电力市场的培育方向主要是两大方面，大用户直购电市场和现货市场。而直购电成熟的地区，无疑其售电侧改革也会走在前面。在售电侧改革之路上，广东和重庆首先迈出一步，做了哪些努力？大用户直购电发展如何？
本期电力急先锋带你来看售电侧改革试点广东、重庆和电改综合试点云南、贵州在大用户直购电方面做出的努力。
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【发电端与售电端对接最好办法——大用户直购电】
在发电、输电、配电到最后的售电这四个环节中，发电和售电环节是可以引入市场竞争机制的，电力传输和配电过程明显是自然垄断的。目前国内在发电领域的竞争已经很激烈，现在改革的重点就是在售电这一侧。在国家电网、南方电网等国企的统购统销模式下，区域竞争机制很难形成，一个省的电力即使有富余，想卖给其他的省也很难。
胡乃军认为：“要想打破这种局面，最好的办法是让大型用电户直接和发电企业对接，价格合理就直接购买。这样就能把发电端和售电端对接起来，让中间的输电和配电变成一个服务，既减少了中间环节，也削弱了加价机制。”(来源：中国经济网)
【广东+重庆+云南+贵州 看各大试点推进大用户直购电这十年】
广东
2006年，广东省启动了台山直接交易试点工作，由台山电厂与当地六家企业直接交易，年直接交易电量约2亿千瓦时。
2013年8月9日，广东省经信委组织召开广东省电力大用户与发电企业直接交易扩大试点启动工作会议，共有7家发电企业和15家电力大用户的代表进行首批现场签约，累计交易电量约2.1亿千瓦时。
2013年12月27日，广东首次电力用户与发电企业集中竞争交易在清远开市，符合条件的86家大用户和29家发电企业参与了本次交易。最终实现17家发电企业成功售电，26家电力用户成功购电，交易电量4.995亿千瓦时。广东安排2014年年度直接交易电量规模为95亿千瓦时，其中年度双边协商交易电量75亿千瓦时，季度集中竞争交易电量20亿千瓦时。
2014年11月7日，广东电力交易中心成立，2015年3月，广东电力市场交易系统正式通过互联网试运行。
2014年12月9日，广东省经信委发布《广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则（征求意见稿）》和《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案（征求意见稿）》，正式启动广东省电力直接交易深度试点工作。
2015年3月30日，南方能监局、广东省经信委印发《电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》，集中竞争交易通过技术支持系统或现场报价，按照价格优先原则确定成交。
截至2015年4月，广东共有150家用户和30家电厂获得交易资格，直接交易电量117亿千瓦时，其中双边协商交易电量101亿千瓦时，集中竞争交易电量16亿千瓦时，试点取得阶段性成效。
2015年4月9日，广东省发布《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，提出2015年度直接交易电量规模约227亿千瓦时，达到上一年省内发电量的6%。2016年度直接交易电量规模约306亿千瓦时，达到上一年省内发电量的8%。2017年后，依据节能发电调度原则，逐步扩大年度发电组合方案内的电力市场直接交易部分电量。
重庆
2010年上半年，重庆电力用户与发电企业直接交易试点工作启动。2010年4月，重庆大全新能源率先与重庆市电力公司、华能重庆珞璜电厂、重庆白鹤电力、合川电厂、国电恒泰电厂签订了直接交易合同。
2010年6月，原国家电监会批准重庆市试点直购电输配电价改革，交易试点的电价（不含线损）为113元/千千瓦时，其中110千伏和220千伏用户各为91元/千千瓦时和70元/千千瓦时，线损为23.68元/千千瓦时。
2015年6月17日，重庆市印发《重庆市电力用户与发电企业直接交易试点方案》，2015年试点年度交易电量规模暂定20亿千瓦时左右，今后根据情况逐步增加试点年度交易电量。
