发电端涉及中国华能、国家能源集团、国家电投、中广核等发电集团下属的12个新能源项目。售电端用户包括江苏12家、安徽5家售电公司。
在售电端积极自律，也是浙江省内发电企业的一致步调。浙能集团代表在发言中指出，公司严格执行售电侧限价条款，所属售电公司切实让用户享受到降价红利。
王雨伟指出，阳光电源“1+∞全屋绿电解决方案”在发电端、储能端、用电端、售电端都进行了深度创新，能够通过灵活高效的智慧能源管理系统，根据电网、负荷、储能和电价等因素动态调整运行策略，从而优化系统运行，最大限度地实现光伏电力的自发自用
下一步，将在完成零售交易即时通讯、售电端小程序等功能开发的同时，开展基于经营主体知识图谱的零售市场交易行为分析及服务策略研究。”广东电力交易中心市场管理部相关负责人谢宇霆说。...南方电网广东电网公司20日提供的数据显示，广东已有近四成市场化用户借助去年底上线的数字化售电平台完成交易，数字化售电平台成为电力零售新模式。
“下一步广东电网将持续优化升级零售平台功能，完成零售交易即时通信、售电端小程序等功能开发，完善零售平台操作界面等；同时开展零售市场交易行为分析及服务策略研究，提升零售平台运营服务与管理水平，推动更多企业上网
下一步，南方电网广东电网公司将持续优化升级零售平台功能，完成零售交易即时通信、售电端小程序等功能开发；不断完善零售平台操作界面，提升用户的使用体验；同时，开展基于市场主体知识图谱的零售市场交易行为分析及服务策略研究
据广东电力交易中心介绍，广东电力零售平台将购电端、售电端和平台端进行前、中、后台分离，能够为用户提供线上一站式服务，打破传统电力交易模式，破解零售市场交易、价格、风险管理等方面的热点难点问题，带领百万市场主体进入购售电智能数字化时代
2021年4月国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》提出，要积极推进新能源“隔墙售电”就近交易，这意味着可在发电端通过离网制氢，降低电解水制氢的原料（电）成本。...“以广东地区为例，风、光、核等新能源发电标杆电价为0.43元/kwh，过网费用约0.11元/kwh，若不考虑售电端，电解水制氢成本超过33元/公斤。”王子缘表示，“主要的问题还是集中在成本上。”
2021年4月国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》提出，要积极推进新能源“隔墙售电”就近交易，这意味着可在发电端通过离网制氢，降低电解水制氢的原料（电）成本。...“以广东地区为例，风、光、核等新能源发电标杆电价为0.43元/kwh，过网费用约0.11元/kwh，若不考虑售电端，电解水制氢成本超过33元/公斤。”王子缘表示，“主要的问题还是集中在成本上。”
总之，其实部分省份电力交易中心针对燃煤电价的上下浮动是有要求同步传导至用户侧的，也就是说，其实电价无论上涨还是下跌，其根本不影响售电公司的盈亏，售电公司只是在售电端提供更多的服务，从而获取服务费用。
以年度直购电交易为例，由于电力的无差异性，随着用户的市场意识逐渐成熟，发电侧市场价格几乎透明，售电公司过去利用发电端与售电端信息不对称获取用户的手段将难以持续。
在目前供需形势总体宽松的背景下，放开发电和售电端电价，加之地方政府降成本的强烈动机和意志，上网电价下行压力增大。...发电企业营销工作存在的差距面对电改新形势，发电企业加快营销理念转变、健全营销管理体系、加强电力市场交易、试点配售电业务，及时调整营销管控思路，完成从“计划电”到“市场电”的转变，营销能力逐步提高，但依然与不断深化的电改进程不相适应
在目前供需形势总体宽松的背景下，放开发电和售电端电价，加之地方政府降成本的强烈动机和意志，上网电价下行压力增大。...发电企业营销工作存在的差距面对电改新形势，发电企业加快营销理念转变、健全营销管理体系、加强电力市场交易、试点配售电业务，及时调整营销管控思路，完成从“计划电”到“市场电”的转变，营销能力逐步提高，但依然与不断深化的电改进程不相适应
煤电上网电价，全国当前平均在0.38元，区间为0.3-0.45元；煤电上网后，电网也得收过网费啊，这个附加大约在0.21元；在售电端一般工商业户和居民户由政府定价，或者大客户参与煤电企业的竞价，当前工商业户的电价平均水平大约在
特别是在增量配电改革和售电端市场不断放开的背景下，突破了以往大而全、环节多和低效的电力供应局面，终端能源使用者与电力供应企业的距离缩短了，相互之间的对接更加紧密，推动电力企业向综合能源服务领域不断延伸。
特别是在增量配电改革和售电端市场不断放开的背景下，突破了以往大而全、环节多和低效的电力供应局面，终端能源使用者与电力供应企业的距离缩短了，相互之间的对接更加紧密，推动电力企业向综合能源服务领域不断延伸。
至此，除了建设项目行政审批、上网电价政府定价、售电端不能自主选择外，发电企业已摘除垄断帽子，进入国务院国有资产监督管理委员会确认的“商业类”竞争性行业。...如果说2002年电改侧重于“发电侧的放开”，解决了电力短缺“量”的问题，那么2015年新电改则着力“配售电侧的放开”，重在解决“质”的问题。
至此，除了建设项目行政审批、上网电价政府定价、售电端不能自主选择外，发电企业已摘除垄断帽子，进入国务院国有资产监督管理委员会确认的“商业类”竞争性行业。...如果说2002年电改侧重于“发电侧的放开”，解决了电力短缺“量”的问题，那么2015年新电改则着力“配售电侧的放开”，重在解决“质”的问题。
在目前供需形势总体宽松的背景下，放开发电和售电端电...新一轮电改促使发电集团营销模式从“指令发电-单一售电”计划模式，向“订单发电-多元售电”市场竞争模式转变。同时，发电集团的经营定位和经营模式将发生根本性改变。
在目前供需形势总体宽松的背景下，放开发电和售电端电...新一轮电改促使发电集团营销模式从“指令发电-单一售电”计划模式，向“订单发电-多元售电”市场竞争模式转变。同时，发电集团的经营定位和经营模式将发生根本性改变。
在目前供需形势总体宽松的背景下，放开发电和售电端电价，加之地方政...新一轮电改促使发电集团营销模式从“指令发电-单一售电”计划模式，向“订单发电-多元售电”市场竞争模式转变。同时，发电集团的经营定位和经营模式将发生根本性改变。
开放售电侧，准许多种来源组建售电实体公司，是新电改“放开两端”（发电端与售电端或受电端）的必经之路。
配额制义务主体：全面覆盖用电端我国可再生能源电力配额制义务主体为售电端和用电端，具体包括省级电网公司（国网、南网）、地方电网公司、拥有配电网运营权的售电公司、独立售电公司（不拥有配电网运营权）、参与电力直接交易的电力用户
在此背景下，我国售电端改革势在必行。售电侧改革关乎交易机制、价格结算机制、监管机制等众多方面，其复杂性、涉及的广泛性决定了改革需立足国情稳妥有序推进。...经过2002年电改，虽然成功破除了独家办电的体制束缚，在电力生产端引入了市场竞争，然而在电力销售端却一直处于市场垄断状态，致使电力市场交易机制严重缺失，可再生能源利用困难，市场效率、资源利用效率远低于发达国家水平
第五个是大家非常熟悉的是我们的售电端，我们有委托代售、直接交易、还有电网收购这三种模式，在这个过程中我们解决了整个分散式风电的一个交易的问题。
