第一篇：淺談售電側改革售電商的核心競爭力(定稿)

電 力 市 場 理 論 與 技 術

淺談售電側改革下售電商的核心競爭力

丁曉彬

（1152201370，研電1510）

摘要：本文通過電力體制改革在國內外的研究現狀基礎上，對比了國內的近年來的兩次電力改革，傳統的電力市場已經不能適應新型的“互聯網”環境，需要全方位的變革。本文主要從市場化改革的低電價和優質服務兩方面闡述了售電商的核心競爭力，根據核心競爭力的的方向提出了相關制度建設、監管建議及降低電價的措施。該研究能夠促進電網技術進步，提升售電服務質量，實現“圈用戶”，進而豐富售電業務。關鍵詞：市場化改革；低電價；優質服務；核心競爭力

ABSTRACT：This paper compared the power reform of China in the past two years based on the current research situation of the power system reform at home and abroad, we know that the traditional power market has been unable to adapt to the new “Internet” environment, which needs reform in all domains.This paper mainly expounded the core competitiveness of the sale of electricity suppliers from low price and high quality service for market reform.We put forward to the related system construction, supervision suggestions and measures to reduce the price of electricity according to the direction of the core competitiveness.The research can promote the power grid technology progress, improve the quality of the sale of electricity service, realize the circle of users, and then enrich the sale of electricity business.KEY WORDS:Market-oriented reform;low price;high quality service;core competitiveness

0 引言

1990年4月開始，英國率先推行全面的電力市場改革并取得一定的成果。之后許多國家，如美國、澳大利亞、新西蘭、挪威、瑞典、德國、日本、新加坡、泰國以及中國等相繼開展了不同程度的電力市場改革。接觸壟斷、引入競爭機制、增強電力工業活力、優化資源配置、提高效益，已經成為現代電力工業發展的必然趨勢。美國是最早進行電力需求側管理的國家，隨著智能電網技術的發展、需求側可控資源的增多，近年來美國售電公司對電力需求側管理進行了多種技術上、模式上的創新[1]。德國售電公司電力需求側管理的開展很大程度上依靠推出的售電側衍生服務——能源互聯網[2]。

我國從2002年3月，國務院批準了《電力體制改革方案》（即“5 號文”）[3]，5 號文要求通過“廠網分開、競價上網、輸配分開、競爭供電”，最終建立規范、公正和高效競爭的電力市場體系。自從此次電力體制改革以來，電力體制改革取得了重大進展，政企分開、廠網分開、主輔分離已基本

實現，發電側競爭格局初步形成。同時，相關交易機制不斷完善，對放開大用戶選擇權進行了積極探索，大用戶與發電企業直接交易試點范圍不斷擴大，取得一定進展。2015年3月15日中共中央國務院發布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，標志著我國時隔13年新一輪的電力體制改革拉開了序幕。其中，《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號，下稱9號文)[4]，明確指出了中國電力行業市場交易機制缺失、價格關系沒有理順等關鍵問題，提出了有序推進電價改革、完善市場化交易機制、穩步推進售電側改革等重點改革任務。新一輪電力體制改革方案以體制與機制改革并重，力圖構建“公平、開放、有序、競爭、完整”的電力市場體系，重點在于還原電力的商品屬性，以市場機制優化配置電力資源。此次電改方案最大的亮點在于，在“放開兩頭，監管中間”的體制架構下有序推進售電側放開，鼓勵社會資本進入售電市場，形成“多買方-多賣方”的電力市場格局。電力改革的十年歷程先后進行政

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企分開，廠網和主輔分離，完成電力企業重組的同時，也出臺電價改革方案和系列配套措施，探索市場路徑，積累了經驗和教訓。

在“放開兩邊、管住中間”的電力體制構架中，售電側改革作為“兩邊”之一，在整個電力體制改革中占據著舉足輕重的地位。同時，售電側改革不是孤立的改革，它與新一輪電力體制改革中的電價改革、交易體制改革、分布式能源發展等改革任務緊密聯系、互相作用，并將對電網安全可靠運行產生重要的影響。因此，在設計改革步驟、推進改革進程之前，必須研究售電側改革在電力體制改革中的定位和影響，從而能夠站在電力體制改革全局的高度，科學地制定售電側改革的配套措施及與其他改革的銜接環節，確保新一輪電力體制改革的整體成功。其中，售電側改革能夠開放市場，還原電力商品基本屬性，培育市場主體，實現公平競爭。

為此，本文通過研究售電商的核心競爭力，從不同方面提出了推進售電側改革的制度設計及監管的建議，進而促進電網技術進步，提升售電服務質量，加強售電商與高新科技業務融合，豐富售電業務。

成本、運維成本，降低自身在系統運行上面的支出，才能降低電價。但當兩家售電機構的電價沒有本質區別的情況下，用戶再去選擇就要看優質服務了。優質服務又包含傳統的電力服務和新型的增值服務，售電商與服務業或其他相關產業的融合，增強了對用戶的服務性能，加強了買賣雙方的紐帶關系，拉攏用戶的力度也更強一些，這就達到了爭取用戶的目的。

當然上述的競爭方向還需要一定的政策去監管及引導，這就需要建立相關的制度機制。同時，增值服務也并不是能在短期內實現巨大收益的業務，往往只有“細水長流”，才能體現出其中的收益。短期內可能不會有顯著成效，但是從長遠看，將是售電機構占領市場的必要手段。推進售電側改革的制度設計及監管。

2.1 構建“規劃、政策、規則、監管”協調一致的監管體系，規范市場秩序并為用戶選擇提供參考

在售電側市場中，多元化的售電商面臨著激烈的市場競爭環境，不乏會有售電商會利用其與電力用戶（尤其是普通居民用戶）之間的信息不對稱損害用戶利益；在利益受到損害時，電力用戶雖然有更換售電商的權利，也有向電力監管部門投訴的渠道，但仍要承受轉換成本和低質量服務所帶來的損失。電力是關系國計民生的重要商品，因此其損失往往也是巨大的；用戶如果因此被動的頻繁轉換售電商，那么用戶對參與售電側市場的積極性也將隨之淡化，同時對售電側市場的發展也起到不良影響。為了鼓勵售電商通過改善服務質量進行良性競爭，抵制售電商利用信息不對稱損害用戶利益，電力監管部門應建立公平透明的售電監管和信息披露制度[6,7]。例如：售電商的被投訴率、被轉換率（用戶從該售電商轉換到其他售電商）等可作為監管售電商的指標，由電力監管部門收集并定期向用戶公布。一方面，電力監管部門可據此對服務不合格的售電商進行警告、責令整改甚至吊銷執照，從而規范市場秩序、確保市場健康發展；另一方面，電力用戶可據此選擇投訴率低、服務評價較好的售電商，更好地保證其用電安全和服務質量。2.2 采用市場化機制鼓勵售電商與其他相關產業融合，增加增值服務

售電側改革不僅是向社會開放傳統的售電業1 售電商的核心競爭力

中國電力市場長期處于壟斷經濟狀態，對于發電方和地區能源公司來講爭地盤、搶資源便是首要任務。但是當前我國已經處于發電資源過量的階段，售電側市場一旦打開，便成為了不折不扣的買方市場，如果再去一味地追求高容量、多項目，那么便會出現發了電卻無人購買無人可用的窘境，資本無法回收，投資便將成為企業的累贅[5]。所以要適應市場化改革，首要做的就是將目標從資源轉移到用戶，通過多種營銷手段去爭取用戶，誰能爭取到更多的用戶，誰的電就能賣出去，努力為自己尋找多元化可持續發展的銷路，回收資產的同時獲得收益。那么如何才能爭取到更多的用戶呢?買賣雙方考慮的都是自己的獲益程度，所以只有讓用戶嘗到了甜頭，用戶才會買你的電。對于用戶來說，所謂的“甜頭”主要有兩種：低電價和優質服務。

售電機構生存的根本就是低電價，對于發電企業的售電機構，要降低發電成本、運營成本、管理成本，讓自己的電比其他發電企業的電更便宜；而對于電網企業的售電機構，要降低自己線路的投資

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務，還將促進售電商與其他相關產業融合，為售電商提供多樣化的增值服務。未來售電方案中除了包含電力交易的內容外，還可提供如下的增值服務：

1)提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等增值服務；

2)與供水、供氣、供熱等公共服務行業以及節能服務公司等相融合，從事市場化售電業務；

3)與智能家居、智能表計等相關產業合作，鼓勵用戶安裝智能家居和智能表計，提升用戶的用電管理水平，降低電量損耗；

4)與風電、光伏等新能源產業合作，向用戶推出分布式新能源的咨詢、安裝、維護和計量等服務，推動用戶側分布式電源的發展等。

2.3 制定無電網資源與有電網資源的售電商之間公平競爭的保障制度

在售電側市場開放初期，必然是無電網資源與有電網資源的售電商的競爭格局，如何保障這兩者的公平競爭關系在售電側市場中健康發展，主要問題是如何防止有電網資產的售電商利用其在電力市場中的優勢地位開展不公平的競爭。因此，需要一定的制度保障[8]。

