郑㼆 中国人民大学应用经济学院助理教授

 中国人民大学应用经济学院博士生

10月12日，国家发展和改革委员会印发《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，以下简称“1439号通知”），对深化电力市场改革作出进一步部署。“1439号通知”是进一步落实电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求的重要举措，对加快推进我国电价市场化改革，完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定供应有着举足轻重的意义。

其中，“1439号通知”提到的第三条措施“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”“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”，引发业内热议。

10月25日，国家发展改革委办公厅发布《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,以下简称“809号通知”），对电网企业代理购电的用户范围、市场化购电规模、市场化购电方式、代理购电用户电价形成方式、代理关系的变更时间等做出了细致规定。明确“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”，电网企业承担“定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线”的职责，“2021年12月底前，电网企业通过挂牌交易方式代理购电，价格按挂牌价格执行，无挂牌交易价格时，可通过双边协商方式形成购电价格；2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格继续按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定”、用户面临的到户价格“由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等，下同）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴，下同）、政府性基金及附加组成”“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，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”。

“809号通知”对“1439号通知”中提到的电网代理购电机制进行了系列补充，有利于电网代理购电机制的落实。电网代理购电机制作为市场化改革的过渡手段，可以在短期内保障未与售电公司达成零售交易的工商业用户正常用电。但长期来看，仍需通过市场方式解决零售用户的购电问题。本文针对电网企业代理购电机制进行了一些探讨，并提出了一种市场化的保底售电机制。

电网代理购电政策

从法律性质上来说，代理购电职责与传统模式下的购售电交易存在本质区别。传统的购售电交易是指售电公司作为单独的市场主体参与交易，与发电企业和电力用户分别形成商业关系，从发电企业购电，向电力用户售电，从购售价差中获得收益。而“1439号通知”中提到的“代理”关系是指代理人（电网企业）基于被代理人（尚未进入市场的工商业用户）的授权、与第三方（发电企业）进行法律行为（购电交易）所发生的三方当事人之间的权利义务关系。按照通常规则，承担代理行为的主体允许收取一定的代理费用。因此，“电网代理购电”涉及三方面内容：（1）政府授予电网企业为相关市场用户代理购电的权利；（2）电网企业与发电企业之间通过场内集中竞价或竞争性招标确定交易价格；（3）相关市场用户根据“1439号通知”规定承认并执行该交易价格。

在新机制下，电网公司承担代理责任，被代理的电力用户支付到户电价，到户电价=代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用）+输配电价（含线损及政策性交叉补贴）+政府基金及附加。其中，输配电价的新一轮核准已经完成；线损折价根据不同行业的平均线损率确定；政府基金及附加包含国家重大水利工程建设基金、可再生能源电价附加等，明文规定征收标准。“809号通知”规定“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”，在此规定下，电网企业不会获得代理费用。另外，“809号通知”明文规定从2022年1月起电网企业作为价格接受者参与场内集中交易，这意味着电网代理购电机制下，电网的角色定位为市场价格的接受者，没有主动溢价权。

“电网代理购电”政策使电力用户与电网企业之间形成了“委托-代理”关系，即代理人（电网企业）代表委托人（电力用户）的利益行使某些决策权（购电交易对象以及交易价格），这种委托代理关系可以将批发电价传导到用户侧，改善用户用电习惯，推动工商业用户自发优化用电行为。

综上，电网企业代理购电机制可作为工商业用户全面市场化交易过渡期的兜底手段，保障工商业用户在未找到售电公司、未签订零售合同时的用电需求。根据“809号通知”，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”。因此，随着市场建设逐步完善，可适时探索提供电力保底供应的市场化途径，面对沉没用户和短期内无零售合约的用户，配套市场化方式，建立长效保底售电机制，保障市场主体权益。