2015年6月29日，重庆市经信委印发《重庆市电力用户与发电企业直接交易规则（试行）》，用户用电电压等级原则在110千伏及以上、且年用电量3000万千瓦时及以上工业企业（其中高新技术企业年用电量可放宽至1000万千瓦时及以上）。发电企业需满足单机容量30万千瓦及以上、符合国家环保要求、具有脱硫、脱硝、除尘等环保设施并正常投运等标准。水电企业和国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。单个电力用户的年度交易电量原则上不超过全市年度直接交易电量的25%。直接交易可采取双边协商交易或集中交易。
云南
2010年，云南省下发了《云南省电力用户与发电企业直接交易试点工作指导意见的通知》，但交易无实质性进展。
2014年4月，国家发展改革委批复了云南省电力用户和发电企业直接交易试点的输配电价，电网输配电价实行两部制电价，基本电价执行云南电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准；电量电价为每千瓦时0.125元人民币(下同)，其中110千伏电量电价为每千瓦时0.105元，220千伏电量电价为0.086元。
2014年5月13日，经过云南云铝润鑫、涌鑫铝业、华能澜沧江水电、云南电网多次磋商，直接交易合同签订完成，交易电量84.6亿千瓦时，占全社会用电量的5.78%，占省内工业用电量的7.51%。直接交易价格为枯期0.2952元/千瓦时、平水期0.246元/千瓦时、丰水期0.2017元/千瓦时。
2014年6月17日，为促进富余水电消纳，云南省工信委印发《2014年汛期富余水电市场化消纳工作方案》，指出，198家月生产用电量超过500万千瓦时的电解铝、黄磷、铁合金、工业硅、钢铁、水泥等行业重点工业企业可以向2004年后投产、单机容量10万千瓦及以上的水电厂直接购电，具体是小湾、糯扎渡、功果桥、金安桥、阿海、龙开口、鲁地拉、大盈江四级、戈兰滩等9家电厂和大朝山电厂。市场模式采用双边协商或集中撮合方式。同时，已经实施了“电石联动”、“硅电联动”、“大用户直购电”等政策的电力用户不纳入本次交易。
2014年12月22日，云南省工信委下发《2015年云南电力市场化工作方案》、《2015年云南电力市场化交易实施细则》和《2015年云南电力市场交易电厂基数电量方案》三个文件。指出，2015年云南电力市场交易采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种交易模式。云铝以2014年基数电量作为2015年基数电量，其他电解铝用户基数电量按云铝2014年基数电量占其全年电量比重进行确定。电量规模约300亿千瓦时。
2015年4月23日，云南省工信委下发《2015年云南电力市场化交易结算细则》。
截至2015年7月，云南已建成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”云南电力市场化交易模式，即售电、购电、输电3个主体，交易在云南电力交易中心进行，分省内市场、省外增量市场、清洁能源市场3个电力交易市场，可通过直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易4种交易模式操作。
贵州
2009年贵州就开始推行直购电交易，为本地电解铝产业寻找出路。
2012年1月，国务院出台《关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》，提出在贵州率先开展全国电力价格改革试点，探索发电企业与电力用户直接交易方式方法。
2013年贵州省发展改革委、能源局出台了电力用户与发电企业直接交易实施意见，正式建立直购电交易机制。2013年8月正式开始实施，首月，3家大用户与电厂进行了直购电直接交易，交易电量总计1513.72万千瓦时，占三家用户当月用电量的61%，为用户减少电费支出65.7万元。