1)應在制度上規定擁有電網資源的售電商應確保其輸配電業務和售電業務在財務上完全獨立。輸配電業務按照獨立輸配電價格機制核定電價，售電業務通過市場競爭獲得收益。

2)成立獨立、公平開放的電力調度與交易機構，并確保所有售電商無差別地使用電網資源，防止有電網資產的售電商利用其優勢地位壟斷電網資源。

3)要求電網公司向所有售電商無歧視發布電網投資、運行、用戶用電等數據，防止信息不對稱降低無電網資產售電商的競爭力。

4)確保結算的獨立性，堅持交易與結算的統一性。無電網資產的售電商直接與其用戶結算，避免有電網資產的售電商以電網負責結算的優勢推遲對無電網資產售電商的支付。

再生能源”，如水力發電、風力發電、太陽能、生物能（沼氣）、地熱能（包括地源和水源）海潮能等能源。我國擁有豐富的能源資源總量，同時也擁有較為豐富的可再生能源資源，然而我國能源的現狀是[9]：1)能源的生產量不能滿足能源消費需求的增長，據測算，到2050年，中國能源生產總量可達到35.4億噸標準煤，其中，原煤33.5億噸，占67.7%；原油2.3億噸，占9.3%；天然氣1500億立方米，占5.6%，水電11540億千瓦小時，占4.5%。同時我國國內能源供應有著嚴重的缺口量，據測算在21世紀初期將超過1億噸標準煤，2030年約為2.5億噸標準煤，到2050年約為4.6億噸標準煤，規模約占年能源需求量的1/10；2)在我國的能源消費結構當中，煤炭占到了67%以上，而新能源，包括天然氣、可再生能源、核電等，比例都很低。隨著煤炭等不可再生資源的逐漸匱乏，以及長期消耗化石燃料帶來的污染和溫室氣體排放對環境的影響，開發清潔能源迫在眉睫。

由于清潔能源大部分需要通過電力來實現，所以清潔能源發展中電力企業必然是主力軍。但是我國棄水棄風棄光情況嚴重，我國電力系統靈活調節能力較弱，同時也沒有完全落實可再生資源電力消納市場和機制。所以現在需要處理好我國現行電力運行機制和電力市場體制的深層次矛盾，把精力集中在發展安全、穩定、經濟性能好的清潔能源，統籌兼顧推進電網與清潔能源協調可持續發展，有利于能源多樣化，有利于改善環境，也符合售電側改革應節能減排的要求，讓更多的清潔能源變成用戶生產和生活所需的能量。

3.2 加快特高壓同步電網建設發展

特高壓電網，指1000kV交流或±800kV直流電網。輸電網建設過程中，主要考慮的是經濟性。特高壓輸電提高了傳輸容量大和傳輸距離，減少線路的功率損耗，減少線路走廊。同時構建特高壓電網將電網堅強的連接起來，使建在不同地點的不同發電廠能夠互相補充支援[10]。所以有這樣的比喻，超高壓輸電是省級公路，而特高壓輸電是“電力高速公路”。

我國人口地區分布的總特點是：東部多,西部少；平原、盆地多,山地、高原少；農業地區多,林牧業地區少；溫濕地區多,干寒地區少；開發早的地區多,開發遲的地區少；沿江、海、交通線的地3 加強智能電網建設，提高科學技術減小線損，降低電價

3.1 統籌兼顧推動電網與清潔能源協調可持續發展

清潔能源，即綠色能源，是指不排放污染物、能夠直接用于生產生活的能源，它包括核能和“可

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區多,交通不便的地區少。經濟較發達、人口眾多的中東部地區對能源的需求量必然要更多一下。而我國能源主要集中在西北地區。特高壓電網的建設實現了西部資源的集約化開發，保證了中東部地區不斷增長的電力需求，促進電網與電源協調發展，在更大范圍內實現資源能源的優化配置。

容、變更用電客戶的報裝供電方案，對客戶用電狀況進行監督檢查，加大對用戶違章用電、竊電行為的監管和查處力度，收集客戶受電裝置、計量裝置及其新產品開發應用中存在的問題并提出改進意見[12]。并做好企業文化建設工作，根據電力法及有關法規向客戶宣傳、解釋辦電、用電常識。提升電力企業工作效率，制定專項的配搶工作流程，減小損失電量。

4.3 能效提升服務與合同能源管理

售電機構的目的是給賣電，而給用戶提供能效提升服務則會降低用戶的用電量，從表面上看這和售電商的目的是相反的，但在售電商為用戶提供的能效提升服務中，用戶從中獲利，便加強了用戶與售電商雙方的紐帶關系，售電機構雖然電賣的少了點，但拉攏了用戶，獲得了“回頭客”，很顯然，逮住一家用戶使勁賣比多賣幾家但每家都賣的少要好的多。

4.4 完善智能監控系統，加強電網運行監控，實現配調一體化

電力監控系統是以計算機、通訊設備、測控單元為基本工具，為變配電系統的實時數據采集、開關狀態檢測及遠程控制提供了基礎平臺，它可以和檢測、控制設備構成任意復雜的監控系統，在變配電監控中發揮了核心作用，可以幫助電力企業降低運作成本，提高生產效率，加快變配電過程中異常的反應速度。但目前部分電力企業所應用的監控系統只能監控到線路開關運行狀態，無法對用電用戶臺區及變壓器進行監控，在電網運行過程中若發生故障，便無法在第一時間對故障點進行判定及修復，造成電量損失，用戶滿意度下降。其次，無法對大用戶用電量進行實時監控，由于峰谷電價有差，許多大用戶選擇峰時停產，谷時運作，計算電價時由于對用電量無具體實時數據，容易造成客戶與用電企業的矛盾，影響雙方收益。因此，完善開發監控系統，便可對各個臺區、大用戶數據進行實時監控，降低電力企業工作量的同時，減少了電量損失及與用電用戶的沖突。

4.5 豐富“互聯網+電力營銷”內涵，加快智能用電的研究、開發和商業化運用

“互聯網+”就是利用信息通信技術以及互聯網平臺，讓互聯網與傳統行業進行深度融合，創造新的發展形態。開展“互聯網+”計劃，構建智能4 提升售電服務質量，實現“圈用戶”

4.1 提高電能表采集率，實現用電量監測零誤差

采集器是微處理器控制的智能設備，是本集抄系統的主要設備之一。其作用是采集多個表計的電脈沖信號，接收集中器發來的各種命令，并轉換成數字數據信息記錄保存，向集中器傳送所記錄的用戶表計數據及狀態。但由于現在的采集器適應環境的能力與實際應用當中的要求還存在很大差異，有可能因為天氣、溫度等原因舍得電子元件遭到破壞，影響采集數據的準確性，然而全國現在有很多終端所使用的數據采集器仍是使用機械表或是機電一體式的電能表，其出現電能表停止工作的可能性會更大[11]。為了提高采集器的采集率，整合采集塊，保證用戶對谷、平、峰、尖不同費率計費的情況掌握，可采取的措施有：

1)將機械表或是機電一體式的電能表全部更換成全電子式的電能表，這不僅保證了計量的精度，同時也減少了系統的維護量，加強了對數據進行自動監測的方式，同時在具有負控功能的智能電能表實現預付費功能的基礎上努力實現對大用電客戶的遠程付費進行控制；

2)為保證終端運行的安全性與可靠性，應提前告知供應商該地區的氣候及產品的工作環境，以便供應商提供的電能表能滿足所需要的技術要求。同時應提高采集器的靈敏性，使其能夠準確判斷出電表故障的具體原因。另外特別要注意安裝于戶外的電能表，尤其對比較偏遠的地區，一定要注意使用定制的計量箱，并且要做好相關的防高溫及防寒措施，以保證電能表在戶外也能正常、穩定工作；

3)在技術未達到要求的情況下，需加強人員對電能表的巡查、巡視工作，爭取第一時間發現問題，解決問題，保證用戶的正常用電。

4.2 加強電力企業隊伍建設，規范工作流程

為了保證在電力市場中用戶用電的公平公開性，電力企業應結合電網規劃，負責制定新裝、增

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化的用電服務互動平臺，既滿足了客戶需求，推進了新型服務模式，提升客戶用電服務體驗，也滿足了電力企業適應新常態，實現電源、電網、用戶三方的線上線下一體化互動。目前我國互聯網覆蓋客戶已接近6.5億戶，為發展“互聯網+電力營銷”提供了廣闊空間。大數據、云計算、物聯網等互聯網技術和理念，為電力企業提升營銷策略，豐富營銷手段提供了解決方案。“互聯網+電力營銷”不僅是將供電服務業務上網，同時要融合互聯網思維方法和技術，以客戶為中心，以市場需求為向導，以大數據分析為依據，通過微信、手機App等線上平臺，以及與其他相關系統廠家的合作，打造一條前端觸角敏銳、后端高度協同的服務鏈，推動服務渠道之間、前端后臺之間、相關專業之間的無縫銜接，實現電網企業從產品供應商到服務提供商的角色轉變、從管理向運營的機制轉變、從單一向多元的服務轉變，實現市場營銷能力、客戶關系管理能力、渠道運營能力、資源協同能力、技術應用能力的綜合提升，成功塑造“安全、便捷、智能”的電力服務品牌。

4.6 提高科技水平，發展增值服務，豐富售電業務

在能源互聯網的背景下，“固步自封”的售電模式難以長久，只有轉變觀念，將電力市場與新型科技能源相融合，才能提升售電業務。4.6.1 推廣智能家居，方便用戶生活

現階段，隨著清潔能源、節能減排理念的提出，結合人工智能等控制技術的智能家居出現在廣大用戶生活中。智能家居（英文：smart home, home automation）是以住宅為平臺，利用綜合布線技術、網絡通信技術、安全防范技術、自動控制技術、音視頻技術將家居生活有關的設施集成，構建高效的住宅設施與家庭日程事務的管理系統，提升家居安全性、便利性、舒適性、藝術性，并實現環保節能的居住環境。智能家居的出現，將家庭生活智能化，優化了人們的生活方式和居住環境。4.6.2 推進電動汽車產業化，節能減排，提高售電量

隨著市場經濟的發展，碳排放量不斷增大，其中汽車尾氣的排放是首位。電動汽車的誕生，可以有效解決汽車碳排放量的問題。電動汽車是以車載電源為動力，用電機驅動車輪行駛，符合道路交通、安全法規各項要求的車輛。由于其對環境污染小、噪音低、高效率、結構簡單等優點，前景被廣泛看好。由于電動汽車有控制性、穩定性、安全性能好，具有很高的能源利用率，零排放、無污染，性價比高等特點，推進小型電動汽車的產業化發展，它不僅加快了市場經濟發展，也滿足了節能減排的目的，同時增加了售電量。4.6.3 傳統電力與服務業相融合

