国网上海市电力公司，上海电力交易中心，各有关经营主体：

  为贯彻落实《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）、《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）、《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》（发改办价格〔2022〕1047号）、《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）等规定，切实组织开展好本市电网企业代理购电工作，保障代理购电机制平稳运行，维护发用电经营主体合法权益，并与本市电力中长期、现货市场交易相衔接，促进电力市场规范建设发展，现就有关事项通知如下：

  一、代理购电用户范围

  （一）暂未直接参与市场交易的工商业用户、已直接参与市场交易又退出的工商业用户，由市电力公司代理购电，鼓励上述代理购电工商业用户直接参与市场交易。

  （二）未在电力交易平台注册、也未与市电力公司签订代理购电协议的工商业用户，默认由市电力公司代理购电。

  （三）居民用户（含执行居民电价的非居民用户，下同）、农业用户等保障性用电电量由市电力公司统一采购。

  （四）在上网环节线损电量由用户采购的市场化机制条件具备前，全网线损电量和网间售电量暂由市电力公司统一采购。

  二、代理购电及保障性用电规模预测

  （五）市电力公司要按月分别预测代理购电用户用电量及典型负荷曲线，典型负荷曲线用于支撑中长期合同曲线分解或中长期分时段（带曲线）交易。市电力公司应考虑季节变更、工作日和节假日等因素，按需预测分时段、分时点电力电量，做好与中长期、现货交易相衔接。

  （六）市电力公司应按月单独预测居民用户（含执行居民电价的非居民用户）、农业用户等保障性用电电量规模。

  三、确定市场化购电规模

  （七）由市电力公司收购的水电、核电、华东统配、抽水蓄能等低价保量保价优先发电电量，价格从低到高优先匹配居民、农业用户等保障性用电电量（含居民、农业用户线损，下同）。匹配不足部分，通过市场化交易方式合理采购。

  如国家相关文件允许，已直接参与市场交易的低价电源，在履行保障义务后可继续参与市场化交易，具体电量由市能源主管部门根据电力供需、电力市场建设等情况统筹确定。

  （八）根据国家发展改革委推动新能源上网电量参与市场交易有关要求，本市市内新能源发电企业（指市内所有集中式和分布（散）式风力、光伏和生物质发电企业，下同）中具备参与中长期和现货交易条件的，其上网电量不再作为市电力公司匹配居民、农业等保障性用电及代理购电工商业用电电量（含代理购电工商业用户、网间售电、网间售电线损、全体工商业用户线损，下同）的优先发电匹配来源。

  （九）上述优先发电匹配后剩余电量，本市天然气发电、燃油发电等高价保量保价优先发电电量，市电力公司采购的省间中长期、省间现货（临时购电等）电量、皖电电量，不具备参与中长期和现货交易条件的市内新能源上网电量，暂作为市电力公司代理工商业用户购电来源。匹配不足部分，通过市场化交易方式合理采购。

  四、市场化购电交易方式

  （十）根据本市电力市场建设情况，市电力公司可按照相关规则或方案逐步增加交易频次、缩短交易周期，参与中长期月内交易。本市电力现货市场启动连续长周期运行前，市电力公司通过参与场内集中交易方式（挂牌交易）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，价格按当月月度集中竞价交易的边际出清价格或加权平均价格确定。按照相关规则或方案接受偏差结算。本市电力现货市场启动连续长周期运行后，市电力公司可根据中长期、现货市场价格情况，灵活参与各周期中长期双边、集中竞价交易和现货交易。

  （十一）本市所有发电主体的交易申报电量上限由电力调度机构根据发电主体额定容量或可发容量、电网运行实际情况等提供。若未提供则由相关发电主体根据自身发电能力自主进行交易申报。

  （十二）若所有参与交易发电主体的申报电量总和超过市电力公司代理购电挂牌电量，则各发电主体的成交电量根据其申报电量按等比例原则出清。

  （十三）若所有参与交易发电主体的申报电量总和小于市电力公司代理购电挂牌电量，剩余未成交电量可通过月度或月内挂牌方式再次开展交易。

  （十四）参与交易的发电主体应确保机组安全稳定运行，足额履约成交电量，因自身原因导致成交电量履约不足的情况，自行承担电量损失。市电力公司与发电企业在双方签订的购售电合同中，要设定相关的违约条款。后续根据市场交易相关规则开展偏差考核。

