国家发改委、市发改委出台了《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）、《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）和《关于调整工商业目录销售电价的通知》（渝发改价格〔2021〕1330 号）等系列文件，明确了有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价以及电网企业代理购电相关事宜，现将相关情况汇报如下：

一、电价改革政策主要内容

（一）国家层面

1.国家发改委《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）

于2021年10月11日出台，明确了4项改革内容，自2021年10月15日起执行。

（1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

说明：现行政策下，全国范围内燃煤发电电量的约70%已进入电力交易市场，另外约30%未进入市场，由电网企业按标杆价格进行收购。改革后将全部进入市场。
    （2）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
    说明：现行政策下，为鼓励工商业用户进入市场交易，不断扩大电力交易范围，实际交易中交易价格一般都在标杆价格的基础上进行下浮。本次改革是在动力燃煤价格猛涨，燃煤电厂普遍亏损的背景下推出，从改革政策出台后部分省市来看，交易价格均按照20%进行上浮。

（3）推动工商业用户都进入市场。有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成，首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5 倍执行。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。

说明：现行政策下，全国范围内工商业用户用电量的约44%已进入电力市场交易，另外约56%还未进入。本次改革后将全部进入电力市场交易。

（4）保持居民、农业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。

2.国家发改委《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）

于2021年10月23日发布，明确了6项主要内容，暂定有效期至2022年12月31日。

（1）电网企业代理购电用户范围。一是暂无法直接参与市场交易的10千伏及以上用户；二是未直接参与市场交易的其他工商业用户（低压）；三是已直接参与市场交易又退出的用户。通知同时要求各地要结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围。

（2）预测代理工商业用户用电规模。电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线。保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用户的用电量规模单独预测。

（3）确定电网企业市场化购电规模。电网企业要综合考虑代理购电工商业用户和居民、农业用户预测用电量以及上年度省级电网综合线损率、当地执行保量保价的优先发电电量等因素，合理确定市场化采购电量规模。

（4）建立健全电网企业市场化购电方式。2021年12月底前，电网企业通过挂牌交易方式代理购电；2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电。

（5）明确代理购电用户的电价形成方式。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）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成。其中，代理购电价格基于电网企业代理工商业用户购电费（含偏差电费），代理工商业用户购电量等确定。

其中，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。

电网企业代理购电价格、代理购电用户电价按月测算，并提前3个工作日通过营业厅等线上线下渠道公布，于次月执行，并按用户实际用电量全额结算电费。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。

（6）规范代理购电关系变更。电网企业首次代理工商业用户购电时，应至少1个月通知用户，期间应积极履行告知义务，与电力用户签订代理购电合同。在规定时限内，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。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。电力交易机构应将上述变更信息于2日内告知电网企业。

（二）省市层面

1439号和809号文件出台后，全国多地均迅速发布文件明确自2021年10月15日起全面取消工商业目录电价，截止上周，部分省市已进入具体操作实施阶段。从已发布的实施结果来看，国网范围内湖北、山东、江苏、安徽、辽宁五省和南网范围内贵州、广西两省10月或11月电力交易价格均达到或接近20%的上限。

电网企业代理购电方面，11月2日，安徽公司代理购电价格出炉，成为全国首个代理购电交易结果，仍然是上浮20%。

重庆市发改委在2021年10月22日出台《关于调整工商业目录销售电价的通知》（渝发改价格〔2021〕1330 号），明确自2021年10月15日起，全面取消工商业目录销售电价，仅保留居民生活用电和农业生产用电目录销售电价。其中，执行两部制电价的工商业用户，基本电价仍按国家现行有关规定执行。

二、改革影响分析和预期成效

（一）推动电力市场加快建设

在发用“两头” 均建立起“能跌能涨”的市场化电价机制，推动电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场、容量市场等各类市场建设，也有利于电力体制其他专项改革加速推进。

（二）保障电力安全稳定供应

给了市场价格变化更多的弹性空间，让电价更灵活反映电力供需形势和成本变化。在发电侧，可在一定程度上缓解燃煤发电企业经营困难、激励企业增加电力供应；在需求侧，可通过高价抑制不合理电力需求，提升全社会综合能效水平。

（三）对不同类型用户实行差异化、精细化施策

对于居民、农业等用户，购电用电方式和价格水平保持不变；对于小微企业和个体工商户，鼓励地方通过采取阶段性补贴等措施实行优惠；对于高耗能企业，用电价格不受上浮20%限制，倒逼企业加大节能增效改造力度推动产业结构转型升级；对于其他工商业客户，其到户电价将随着市场交易电价的上下浮动而相应浮动。

三、给电网企业带来的影响及应对策略

（一）电网企业利润空间将受影响

新政策加速推进了电力体制改革“管住中间、放开两头”的实现，彻底改变了电网企业依靠购销价差的盈利模式，电网企业收入变为了输配电价单一来源，盈利空间进一步被压缩。

应对策略：一是做好投资和成本项目的收口工作，确保成本合规发生。二是提前思考投资和成本安排，以保安全、保国家政策落地执行、保证公司正常运营为前提，按照高中低三个标准提前完善储备项目库做好成本应对。

（二）面临较大的舆论和服务压力

本次改革将在发用“两头” 均建立起“能跌能涨”的市场化电价机制，发电成本浮动直接传导至工商业用户。但供电服务仍然高质量要求负责，若宣传引导不到位将会给电网企业造成较大的舆论和服务压力。

应对策略：制定统一解释口径，进行专题汇报沟通。对本次改革政策进行宣传。做好内部员工政策培训，按照统一口径做好用户解释沟通。

（三）营销工作模式和内容将面临巨大变革

新政实施后，一是全部工商业用户将进入市场，代理购电工作将成为新增的工作量巨大的常态工作。二是电费结算方式将包括居民和农业，直接进入市场交易，由代理购电三类，其中代理购电电价每月不同，电费结算将更加复杂。三是购售电将逐渐过渡到按自然月同期抄表，加上即将出台的新的分时电价政策，对计量、采集提出了更高要求。四是用电检查和反窃电、计量异常等工作的传统工作方式将发生极大改变等等。这些都将给营销工作带来翻天覆地的变化。

应对策略：一是全面深入分析新政实施后将会给营销工作带来的变化，提前从组织架构、人力资源配置、业务流程等方面制定相应措施。二是清理存量工作，组织力量完成处理。