目前我國電力系統對電力設備產權劃分界限到電力用戶“門前”，電力用戶“門內”的設備運維屬于用戶資產，需要其自己負責維護。隨著配電網絡的不斷發展，大用戶及專變用戶用電負荷逐年增加，工業園區、學校、醫院以及居民小區等對供電可靠性的要求也越來越高，但這些產業缺乏電力專業人才及設備的支持，一旦配電網設備發生故障，對設備的維修和維護工作也是一筆不小的開支。此時售電商便可以開始拓展業務，為大用戶及專變用戶等提供專業的電力維護及更新保養業務。最終不僅栓牢了客戶源，也提高了業務量。

5結論

電力是我國國民經濟及人民穩定生活的保障，新電改方案明確改革路徑和重點任務，核心是構建有效競爭的電力市場體系，售電側放開是市場建設的關鍵，電力售電行業的發展直接影響著我國國民經濟的發展和人民生活的安穩、健康，因此必然加快發展我國電力銷售行業。本文通過對售電側改革中售電商的核心競爭力的剖析發現，在電力市場化改革中，售電側改革的制度設計及監管是基礎，低電價和優質服務是“圈用戶”的核心，只有通過降低電價、提升服務，才能在電改的浪潮中占有有利的地位。

參考文獻

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第二篇：甘肅省售電側改革試點工作實施方案

甘肅省售電側改革試點工作實施方案(全文)國際電力網來源：深度能源觀察作者：馬建勝日期：2016-07-07

關鍵詞：甘肅電力售電側改革電改 甘肅省售電側改革試點工作實施方案(討論稿)為深入貫徹落實中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)和中共甘肅省委辦公廳、甘肅省人民政府辦公廳《關于印發〈甘肅省電力體制改革實施方案〉的通知》(甘辦發〔2015〕26號)文件精神，按照國家發展改革委、國家能源局《關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)要求，為有序向社會資本放開售電業務，加快培育多元售電主體，促進電力競爭性業務的公平競爭，進一步發揮電力工業對全省經濟社會發展的支撐和帶動作用，制定本實施方案。

一、指導思想

根據中央總體部署和我省電力體制改革的具體安排，結合省情實際，堅持市場化改革方向，按照“管住中間、放開兩頭”的體制框架，首先在試點區域內向社會資本開放售電業務和增量配網業務，培育售電側市場競爭主體，激發市場活力，逐步推廣到全省，促進我省能源資源優化配置和企業轉型升級，提高能源利用效率和清潔能源消納水平。

二、基本原則

(一)堅持立足省情，務求實效。立足我省電力裝機規模大，發電側新能源占比高，用電側工業占比高的實際，從售電側改革入手尋求化解發展中問題和矛盾的辦法和途徑，促進甘肅工業結構轉型升級。

(二)堅持市場導向，試點先行。選擇基礎條件好、改革意愿強的試點區域放開配售電業務，引入多元競爭主體，在售電側形成市場化競爭，以競爭促進解決實際問題，發揮市場在電價形成中的決定性作用。

(三)堅持科學監管，有序推進。建立規范化的購售電交易機制和市場主體信用體系，對整個交易環節進行系統化監管，明確市場主體責任，規范市場主體行為，杜絕違法違規等不正當行為影響改革進程。

三、組織實施方案

選擇易于開展工作，具有代表性的區域作為售電側改革試點，逐步推廣到全省。

(一)確定試點區域

我省售電側改革首批試點單位以園區型企業(國家級新區、省級重點經濟開發區及資源綜合項目集聚區)為主，經過地方申報、省上甄選，確定蘭州新區(含國家級蘭州經濟技術開發區、蘭州高新技術產業開發區兩個融合發展區域)、平涼工業園區和酒泉市瓜州資源綜合利用產業園進行售電側改革試點。

蘭州新區位于甘肅省中部，是西北地區首個、我國第五個國家級新區，規劃面積1700多平方公里，入駐企業1500多戶，主要發展戰略性新興產業、高新技術產業、石油化工、裝備制造、新材料、生物醫藥、現代農林業、現代物流倉儲和勞動密集型產業等，2015年完成生產總值125.53億元。已并網集中式光伏、屋頂光伏及小型分布式光伏電站合計容量10.6萬千瓦。現有330千伏、110千伏、35千伏變電站1座、5座、5座，變電容量分別為216萬、41.15萬、5.79萬千伏安。2015年總用電量3.98億千瓦時，最大負荷18.55萬千瓦。預計到2020年總用電量38.56億千瓦時，最大用電負荷87.57萬千瓦。

平涼工業園區位于甘肅省東部，是國家發展改革委在《陜甘寧革命老區振興規劃(2012—2020年》中確定的首個重點推進的產業集聚區。規劃面積66.36平方公里，主要發展新型煤化工、新能源新材料、現代裝備制造、商貿物流、特色農產品加工等產業，2015年，完成生產總值近20億元、工業總產值36億元、固定資產投資48.9億元，入駐企業近500戶。園區現有1座750千伏開關站、1座330千伏變電站、2座110千伏變電站、1座企業自用110千伏變電站。2015年園區總用電量約2億千瓦時，用電負荷為4.17萬千瓦。預計到2020年，年用電量達到10億千瓦時，最大負荷約20.2萬千瓦。

酒泉市瓜州資源綜合利用產業園位于甘肅省西部，規劃面積150.38平方公里，由北大橋裝備制造與農副產品加工、柳園高載能和柳溝綜合物流產業園區組成。2015年完成工業增加值16億元、固定資產投資142億元，入園企業173戶。是酒泉市承接東中部產業轉移示范區。瓜州縣已投運風電場36個，風電裝機并網645萬千瓦。建成光伏發電場5個，光伏項目總裝機容量130兆瓦。園區內建有750千伏變電站1座、330千伏變電站及升壓站14座、110千伏變電站及升壓站10座、35千伏變電站18座，輸配電線路460公里。2015年用電量2.9億千瓦時，預計到2020年，年用電量達到9.23億千瓦時，最大負荷約19.26萬千瓦。

(二)售電側市場主體、運營機構及權責

1、電網企業

是指擁有輸電網、配電網運營權、承擔其供電營業區保底供電服務的企業，履行確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電基本責任。對供電營業區內的各類用戶提供電力普遍服務，保障基本供電;向市場主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修、收費等供電服務;保障電網公平開放，向市場主體提供輸配電服務，公開輸配電網絡的可用容量和實際使用容量等信息。

當售電公司終止經營或無力提供售電服務時，電網企業在保障電網安全和不影響其他用戶正常供電的情況下，按照規定的程序、內容和質量要求向相關用戶供電，并向不參與市場交易的工商業用戶和無議價能力的用戶供電，按照政策規定收費。若營業區內社會資本投資的配售電公司無法履行責任時，由政府指定其他電網企業代為履行。

2、售電公司

售電公司分為電網企業的售電公司、社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司和不擁有配網運營權，不承擔保底供電服務的獨立售電公司。發電企業及其他社會資本均可投資成立售電公司。同一供電營業區內只能有一家企業擁有配電網經營權，并提供保底供電服務;同一售電公司可在多個供電營業區內售電;同一供電營業區內可有多家售電公司售電。

售電公司應以服務用戶為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。遵守電力市場交易規則及有關管理規定，嚴格履行購售電合同，承擔保密義務，服從調度管理。

3、進入市場的電力用戶 電力用戶是指進入甘肅省電力直接交易大用戶準入目錄的用電企業和除大用戶以外政策允許進入市場的其他用電企業。

試點區域內符合市場準入條件的用戶，具有自主選擇權，可以直接與發電企業交易，也可以自主選擇與售電公司交易，或選擇不參與市場交易。

4、甘肅電力交易中心

甘肅電力交易中心是甘肅省電力市場業務的組織實施機構，不以營利為目的，在政府監管下，依照政府批準的章程和規則為市場主體提供規范、公開、透明的電力交易服務，履行電力市場交易管理職能，負責全省電力市場交易組織，并提供結算依據和相關服務。

(三)市場主體準入與退出

1、售電公司的準入條件。

(1)按照《中華人民共和國公司法》進行工商注冊，具有獨立法人資格。(2)符合國家配套文件《關于推進售電側改革的實施意見》中售電公司準入條件中的資產要求。

(3)應至少擁有1名高級職稱和3名中級職稱的專職管理人員，擁有10名及以上掌握電力系統基本技術經濟特征的專業人員，有供電服務、電能管理、節能管理或需求側管理等相關電力業務3年以上工作經歷。

(4)企業擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備和固定經營場所，具有用戶管理、交易、結算等功能的技術支持系統，能夠滿足參加市場交易的報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能。

(5)企業財務狀況良好、具備風險承擔能力;信用記錄良好，無不良金融、司法記錄和不良經營記錄，滿足信用等級要求，未列入黑名單。(6)申請配電網經營權的售電公司應按照要求獲取電力業務許可證(供電類)和供電營業許可證。

2、電力用戶的準入條件。

按照《甘肅省2016年電力用戶與發電企業直接交易實施細則》對電力用戶準入條件規定執行。微電網用戶應滿足國家能源局《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》(國能新能[2015]265號)規定的接入系統條件。

3、市場主體準入程序

試點初期，試點區域的市州(蘭州新區)發展改革部門在上報的試點實施方案中明確實施試點的售電側主體，省發展改革委審核符合國家配套文件《關于推進售電側改革的實施意見》中售電公司準入條件，即確認成為獲得參與市場資格的市場主體。

條件成熟后，對市場主體資格實行注冊制度，政府定期發布市場主體目錄，不實行行政審批。市場主體對照準入條件，按照“一承諾、一公示、一注冊、兩備案”的程序，列入政府市場主體目錄后即可獲得參與市場資格，在甘肅電力交易中心注冊后參與電力市場交易。承諾、公示、注冊、備案應該遵循自主自愿、公平誠信、公開管理、科學監管的原則。

