售电为什么放开

电力市场化交易对企业的好处是对于有些企业具备储能设施。

甚至是自备电厂的用电企业。当电价偏高时，用其自身设备发电。售电公司代理用电用户参与市场交易，方便了电力交易中心的统一管理和用电稳定性，同时又实现了用户、售电公司和发电企业、国家电网的多边共赢，推动电力交易市场化改革的顺利进行。

电力工业以“公司制改组、商业化运营、法制化管理”为改革目标的基本取向，从现在起到21世纪初，在发电领域将逐步引入竞争机制，逐步形成开放发电侧的经营模式，即各发电公司按电价竞争上网的市场机制，即形成了初步的电力市场化。

扩展资料：

电改主要是为了节省电力传输成本以及提高电力传输的稳定性。

1、电力市场化改革是大势所趋，对于集团公司而言，改革带来的既有机遇也有挑战。在当前电力市场供大于求的形势下，面临的困难和挑战可能还会更多一些。对此，我们必须早做准备，积极应对，研究制定对策措施，在改革中抢占先机，推动集团公司在改革大潮中稳步前行。

2、当前关于深化电力体制改革的方案还在修订完善中，未来可能还要出台更为详细的实施细则。我们要密切关注改革动向，紧密联合其他发电集团，积极向有关部委反映发电企业的改革诉求，努力争取有利于发电侧的相关政策。

建议加强对电能直接交易的监管。在发电企业与电力用户开展直接交易时，确保双方能够自主谈判协商确定电量和电价，减少地方政府的行政干预行为，特别是要杜绝地方政府搞优惠电量强制摊派行为。

3、建议加大对清洁能源的扶持力度。由于风电、太阳能发电、气电等清洁能源成本高、电价高，并不适宜参与电能直接交易，将在未来的电力市场竞争中处于弱势地位，建议国家提前考虑和安排可再生能源的电量消纳问题，一方面继续实施可再生能源全额收购保障政策，另一方面出台相关政策，鼓励电力用户使用一定比例的清洁能源电量。

建议在单独核定输配电价后再将售电侧放开。如前所述，在当前电力运行模式下放开售电侧毫无意义，建议国家在核定输配电价后再将售电侧放开，并且建议电网企业逐步退出售电业务，仅收取“过网费”，这样才能在售电侧形成真正的市场竞争。

4、建议不要采取平均销售电价扣除平均上网电价的简单方式核定输配电价，而应委托第三方对电网企业的投资和成本进行核算，按照覆盖成本、微利的原则，核定合理的输配电价，给予发电企业和电力用户直接交易时更大的议价空间。

从下面材料总结出来的。。

日前发改委发布的《关于2010深化经济体制改革重点工作的意见》，电力体制改革再度位列其中。

2002年确定的四分离电力体制改革，至今仅在发电侧的厂网分离领域效果显著，主辅分离进退失据至今改而不破；售电侧的输配和配售分离则至今僵持不下。这造成了电力市场既非市场又非计划，煤电顶牛、厂网利益分配失调等问题几乎一直相伴而行。

是次发改委等部门把重点放置于，除依据拉姆齐定价法则推行居民民用阶梯价格制度等外，其他的如电网企业主辅分离，输配电体制改革试点等内容都似曾相识。

当前电改究竟痛在何处？首先表现在电价市场化改革的久拖不决。目前的电价改革，在方向上虽然最终目标是完全市场化价格运行机制，但为照顾低收入群体的承受能力、支持重点行业和关键领域的用电成本等，在电价市场化改革过程中引入了分步过渡的思路——先通过成本+利润的过渡模式对电价进行管控，然后实行真正的完全市场化。

这种电价内涵对低收入群体、重点和关键行业的价内补贴性职能：一方面造成了煤电价格顶牛和煤电联动机制取消后的发电行业整体亏损问题；同时在当前的电力生态布局下，隐含价内补贴的电价过渡机制，扭曲了电价的价格形成机制，导致了电力系统承担了诸多社会功能而无法完全市场化。另一方面，电价未能有效市场化改革，客观上牵制了售电侧输配分离和配售分离的市场化改革，强化了电网公司的垄断强势。

