今年以来，国网华北分部坚持积极稳妥、分步推进的思路，以火电深度调峰改造工作为基础，与国网北京、天津、冀北电力公司密切协作，大力推动华北调峰容量市场建设，引导火电企业从提供已具备的调峰能力向主动通过改造获得更大的调峰能力转变。

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。电网企业要按要求规范代理购电方式流程，单独归集、单独反映代理购电机制执行情况，做好信息公开、电费结算等工作，并按季度将代理购电及变化情况报价格主管部门。

鼓励跨省跨区送电参与直接交易。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。国家发展改革委办公厅2021年10月23日能源电力供需平衡预警体系一方面突出做好绿色电力供需平衡，推动电力清洁化转型，另一方面要突出做好覆盖煤电产业链供应链的能源电力供需平衡，充分发挥煤电产业链供应链兜底保电力供应的作用。根据公开发布的通稿，建设全国碳市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推进绿色低碳发展的一项重大制度创新，也是推动实现碳达峰目标与碳中和愿景的重要政策工具。

要强化政策顶层设计，改革完善纠偏电力特别是煤电产业政策，统筹经济和电力发展、减污降碳和能源安全、政府管理和市场手段之间的关系，站在电力产业链供应链的高度，提高政策的协同性、灵活性、前瞻性、公平性，不断提高电力发展预期和周期管理水平。煤电对前者补贴体现在电能量损失及电能质量比价的电价损失两个方面，对后者补贴体现在电网输配电足额回收上。四、保障措施（一）规范代理购电行为。

代理购电产生的偏差电量，现货市场运行的地方按照现货市场价格结算，其他地方按照发电侧上下调预挂牌价格结算，暂未开展上下调预挂牌交易的按当地最近一次、最短周期的场内集中竞价出清价格结算。各地保量保价的优先发电电量，不应超过当地电网企业保障居民、农业用户用电和代理工商业用户购电规模，不足部分由电网企业通过市场化方式采购。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。电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，现货市场运行或开展中长期分时段交易的地方，应考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测分时段用电量。

（六）规范代理购电关系变更。为确保代理购电机制平稳实施，2021年12月底前，电网企业通过挂牌交易方式代理购电，挂牌购电价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定，挂牌成交电量不足部分由市场化机组按剩余容量等比例承担，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。

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。通知规范了电网企业代理购电方式流程：明确代理购电用户范围，预测代理工商业用户用电规模，确定电网企业市场化购电规模，建立健全电网企业市场化购电方式，明确代理购电用户电价形成方式，规范代理购电关系变更。已直接参与市场交易又退出的电力用户，默认由电网企业代理购电。电网企业代理购电的用户，应公平承担可再生能源消纳权重责任。

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。（二）加强与分时电价政策的协同。电网企业代理购电价格、代理购电用户电价应按月测算，并提前3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。（二）预测代理工商业用户用电规模。

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。详情如下：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号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：为落实《国家发展改革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）要求，指导各地切实组织开展好电网企业代理购电工作，保障代理购电机制平稳运行，维护发用电市场主体合法权益，促进电力市场规范平稳运行和加快建设发展，现将有关事项通知如下：一、总体要求建立电网企业代理购电机制，保障机制平稳运行，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革提出的明确要求，对有序平稳实现工商业用户全部进入电力市场、促进电力市场加快建设发展具有重要意义。

（五）强化代理购电监管。尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的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，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。本通知自印发之日起执行，暂定有效期至2022年12月31日，我委将根据需要及时进行完善。纳入代理购电电量来源的优先发电电源，偏差电量按现货市场规则执行。在现货市场未运行的地方，电网企业代理购电用户代理购电合同未申报用电曲线，以及申报用电曲线但分时电价峰谷比例低于当地分时电价政策要求的，用户用电价格应当按照当地分时电价政策规定的时段划分及浮动比例执行。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。各地主管部门要积极会同配合国家能源局派出机构、当地相关部门，重点围绕代理购电机制运行中的市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对电网企业、电力交易机构的监管，及时查处信息公开不规范、电费结算不及时，以及运用垄断地位影响市场交易等违法违规行为。

（三）确定电网企业市场化购电规模。要规范透明实施，强化代理购电监管，加强信息公开，确保服务质量，保障代理购电行为公平、公正、公开。

三、加强相关政策协同（一）加强与居民、农业销售电价政策的协同。各地应按职能分工进一步完善电力中长期交易规则，电网企业代理购电应与市场主体执行统一的市场规则。

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，下同）、农业用户的用电量规模单独预测。（三）确保代理购电服务质量。

（五）明确代理购电用户电价形成方式。燃煤发电跨省跨区外送的，送受端双方要适应形势变化抓紧协商形成新的送电价格，确保跨省跨区送电平稳运行。电网企业应按要求及时公开代理购电相关信息，原则上应按月发布代理用户分月总电量预测、相关预测数据与实际数据偏差、采购电量电价结构及水平、市场化机组剩余容量相关情况、代理购电用户电价水平及构成、代理购电用户电量和电价执行情况等信息。电网企业首次代理工商业用户购电时，应至少提前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。

组织开展电网企业代理购电工作，要坚持市场方向，鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。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。

电网企业要按要求规范代理购电方式流程，单独归集、单独反映代理购电机制执行情况，做好信息公开、电费结算等工作，并按季度将代理购电及变化情况报价格主管部门。鼓励跨省跨区送电参与直接交易。

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。国家发展改革委办公厅2021年10月23日

能源电力供需平衡预警体系一方面突出做好绿色电力供需平衡，推动电力清洁化转型，另一方面要突出做好覆盖煤电产业链供应链的能源电力供需平衡，充分发挥煤电产业链供应链兜底保电力供应的作用。根据公开发布的通稿，建设全国碳市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推进绿色低碳发展的一项重大制度创新，也是推动实现碳达峰目标与碳中和愿景的重要政策工具。要强化政策顶层设计，改革完善纠偏电力特别是煤电产业政策，统筹经济和电力发展、减污降碳和能源安全、政府管理和市场手段之间的关系，站在电力产业链供应链的高度，提高政策的协同性、灵活性、前瞻性、公平性，不断提高电力发展预期和周期管理水平。煤电对前者补贴体现在电能量损失及电能质量比价的电价损失两个方面，对后者补贴体现在电网输配电足额回收上。

电力供需预警纳入中长期能源电力规划、年度能源电力运行计划以及安全生产管理。此外，国家税务总局、中国银保监会、国家矿山安全监察局、国家能源局以及国务院国资委等国家有关部门先后采取措施密集部署能源电力保供攻坚工作。

政府如何对煤电安全价值定价，或者如何设计市场机制才能体现煤电的安全价值，是一个难题。预警体系应该结合国内外经济及能源供需形势，主要包括涵盖3至5年的中长期滚动预警以及3至12个月的短期滚动预警。

2019年电力现货市场建设试点并没有推动有利于煤电发展的市场机制。3. 动力煤期现货价格大幅回落。