(1)符合準入條件的售電公司應向省發展改革委提交相關資料，主要包括：營業執照、法人身份證明、資產證明、從業人員資質、經營場所和設備、可提供購售電服務的財務狀況、技術條件、信用情況等基本信息，同時做出履行購售電合同、遵守市場秩序、保障供電服務等義務的書面信用承諾。申請從事配電業務的售電公司要提供《電力業務許可證(供電類)》和《供電營業許可證》等相關材料。

(2)省發展改革委收到材料審核后，通過“信用中國網”和省發展改革委網站將售電公司信息、相關資料和信用承諾向社會公示15個工作日，公示期滿無異議的售電公司納入公布的售電公司目錄，在上述網站全部公開，實行動態管理。

(3)注冊登記：列入目錄的售電公司向甘肅電力交易中心提出注冊申請，交易中心應在10個工作日內完成注冊。甘肅電力交易中心按月匯總市場主體注冊情況，通過網上系統向省發展改革委、省工信委、甘肅能監辦和征信機構備案。售電公司有關信息在甘肅電力交易平臺公開。

(四)市場主體退出程序

1、市場主體違反國家有關法律法規和產業政策規定、嚴重違反市場秩序、不再符合準入條件要求、發生重大違約行為，惡意擾亂市場秩序、未盡定期報告披露義務、拒絕接受監督檢查的，由省發展改革委、省工信委、國家能源局甘肅監管辦組織調查確認，強制退出市場，有關法人、單位和機構情況記入信用評價體系，5年之內不得再進入市場。

2、售電公司因運營不善、資產重組或者破產倒閉等特殊原因退出市場的，應提前至少45天告知甘肅能監辦、省發展改革委、省工信委、甘肅電力交易中心以及電網企業和用戶等相關方。退出之前，售電公司應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜，否則不得再參與市場。

3、退出市場的售電公司，由省發展改革委在“信用中國”網和政府網站向社會公示，公示期滿后無異議后在目錄內刪除;甘肅電力交易中心取消注冊資格，收回相關證書函件，并在電力交易平臺進行公告。

4、電力用戶自進入市場之日起，原則上在3年內不得自行退出市場，否則對其用電價格給予一定的懲罰。電力用戶無法履約的，提前45天書面告知電網企業、相關售電公司、甘肅電力交易中心以及其他相關方，將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。

四、交易管理(一)交易方式。

發電企業可采取雙邊協商交易、競爭交易或其他類型交易向具備直接交易資格的電力用戶或售電公司售電。

售電公司可以采取向發電企業協商購電、通過競爭交易市場購電、向其他售電公司購電等多種方式在電力市場購電。

具備直接交易資格的電力用戶參與電力市場繼續按照《甘肅省2016年電力用戶與發電企業直接交易實施細則》執行。在競爭交易過程中，可直接向發電企業購電或委托一家售電公司購電，不可兩種兼有。

(二)交易要求。

參與市場交易的各方必須符合電力市場建設的有關要求，并到甘肅電力交易中心注冊成為市場交易主體，按照經政府批準的市場規則開展電力交易，服從統一調度管理和市場運營管理。有關各方依法依規簽訂合同，明確相應的權利義務關系，約定交易、服務等事項。采取雙邊交易方式的買賣雙方符合交易的有關規定，交易結果應報有關交易機構備案。

(三)交易價格。

市場交易價格可以通過雙方自主協商確定或通過集中撮合、市場競價的方式確定。參與市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基金三部分組成。在我省未單獨核定輸配電價前，按現行電網購銷價差作為電力市場交易輸配電價。

(四)結算方式。

發電企業、售電公司、電網企業和用戶根據有關電力交易規則，按照自愿原則簽訂合同。甘肅電力交易中心負責依據交易合同及執行結果，出具各種交易電量結算憑據證。電網企業負責收費、結算、歸集交叉補貼、代收政府性基金，并按規定及時向發電公司和售電公司支付電費。

(五)保底服務。

為確保無議價能力和不參與電力市場的，以及參與電力市場后簽約售電公司無法履約的用戶，由電網企業提供保底供電，價格按照政府核定的目錄電價或政府確定的定價規則執行;簽約售電公司無法履約的用戶，應選擇新售電公司購電，否則將由提供保底服務的電網企業按照政府確定的價格執行，直至用戶與新售電公司達成購電協議。

五、信用體系建設與風險防范(一)信息公開。

1、甘肅電力交易中心負責電力市場信息的管理和發布，并建立完善電力市場主體信息披露公示制度。市場主體成員有責任和義務按照要求，及時、準確和完整的提供信息，接受甘肅能監辦、省發展改革委(能源局)、省工信委的監管。

2、市場主體成員要按照規定要求，公示電力交易有關信息和征信機構的信用評級。市場主體對披露的相關信息有異議及疑問，可由甘肅電力交易中心組織相關責任方負責解釋。

3、甘肅電力交易中心必須嚴格遵守信息公示制度，披露允許公開的信息，保障信息安全。因信息泄露造成損失的，由甘肅能監辦、省發展改革委(能源局)、省工信委等組織調查并追究責任。

(二)信用體系。

1、逐步建立電力市場主體的信用評價指標體系和電力市場信用評價制度，納入全省社會信用體系建設統籌安排，促進電力市場中各類企業信用狀況透明。

2、實行市場主體信息公示制度，加大失信行為信息公開力度，建立健全守信激勵和失信懲戒機制，對于有違約、欠費、濫用市場操縱力等行為的市場主體，納入不良信用記錄。(本文來源：深度能源觀察)同時根據有關規定與其他相關部門共享信息，實施聯合懲戒。

3、政府部門可通過第三方征信機構參與電力市場主體信用評價工作，第三方征信機構定期向政府主管部門和甘肅電力交易中心報告市場主體信用評級和有關情況。

(三)風險防范。

強化信用評價結果應用，加強交易監管等綜合措施，努力防范售電業務違約風險，探索建立銀行授信、保函、保險等保障電費安全的風險防范機制，避免出現欠費、逃費現象。市場發生嚴重異常情況時，甘肅能監辦、省發展改革委(能源局)、省工信委可對市場強制干預。

(四)加強監管。

甘肅能監辦、省發展改革委(能源局)、省工信委負責市場主體和交易機構市場行為的監管，建立完善的監管體系，及時研究、分析交易情況和信息以及公布違反規則的行為。

六、機制保障和組織實施

(一)加強組織領導。省電力體制改革工作小組統籌全省售電側改革試點實施工作，省發展改革委(能源局)、省工信委、甘肅能監辦、省電力公司等各司其職，加強協調，(本文來源：深度能源觀察)特別要注重各項政策和發用電計劃、輸配電價等改革之間的進度和關系。

(二)落實具體責任。試點區域市州(蘭州新區)發展改革部門負責具體落實售電側改革的指導協調工作，及時了解并協調解決實施過程中出現的問題。甘肅電力交易中心負責及時與售電公司進行業務銜接，主動作為，支持售電公司盡快開展業務。

(三)加強宣傳引導。加大對我省售電側改革的宣傳報道，及時發布改革信息和政策文件，做好政策措施解讀工作，積極回應社會關切，確保售電側改革在國家政策體系框架內順利推進。

第三篇：重慶市售電側改革調研報告

干貨丨重慶市售電側改革調研報告

2016-06-0

3一、重慶市電力概況 北極星電力網

重慶全市38個區縣，供電面積8.2萬平方公里。重慶的電網由國家電網公司和涪陵聚龍電力、烏江電力等地方電網公司構成，其中，國家電網公司供電面積占全市面積90%左右，供電服務人口約3000萬人;涪陵聚龍電力在涪陵區內與國家電網形成競爭，供區包括白濤、龍橋、清溪三大工業園區。

2015年，重慶市用電量875億千瓦時，同比增長約1%。其中，工業用電563億千瓦時，增長0.2%;民用用電138億千瓦時，增長1.3%;其他行業用電174億千瓦時，增長3%。

截止2015年底，重慶全市電力裝機容量約2070萬千瓦，其中火電裝機約1370萬千瓦，占66%;水(風)電裝機約700萬千瓦，占34%。截止2015年底，全市統調電力裝機1654萬千瓦，火電1179萬千瓦，占71%;水(風)電475萬千瓦，占29%。

2016年重慶全市電力裝機容量預計可達2600萬千瓦，加上外購電量，可調容量合計約3000萬千瓦，但受整個經濟環境影響，今年以來全社會用電量增長緩慢，一季度僅同比增長1%。

二、重慶市電力體制改革情況

1、電力改革進展情況

2015年12月9日，國家發改委、能源局批復同意重慶市、廣東省開展售電側改革試點。

2015年12月18日上午，重慶市委市政府在舉行重慶兩江長興電力有限公司(中國三峽集團控股)、重慶能投售電有限公司(重慶市能投集團控股)、重慶渝西港橋電力有限公司(國電投集團控股)3家試點售電公司授牌儀式。

2015年底，重慶市經濟信息委下發《關于做好2016年電力用戶與發電企業直接交易試點工作的通知》，2016年重慶市電力直接交易確定為80億千瓦時，約占全省工業用電量的25%。此次直接交易輸配電價按2010年核定的執行，電網公司過網費下調3-5分/千瓦時，電廠讓利幅度在3分/千瓦時，加之直接交易不實行峰谷電價，用戶電價普遍下調6分/千瓦時左右。

2016年2月5日，重慶市人民政府辦公廳下發《關于印發重慶市售電側改革試點工作實施方案的通知》---渝府辦發〔2016〕20號。方案明確售電側改革試點范圍為支柱產業和戰略性新興產業重點項目集聚區，包括兩江新區水土、魚復、龍興三個園區，長壽經開區晏家、江南、八顆三個組團，萬州經開區，萬盛平山工業園區，永川港橋工業園區，以及中石化頁巖氣開發、管輸、利用領域。

