电改对发电企业有什么好处
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。
“对于发电企业和用电大户，他们将是新电改最直接的受益者，特别是那些与能源互联网+相关的企业、区域性电力平台等都将迎来新的市场机遇。
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、当前国家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，积极向国家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。
建议国家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，国家有关部门应加强监管，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。同时建议国家设定直接交易电量价格的浮动范围，避免产生恶性竞争。
3、建议国家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。
建议国家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。建议国家核定合理的输配电价。
4、建议国家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。
建议电力调度和交易机构采用中央垂直管理模式。如果将来改革要求电力调度和交易机构独立于电网企业，建议在国家层面成立相应的管理机构，对各区域的调度和交易机构采取中央垂直管理模式，避免其成为地方政府利益调配的载体。
改革，对大多数企业来说，都是想方设法增加收入。但有一家大型央企，却在改革中不断向自身收益“开刀”。用其负责人的话说，这样做是为了向社会“多让利”，同时倒逼企业“瘦身健体”、优化经营。
这家企业，就是世界500强排名第二的中国国家电网公司。党的十八大以来，国家电网通过一系列举措，释放改革“红”利，增强能源“绿”意，拓展增长“蓝”海，勾勒出发展新图景。
降低电费，释放改革“红”利
华为技术服务有限公司是位于河北省廊坊市的一家高科技企业，过去一直是当地供电公司的用电大户。今年7月起，该公司改由电力交易平台向发电企业直接买电，每千瓦时电的价格较此前降低了5分5，不到两个月就省了54万元。
“电网企业的收入肯定是减少了，但给企业带来大实惠，能实现全社会资源的优化配置。”国家电网公司专职新闻发言人王延芳坦言，新一轮电力体制改革重点是建设统一开放、竞争有序的电力市场体系，使电力能像普通商品一样自由买卖。对此，国家电网责无旁贷。
仅一年多时间，国家电网就建成首个国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，目前注册各类市场主体近4．5万家，电力市场化交易规模大幅提升。今年1至8月，完成市场化交易电量8537亿千瓦时，同比增长93％。
“多买多卖的市场竞争格局已初步形成，越来越多执行‘政府定价’的计划交易，转向了双方‘协商定价’的市场化交易。仅直购电一项，今年预计就将为企业降低用能成本超过180亿元。”国网公司体改办副主任魏玢表示。
事实上，国家电网让出的“红利”远不止于此。王延芳给记者算了一笔账，仅今年一年，取消电价中城市公用事业附加费，可降低企业电费280亿元；取消电铁还贷电价，让利52亿元；按照7月末各省份批复的输配电价新标准，还将减少企业成本178亿元。
“企业电费降了，意味着我们直接和间接少收了约700亿元。这确实带来了很大压力，过去电网靠统购统销‘吃差价’行不通了，必须主动调整盈利模式，进一步提高自身效率和管理水平，不断压缩成本，以在市场上持续站稳脚跟。”王延芳说。
解决“三弃”，增强能源“绿”意
仅0．008秒，来自甘肃的风电、太阳能发电等，就瞬间送至湖南湘潭换流站，点亮了2000多公里外的千家万户。由国家电网投建的“甘肃直供湖南”特高压线路，有效缓解了西北地区清洁能源消纳难题。