市场化保底售电机制

2016年10月，根据“9号文”及相关配套文件，国家发改委下发《售电公司准入与退出管理办法》（以下简称《办法》），对售电公司的准入和退出管理进行明确规定，自此售电侧市场陆续放开，符合条件的社会资本快速涌入售电市场，形成了多家售电公司共同竞争的格局。随着市场的逐步发展，市场主体的市场意识逐渐加强，同时售电公司之间的竞争日益加剧，从市场初期的粗放式快速发展进入逐渐成熟稳定的优胜劣汰时期。市场用户面临着购售电关系的选择：一方面，建立合适的零售关系需要时间，另一方面，售电公司也在频繁进入和退出市场，这就导致市场上可能存在未签订购电合同、或购电合同无法正常履行的用户。此时，可以通过保底售电服务的方式保证上述用户的正常用电。保底售电服务作为一种商品，由事前遴选出的保底售电公司提供，既可以以市场化方式参与交易，也可以保障用户的稳定用电。

从法律性质上来说，保底售电公司作为独立的市场主体，与发电企业签订电力购买合同，与电力用户签订电力零售合同，承担商业义务。因此，售电公司可以通过提供保底售电服务获得收入，该收入等于保底售电服务的批零价差减去可能的交易成本。一方面，售电公司有动力降低购电成本；另一方面，售电公司也有动机抬高售电价格，此时需要通过市场化的手段形成竞争价格。拍卖是实现上述目的的有效手段。

在全电量市场上存在很多通过拍卖手段遴选保底售电公司、提供保底售电服务的成功案例，与行政手段相比，拍卖手段更具市场效率。与商业谈判相比，拍卖手段节约了交易成本。2002年美国新泽西州组织了一场公开拍卖，拍卖物品为未来一年的保底售电服务（Default Service），招标方为新泽西州公共事业单位（配电网公司），竞标方为各地符合标准的发电企业，拍卖方式为同步降序时钟拍卖（Simultaneous Descending Clock Auction，SDCA）。这种方法基于对多轮多物品同步拍卖（Simultaneous Multiple Round Auction，SMR），主要优点有组织交易的成本低、交易过程透明、交易达成的价格有效。经过10天共73轮的投标，4家新泽西州配电商在21家竞标者中选出了15个售电公司，共成交了约17000MW的年度保底合同，成交总金额约40亿美元。这是拍卖手段在保底售电服务中的第一次应用。之后，西班牙、芬兰等电力市场也开始采用拍卖方式竞标保底售电服务。

结合国情，我国在遴选保底售电公司时，也可以采用拍卖的方式。由交易中心提前公布标的信息、交易规则、交易流程，保证流程公开透明。在市场建设初期，可以采用两阶段拍卖的方式，第一阶段为竞拍准入资格审查过程，在一定范围内保证参与公司的可靠性。资格审查的具体规则可以依据政策具有一定的引导性，如企业的信用评级、注册资本、过往合作发电商等，也可由一系列条件加权平均得出。第二阶段为一级价格拍卖过程，在通过资格审查的售电公司中以成本最低原则遴选出合适的保底售电公司。拍卖标的为未来一定时期的保底售电服务。参与者为有意愿提供保底售电服务的售电公司。参与者对标的进行报价，该报价为企业提供保底售电服务的价格，是一个基于企业真实成本的决策变量。“一级价格”意味着出价最低者将成为中标者，中标者的报价即为最终的成交价格。拍卖理论可证明该方式在资源配置方面的有效性（即中标者将为提供保底售电服务成本最低的售电公司），再结合第一阶段的资格审查，兼顾了可靠性和有效性。

中国电力体制改革取得了诸多进展，也面临着新的挑战。电力市场化改革不仅要理顺电价形成机制，还要兼顾电力的稳定供应。还原电力商品属性，建立“能涨能跌”的电价发现机制一直是电力体制改革的重要内容。随着这一进程的逐步推进，外生冲击对电价的影响将越来越激烈，电价波动在所难免。但电力同样是保障宏观经济发展和人民生活质量的重要基础品，电力价格的极端波动将对正常的生产生活造成显著影响。如何以市场化手段保障供电稳定，是改革的进一步探索方向。在改革过程中，要紧扣我国实际国情，落实“管住中间，放开两头”方针，逐步完善改革机制，实现政策之间的有效衔接，理顺“发输配售”各个环节，提高市场效率，兼顾市场公平。

参考文献

Salant L D . (2004) Default Service Auctions. Journal of Regulatory Economics