电网代理工商业用户，无论采用差价结算还是差量结算方式，均需以明确“结算参考点”为前提。具体到代理购电，其购电量由优先发电量与市场化采购电量两部分构成，二者应分别明确结算参考点。优先发电合同作为一种特殊的中长期合同，其结算参考点应设于优先发电机组所在节点；而市场化购电合同的结算参考点，则可设定为用户侧的统一结算参考点。同时，优先发电电源也应全电量按市场价格结算，其合同费用由对应的居民、农业用户及电网代理工商业用户共同承担。
二是建立合理的分时损益分摊分享机制。在电力体制改革中，保障居民和农业用电是一项底线任务。根据809号文的要求，因优先购电产生的损益，需由全体工商业用户共同分摊或分享。实际运行中，居民和农业用电的市场结算费用，与按政府核定目录电价结算的费用之间往往存在以下差异：当市场结算成本高于核定目录电价乘以实际用电量时，会产生政策性亏损，需额外资金弥补缺口；反之，则形成政策性盈余，多余资金需进行合理分配。为维持居民和农业电价的稳定，这部分损益由全体工商业用户共同承担或分享，实质上构成了电力行业一种典型的交叉补贴机制——即通过工商业用户的电价，来平滑并支撑民生用电价格的稳定。
与此同时，优先发电量的市场结算费用与按核定上网电价结算费用之间存在差异。由于优先发电量中既包含匹配居民、农业用电的部分，也包含匹配代理购电的部分，根据“谁受益、谁承担”的原则，由此产生的损益应按照电量比例分别由代理购电用户和居民、农业用户分摊。其中，代理购电用户仅承担自身对应的损益部分，而非由全体工商业用户共同分摊。而居民、农业用户所承担的部分，最终将再次疏导至全体工商业用户。
综上，构建权责清晰、公平公正的电力市场，需遵循以下结算逻辑：所有市场主体须全电量参与电力现货市场出清与结算，并按规则完成中长期合同结算；暂未直接参与市场交易的优先发电量，其相应费用由购买该电量的居民、农业用户及代理购电工商业用户承担；居民、农业用户的市场结算电费与目录电价结算电费产生的差额，则纳入输配电价及居民农业新增损益，由全体工商业用户共同承担。
代理购电制度并非电力市场改革的终点，而是迈向成熟电力市场体系的关键过渡。其设计初衷，是在用户权益保护与资源配置效率之间取得平衡。未来改革的核心任务，在于稳步缩小代理购电范围，引导更多的用户直接参与市场交易，构建权责清晰、风险自担的市场环境。唯有让代理购电回归其“市场化代理”的本质属性，我们才能顺利穿越改革的过渡阶段，最终建立起高效、公平并具备韧性的新型电力系统。
