配电侧 售电侧是什么

我总结是 出售电力的部门吧。。

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。

国外一般都是并网发电系统，因为大部分国外发达国家都有上网电价政策，太阳能发的电是可以卖给电网的。

并网系统停电了，当然是不能工作的。

知情人士称，因涉及复杂的成本核算，仅核定电价就需要一个过程。而核定完后原本要推“交易独立”，但目前的草案只提到“交易平台相对独立”。尽管如此，新电改仍较以往推进了一大步。

今年以来，发改委已多次召开新电改方案征求意见会。部分受邀参加的电力专家透露，未来电改将进行顶层设计，或成立独立于电力行政主管部门和电力企业及组织以外的专业化电改委员会。经过改革后，电网将实现公用事业化。

方正证券一位分析师认为，售电放开后，有三类公司有可能加入这个领域的竞争。第一类是从电网剥离出来的供电局，对人员和资产改制后成为单独的售电公司。第二类是以五大发电集团为代表的火电企业，直购电试点时，发电公司就已经具备了售电功能。第三类则是做电力工程或设备的公司，甚至另一些离电力行业更远的第三方资本，包括PE也有可能参与。

此前，光明日报出版社2013年出版的《深化中国电力体制改革绿皮书·纲要》（下称《绿皮书》）已经提到，电改十年来，传统的集中电力管理体制与智能化的分布式电力能源管理模式之间矛盾越来越突出；国家电网公司的集权管理模式与我国能源经济发展的内在结构越来越难以协调；改革的历史红利也越来越明确，通过电改既要实现电力产业利益的公平分配，也可以提高我国符合新产业革命的能源竞争力。

目前来看，电力体制既是我国行业改革的深水区之一，也是中国推动新一轮城镇化建设的前提，而且具备诸多率先启动新一轮改革的有利条件，宜于抓住有利时机及时启动新一轮电力体制改革，实现我国经济结构的战略性升级。

朱成章 中国电力企业联合会 (100761)

世界上电力改革主要有两项：一个是电力体制改革，打破垄断体制，引入竞争机制；另一个是电力需求侧管理和综合资源规划，由供应侧管理走向供应侧和需求侧双向管理，由单纯的供应侧规划走向综合资源规划。这两项改革都很重要，目的都是为了提高电力工业的效率和效益。

一、电力需求侧管理和电力体制改革是市场化条件下的产物

电力需求侧管理和电力体制改革都起源于市场经济体制完善的英国和美国，这决不是偶然的事情，说明这两项改革都是市场化条件下的产物。没有发达的市场，没有现代化的科学技术，这种改革都不可能发生和发展。电力需求侧管理的发生要比电力体制改革早一些，但是电力需求侧管理的知名度和发展状况远不如电力体制改革，因此有必要多宣传一些电力需求侧管理。

需求侧管理和综合资源规划源于能源消费居世界首位的美国。需求侧管理比综合资源规划起步要早5年，它是在早期节电和负荷管理的基础上发展起来的，起始时间可以追溯到20世纪70年代中期，20世纪80年代初期开始逐步充实和完善，今天已风靡全球。

综合资源规划始于20世纪80年代初期，它是在早期电源规划和需求侧管理基础上发展起来的，需求侧管理作为综合资源规划的奠基石，成为综合资源规划的主要组成部分。综合资源规划把供需双方资源综合在一起进行整体规划是它突出的贡献。强调能源服务，重视资源节能和环境保护，讲求成本效益，活化市场机制是综合资源规划的最大特点。综合资源规划适用于有网络联结系统的电力、燃气、热力、供水等公用事业部门，其中首推电力部门。

20世纪90年代以来，电力需求侧管理和综合资源规划逐步推广到许多国家，其中既有发达国家，也包括电力供应和投资严重短缺的发展中国家。据美国劳伦斯·伯克利国家实验室(LBL)估计，今后30年若能致力于提高终端用电效率，发展中国家可削减40%的能源总投资，至少可节省1.5万亿美元；工业化国家可削减50%的能源总投资，节省7000亿美元。所以需求侧管理和综合资源规划产生的效益非常可观。

二、美国加州的教训是两项改革必须密切结合

电力的特点是不能大量储存，基本上要做到现发现卖，因此要求每时每刻发、输、配、售、用绝对平衡。在正常情况下，电力供应和需求之间是平衡的，电价是正常的。

在电力市场里，当电力供应和需求之间产生不平衡，可用电价政策调节，一般有两种情况：一是供大于求，电价就下降，如果能源电价下降的信号直接传达给用户，用户觉得用电比用其他能源有利，他就会多用电，电力需求随之升高，电力供需走向平衡，价格也就会回复到正常状态；二是供小于求，电价就升高，同样如果能源电价升高的信号直接传达给用户，用户觉得用电比用其他能源贵，他就会减少用电，电力需求随之降低，也可以使电力供需走向平衡，价格同样会回复到正常状态。这里说的是一种理想状态，由于电能不能大量储存，要求瞬时平衡，因此他不同于其他商品，往往在一天内高峰负荷时表现为缺电，价格上升，而夜间低谷负荷时电力富裕，价格下降，因此最好能将实时电价传送给用户。