2014年8月6日，贵州能监办、发展改革委、经信委、能源局印发了《贵州省电力用户与发电企业直接交易及监管规则（试行）》，规定直接交易以协商合约交易为主，集中撮合交易为辅。
2015年5月12日，贵州省经信委发布《关于开展2015年第一次电力集中竞价交易的通知》和《关于印发2015年电力集中竞价交易实施方案的通知》，规定售电主体为30万千瓦及以上火电机组，购电主体要满足年用电量3000万千瓦时以上，交易双方采取集中竞价的方式进行交易，第一次集中竞价交易时段为6~9月，第二次集中竞价交易时段为10~12月。交易报价采用价差申报方式，电力用户申报与现行目录电价中电度电价的价差，发电企业申报与上网电价的价差。
2015年5月29日，贵州省经信委印发《贵州省2015年电力集中竞价交易规则》，规定集中竞价交易通过技术支持系统或现场报价，按照价格优先原则确定成交。现场报价采取交易主体在规定时间内提交密封的集中竞价意向书后，在贵州电力市场化交易领导小组监督下，由贵州电力交易中心组织发电企业现场统一对集中竞价意向书开封和唱价。
2015年6月2日，贵州省经信委公布了2015年6月电力集中竞价交易成交企业名单，共有13家发电企业和144家用电企业申请参加电力集中竞价交易，预成交交易电量2.84亿千瓦时，竞价交易价差均价每千瓦时下浮4.85分，涉及3户发电企业和92户用电企业。
2015年6月5日，国家发展改革委同意将贵州省列入输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许收入和输配电价，并要求贵州省2015年7月底前上报输配电价改革试点方案，于2015年10月15日前上报输配电价测算方案。
2015年6月26日，贵州省经信委公布了2015年7-9月电力集中竞价交易成交企业名单，共有13家发电企业和144家用电企业申请参加电力集中竞价交易，预成交交易电量11.82亿千瓦时，竞价交易价差均价每千瓦时下浮5.57分，涉及6家发电企业和102家用电企业。
2015年7月3日，贵州省经信委发布《关于开展2015年第一次电力用户挂牌交易的通知》，宣布在2015年开展电力年度直接交易和集中竞价交易基础上，引入挂牌交易模式，开展2015年第一次电力用户挂牌交易。7月8日，14家电力用户进行了挂牌申报。（来源：深度能源观察）
【南网视角：大用户直购电是新一轮电力改革的突破口】
电力直接交易也称大用户直购电，即发电企业与电力用户直接交易试点。“电力用户直接交易规模将不断扩大”，也在一定程度上缓解了云南多年来大面积水电站弃水的现状。
记者近日南方电网公司获悉，目前，南方电力交易中心运作已经进入了新阶段。
该公司公布的最新数据显示，2014年，广东、云南、贵州3省电力直接交易规模分别达到150亿、179亿、63亿千瓦时，预计2015年电力用户直接交易规模将不断扩大。2015年上半年，南方电网已完成直接交易电量417亿千瓦时。电力直接交易也称大用户直购电，即发电企业与电力用户直接交易试点。
而“电力用户直接交易规模将不断扩大”，也在一定程度上缓解了云南多年来大面积水电站弃水的现状。
一天白白流失近1亿元
数据显示，今年上半年，南方电网完成西电东送电量801亿千瓦时，同比增长26%，创历史同期新高。南方电网称，为最大限度消纳云南清洁水电，上半年，公司通过云南省电力交易平台，组织省内多家水电站参与西电东送增送电量的挂牌交易，累计成交电量36.5 亿千瓦时。
消息称，市场化交易机制的引入，可望进一步解决日益凸显的汛期水电消纳难题，有力促进清洁能源消纳，发挥市场对电力资源配置的决定性作用。
本报记者了解到，近年来，作为西电东送的电力输出地之一，云南水电出现了严重过剩的现状。部分水电因当地没有足够的产业来消化以及没有及时被输送出去等原因而白白浪费。
“今夏水电汛期，金沙江中游、澜沧江大型水电及大量中小型水电普遍出现了弃水现象，某些时段云南全省持续日弃水电量达3.3亿千瓦时;时值深秋十月，日弃水电量仍在1.6亿千瓦时以上。”国家能源局“十二五”电网规划专家组成员曾德文此前在接受本报记者专访时说。
