政策：
1.发改委：支持山西扩大跨省电力市场交易规模 加快在电力现货市场等重点领域和关键环节改革
国家发改委日前发布了《关于支持山西省与京津冀地区加强协作实现联动发展的意见》的通知，通知中表示支持山西扩大跨省电力市场交易规模，加快在电力现货市场、发用电计划、配售电侧等重点领域和关键环节的改革，扩大对京津冀地区的送电规模。
2.江苏能监办印发售电公司监管实施办法（试行）正式施行
江苏能监办日前发布了关于对《关于印发江苏省售电公司监管实施办法（试行）的通知》，单一售电公司（含其同一控股方关联企业）所占市场份额均不得超过 20%。
售电公司应按照《江苏省电力中长期交易规则》的要求,根据签约用户的电量,向交易机构提供银行履约保函。保函剩余额度不满足签约电量对应的保函要求时,应在当月15日前及时追加保函,否则不能参加当月市场化交易。
江苏能源监管办对电力交易合同的签订和履行、电费结算及偏差考核执行情况实施监管。售电公司偏差调整费用免考的申请,应连同佐证材料于次月或次季度首月的10日前报送至江苏能源监管办,对无正当理由,逾期不缴纳偏差调整费用的售电公司,将责令整改,逾期三十日拒不整改的将暂停其参加市场交易,暂不按市场化电价结算并纳入信用监管,逾期六十日仍不缴纳偏差调整费用的售电公司,将强制退出江苏电力市场。
售电公司提交的履约保函额度超过其售电量对应额度,经售电公司申请并报江苏能源监管办同意后,交易机构可动用其履约保函抵充偏差调整费用,但剩余保函额度不得低于其售电量对应额度。
3.2019年广东电力市场年度交易安排：现货市场切换运行安排分为两个阶段
广东省经信委日前发布了《关于2019年广东电力市场年度交易安排的通知》，通知中称，2019年广东电力市场交易规模约为2000亿千瓦时，其中安排年度双边协商交易规模为1200亿千瓦时，发电侧年度双边协商交易电量上限为1320亿千瓦时，月度集中竞争交易有效市场供需比暂定为1.2。
此外，通知中还提到了现货市场切换运行安排分为两个阶段：
第一阶段：市场保持现行中长期交易模式正常运行（结算）；市场进行现货模拟运行（不结算）。
第二阶段：市场进行现货试运行（结算）；现行中长期市场转为备用运行。
市场：
4.售电公司不是简单的“皮包公司” 首批入市的售电公司也难避退市潮
日前，广西电力交易中心公示某售电公司自愿退出电力市场，该公司是2017年列入广西售电公司名录的，也是第一批进入市场的售电公司之一，走到如今退市的结果令人唏嘘。广西从2017年开始正式允许售电公司进入市场，截止日前，已注册售电公司135家，5家公示中，已参加市场化交易的售电公司51家占比38%，这比例也基本代表着全国各地的水平。
说起售电，有些人会说售电不是国家才能买卖的吗?而对于有些了解的人反而不屑一顾，“不就是一卖电的‘二道贩子’吗?没有技术含量，只要有资源，随便抓个人就能干。”诚然，售电的准入门槛很低，有钱有人有办公地点，“一注册”“二承诺”“三公示”，公示期无反对意见，一个月后就可以取得售电资质进入市场。不需要任何投入，做个中间商就可以挣差价了。表面上看起来容易，但其实呢?如若售电真能这么容易，为什么会出现售电公司频频出现退市浪潮。
只有从事售电这个工作过的人，才会了解其中的艰辛以及电力交易的现实市场。目前普遍存在的情况，参加电力交易的电力用户并不是很多，因为涉及行业的原因不符合准入条件，致使电力用户准入门槛相对较高。导致市场上电力用户不足，已然成为买方市场的现状，谁价格低签谁，致使售电公司间形成了恶性竞争，利润无限降低，然而服务费用分分钟不断的缩减，外界看到的只有他们签到用户光鲜的一面，而没有看见客户管理、偏差控制、机构协调这些日常的工作。
入行容易，做到本地区的顶端难上加难。目前与售电市场与刚开始进行电力交易的时候相比大多的售电公司的业务是不太赚钱的，一年赚来的钱可能连日常客户的维护与支出都不够。退市自然而然就成了明智之举，及时止损也需要过人的勇气与魄力。
5.首批！天津公示71家售电公司 其中59家为北京推送
天津电力交易中心今天发布了《关于公示受理注册的售电公司相关信息的公告》，天津电力交易中心受理了首批国网（天津）综合能源服务有限公司等71家售电公司的注册申请，公示期为2018年11月2日至2018年12月1日，时间1个月。