方案明確，自2015年11月28日國家批準重慶市開展售電側改革試點之日起，在試點區域內，符合國家產業政策，單位能耗、環保排放均達到國家標準的新增電力用戶，除實行差別電價和懲罰性電價的企業外，均可參與售電側改革試點。存量電量用戶及其同址擴容新增電量暫不納入此次試點。

方案明確，在正式核定不同電壓等級輸配電價標準前，輸配電價暫執行現行大用戶直供輸配電價標準(2010年國家發改委批復的重慶市輸配電價)，220千伏、110千伏、其他電壓等級輸配電價分別為0.1942元/千瓦時、0.2152元/千瓦時、0.2372元/千瓦時。政府性基金及附加中暫免征收城市公用事業附加費0.025元/千瓦時，按0.0548元/千瓦時計。

方案明確，發電企業向售電公司或直接參與市場交易的用戶開具購電發票，售電公司給其用戶開具售電發票，電網企業給售電公司或直接參與市場交易的用戶開具輸配電費、政府性基金代收等發票。

目前，重慶市共有11家企業與售電公司簽訂了購電合同。其中，3月1日開始兩江長興電力公司向大唐重慶分公司購買3億千瓦時電量(水、火電各一家，一口價，比例由調度調劑)售給5家用電企業。為支持售電公司，該電量作為增量，不納入重慶市2016年直接交易電量計劃，不扣除發電企業基本電量。

2、目前存在問題

(1)結算問題

在結算問題上，國網重慶市電力公司要求與用電企業結算，兩江長興電力公司收取購售電差價的服務費;兩江長興電力公司堅持按照《重慶市售電側改革試點工作實施方案》與用戶直接結算，向國網重慶市電力公司支付輸配電價。政府多次協商但電網公司態度堅決，目前該問題已上報國家發改委裁決。

(2)輸配電價問題

國網重慶市電力公司認為《重慶市售電側改革試點工作實施方案》中現行的輸配電價核定時間較早，不能代表目前及今后3年的輸電成本，拒絕執行并要求“一戶一核”。重慶市政府認為在新的輸配電價未出臺前，應按照已出臺的文件執行，“一戶一核”不僅將造成電價混亂，而且不能達到輸配電價透明。

3月23日，重慶市發改委、重慶市經信委、華中能源監管局、重慶市物價局聯合下發《關于做好重慶海扶醫療有限公司等5家兩江長興電力公司售電用戶供電的通知》---渝發改能【2016】336號，要求電網抓緊與兩江長興電力公司銜接，確保用戶安全可靠用電，由兩江長興電力公司履行售電協議，由電網公司進行電費結算。

目前，電網公司、兩江長興電力公司、用電企業簽訂了臨時購售電合同，確保用電企業正常用電，電費采取掛賬方式，待正式合同簽訂后再結算。

3、改革效果

雖然電力體制改革困難重重，但售電公司成立后國網重慶市電力公司服務態度有了極大的改善，國網上門服務的頻率和次數明顯上升，辦事效率明顯提高，報裝和建設速度明顯加快，電力用戶享受到了改革的紅利。

三、重慶兩江長興電力有限公司情況

1、公司簡介

重慶兩江長興電力有限公司于2015年8月中旬成立的國有絕對控股的混合所有制企業，四家投資股東分別為長江電力、重慶兩江集團、涪陵聚龍電力、中涪熱電(民營)。注冊資本2億元。其中，重慶兩江新區開發投資集團有限公司(簡稱“兩江集團”)，是重慶市委、市政府設立的國有大型投資集團，與重慶兩江新區工業開發區管理委員會合署辦公，實行“兩塊牌子，一套班子”管理模式;涪陵聚龍電力、中涪熱電則是擁有地方電網和發電機組的發供電企業。目前經各股東方同意，注冊資本已增加至5億元。

目前公司有綜合、財務、生產和營銷4個部門，員工50人(6種用工形式)。近期公司計劃調整為4個部門、3個中心，即總經理工作部、安全監察部、生產技術部、財務資產部和營銷中心、綜合服務中心、生產管理中心。公司仍未取得由重慶經信委核發的電力業務許可證。

公司高管為各股東方推薦，員工計劃全部通過社會招聘，員工薪酬參照當地電網公司水平制定。目前公司正在逐步招聘員工，各股東方派遣員工將在一年以后退出公司。

2、公司運營情況

為支持兩江長興電力公司，重慶兩江新區管委會將3個開發區(兩江工業區、萬盛經濟開發區、中石化頁巖氣勘探區)企業用電所有新增用戶(2015年12月28日以后投產)交給兩江長興電力公司。目前3個開發區企業用電價格在0.85-0.9元左右，如果按照已核定的輸配電價，用戶的用電價格將在0.65元左右，兩江長興電力公司計劃每千瓦時加價1-2分錢再轉售給用戶。

目前，兩江長興電力公司在3個開發區均設有營銷人員，負責聯系和服務用戶。公司未建設任何電力網絡，但已著手電網建設，生產部正在進行電網建設前期和用戶接入的技術工作。兩江集團計劃將此前建設的配售電網絡及用電設施委托售電公司管理或由售電公司購買，同時正在重新規劃兩江新區，明確支持售電公司建設電網。

目前，兩江長興電力公司沒有參與2016年大用戶直接交易，沒有燃氣、熱力、冷熱水等綜合能源開發項目，沒有能源管理、能源托管、節能管理等需求側管理項目，也未進行此方面的研究。

3、兩江長興電力有限公司公司存在問題及思考

(1)業務單一

重慶兩江長興電力有限公司業務僅局限于電量的購、售，缺乏其它綜合能源服務項目，盈利模式單一。隨著售電業務的不斷透明和競爭，購銷差價的盈利模式不可持續，公司將面臨后期業務瓶頸和激烈的市場競爭。后期成立的售電企業必須形成穩定的客戶資源和獨特、多樣的盈利模式，方能提供后續發展動力。

(2)運行成本高

重慶兩江長興電力公司在重慶市渝北區金開協信中心租借了2層辦公樓并購置了辦公車輛，目前公司在職員工已達50人，且按照電網公司的工資標準發放薪酬，公司運行成本很高。公司對電力體制改革的困難準備不足，如果短時間內在輸配電價和結算方面沒有取得突破，將會對公司的正常運轉造成極大影響。所以，在政策尚未完全明朗的改革初期，售電企業輕資產公司十分必要。

(3)沒有發揮自身優勢

兩江長興電力公司的股東長江電力和聚龍電力不僅擁有發電企業，而且擁有三峽庫區和涪陵地區的配電網絡，但公司沒有在自己電網供電范圍內開展配售電業務，而是依靠國家電網供電，形成當前不利局面。由此可見，售電企業如果開展配售電業務必須擁有電源和網絡，否則缺乏博弈資本，今后在接入、結算、調度等方面更將面臨重重障礙。

(4)用工模式值得研究

售電公司是專業性工業服務企業，兩江長興電力公司員工沒有采取股東企業調入方式，而全部實行社會招聘，有利于加強管理，打造專業化的能源服務企業，對于其他售電企業具有良好的借鑒意義。同時，對于服務企業，員工薪酬和績效管理不同于傳統發電企業，也需要積極研究和探索。

(5)售電企業做好持久戰準備

雖然重慶市委、市政府態度堅決、積極推動重慶市電力體制改革，各項工作仍在有條不紊的穩步推進，但必須清醒地看到，改革異常艱巨和任重道遠，政策方面短期不會有較大突破，要做好持久戰準備，切不可貿然推進。企業經營不能僅寄希望于政策推動，而應積極謀劃，降低運營成本、發揮獨特優勢、找準盈利模式。

(6)售電企業初期需要政府扶持

售電企業即是改革的承擔層，又是改革的落實層，在整個電力體制改革中起到關鍵作用。但由于售電業務在我國還是處于起步階段，需要當地政府借鑒重慶經驗給予售電企業在直接交易優先和優惠政策，鼓勵其先行先試，拓寬業務范圍、提供增值服務，開展中長期直接交易，開展開發區和工業園區配售電試點。同時，集聚專業的技術人員，參與和推動地方電力體制改革。

(來源:中國能源協會網)

第四篇：江蘇省售電側改革試點實施細則(征求意見稿)

江蘇省售電側改革試點實施細則

(征求意見稿)來源：江蘇省發改委

國家發展改革委以《關于同意江蘇省開展售電側改革試點的復函》(發改辦經體〔2017〕343 號)批準了我省售電側改革試點工作方案。為推進我省售電側改革試點工作，根據國家發展改革委《關于印發<售電公司準入與退出管理辦法>和<有序放開配電網業務管理辦法>的通知》(發改經體〔2016〕2120 號)、《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源本實施方案。〔2016〕2784號)等要求，結合我省實際情況，制定

一、總體要求

(一)售電側改革要堅持市場化方向，向社會資本開放售電業務，多途徑培育售電側市場競爭主體，提升售電服務質量和用戶用能水平，形成有效競爭的市場結構和市場體系，使市場在電力資源配置中起決定性作用。(二)售電側改革要堅持規范、公開、透明，市場準入、電力交易和信用監管等流程都集中在電力交易平臺網站和信息系統進行，市場主體、供需信息、交易模式、電力價格等主要信息按照規則向社會各方發布。(三)售電側改革要切實體現“放管服”，在依法依規、加強監管的基礎上，簡化審批流程，通過電子商務、交易平臺等方式，推進市場主體資格注冊制和信用評價工作，以“履約保函”、“互保協議”等方式，發揮市場主體積極性和自律性，構建開放競爭的售電市場。

能管理、節能管理、風險管理等能力，其中至少擁有一名高級職稱和三名中級職稱、非兼職掛靠的電力專業管理人員。

5、信用要求。無不良信用記錄，按照規定要求做出信用承諾，確保誠實守信經營。

6、售電公司代理電力用戶的用電總量為4000萬千瓦時及以上，具備參與我省售電市場交易的資格。

7、為規避電量偏差考核風險，售電公司應依照合同電量，采取銀行履約保函制度，具體根據我省電力交易規則執行。

8、法律、法規規定的其他條件。

9、發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。已具有法人資格且符合售電公司準入條件的發電企業、電力建設企業、高新產業園區、經濟技術開發區、供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司可到工商部門申請業務范圍增項，并履行售電公司準入程序后，開展售電業務。鼓勵售電公司提供智能用電、綜合節能和合同能源管理等增值服務。