按照国家能源局“十二五”电网规划专家组成员曾德文“某些时段云南全省持续日弃水电量达3.3亿千瓦时”的说法，根据目前水电的平均上网电价3毛钱来计算，这相当于云南一天白白流失近1亿元人民币。
但这种现象或将在未来得到一定程度上的缓解。上述消息称，截至目前，在政府有关部门委托或授权下，广东、云南、贵州、广西电网公司已先后组建了各省(区)的电力交易中心并正式运营，各自负责组织本省区内电力交易业务等。其中，广东、云南、贵州3省已开展了以省内电力直接交易试点为主的电力市场化业务。
以云南为例，2014年，在国家能源主管部门的力挺下，云南在大用户直购电方面的探索有了新进展。比如，云铝股份(000807.SZ)已经在当年通过大用户直购电的方式购买电力。经过与相关发电企业及电网公司协商，在政府确定的交易平台下，当前云铝股份用电机制由原来执行云南省发改委核定的大工业类电价转变为常态化的以直接交易为主的市场化用电机制。
该机制实施后，云铝股份购电成本与执行目录电价相比预计下降幅度为0.05元/千瓦时左右。云南省政府一位官员曾向本报记者表示，云铝股份拥有至少100万吨产能的电解铝，其中60万吨可以通过直购电的方式购买电力。 电价下降0.05元/千瓦时，吨铝成本可以下降600多元，云铝股份将因此减少3.6亿元的支出。
本报记者了解到，云南当地富余的水电，其消纳途径，主要是就地消纳和西电东送。前者主要是通过云铝股份等高耗能企业与当地水力发电企业直接交易来完成的。
新一轮电力改革的突破口
南方电网上述消息称，“南方电力交易中心建设”是南方电网“顺应国家深化电力体制改革和加快电力市场交易平台建设的相关要求”的结果。电力交易技术支持系统计划年底前投入运行，这将为电力市场化交易业务提供有力支撑。
南方电力交易中心是南方区域跨省(区)电力市场化交易，开展电力市场政策研究、电力市场化交易组织和管理、交易市场秩序管理、电力交易平台建设等工作。
其中，3月1日，广东电力市场交易系统正式通过互联网试运行。广东电力交易中心正组织各市场主体开展系统注册，为开展2015年首轮集中竞争在线交易做准备。该交易系统目前具备交易组织管理、合同管理、结算管理、信息发布等基本功能。按照国家发改委官网此前发布的消息，广东电力交易中心已经在6月底前就正式投入运行了。
2014年，广东省启动了电力直接交易深度试点，于2014年11月7日成立广东电力交易中心，挂靠在南方电网下属的广东电网。该交易中心作为广东省电力大用户与发电企业直接交易等电力市场业务的组织实施机构，根据政府授权，履行电力市场交易管理职能，负责信息化交易平台的建设。
值得关注的是，贵州省在7月27日发布《进一步深化电力体制改革工作方案》(下称《方案》)的提出，要“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”。该做法意在进一步扩大大用户直购电的市场规模。
公开资料显示，和广东电力交易中心一样，贵州电力交易中心也是挂靠在南方电网旗下的贵州电网。资料显示，该电力交易中心受贵州电力市场化领导小组(由贵州经信委、发改委、能源局、能监办等组成)的监管。
业界普遍认为，大用户直购电是新一轮电力改革的突破口。目前，湖南、四川、山东、山西、福建、云南、甘肃、安徽、江苏、江西、广东等多省都已经开始了大用户直购电试点。按照这种说法，南方电力交易中心或为新一轮电改提供某些有利的支持。
自2002年中国进行电力体制改革以来，电力专家反复强调，应实行大用户直购电，建立实时竞争发电市场，开展“竞价上网”，形成以双边合同市场为主、实时竞争市场为辅的竞争性电力市场。他们认为，这有助于中国在“厂网分开”的基础上，实现“输配分开”。
原国家电监会一位官员此前曾表示，电监会曾把大用户直购电当作一个很大的改革，但在推动的过程中遇到了重重的困难，进展非常缓慢。这种困难表现为电网的配合积极性不高，地方政府和用电企业处于观望态度。（来源：一财网）
【解读电改：售电侧放开需规范大用户直购电】
对于电改文件，总体感觉如何?
