代理购电

我国电力市场目前仍处于改革中，电力企业代理购电预测的准确与否，在市场资源配置中起着决定性作用。为保证代理购电机制平稳发展，需明确电力企业市场化购电规模。目前代理购电电量主要是根据代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线进行预测，缺乏完整的体系，难以精确预测，导致缺少合理的规划。文章提出一套相似日月度预测算法与混合时序月度预测算法相结合的智能算法，用于代理购电业务电量预测与评价，围绕江苏省2022年用电情况进行预测，从5个维度对预测结果进行评价，帮助电力企业精准预判整体售电量规模，合理规划购电计划。

​7月21日，北京电力交易中心在京召开2023年上半年电力市场交易信息发布会。为充分发挥发布会平台作用，提高信息发布效果，会议采用“线下+线上直播”方式发布上半年电力市场信息，介绍电力供需形势预测、省间市场化交易、绿电绿证交易和规则修订、电网代理购电等情况，并就市场主体会前反馈的问题进行逐一回复。

国家发改委相继发布《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)以及《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)，电力市场建设进入了加速推进的新阶段。中央深改委第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，为下一步深化电力市场体系建设指明了方向。随着新型电力系统加快构建，发用电计划进一步放开，电力市场交易规模不断扩大，加之一次能源价格波动等因素影响，电力市场建设和运营呈现一些新的特点。

随着中国电力体制改革的深入，燃煤发电上网电价由市场形成、电网公司组织开展代理购电都标志着市场化改革进入了新的阶段。在未实际运行现货市场的省市地区，由于燃煤机组基数电量的取消，电力市场缺乏处理月度偏差电量的补充机制。在目前代理购电背景下，分析了中长期发电侧和用电侧的电量构成，阐述了中长期月度电量偏差产生的原因，构建了月度市场化购电的模型，提出了3种处理偏差电量的月度平衡机制。通过对华东某省级电网进行算例仿真，分析了不同方法的特点和适应性；最后结合中国电力市场的发展需求，对构建过渡期的市场设计提出了相关建议。

近日，国网湖南省电力有限公司发布《关于落实推动工商业用户直接参与市场交易有关事项的公告》（下称《公告》），明确逐步缩小代理购电用户范围，10千伏及以上工商业用户要在指定时间节点直接参与市场交易，直接向发电企业或售电公司购电。

电网企业代理购电实施至今已三月有余，从整体情况来看，多个省份电网企业代理购电价格低于月度出清价格，一方面给售电公司开发工商业电力用户带来了很大阻力，另一方面也有悖于“不断缩小电网企业代理购电范围”的改革政策初衷，最近在业界引发了一些争议。从整体来看，更不是政府、电网、售电等相关方期望的结果。究其原因虽然是方方面面，但仔细研究政策并观察事物的发展过程却发现，在本次电价改革政策的执行过程中，发生了“达克效应”现象。因此，亟待厘清代理购电价格形成机制，打破目前僵局！

​北京市城市管理委员会发布关于印发北京市2024年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知。北京市2024年电力市场化交易方案提出，2024年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排840亿千瓦时，其中，直接市场交易规模280亿千瓦时，电网代理购电规模560亿千瓦时。

9月11日，吉林省能源局等部门印发《关于促进吉林省用户侧储能设施建设的若干措施》。文件提出，降低储能充电成本。用户侧储能设施平时段电价按市场交易价格或者电网企业代理购电工商业价格执行，低谷时段电价按平时段电价下浮55%。

7月31日，江苏南通海门区发布《关于进一步清理规范转供电价格大力支持5G网络建设的通知》（海发改发〔2024〕75号），其中指出，各转供电主体应当按照转供电主体市场交易到户电价（或电网企业代理购电的到户电价）顺加不超过10%的变压器和线路损耗，每月（或约定期限）向终端用户预收电费，年底进行清算和公示。

1月7日，《2023年辽宁省电力市场化交易方案》印发。建立电网企业代理购电机制。10千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易(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用户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，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。