(二)擁有配電網運營權的售電公司。

擁有配電網運營權的售電公司除上述準入條件

1、經營范圍包含配售電或電力供應等業外，還需具備以下條件：

務。具有與配電網投資規模相適應的投資能力，注冊資本不低于其總資產的20%。類)。

法合規設立的政府性基金及附加，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費。擁有分布式電源或微網的用戶可以委托售電公司代理購售電業務。微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件。

4、上年用電量在4000萬千瓦時且用電電壓等級在35 千伏及以上的符合試點條件的用戶，可以自主選擇與售電公司交易，也可以直接與發電企業交易，或選擇不參與市場交易;適時將準入電力用戶的電壓等級放開至10 千伏。其他符合試點條件的電力用戶，可以自主選擇與售電公司交易，或選擇不參與市場交易。

5、自愿選擇與售電公司進行交易的電力用戶，須依據我省電力交易規則的要求，全部電量進入市場，不得隨意退出市場。

6、自愿選擇與售電公司進行交易的電力用戶，在合同周期內只可委托一家售電公司進行交易，須以結算等事項，至少為期一年，協議期滿后可重新選擇。

(四)發電企業。

1、符合國家基本建設審批程序并取得電力業年為周期依法簽訂合同，約定交易、服務、收費、務許可證(發電類)的省內發電機組，按照自愿原則參與售電側市場。

2、發電企業應具有獨立法人資格、財務獨立核算、能夠獨立承擔民事責任。內部核算的發電企業經法人單位授權，可參與售電側市場。

3、參與試點的發電企業必須正常投運環保設施，符合國家和省的污染物排放要求，符合國家和省的煤炭消費總量控制有關要求。能按照有關要求定期將售電

(4)售電公司基本情況說明表(詳見附件4)。

(5)售電公司營業執照復印件。營業執照中經營(6)售電公司法人代表身份證明復印件(詳見附件范圍應包含“售電”或“電力銷售”等內容(詳見附件5)。6)。

(7)售電公司資產證明。近期由具備資質的會計師事務所出具的審計報告、驗資報告等能夠證明企業資產的文件等(詳見附件7)。

(8)售電公司經營場所證明(詳見附件8)。

(9)售電公司技術信息支持系統等證明材料(詳見附件9)。

(10)售電公司專業人員證明文件。包括專業人員資質表、專業人員身份證復印件及學歷證書、職稱證書復印件。所列專業技術人員為該售電公司全職人員的證明文件復印件等(詳見附件10)。

(11)售電公司相關授權委托書(詳見附件11)。

(12)售電公司其他資料。售電公司認為有必要提供并向社會公示，以證明公司實力和信譽的有關證明資料(詳見附件12)。

(13)售電公司公示信息(詳見附件13)。

2、擁有配電網運營權的售電公司，除以上條件外，還應向電力交易中心提交以下注冊申請資料和信息證明資料。

(1)營業執照中經營范圍應包含“電力供應”或“配售電”等內容。

(2)經過法定驗資機構出具的驗資報告，以及加蓋公司公章的企業財務報告。

入我省售電公司目錄，通過電力交易平臺等網站向電力用戶公布。列入目錄的售電公司取得準入資格，可與電力交易中心簽訂入市協議，與電力用戶洽談、簽訂售電委托代理服務協議。

8、公示期間存在異議的售電公司，注冊暫不生效，暫不納入我省售電公司目錄。售電公司可自愿提交補充資料并申請再次公示;經兩次公示仍存在異議的，由省發展改革委(能源局)和江蘇能源監管辦核實處理。

9、售電公司注冊信息發生變化時，應在5 個工作日內向電力交易中心申請變更(注冊信息變更申請書詳見附件13)。業務范圍、公司股東等有重大變化的，售電公司應再次予以承諾、公示。

10、在省外電力交易機構辦理注冊售電公司的有關手續待國家確定相關操作細則后另行辦理。

(二)電力用戶

1、已獲準參與雙邊協商直接交易的用戶直接取得售電市場準入資格，在電力交易平臺等網站上公示。

2、其他符合準入條件且自主選擇與售電公司交易的電力用戶，通過電力交易平臺網站上向電力交易中心提交準入申請資料(詳見附件14)，按照屬地管理原則經設區市發展改革委初評后，上報省發展改革委(能源局)和江蘇能源監管辦進行評估。通過評估后取得售電市場準入資格，有關信息在電力交易平臺等網站公示。

3、取得售電市場準入資格的電力用戶可自主選擇售電公司，簽訂售電委托代理服務協議。

(三)發電企業

主體之間自主協商交易電量(電力)、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量(輔助服務)與成交價格等，競價可以采取高低匹配或者邊際出清方式進行。掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。掛牌交易的組織，按照供方掛牌、需方掛牌兩輪進行。交易參與方成交前可以隨時調整掛牌價格。在需方掛牌輪次，清潔能源機組具有優先認購權。

3、為豐富電力交易模式，充分發現電力商品的價格，體現發電機組邊際成本和售電公司競爭優勢，引導電力項目科學合理布局，售電市場交易可以掛牌交易為主、雙邊協商為輔等方式開展，月度交易可以掛牌交易為主、集中競價為輔等方式開展。具體交易方式根據電力市場建設情況在工作安排中明確。

(二)交易要求。

1、參與售電市場交易各方須到電力交易中心注冊，取得準入交易的資格，成為合規市場主體，按照我省電力交易規則開展電力交易，服從統一調度管理和市場運營管理。

2、市場有關各方應依法依規按照江蘇能源監管辦制定的合同范本簽訂合同，明確相應的權利義務關

1劃。

(三)交易價格。

1、凡是參與售電市場交易的電力用戶，均不再執行對應的目錄電價。售電市場交易成交價格由市場主體通過自主協商、平臺競價等市場化方式形成，第三方不得干預。

2、參與售電市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基金及附加三部分組成。

3、輸配電價由價格主管部門核定，在國家核定我省輸配電價前，可采取電網購銷差價不變的方式執行;輸配電價核定后，按照核定的輸配電價執行。

4、參與售電交易的峰谷電價電力用戶，繼續

5、市場主體應根據發用電成本理性報價，嚴執行峰谷電價，具體按照我省電力交易規則等執行。

禁惡意競爭。掛牌和雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價設置上限，參與交易機組發電能力明顯大于用電需求時，可對報價設置下限。

6、已參加市場交易的用戶又退出的，在通過售電公司購電或再次參與市場交易前，由電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照政府核定的居民電價的1.2-2 倍執行。具體保底價格水平由省級價格主管部門確定。

(四)結算方式。

1、發電企業、電網企業、售電公司和用

6、法律、法規規定的其他情形。

(二)經省發展改革委(能源局)和江蘇能源監管辦的審定，確認售電公司符合強制退出條件后，通過電力交易平臺網站和“信用中國”網站向社會公示10 個工作日。公示期滿無異議的，方可對該售電公司實施強制退出。(三)售電公司被強制退出，其省內已簽訂但未履行的交易合同由省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦和電力交易中心征求合同購售電各方意愿，通過電力交易平臺轉讓給其他售電公司。未達成一致意見或未完成交易轉讓的，可交由電網企業保底供電，并處理好其他相關事宜。(四)售電公司可以自愿申請退出售電市場，并提前30個工作日向原受理注冊的電力交易中心提交退出申請。申請退出之前應將所有已簽訂的交易合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。(五)擁有配電網運營權的售電公司申請自愿退出時，應妥善處置配電資產。若無其他公司承擔該地區配電業務，由電網企業接收并提供保底供電服務。

易中心提交以下注銷申請相關資料：

2、授權委托書。(六)售電公司自愿申請退出市場時，應向電力交

1、售電公司注銷申請書(詳見附件15)。

3、尚未履行的市場交易合同及對未履行合同 的轉讓處理協議。

(七)電力交易中心在收到售電公司自愿退出市場的申請后，5 個工作日內完成對注銷申請和相關資料的審查，并通知售電公司審查結果。對于資料不全或不符合

5年報和自查報告，主要內容包括公司資產、售電服務范圍、用戶情況、經營狀況、重大事項以及履行義務和遵守規定等情況。(四)政府引入的第三方征信機構定期向江蘇能源監管辦、省發展改革委(能源局)和電力交易中心報告售電公司信用評價和有關情況，并向社會公布。(五)建立電力行業違法失信行為聯合懲戒機制，對納入涉電嚴重失信企業黑名單的售電公司及負有責任的法定代表人、自然人股東、其他相關人員(以下簡稱“當事人”)采取以下懲戒措施：

1、電力交易機構3年內不再受理該企業注冊申請，其法定代表人3年內不得擔任售電公司的法定代表人、董事、監事、高級管理人員。

2、對當事人違法違規有關信息向金融機構提供查詢服務，作為融資授信活動中的重要參考因素。

3、限制當事人取得政府資金支持。

4、對當事人申請公開發行企業債券的行為進

5、工商行政管理、總工會、行業協會等行限制。

部門和單位在法定代表人任職資格、授予榮譽、評比先進等方面，依法依規對其進行限制。

七、組織實施

6、按照相關法律法規進行處罰。

(一)強化組織協同。售電側改革試點工作在省電力體制改革領導小組統籌指導下推進，省發展改革委(能源局)和江蘇能源監管辦作為售電側改革牽頭部門，會同省經濟和信息化委、物價局等部門加強橫向聯動，形成工