  五、发电企业超发电量和价格接受者电量价格机制

  （十五）超发电量是指公用燃煤发电企业（含皖电）、具备参与中长期和现货交易条件的新能源发电企业等，未能在市内电力中长期市场和省间市场中达成交易、由本市电网企业消纳的电量。本市具备参与中长期和现货交易条件的市场化新能源企业，仅在当月电力现货非结算日结算超发电量。超发电价初期暂按照全月中长期交易平均电价乘以系数K1确定；后续按照全月分时段中长期交易平均电价乘以系数K1确定。K1暂取0.95，今后根据市场情况适时调整。

  超发电价（初期）=全月中长期交易平均电价×K1

  超发电价=全月分时段中长期交易平均电价×K1

  其中，全月中长期交易平均电价=全月中长期交易总电费÷全月中长期交易净电量。

  全月分时段中长期交易平均电价=全月分时段中长期交易总电费÷全月分时段中长期交易净电量。

  全月中长期交易涵盖本市批发用户和售电公司的相关绿电交易电能量部分、普通直接交易等各种交易类型，交易周期包括多年或年度分解至月度、月度、月内、逐日等。

  2025年，机组容量分摊给本市的皖电东送燃煤发电企业在省间市场达成的电网企业代理购电分月电量，落地电价暂按照同期本市煤电代理购电价格执行。2026年（含）以后，机组容量分摊给本市的皖电东送燃煤发电企业电量，电网企业代理购电电量落地电价按照我市与安徽省或发电企业协商确定的价格机制执行，长三角电力交易市场建立江浙沪皖电统一交易模式、形成统一皖电价格的，也可按照该交易模式形成皖电落地电价。在此之前，皖电须全部与本市电力用户开展直接交易或与电网企业开展月度、月内代理购电挂牌交易。如国家出台关于皖电的价格机制，按照新规定执行。

  本市不具备参与中长期和现货交易条件的市场化新能源企业，作为价格接受者，按照全月实际上网电量开展结算。结算价格按照全月同类型新能源项目市场交易均价乘以I1确定，I1系数暂取1。

  价格接受者结算价格=全月同类型新能源项目市场交易均价×I1。

  其中，全月同类型新能源项目市场交易均价根据当月是否完整开展电力现货结算运行，分别取全月同类型新能源项目实时现货结算均价或中长期交易均价（不含超发电量）。

  鼓励具备调节能力的新能源发电项目直接参与市场交易，视市场建设情况，今后将逐步下调I1系数。

  六、代理购电用户的价格形成机制

  （十六）代理购电工商业用户的终端用电价格由代理购电价格、上网环节线损费、输配电价、系统运行费、政府性基金及附加等组成。

  代理购电以当月月度集中竞价交易边际出清价格作为代理购电平均购电价格进行结算，该价格与代理购电平均上网电价的价差空间向全体工商业用户分摊或分享。待本市电力现货市场启动连续长周期运行后，匹配居民、农业后的剩余优发电量作为代理工商业用户购电来源，结合国家有关政策和本市电力市场建设，对燃气机组等具备电网调峰能力的电源，其为本市全体用户保供稳价所形成的高价成本或降价空间向全体工商业用户分摊或分享。

  代理购电参与现货市场结算后，偏差电量按照现货市场价格结算。

  （十七）上网环节线损费用按上年度本市电网综合线损率考虑，上网环节线损折价由全体工商业用户分摊，后续视情况优化调整。

  （十八）系统运行费用包含电价交叉补贴新增损益、辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、天然气机组容量电费、燃煤机组容量电费、线损代理采购损益、电力保障综合费用和新能源机制电量差价电费等。系统运行费用按照相关文件明确的标准开展测算、向全体工商业用户分摊或分享，并根据实际电量情况通过后续月份滚动清算。