近年来，我国也不断加大发展清洁能源的力度。作为能源领域的标志性央企，国家电网坚持在改革中引领清洁转型步伐，多措并举消纳清洁能源，解决弃风、弃光、弃水“三弃”问题成效明显。
据国网公司发展策划部副主任张正陵介绍，该公司通过开展可再生能源跨区现货交易、启动东北辅助服务市场等，促进了新能源大范围配置和消纳。
今年6月，青海电网在全国首次测试“绿电七日”，实现了168小时全部依靠太阳能、风和水力供电，引发了全球能源行业的广泛关注。
“未来将继续加快外送通道建设，为新能源在全国范围消纳创造条件。”张正陵表示。
他告诉记者，目前我国风电、光伏发电成本分别为0．4元、0．7元／千瓦时左右，按照特高压的网络规模效应，未来成网后，清洁电力供应成本可降至0．3元／千瓦时左右。
创新共享，拓展增长“蓝”海
在新电改中主动作为、让利社会的同时，国家电网也积极开拓新业务，不断寻求新的增长“蓝海”。
“2015年以来充换电设施爆发式增长。为此，我们专门成立了国网电动汽车公司开展电动汽车充换电业务。”国网公司董事长舒印彪说，其最大的亮点是建成了目前全球覆盖范围最广、接入设备最多、技术水平最高的智慧车联网平台。
据介绍，该平台已实现与17家充电运营商互联互通，接入的充电桩总数超过16．7万个，日充电量超过100万千瓦时。不仅有效解决了电动汽车用户找桩难、充电难问题，还能促进资源共享和分享经济发展。
家住北京丰台的肖勇，就将自家充电桩接入了车联网平台。“车主可以在APP上找到我的桩进行充电，方便了大家也给自己带来了额外的收入。去年12月份到现在，净赚了2000多元。”肖勇说。
此外，国家电网还建成光伏云网，构建“线上平台＋线下服务”，用手机便可实现电量查询、交易、结算等“一键操作”，大幅提升了光伏运营效率。目前，该云网已接入52万户、装机容量2430万千瓦。
“全面深化改革带来的压力很大，但动力更足。”舒印彪表示，原有板块稳定增长，新业务快速发展，海外市场不断开拓，今年1至8月，国家电网经营发展指标普遍好于预期，电网投资、售电量、营业收入均保持较快增长，利润总额同比增加了29亿元。
国企有国家支撑，减少也是为了减少人们的生活成本。
拓展资料
广东售电 “暴利”试验
1、虽然全国各地已经注册成立了近500家售电公司，但现在真正能够参与售电业务的公司并不多——重庆3家、广东13家。
在广东经信委批复的这13家售电公司中，以粤电力、华能、华润电力、中电投等8家国有发电企业成立的售电公司为主，一家民营发电企业成立的售电公司，另外还有新奥（广东）能源销售公司、深圳深电能售电公司、深圳兆能供电服务公司3家民营企业，以及广州经济开发区成立的广州穗开电业公司。
2、按照广东省的计划，2016年直接交易电量规模为420亿千瓦时，约占广东电网全年售电量10%。其中280亿千瓦时为年度长协，140亿千瓦时为月度竞价。
此后，广东电力交易中心组织了3~5月的三次月度电力竞价交易，这些售电公司也参与其中，开创了国内售电公司参与电力直接交易的先例。
3、数据显示，广东已经完成的三次集中交易，总成交电量为39 亿度。其中售电公司共成交电量28.4亿度，占比73%；售电公司获得的电量也由3月的65%上升到5月的83%。
正是这三次交易，让售电公司得到超预期的盈利，引发了业内广泛关注。
“电力供需端诉求不一，现在火电发电形势严峻，电厂希望争取更多交易电量保证利用小时数，价格申报比较低。”一位参与交易的火电企业人士告诉记者，但用户端可能对电价敏感度低，并没有预期过高的降价幅度。另外发电企业在竞价策略的专业性上仍不及售电公司，出现了大幅度的非理性降价。
4、以3月的交易为例，发电企业申报的电价平均申报价差达到了0.429元/度，但是用户申报的平均申报价差只有0.0244元/度，两者之间的差价高达0.4元。随后在4月、5月的两次交易中，这一价差分别为0.382元和0.481元。