7一般工商業電價的用戶可自主選擇售電公司進行交易。時考慮，具體規模根據售電公司托管合同申報電量情況，結合電力市場建設進度在工作安排中確定。第三階段為全面提升期(2020年后)：根據國家部署，全面放開10 千伏及以上電壓等級用戶，允許部分優先購電的企業和用戶自愿進入市場。加強零售市場的充分競爭，完善市場交易機制，進一步豐富市場交易品種，形成較為完整的售電市場交易體系和有效競爭的市場結構，有效引導電力生產、消費和投資。(三)確保安全穩定。省發展改革委(能源局)、江蘇能源監管辦等部門要及時掌握試點地區改革動態，組織協調相關問題，對改革不到位或政策執行有偏差的及時進行糾正，并向國家主管部門和省政府報告相關情況。省電力公司要強化大局意識，主動適應改革、支持改革、參與改革，切實做好電力供應、安全穩定等相關工作。

標簽：江蘇 售電側改革試點 配電網 配電業務

第五篇：廣東售電側改革內部調研報告

廣東售電側改革內部調研報告

一、廣東省電力體制改革進展情況

作為全國首批開展大用戶直購電試點的省份，廣東省于2006年啟動該項工作，安排臺山發電廠與6家電力大用戶開展直接交易試點，年交易電量約2億千瓦時。廣東物價局為此專門核定了一個輸配電價，為0.179元/千瓦時。此項交易與交易價格、輸配電價格一直延續至今，未受后期擴大試點的影響。

2013年，《廣東電力大用戶與發電企業直接交易暫行辦法》（南方電監市場〔2013〕162號），《廣東省電力大用戶與發電企業直接交易擴大試點工作方案》（粵經信電力〔2013〕355號），《廣東電力大用戶與發電企業集中競爭交易實施細則》（粵經信電力〔2013〕550號）等政策文件連續出臺。2013年，廣東完成電力用戶與發電企業直接交易電量23.87億千瓦時，其中擴大試點交易電量21.92億千瓦時。2014廣東直接交易電量規模約150億千瓦時，2015廣東直接交易電量規模約227億千瓦時。直接交易發電量占省內總發電量的比例持續提高，每年提高幅度在2%左右。2016年，廣東省安排直接交易電量規模目標為420 億千瓦時，占2015年全省統調發電量的8.3%左右。2013年12月27日，廣東首次電力用戶與發電企業集中競爭交易開市，至今已先后開展了十余次集中競爭交易。

2015年11月28日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司批復同意重慶市、廣東省開展售電側改革試點，結合實際細化試點方案、完善配套細則、突出工作重點，規范售電側市場主體準入與退出機制，多途徑培育售電側市場競爭主體，健全電力市場化交易機制、加強信用體系建設與風險防范，加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，為推進全國面上改革探索路徑、積累經驗。2015年底廣東省經信委下發的《關于2016年電力大用戶與發電企業直接交易工作有關事項的通知》（粵經信電力函〔2015〕3137號）中，明確了2016年將有12家售電公司進入電力直接交易市場，采用代理電力用戶購電的方式，參與長期協議交易和競爭交易。

此后在政府有關部門的組織下，市場主體各方就售電公司如何參與直接交易進行了長期、反復地討論。受此影響，2016年1、2月份直購電集中競爭交易均未開展。2016年3月1日，廣州電力交易中心掛牌。3月22日廣東經信委和南方能監局下發了《關于明確2016年售電公司參與直接交易有關事項的通知》（粵經信電力函〔2016〕84號，以下簡稱“粵經信84號文”）。3月25日，在廣東電力市場交易系統上進行了有售電公司參加的首次集中競爭交易。

二、市場交易主體

隨著電力直接交易的不斷深化，市場交易主體群體在逐步擴大。目前廣東省參與電力直接交易的市場主體情況：

（一）大用戶1.年用電量8000萬千瓦時以上的省內大型工業企業；列入《廣東省主題功能區開發產業發展指導目錄》的園區內年用電量800萬千瓦時以上的企業；2015年用電量5000萬千瓦時以上的商業用戶；符合上述條件且已在廣東電力交易中心注冊的用戶333家，2015年總用電量約240億千瓦時；2.部分省級產業轉移園區（共11家）內的工商業用戶，2015年總用電量大約30億千瓦時。此批11家園區內電力用戶（不含第1條已確認的大用戶），必須通過售電公司代理進行購電，目前園區內已注冊用戶168家。

（二）發電廠廣東省內單機容量30萬千瓦及以上的燃煤發電廠，現有符合條件的發電企業38家，均已注冊，合計裝機容量約5090萬千瓦。

（三）售電公司“粵經信84號文”確定的并已完成注冊的售電公司共12家，后增加一家“廣州穗開電業有限公司”，到3月份競爭交易開市前，可參加交易的售電公司共13家。售電企業門檻，售電公司資產總額在5000萬元以上，專職在崗員工10人以上（主要包括生產技術部、市場營銷部、財務經營部和綜合部），其中至少高級職稱1人，中級職稱3人等方可通過申請。

本次售電公司參與競爭性交易必須首先取得所代理客戶的代理授權，已注冊的大用戶可以在交易系統中確認代理關系，園區用戶必須有相關協議。據電力交易中心稱，實際執行中園區用戶也需要在交易系統注冊并確認關系。

三、市場交易電量

根據“粵經信84號文”，廣東省2016年直接交易電量目標為420億千瓦時，其中長期協議交易電量280億千瓦時，競爭交易電量140億千瓦時。因1、2月份廣東未進行電量競爭交易，因此140億千瓦時競爭交易電量在剩余10個月內平均分配，每月14億千瓦時。

根據“粵經信84號文”，2016年單月競爭電量大于14億千瓦時，單個售電公司申報競爭電量不超過總競爭電量的15%；單月競爭電量小于等于14億千瓦時，單個售電公司申報競爭電量不超過2.1億千瓦時，單個售電公司年累計成交競爭電量不超過21億千瓦時。

3月份廣東經信委安排競爭電量14億千瓦時，單一電力用戶當月申報總電量上限為1.4億千瓦時，單一售電公司當月申報總電量上限為2.1億千瓦時。為形成競爭，發電企業當月申報上限按照競爭直購利用小時數的1.25倍（34.9小時）申報。

但在正式交易前的意向電量申報中，用戶申報的總意向電量僅為11.2億千瓦時。為保證競爭態勢，廣東經信委將3月份集中競爭電量規模調減至10.5億千瓦時。發電企業申報電量上限按競爭直購利用小時數的1.25倍（26.2小時）執行，單一電力用戶當月申報總電量上限調減為1.05億千瓦時。但與此同時，維持了單一售電公司當月申報總電量上限不變（2.1億千瓦時）。

四、競爭報價及撮合辦法報價差：競爭交易報價采用價差報價的方式，即電力用戶申報與現行目錄電價中電量電價的價差，發電企業申報與上網電價的差價。電價下浮為負，電價上浮為正。申報價差最小單位為0.1厘/千瓦時。分段報價：用戶和發電企業報價最多可分成三段報價，各段電量總和不能超過允許申報上限，電力大用戶允許申報最少電量為10萬千瓦時，發電企業允許申報最少電量為100萬千瓦時。采用三段報價，是降低用戶和發電企業不中標風險的一種有效措施。價差對：將發電企業與用戶報價配對，用發電企業申報價差減去大用戶申報價差，計算生成競爭交易價差對。

交易撮合：價差對為正值時不能成交，為負值或零時價差對小者優先中標交易；價差對相同時，按申報價差相應電量比例確定中標電量。因采用分段報價，因此按量價段撮合交易，而非按廠撮合。

無限次報量報價：集中競價中，在總電量不超過上限的條件下，用戶和發電企業可以無限次修改報量和報價。從去年底競價情況來看，發電企業一般會進行3-5輪量價修改，但用戶修改頻率低，大部分首次報價后不再修改。

價差電費返還和成交價格：成交的大用戶與發電企業，兩家報價可能存在差異，結合成交電量計算將產生價差電費。此部分電費，75%返還給發電企業，25%返還給用戶，并由此計算產生最終成交價格。

不干預原則：競爭報價一旦啟動，整個過程中交易機構不進行任何干預。且報價信息在整個過程中都是屏蔽的，僅在中間進行撮合計算時臨時解密，隨后再次鎖定屏蔽。不管撮合計算結果如何，均不能作為干預交易過程的理由。

五、3、4月份交易過程簡述

（一）3月份交易情況

1、交易過程3月23日，廣東電力交易中心下發了關于開展3月集中競爭交易的通知，明確競爭申報時間為3月25日9:00—12:00，同時要求各交易主體在3月24日17:00前首先填報意向申報電量。

3月24日下午，根據意向申報統計，發現用戶側申報總量大幅低于安排競爭電量。為確保形成競爭態勢，避免發生用戶競價全中情況。廣東電力交易中心發出了《關于2016年3月份集中競爭交易申報時間推遲的緊急通知》，競價申報時間調整到3月25日的10:00—12:00。隨后又根據經信委的調整結果，發出了《關于調整2016年3月份集中競爭電量規模的通知》,下調了總競爭交易電量和大用戶、發電企業的申報電量上限。

報價過程中，20分鐘間隔的供需報量比情況請見下圖：

從圖中可以看出，購電用戶大多在11:20前完成了報價，而發電企業報量報價主要集中在11:40后的20分鐘內，表明申報電量上限調整后，發電企業進行了較長時間的對策研究和分析。

2、交易結果2016年3月份集中競爭交易集中撮合，競價規模為105000萬千瓦時。

供應方：共有36家參與報價，總申報電量為129767萬千瓦時，異常報價剔除量為0萬千瓦時，其中29家最終成交，成交的供應方平均申報價差為-429.023024厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-240.3厘/千瓦時，最低成交申報價為-500厘/千瓦時。

需求方：共有81家參與報價，總申報電量為112180萬千瓦時，其中80家最終成交，成交的需求方平均申報價差-24.397363厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-0.1厘/千瓦時，最低成交申報價為-38.4厘/千瓦時。其中售電公司9家參與，8家成交，成交電量為68096萬千瓦時，成交的售電企業平均申報價差為-29.430188厘/千瓦時，平均成交價差為-151.453719厘/千瓦時。