  （十九）新能源上网电价市场化改革后，本市新能源发电企业纳入机制电量部分的机制电价与市场交易均价的差价结算费用，通过系统运行费用新增的“新能源机制电量差价电费折合度电水平”科目向全体工商业用户分摊或分享。

  （二十）代理购电用户按照政府相关文件规定，执行两部制电价、分时电价，以及输配电价、政府性基金及附加等政策。现阶段，代理购电价格和输配电价（电度）参与分时浮动。

  （二十一）代理购电用户执行差别电价的，加价标准按现行有关规定执行。

  （二十二）以下用户的终端用电价格由市电力公司代理购电价格的1.5倍、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成：

  （1）已直接参与市场交易、又无正当理由退出改由市电力公司代理购电的工商业用户；

  （2）拥有燃煤发电自备电厂、由市电力公司代理购电的用户；

  （3）尚未直接参与市场交易的高耗能用户（企业用户名单由政府相关部门明确）。

  市电力公司代理上述用户购电形成的增收收入，纳入为居民、农业用电价格稳定产生的电价交叉补贴新增损益统筹考虑。

  七、代理购电关系变更

  （二十三）代理购电用户可按经营主体，在每季度最后15 日前选择下一季度起直接参与市场交易，与市电力公司之间的代理购电关系相应终止。主体注册入市生效后，新增用电户号按规定完成市场注册后于次月起直接参与市场交易。上海电力交易中心应及时将上述变更信息通知市电力公司。

  （二十四）对于业扩新装用户，以及办理过户、销户的工商业用户，市电力公司应主动告知市场交易、代理购电政策。

  八、保障措施与信息披露

  （二十五）市电力公司代理购电工商业用户终端价格按月测算、于次月执行，并按照用户实际用电量全额结算电费。

  （二十六）居民、农业用户用电价格保持基本稳定，继续执行现行目录销售电价，不承担电力市场费用分摊（分享）。

  （二十七）市电力公司应通过营业场所、手机 APP、供电服务热线等多种渠道，开展政策宣传，鼓励工商业用户直接参与市场交易。

  （二十八）市电力公司应及时公开代理购电相关信息，每月月末3日前通过营业厅、网上国网等线上线下渠道向社会发布代理购电工商业用户终端用电价格、电量预测规模、采购电量来源、往月实际用电量，以及代理购电价格、上网环节线损费用折价、系统运行费用折合度电水平等（详见附表公示模板）。

  （二十九）市电力公司应规范代理购电流程，单独归集、单独反映代理购电机制执行情况。每月将电量预测、价格测算等信息按时报送市价格主管部门。每季度向市价格主管部门、华东能源监管局报告报备代理购电机制执行、电量预测及偏差等情况，反映存在的困难问题，提出政策建议。

  （三十）上海电力交易中心要妥善组织交易开展，及时发布交易通知、 交易结果等。

  （三十一）电力调度机构要考虑保障电网安全的有关要求，对代理购电成交结果进行安全校核。

  （三十二）市价格主管部门会同相关部门密切跟踪电力市场和价格变化，评估市场交易价格和代理购电价格波动风险，及时发现苗头性、趋势性、潜在性问题，做好风险预警防控。为保持代理购电工商业用户的终端用电价格相对稳定，市价格主管部门可启动价格跨月度平滑处理机制，保障代理购电机制平稳运行。

  （三十三）市价格主管部门会同配合华东能源监管局、市市场监管局，以及其他电力相关部门，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，加强对市电力公司、上海电力交易中心的监管，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。

  本通知由上海市发展和改革委员会解释，自2025年10月1日起实施，《关于组织开展本市电网企业代理购电工作有关事项的通知》（沪发改价管〔2021〕55号）同时废止。

  附表:1.国网上海市电力公司代理购电工商业用户电价表

  2.国网上海市电力公司代理购电价格信息表

  3.国网上海市电力公司执行1.5倍代理购电工商业用户电价表

  上海市发展和改革委员会

  2025年8月15日

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