曾鸣：新电改方案考虑了围绕电改的各种因素，包括有利的、不利的种种因素，顺应了能源领域深化改革的要求，并充分考虑能源供应等问题。电改方式是目前条件下，一份统筹兼顾的指导意见。
对新电改方案外界有不同的声音，有声音认为电改低于预期，也有声音认为电改高于预期，甚至有说方案是各方妥协的产物。我认为，主要看大家基于什么立场设定预期。如果以电力全面市场化为预设目标，肯定会判断新方案没有达到预期。
结合我国实际情况的电改，不能完全视为是市场化改革。电改当然是改革，具体执行有些方面需要引入市场化方式，发挥“看不见的手”的作用，突出价格发现功能;还有些方面还需要加强政府监管，强化“看得见的手”的功能。电改要同时加强“看不见的手”和“看得见的手”的作用，各得其所。
记者：该如何认识电改的目标?
曾鸣：市场化不是目的，而是手段，通过市场化提高电力系统的效率。电改的目标不是单一的，我归纳出来有4层目标。
第一层目标，是在可以引入市场机制的领域引入竞争，提高电力系统效率，降低成本，为整体电价下降打下基础;第二层目标，实现电力领域节能减排，电力的生产、输配、消费都对环境有影响，要市场化和调控实现节能减排;第三，促进清洁能源发展，如果电改妨碍清洁能源消纳也不成功;第四，惠及民生，要把电力普遍服务做得更好，如何做是电改应该认真考虑的目标。
电价不应该是电改成功与否的评价标准，电改只是为电价市场化形成创造基础条件，电价会升，也会价，未来会随行就市。
电力系统为了提供普遍服务，产生了交叉补贴的问题。中国的交叉补贴比较严重，工商业电价远高于居民电价，差距比其它国家都大。交叉补贴与电力市场化存在矛盾，电力市场化需要取消交叉补贴，解决电价扭曲问题。随着电改推进，可以改变交叉补贴的方式，从暗补变明补。
记者：售电侧放开算是新电改的亮点，应该如何执行才不至于偏离方向?
曾鸣：售电市场放开确实是电改的亮点，就目前而言，售电侧放开需要从大用户直购电入手。以往的大用户直购电非常不规范，往往成为地方政府招商引资的优惠政策，造成高耗能产业聚集和环境污染的后果。
以往大用户直购不够规范，变相降低电价，不应该是电改推动的。大用户直购电应该通过双边协议，以交易形成价格。
售电侧放开要考虑到普遍服务、交叉补贴等问题。售电公司的培育需要逐步成长过程，售电公司的盈利模式是什么也需要细则明确。
售电侧还要面临节能减排，清洁能源发展的问题。不能因为售电侧放开影响节能减排，清洁能源发展，售电侧还要承担社会责任，主要是环境、交叉补贴的问题。电力是特殊商品，不是普通商品，售电主体需要承担普通商品之外的责任。（来源：一财网）
【形势纵览：大用户直购电全国市场远未形成】
虽然国家各项政策鼓励开展大用户直购电，各省份也不断出现大用户直购电成功交易的消息，但目前来看，大多数交易均在本省内进行，全国统一的大用户直购电交易市场还远未形成。
日前，国电南宁发电公司与广西电网公司及终端用户企业，签订了8.32亿千瓦时电力直接交易合同，占广西区域2015年度首批电力直接交易电量的 65.4%。据了解，这也是广西区域首次由发电企业与电力用户直接签订交易合同。自2014年上半年，安徽、江苏、江西等10多个省重启“直购电”试点以来，全国大用户直购电多地开花。
而今年出台的《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》((中发[2015]9号)， (简称“9号文”)无疑对大用户直购电带来利好，其对参与交易的双方都做了详细规定：按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准;按电压等级分期分批放开用户参与直接交易，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。
电企直接获益
“目前我们已经签了三十多亿元的直购电意向协议，如果能全部实现的话，今年我们厂机组全部满发都发不完。”据中部某电厂相关负责人介绍，受电力形势宽松的影响，目前该厂机组的负荷率只有60%左右。