当供大于求或供小于求时，通过电价信号使用户增减用电负荷达到供求平衡必须有两个前提条件：一是电业部门能及时将实时电价传送给用户；二是用户有足够的调控负荷的手段，如果用户没有足够的手段来增加或减少用电，就要采取可停电电价等鼓励措施，来调节负荷。

上面所讲的批发和零售都是建立在市场基础上的，而美国加利福尼亚州(简称加州)的电力市场，批发和零售市场相互分离，而且有不同的指导原则，一个是以市场为基础，而另一个以管理为基础。发电厂卖给电网的上网电价随行就市，而电网对用户的销售电价固定不变。当上网电价涨价时，价格信号传达不到用户，对需求不会发生影响，结果缺电数量不能减少，上网电价居高不下，电网企业高价买进电力，低价卖给用户，最后出现严重亏损而破产。所以美国加州发生的电力危机给我们的教训是：电力体制改革必须与电力需求侧管理密切结合，否则必然要以失败告终。

三、为两项改革的结合创造必要条件

要从美国加州和西部地区的电力危机中以及美国东部电网事故中吸取教训，其中共同的一条是供应侧与需求侧的结合，让用户参与竞争的电力市场，可以使电力工业的市场化改革取得成效，也可以提高电网的供电可靠性，减少停电事故的发生，但是两项改革的结合需要事先创造一些条件。

1. 法律法规的准备

对于让用户参与竞争的电力市场，支持用户为竞争的电力市场提供能源和辅助服务，鼓励建立需求侧管理系统，建立多种电价制度和实时电价，建立分布式发电技术的互联标准，建立电网与各类用户之间的通讯和控制系统，都需要在有关电力的法律法规文件中予以明确。

2. 电价制度的准备

要使电力体制改革和电力需求侧管理相结合，实行价格联动和实时电价，把电力系统电价的变化及时传送给每一个用户，必须事先设计好各种电价和各种电价的联动公式，当电力市场正式运行时，只要确立了发电企业的上网电价，电力市场马上能够生成各种类型的终端实时电价。

3. 通讯和控制技术的准备

为了让用户全面参与竞争的市场，让有关用户能看到实时电价，电力交易中心应建立通讯和控制设施，及时地把电价通知每一个用户。电力调度与用户之间要建立通讯系统。

4. 计量和计价系统的准备

电力体制改革和电力需求侧管理相结合的实时电价，与传统的垄断电力体制下的电价体系和电价制度有很大的不同，发电、输电、配电、售电分开后，各部分要分别计价。联动的实时电价是根据发电竞争而不断变化的，因此发电与输电之间、输电与配电之间、配电与销售之间、销售与用户之间都需要有新的计量和计价系统。

5. 建立用户控制需求能力的准备

用户要参与到竞争的电力市场中去，在电力系统电价高的时候能够减少用电；在电力系统电价低的时候能够增加用电，为电力市场高效运行创造条件。电力用户自身具有较强的调节电力需求的能力。

总之，要求减负荷时能减得下来，需要增加负荷时能加得上去；而用户要想具备自控需求的能力不是一件容易的事。

综上所述，为了建立竞争性的电力市场，除了政企分开、厂网分开、输配分开、成立调度中心和电力交易中心、成立电力管理机构之外，为了使用户参与竞争的电力市场，还必须做好有关用户侧的一系列准备工作。

四、结束语

电力工业的两项改革是先后提出的，开始时似乎两项改革并没有什么联系，而且似乎大家更关心电力体制改革而冷落了已经开展多年的电力需求侧管理和综合资源规划。但是改革的实践告诉我们，这两项改革是互相联系的。电力体制改革只是在供应侧搞市场化改革，而需求侧仍然是实施管制，这个电力市场是不完整的，不是一个真正的有活力的电力市场，是不可能成功的。我们进行电力体制改革的目的是为了提高电力工业的效率和效益，归根结底是为了广大的电力用户能够获得高质量的、优质服务的、廉价的电力，有什么理由不让用户参与呢？有什么理由把需求侧排斥在电力市场之外呢？