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6.江苏公示第十批6家售电公司
江苏电力交易中心日前发布了《关于公示第十批受理注册售电公司相关信息的公告》，公示6家售电公司，公示期为2018年10月29日至11月28日，时间一个月。
评论：
7.看不懂电费明细单？一文教你看懂湖南市场化用户电费明细单
很多用户反馈，参与市场化交易后看不懂电费明细单，不能清楚看出是否节省到电费，看下表，我们以1-10千伏的大工业为例，湖南省电网大工业用电销售电价是0.6437元/千瓦时，湖南省电网大工业输配电价是0.19634元/千瓦时：
参与电力市场化交易的电力用户的电费如何计算：
用户购电价格=市场交易价格+输配电价(含线损)+政府性基金与附加。
市场交易价格=市场交易价差+购电基准价。
湖南电力交易中心有限公司电力市场交易的公告中2018年1-8月的购电基准价是0.39886元，2018年9月的购电基准价为：大工业基准价399.56元/兆瓦时，一般工商业基准价397.56元/兆瓦时，市场价差我们按照0元计算。
2018年1-8月用户购电价格=0.39886+0.19634+0.0485=0.6437元（大工业）2018年9月用户购电价格=0.39956+0.19634+0.0478=0.6437元（大工业）
8.本轮电改和上几轮电改最大的技术经济学差异是什么？
不管原有的生产关系惯性如何巨大，马克思主义经济学告诉我们，生产力决定生产关系是最基本的原则，中长期来看生产关系只能适应生产力发展，否则就会有新的生产关系去取代。科学技术是第一生产力，在能源行业就是能源技术的革新与发展，特别是分布式光伏、储能、配用电一二次融合、电力电子技术应用、能源系统软件化这些能源互联网的技术趋势落地，将会变革现有的能源生产关系。而电力体制改革，本质上也是调整现有的生产关系（如果我们把电力市场建设也看成生产关系调整的一部分），去适应电力行业生产力的发展，即电力系统终端的生产效率的提升，我认为这也是本轮电改和上几轮电改最大的技术经济学差异之所在。
报道：
9.关于能源改革发展的重要论述：加快电力市场建设 大幅提高电力市场化交易比重
加快推进市场化改革，还原能源商品属性，释放改革红利。习近平总书记指出，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系。一些带有战略性的能源资源，政府要牢牢掌控，但可以通过市场机制去做。坚持使市场在资源配置中起决定性作用，推进能源价格、石油天然气体制改革，加快要素市场化改革，完善市场机制，打破行业垄断、进入壁垒、地方保护，增强企业对市场需求变化的反应和调整能力，提高企业资源要素配置效率和竞争力。以完善产权制度和要素市场化配置为重点，推进国企国资、垄断行业、产权保护、财税金融、社会保障等基础性关键领域改革取得突破。以降低企业负担为目标，深化电力、石油、天然气、铁路等行业改革，降低用能、物流成本。着眼于放大国有资本功能，推进国有企业混合所有制改革，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域扩大改革试点范围。加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重。
电力交易：
10.湖南11月月度电力市场交易：成交电量24.10亿千瓦时
10月24日-29日，湖南电力交易中心悉心组织开展了2018年11月月度电力市场交易，包括11月祁韶直流挂牌交易、11月省内电厂月度交易，共有61家售电公司和省内14家火电厂、17家水电厂参与此轮交易，成交电量24.10亿千瓦时，加上年度长协交易11月已成交电量13.85亿千瓦时，11月市场用户总成交电量37.95亿千瓦时，可降低市场交易用户用电成本0.75亿元。
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