在广东以往的电力直接交易中，交易的价差电费会全部返还给发电企业。在引入售电公司之后，其返还规则也发生了改变：价差中的75%返还给发电企业，25%返还给用户。
5、在前述发电企业人士看来，这一规则改变的初衷是将发电厂降价让利，分出一部分让终端用户享有。但是，由于售电公司和被代理的企业用户基本上签订的是长达一年的售电协议，每度电电价降幅也只有1~3分钱。所以，返还给用户的价差电费基本上都被售电公司获得。
6、该人士直指广东电力直接竞价交易市场规则欠缺，各方混战，电厂则败得一塌涂地，售电公司在最开始的“混沌”格局中明显受益，利益分配不均。
有机构测算，三次交易电厂向需求方合计让利5.3亿元，其中预计有近4.5 亿元被售电公司获得。平均计算，一度电售电公司就能赚取超过0.13元的差价收益。
正因如此，一些研究机构甚至发文直呼：售电公司进入“暴利时代”！
【拓展资料】
（1）根据《中华人民共和国增值税暂行条例》第二条，纳税人销售电力产品税率为17%。
（2）根据《中华人民共和国增值税暂行条例》第五条规定，纳税人销售货物或应税劳务时，需按照销售额和规定的税率计算并向购买方收取增值税额。
据此，电力企业销售电力产品时向用电客户收取17%的增值税额。
（3）根据财政部《关于调整增值税税率的通知》财税〔2018〕32号规定，自2018年5月1日起纳税人发生增值税应税销售行为，原适用17%税率的，税率调整为16%。
（4）根据《财政部税务总局海关总署关于深化增值税改革有关政策的公告》(财政部税务总局海关总署公告2019年第39号)规定，自2019年4月1日电力产品增值税率从16%下调为13%。
据此，电力企业销售电力产品时向用电客户收取13%的增值税额。
1、国家宏观背景——降电价
国家电改的一个主要目标是让利用户，因此我国各地市场规则在制定的时候，就规定了成交价格低于现有目录电价。
以广东为例，月度竞价的报价区间为-450厘/kWh~0厘/kWh（广东采取价差报价），即电价可以降4毛5分钱，但不允许提高价格，其他省份也大致如此。
因此售电公司可以购入低于目录电价的电，这个是售电公司可以帮用户节省电费的最根本条件。
2、政策规定——部分用户必须选择由售电公司代理
各省政策在制定的时候，都会根据电压等级和用电量规定用户参与市场的方式，低电压等级用户和电量较低的用户必须委托售电公司代理参与。
以安徽为例，政策规定“年用电量在100万千瓦时和1000万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与；年用电量1000万千瓦时及以上的企业，可直接或委托售电公司参与代理”。
因此，其实部分大用户是可以选择自己直接参与市场的，同样可以节省电费，并不是只有售电公司可以。
3、选择售电公司代理优势——规避风险，节省更多电费
1）偏差考核风险
大用户可以直接参与市场的，但是为什么选择直接参与市场的大用户数量这么少呢，主要是因为各省制定了较为严格的偏差考核机制，当用户月前预测的偏差同当月实际用电偏差较大时，面临的罚款也会很多。广东最为严格，要求偏差控制在±2%以内，超过2%的电量将以两倍出清价进行处罚。
此外，由于我们国家大部分地区只开展了月度市场，就需要在月前（甚至在每个月15日左右）对下个月的用电量进行预测，由于天气、生产情况均存在较多变数，对于多数企业来说想要保证较高的准确度难度较大，因此选择售电公司可以规避这一风险，不少售电公司在跟用户签约的时候是保证了偏差全部由售电公司承担的。售电公司由于用户多，体量大，各个用户间的用电偏差可以相互平衡，从而减少偏差考核。
2）价格风险
月度竞价市场每月的成交价格无法预估，无形中也增大了企业的运营风险。但是选择同售电公司签约，可以在签订合同时候选择不同结算方式，如签订保底合同，可以每个月享受固定的用电价格。如此既保持风险在可接受和可控制的范围内，又节约了用电费用。
消极方面：不利于环境保护，会带来一定的大气和水体污染（若控制的好，污染会比较校，一旦控制不利，后果不堪设想），噪音污染较小，且电厂多处于郊区。可能会使当地官员更加腐化！
你应该乐观点，毕竟有钱了什么事都好办！