自去年开始，全国电力过剩情况日益凸显。中电联数据显示，2014年全国全社会用电量5.52万亿千瓦时，同比增长3.8%，增速同比回落3.8个百分点，为1998年(2.8%)以来的年度最低水平。而截至2014年底，全国全口径发电装机容量为13.6亿千瓦，同比增长8.7%，全国发电设备利用小时4286小时(发电设备利用小时均为6000千瓦及以上电厂口径)，为1978年以来的年度最低水平，同比降低235小时。其中全国火电设备利用小时 4706小时，同比降低314小时，为上一轮低谷1999年(4719小时)以来的年度最低值。
据中电联预测，2015年底，全国全口径发电装机容量将达到14.6亿千瓦，同比增长7.5%左右，全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时4650小时左右，可能再创新低。
华电集团政策法律部主任陈宗法认为，目前全国电力市场过剩情况严重，发展大用户直购电可以让部分电厂争取到更多的发电量，摊薄固定成本，增加综合效益，对用户来说也可以降低用电成本，提高经济效益，一举两得。“不过，对近年来出现的变相降价、行政捆绑等不规范的乱象，也要加强监管。”
优化电源结构
山西省作为大用户直购电试点省份，今年首次将水电纳入直接交易，日前还出台《2015年山西省电力用户和发电企业直接交易工作方案》，鼓励已实施煤电联营的发电企业优先交易;鼓励已实施脱硝、除尘、超低排放改造的发电企业优先交易。
业内人士分析认为，山西此举不仅会大大刺激大型高效火电的发展，同时也会刺激具有一定规模的水电机组的积极发展，促进电源结构的不断优化调整。
“9号文”也提出，进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。
电力行业分析人士称，9号文发布后，对发电企业来说，水电、坑口煤电等企业将最先受益，因其成本较低，有较强的议价能力。
东部某电厂相关负责人表示，有了大用户直购电，电厂发电量增加，一方面增加了经济效益，另一方面也有利于提高机组利用效率，助力火电机组实现节能减排。
该负责人指出，目前有的省份大用户直购电交易市场化程度较高，大容量、低能耗、低成本的火力发电机组更具有竞争力，对发电效率高、经济效益好的企业来说是锦上添花，但部分效率低、负担重的老旧机组则不占优势，长期发展下去，火电机组的优胜劣汰不可避免。
全国市场远未形成
早在2002年上一轮电改启动时，电改方案就提出开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局。经过近些年的探索与博弈，大用户直购电作为电价改革突破口已成为各方共识。但是经过近十多年的发展，效果并不理想。
大用户直购电交易一度被叫停。2010年5月12日，为了抑制高耗能企业盲目发展，促进经济发展方式转变和经济结构调整，国家发改委、国家电监会、国家能源局联合下发《关于清理对高耗能企业优惠电价等问题的通知》(发改价格〔2010〕978号)，明确提出取消对高耗能企业的用电价格优惠，取消电价优惠后电网企业增加的电费收入，用于疏导电价矛盾和电力需求侧管理;坚决制止各地自行出台的优惠电价措施;加大差别电价政策实施力度;对超能耗产品实行惩罚性电价;整顿电价秩序等等。
2013年5月18日，国务院批转发改委《关于2013年深化经济体制改革重点工作意见的通知》(国发〔2013〕20号)指出，推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点。此后，中央和地方又出台了一系列鼓励政策，大用户直购电才在全国范围内大面积铺开。
上述业内人士指出，虽然国家各项政策鼓励开展大用户直购电，各省份也不断出现大用户直购电成功交易的消息，但目前来看，大多数交易均在本省内进行，全国统一的大用户直购电交易市场还远未形成。
中电联在《中国电力工业现状与展望》中称，在推进电力用户直接交易部分地区试点中，出现了地方政府行政干预电力直接交易，变相扶持不符合国家产业政策的产业，加剧产能过剩，直接交易电量比重过大，造成电力企业单边让利等突出问题。
“大用户直购电前景看好，但是距离形成规范、公平、统一的交易市场，还有很长的路要走。”上述业内人士认为。（来源：中国能源报）
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