全網總成交電量為105000萬千瓦時，最終結算的平均價差為-125.553778厘/千瓦時。

3、售電公司成交情況已注冊13家售電公司中，本次共有9家參與了競爭交易報價，最終成交8家，合計成交電量為68096萬千瓦時，占總成交電量的64.85%。各售電公司成交電量請見下表。

由上表可見，廣州發展電力銷售有限責任公司未中標成交，而廣東粵電電力銷售有限公司和廣州恒運綜合能源銷售有限公司合計成交電量占到售電公司總購電量的一半以上。

目前各家分段報量報價情況仍然保密，估計粵電售電公司、恒運能源銷售公司申報電量總額可能達到了上限，但有小報量段降價期望值較高而未能成交。

（二）4月份交易結果 1、4月份競價情況本次交易為 2016年4月集中競爭集中撮合，競價規模為145000萬千瓦時。競價申報時間為2016-04-26 14:00至 2016-04-26 16:00。供應方：共有 36家參與報價，總申報電量為 179299萬千瓦時，異常報價剔除量為 0萬千瓦時，其中33家最終成交，平均申報價差為-436.944191厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-371厘/千瓦時，最低成交申報價為-500厘/千瓦時。需求方：共有 81家參與報價，總申報電量為 160734萬千瓦時，其中 79家最終成交，成交的需求方平均申報價差-51.58659厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-1.1厘/千瓦時，最低成交申報價為-76厘/千瓦時。

全網總成交電量為 145000萬千瓦時，最終結算的平均價差為-147.92599厘/千瓦時。

2、售電公司成交情況售電公司方面，共有11家售電公司參與了競價交易。國家電投深圳售電公司、深圳市兆能供電服務有限公司2家未參與報價。參與報價的售電公司全部達成了交易，合計成交電量99589萬千瓦時，占總交易單量的68.68%。各家成交電量情況請見下表。

六、3、4月份交易情況分析初步分析廣東省3、4月份競價交易，其主要特點如下：

（一）市場交易主體對交易認知度存在較大差距

1、用戶側購電意愿不足一是用戶參與比例低。廣東現有可以參與競價的大用戶和售電公司合計346家，而參與此次競價的僅有81家，比例僅為23%。二是注冊比例低。11個產業轉移園區內工商業用戶1000多家，而目前到交易中心注冊的僅有167家，仍有800余家未注冊。三是降價期望值低。最小降價期望值僅為0.1厘/千瓦時，最高也只有38.4厘/千瓦時，可見用戶并未充分意識到目前發電企業的電量銷售壓力，對市場總體趨勢認識不足。四是用戶參與主動性差。一些可以直接參與交易的大用戶，也交給售電公司代理購電，且代理購電占比達到64.85%，說明被代理的大用戶用電比重還比較高。

從廣州電力交易中心了解到，為形成有效競爭避免惡性殺價，在安排競價時，希望申報電量與成交電量比例為1.1:1。但3月份競價實際申報意愿電量明顯低于預期，導致廣東省經信委調低競爭電量并推遲報價時間，實際最終形成的意愿電量和成交電量比例為1.09:1，仍未完全達到1.1:1。

2、發電企業市場意識強烈在利用小時數持續下滑的情況下，發電企業普遍具有緊迫感，市場意識覺醒較早也較強。3月份發電企業所申報的降價額度令人驚訝，也從一個側面體現了發電企業搶占電量的積極性很高、決心很大。

（二）價差電費返還規則，對交易結果影響較大以往歷次競價中，價差電費100%返還給發電企業，3月份開始競價中調整為75%返還給發電企業，25%返還給用戶。這一規則影響十分重大。

1.發電企業和用戶報價走向兩個極端作為發電企業，報出較高的降價意愿值可以有效提高中標概率，而在交易達成后，通過價差電費返還計算確定的最終成交價，很可能比發電企業自己報出的電價高得多，電廠仍可保證邊際收益。而用戶則恰恰相反，都通過報出比較小的降價期望值來保證自己拿到電量，而后通過價差電費返還取得更大收益。正是由于上述原因，3、4月份競爭交易供需雙方走向兩個報價極端。以三月份為例發電企業報出429.02厘/千瓦時的平均降價意愿值，而用戶平均降價期望值僅為24.40厘/千瓦時，兩者差距達到0.4元/千瓦時。2.售電企業獲取暴利，被代理用戶吃了大虧售電企業在參與競爭性報價前，與被代理用戶首先簽訂了協議，明確了降價額度。此額度如參照3月份競價中需方最高降價期望值來考慮，也不超過38.4厘/千瓦時，而售電公司實際成交平均降價額度為151.45厘/千瓦時，因此每度電在售電公司一進一出差價最少113厘。如按此測算，粵電售電公司本次最少也可得到2100萬元的毛利，可謂收益驚人。本次競價后，被售電公司代理的大用戶普遍驚呼“虧大了”。

（三）加強規則研究和合理報價策略對中標率至關重要除前面所述的價差電費返還外，三段式報價等一系列規則對報價策略、中標率影響非常重大。1.發電企業可以按照競爭直購利用小時數的1.25倍申報電量，且報價可以分為三段（3月份36家發電企業報出90多個價段）。那么發電企業就可以先用較高的降價意愿值來爭取一塊較大的基礎電量，而后用多出來的0.25倍來報個較低的降價意愿值，嘗試爭取一下高電價中標。2.發電企業要在低電價爭取中標率，可能拿到的價差電費返還收益，發電邊際成本等幾個因素中進行綜合衡量，尋找平衡點，難度很大，且不可測因素較多。

（四）交易對后期市場產生一定影響

1、對交易規則影響3、4月份競爭交易過程和結果出乎各方預料，各方反響均較強烈，特別是售電公司獲得巨大利益，與市場改革初衷存在一定差距，后期的市場競爭交易中，有關政府部門必然會對交易規則有所調整。

2、對大用戶影響交易結果是被代理的大用戶感到震驚，從長期利益看，可以直接參與交易的大用戶找售電公司代理相當于放棄應有市場主體地位，這種情況長期存在的可能性低。目前已與售電公司簽訂代理協議的大用戶在一年內無法解除協議，但后期繼續委托代理的大用戶可能減少。3.售電公司代理對象發生變化為控制市場交易秩序，必須對市場主體數量進行控制，因此從長期來看中小用戶也只能通過售電公司代理購電。這就為售電公司保留了一塊市場蛋糕。從11家產業轉移園區來看，尚有800多家中小用戶未進行購電委托，所以這塊蛋糕總體量還是不小的。

4.售電公司挑肥揀瘦的習慣要改目前來看，售電公司普遍將精力放在大用戶身上，原因一是只要做成幾單大用戶總體的交易量就可以有保障了；二是中小用戶數量眾多，事情繁雜瑣碎，交易管理難度大，形成大的交易總量比較困難。但從目前來看，售電公司必須采取措施適應和解決與中小用戶交易中存在的困難，這是市場所決定的，售電公司完全無法選擇。

五、對于公司相關建議作為新一輪電改的最大亮點，售電側放開從一開始就受到各界的高度關注，據不完全統計，目前國內注冊成立的售電公司已經超過400余家，包括央企、地方國資企業、民營企業和混合制企業。由于各地售電政策不同，售電公司業務開展的進度也千差萬別。當前，廣東推動售電側改革試點工作，允許售電公司作為市場主體參與交易，并成為交易市場中最活躍單元，其代理成交交易電量占廣東省交易總量的60%以上。作為央企，我們更應該積極參與售電側業務，拓展公司業務范圍，為公司實現可持續發展奠定基礎。

一是對于各單位售電公司成立時間進度應有明確要求。目前廣東省僅有13家售電公司可以參與售電業務，還有40多家售電公司被堵在圍墻之外無法獲取市場主體地位。我們各三級單位要及早成立售電公司并取得工商營業執照，這樣至少在區域發放牌照時我們還有對應公司存在，不然就無法入圍售電業務范圍。二是要加強售電公司人才隊伍培養。從廣東售電公司注冊門檻看，每家售電公司公司至少要有4個部門，全職人員至少10人以上，此外對于人才的職稱等級都有明確要求。中電國際目前已成立的售電公司（或綜合能源服務公司）主要以發展項目為主，售電側改革工作開展主要以營銷人員為主，目前各單位營銷人員配備遠不能達到要求，對業務開展十分不利。建議公司增加各單位市場營銷人員編制，儲備優質市場化人才，為適應各區域售電側工作開展打基礎。

三是加強售電側改革研究學習。目前全國僅有廣東和重慶開展售電側改革試點，允許售電公司參與市場交易，但兩個地方交易模式存在較大差別。各區域要開展售電側改革，必將以上述兩個地方作為參照，各單位要密切關注區域售電側改革動向，加強售電側改革調研學習和研究，爭取在區域售電市場占有一席之地。中電國際利用二級單位有利條件，積極組織各單位進行售電側改革政策學習研討，開展售電側改革調研，有條件時可以參與系統內售電公司交易工作。只有學習和了解游戲規則，才能有效制定應對策略，獲取最大收益。四是加強用戶側管理和梳理。在電力市場化改革不斷推進的前提下，各單位要詳細梳理區域內大用戶的情況，加強用戶信息檔案管理工作，有針對性的甄選用戶，做好市場風險方案預控措施。同時要不斷提高市場服務意識，了解用戶需求，全方位、多渠道與用戶溝通合作，鎖定優質用戶。

五是加強營銷體系建設。目前營銷范圍的變化和售電側業務開展，對人員配備、團隊建設和培訓育人方面，都必須有一個能有更細化的要求與措施。必須建設一支精干的電力營銷和后續售電綜合能源服務的專業人才團隊，結合信息化建立電力市場信息支撐系統，對用戶市場進行有效整理，規范市場業務流程，有效進行風險防控。同時要制定研究激勵機制，防止骨干業務人員流失。