实践已经证明：供应侧有许多潜力可挖，同样需求侧也有很大的潜力可挖，电力用户不仅应当在供应侧的改革中获得好处，而且可以在参与竞争性市场化改革中获得更多的好处，而且"用户根据市场价格来控制其需求是保证竞争的电力市场能够提供可靠性的服务和高效运行的关键"。需求侧管理和电力体制改革应该结合、必须结合，而且一定要很好结合。这个结合是电力体制改革成功的关键。

一、售电公司的背景

中共中央国务院发布了电力市场改革文件，开启了电力市场改革的浪潮。

电改之前，电网企业作为电力市场唯一的电力运行销售主体，同时承担运营商和供制造商角色，逐步形成了电力市场的绝对垄断地位。

电力改革之后，国家将售电侧放开，允许社会资本进入，参与电力市场交易。由此而生“售电公司”，即参与电力市场交易的新的市场主体。

二、售电公司成立的意义

从政策层面上来讲，售电公司是电力市场化改革的重要环节，用以打通发电侧和用电侧，实现电力的市场化交易。但真正驱动的内因在于，借以售电公司实现的电力市场行为，可以创造实打实的效益和利益。

从微观层面看，售电公司需要在同业竞争中，吸引更多的用户以集中更大的电量，才能更好地发挥规模效应。这个过程于用户而言，一定能够降低用户电力费用支出。

从宏观层面看，市场化的行为也能够充分发挥价格在市场中的引导作用，可以有目的的引导用户用电行为。进而减少不合理、效率低的用电行为，实现整体能效的提高。能效的提高对于发电企业而言，可以大量节省投资，而这部分空间恰恰就是售电公司的议价空间。

三、售电公司的角色

随着国家电改政策的不断完善和发展，售电公司的角色及职责也会有随着市场情况而有所改变。

第一阶段--赚差价的中间商：售电公司可以看做电力市场化的产物，早期的售电公司就是帮助用电企业和发电厂议价，尽可能降低用电企业的用电成本，并从中分一杯羹。这是最为单一的购售电模式。

第二阶段--电力服务商：未来售电公司真正的作用是为用电企业提供更为优质的综合用能服务，同时为用户提供更为节能优化的能源管理方案，不断升级用户用电设备，最终做到用电最优化。

l 电量偏差考核能力：用电企业需对自身的用电量有准确预估，才能在年度或月度交易中合理分配购买份额。同样电力监管部门对于出现用电偏差的用电企业也会实施偏差处罚。售电公司需凭借自身的专业性，以及全面的电力交易技术团队，为企业提供精准的电量预测值，从而让企业免受偏差损失，降低电力交易风险。

l 需求侧响应能力：电力交易分为中长期交易和现货交易。对购电者的价格预测能力有较强考验。售电公司需利用自己的专业能力在交易市场中进行博弈，为用户买到足量、低价的电。

（二）搭建电力市场交易技术支持系统。满足中长期、现货市场运行和市场监管要求，遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，实行统一标准、统一接口。

（三）建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

（四）建立相对稳定的中长期交易机制。鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，或通过交易机构组织的集中竞价交易平台签订合同。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。允许按照市场规则转让或者调整交易合同。

（五）完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，承担相应辅助服务义务，其他跨省跨区送受电参与电力市场。

（六）建立有效竞争的现货交易机制。不同电力市场模式下，均应在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大 限度提供调节能力。

（七）建立辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

（八）形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

（九）建立市场风险防范机制。不断完善市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防与监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。

输电与配电的区别：

1，输电就是电能的传输。它和变电、配电、用电一起，构成电力系统的整体功能。通过输电，把相距甚远的发电厂和负荷中心联系起来，使电能的开发和利用超越地域的限制。

2，配电是在电力系统中直接与用户相连并向用户分配电能的环节。配电系统由配电变电所、高压配电线路、配电变压器、低压配电线路以及相应的控制保护设备组成。

3，按照输送电流的性质，输电分为交流输电和直流输电。目前广泛应用三相交流输电，频率为50Hz（或60Hz）。20世纪60年代以来直流输电又有新发展，与交流输电相配合，组成交直流混合的电力系统。

输电是用变压器将发电机发出的电能升压后，再经断路器等控制设备接入输电线路来实现。按结构形式，输电线路分为架空输电线路和地下线路。

架空输电线路由线路杆塔、导线、绝缘子等构成，架设在地面之上。地下线路主要是使用电缆，敷设在地下。

架空线路架设及维修比较方便，成本也较低，但容易受到气象和环境的影响而引起故障，同时还有占用土地面积，造成电磁干扰等缺点。地下线路没有上述架空线路的缺点，但造价高，发现故障及检修维护等均不方便。用架空线路输电是最主要的方式。地下线路多用于架空线路架设困难的地区，如城市或特殊跨越地段的输电。

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