其次，发电侧与售电侧间隔性的分步改革，人为增加了电力体制改革的复杂性，导致了改革的步履维艰。电力领域是囊括了发电、输电、配电和售电等完整的产业生态链，先发电侧后售电侧的改革思路，客观上割裂了电力体制改革的完整性，容易造成改革的前后顶牛和利益扭曲问题。事实上，不论是煤电顶牛还是一度出现的发电企业的整体亏损，都与当前电力改革的先后有别的分步改革有着直接的关联；而电网公司在主辅分离上先分离后拓展辅业，甚至部分省网公司采取各种可能手段投资发电项目，再度挑战相对较为成功的厂网分离，都与这种先发电侧后售电侧的分步改革相关。

再次，电网公司的垄断强势地位客观上加剧了电力体制改革的复杂性，甚至影响2002年电力体制改革方案确立的改革方向。目前发电侧的竞价上网，严格地说是一种一对多的垄断博弈，国网和南网在竞价上网中处于绝对垄断地位。

真正的输配分离、配售分离改革是把配电与售电真正从电网公司独立出来，引入市场竞争机制。在配电环节，成立多家专业的配电公司，进行竞价配电服务。售电业务则可以是发电企业直接面对最终用户（目前试点的直购电），也可以是发电企业把电卖给售电公司，售电公司直接面向最终用户。而电网公司将专司电网建设维护和输电服务。输配售业务电网公司继续独揽意味着售电侧的市场化改革只是电网公司的内部市场化，而非售电侧的市场化。显然，售电侧的市场化改革就是对电网公司的重新定位，这是电改能否有效推进的关键。

7月16日，发改委、能源局对外发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（以下简称《通知》）以及《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》（以下简称《实施方案》），加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电力体制改革又迈出重要步伐。

2017年市场化交易电量达到全社会用电量的26%，度电平均降价约5分

2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场化交易得以大力推进，我国逐步建立了规则明确、组织有序、形式多样、主体多元的市场化交易体系。

改革在市场化、降成本等方面效果初显。2017年，各地签订直接交易年度、月度合同以及平台集中交易合同电量，加上跨省区市场化交易、发电权交易等其他交易品种，累计完成市场化交易电量1.63万亿千瓦时，同比增长45%；市场化交易电量达到全社会用电量的26%，度电平均降价约5分。上半年，电力市场化交易继续推进，交易品种形式不断创新丰富，市场化交易电量累计突破8000亿千瓦时，同比增长24.6%。

去年底中央经济工作会议提出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。今年的《政府工作报告》也提出加快要素价格市场化改革。为此，电力市场化交易改革顺势而为，迎难而上。

大幅提高市场化交易电量规模，要计划放开，取消限制。《通知》提出，进一步推动发用电计划放开，发电侧除了清洁能源、调节性电源等优先发电之外，用户侧除了居民、农业、重要公用事业和公益性服务等优先购电之外，其他经营性的发用电都应放开。各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易。同时支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。

大幅提高市场化交易电量规模，要提高供给侧的参与度，推进各类发电企业进入市场。《通知》要求，2015年《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》颁布实施后核准的煤电机组，投产后一律纳入市场化交易，同时推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电等进入市场。拥有燃煤自备电厂的企业，按照有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，也将有资格按交易规则参与交易。

大幅提高市场化交易电量规模，还得提高需求侧的积极性，放开符合条件的用户进入市场。《通知》提出，进一步放开用户电压等级及用电量限制，符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。

“《通知》支持高新技术、互联网、大数据等高附加值的新兴产业以及各地明确的优势特色行业、技术含量高的企业参与交易，可不受电压等级及用电量限制。”发改委经济运行调节局局长赵辰昕表示，《通知》还支持工业园区、产业园区和经济技术开发区等整体参与交易；条件允许地区，大工业用户外的商业企业也可放开进入市场；在制定完善保障措施的条件下，稳妥放开铁路、机场、市政照明、供水、供气、供热等公共服务行业企业参与交易。

四行业成改革着力点，建立“基准电价+浮动机制”的价格形成机制

为确保电力市场化交易比重有明显提高，2018年我国选择煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户，率先全面放开发用电计划试点，进一步扩大交易规模，完善交易机制，形成新的改革突破口和着力点。

“这4个重点行业市场化程度较高，在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易，市场经验丰富，试点全面放开发用电计划具有较好基础。”赵辰昕说。

根据《实施方案》，这4个行业电力用户遵循“应放尽放”等基本原则，用户全电量参与交易；具备条件的用户，同步放开发用电计划和电价，由用户和发电企业自主协商确定供电方式和价格机制。

试点企业参与改革的甜头是实实在在的。根据《实施方案》，重点行业电力用户与清洁能源开展市场化交易，可适当减免交叉补贴；鼓励参与跨省跨区市场化交易的市场主体消纳计划外增送清洁能源电量，并可通过协商适度降低跨省跨区输电价格。

那么究竟如何进行市场化交易呢？

一方面，进入市场的发电企业、用户和售电企业都要在交易机构注册、公示，纳入市场主体目录，才有交易资格。市场主体选择进入市场，3年内不可退出。

另一方面，要依靠科学合理的市场化价格形成机制。今年起，煤炭、钢铁、有色、建材等重点行业电力用户参与市场化交易，不再执行目录电价。鼓励电力用户和发电企业在签订电力市场化交易合同时自主协商，约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。

所谓“基准电价”，就是交易双方根据发电企业电煤来源，自主协商选取合理的基准电煤价格，将与其对应的发电价格确定为交易合同的基准电价。双方协商达不成一致的，推荐参考煤电标杆上网电价或电煤中长期合同价格对应的发电价格确定为基准电价。而“浮动机制”，则是指用户和发电企业签订电力市场化交易合同时，可自主协商建立价格浮动机制，综合考虑各类市场影响因素，协商确定浮动的参考标准、浮动周期、浮动比例。协商达不成一致的，推荐综合考虑发电成本和各类市场因素，实施浮动，可每季度浮动调整一次。

“《实施方案》明确了目标任务，列出详细时间表和路线图，确保4个行业用户发电计划整体放开。”赵辰昕说。

改革坚持积极稳妥原则，保障用户安全可靠的供电不受影响

改革进入深水区，利益相关方的疑虑不容忽视。不少用户担心，选择市场化交易，被强制要求用电量怎么办？用户选择退出市场化交易，会否被强行断电或漫天要价？而发电企业也担忧，签订合同后，用户随意退出，损失谁来负责？

“改革坚持积极稳妥原则，保障用户安全可靠的供电不受影响，决不允许因进入电力市场而导致用户供电中断的情况发生。”赵辰昕说，电网企业要承担保底供电责任，对暂未能签订直接交易合同的电力用户，以及参与市场化交易又退出的电力用户，提供保底供电服务，并按照相关政策规定收取电费。

稳妥推进改革，“有形的手”不能越位。《通知》要求，各地区有关部门要最大限度减少对微观事务的干预，充分尊重和发挥企业的市场主体地位，不得干预企业签订合同，不得强制企业确定电量和电价，不得干扰合同履行，不得实行地方保护。

稳妥推进改革，“有形的手”不能缺位。有市场就有纠纷，事中事后监管很重要。《通知》要求，各相关部门要建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制，对市场主体在合同履约过程中产生的纠纷及时进行裁决，营造公平公正的市场环境，坚决避免因合同纠纷造成用户可靠供电受到影响，妥善解决因不可抗力因素造成合同难以执行等问题，避免市场主体受到不公平待遇。对于违反交易规则和有失信行为的市场主体，纳入不良信用记录，情节特别严重或拒不整改的，还将纳入失信企业黑名单。