售电侧改革是什么？

从以下材料中总结。。

近日，国家发改委发布《关于2010年深化经济体制改革重点工作的意见》，电力体制改革再次位列其中。

2002年确定的四分开电力体制改革，仅在发电侧厂网分开领域取得显著成效，主辅分离改而不断；售电侧的输配和配电分离至今僵持不下。这就造成了电力市场既不是市场也不是计划，煤电、电厂与电网利益分配不平衡等问题几乎一直伴随着。

这次发改委等部门重点关注的，除了按拉姆齐定价法实施居民阶梯电价制度外，其他内容，如电网企业主辅分离、输配电体制改革试点等，大家都耳熟能详。

当前电改的痛点在哪里？首先表现在电价市场化改革久拖不决。虽然当前电价改革的最终目标是价格运行机制完全市场化，但为了照顾低收入群体的承受能力，支持重点行业和领域的用电成本，在电价市场化改革过程中引入了阶梯式过渡的思路――首先通过成本+利润的过渡模式控制电价，然后实行真正的完全市场化。

这种电价的内涵对低收入群体、重点行业具有价内补贴功能:一方面造成了煤电价格和煤电联动机制取消后发电行业的整体亏损；同时，在当前电力生态布局下，隐性价内补贴的价格过渡机制扭曲了电价的价格形成机制，导致电力系统承担了很多社会职能，无法充分市场化。另一方面，电价有效市场化改革的失败，客观上阻碍了售电侧输配分开和配电的市场化改革，强化了电网公司的垄断实力。

其次，发电侧和售电侧的间歇性分步改革人为增加了电力体制改革的复杂性，导致改革难度加大。电力领域是一个完整的产业生态链，包括发电、输电、配电和销售。先发电侧后销售侧的改革思路客观上割裂了电力体制改革的整体性，容易造成改革的难题和利益的扭曲。事实上，无论是燃煤还是发电企业的整体亏损，都与当前电改的其他分步改革有直接关系；然而，电网公司在扩大辅助产业之前先进行主辅分离，甚至一些省级电网公司采取各种可能的手段投资发电项目，再次挑战相对成功的厂网分离，都与这种先发电侧后售电侧的渐进式改革有关。

再次，电网公司的垄断地位客观上加剧了电力体制改革的复杂性，甚至影响了2002年电力体制改革方案确立的改革方向。目前发电侧竞价严格来说是一对多的垄断博弈，国家电网和南网在竞价中处于绝对垄断地位。

真正的输配分开、配电分开的改革，是真正将输配和销售从电网公司中分离出来，引入市场竞争机制。在配电环节，成立了一批专业配电公司，提供有竞争力的配电服务。售电业务可以是发电企业直接面对终端用户(目前试点的直购电)，也可以是发电企业售电给售电公司，售电公司直接面对终端用户。电网公司将专门从事电网建设、维护和输电服务。电网公司对输配电业务的持续垄断，意味着售电侧的市场化改革只是电网公司内部的市场化，而不是售电侧的市场化。显然，售电侧的市场化改革是电网公司的重新定位，是电力改革有效推进的关键。

问题2:什么是太模糊的售电侧？是“受电方”吗？

问题3:我国如何推进售电侧改革，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配电业务。

稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配电业务，是深化电力体制市场化改革，实现我国电力市场公平有效竞争的必由之路。售电侧改革是本轮电改新方案的最大亮点。配电业务向社会资本有序放开，标志着我国电网公司独家垄断配电的体制被彻底打破。与法国、英国和其他国家类似，在中国，私人资本也将能够投资新的配电网和成立售电公司。《意见》对市场主体的准入退出机制和相关权利责任进行了详细阐述。

(1)鼓励社会资本投资发行业务。

《意见》提出，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励配电业务以混合所有制方式发展。放开增量配电投资业务，体现了党的十八届三中全会提出的“国有资本、集体资本和非公有资本交叉持股、相互融合的混合所有制经济”精神，是基本经济制度的重要实现形式，有利于放大国有资本功能、保值增值、提高竞争力，有利于各种所有制资本取长补短、相互促进、共同发展。

当前，面对“混改”和“电改”的双重革命，我们应该认清两者之间的内在联系，促使混改有助于实现电改的最终目标。这里要特别注意的是，电网企业混改不应为改革而改革，而应服务于电力改革，从根本上促进我国电力改革终极目标的实现。基于我国电力行业的实际情况，允许民营资本参与新的配电网是合理的，有利于电力市场的健康有序发展。一方面，新增配电网不具有自然垄断性质，与履行输配电职能的电网公司相比，这些环节的公用事业属性较弱。其次，新型配电网引入民间资本可以增加其发展活力，有效提高其市场效率和技术创新，如加快智能配电系统建设和用户侧分布式能源发展。

在引入多元化资本的同时，* * *应完善相应的审查和监管职能，在合理的市场机制下正确引导民间资本的发展。

(2)多途径培育市场主体，建立市场主体准入和退出机制。意见提出，允许符合条件的高新技术产业园区或经济技术开发区设立购电主体直接购电，鼓励符合条件的社会资本、节能服务公司和发电企业从事售电业务。同时，根据放开售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体准入条件。

这里要明确两个问题，即新市场模式下市场主体“怎么进”和“怎么动”。“如何进入”就是明确售电主体的技术资质和资金规模，以及相关主体去哪个归口部门，通过什么程序获得开展相关业务的资格。“怎么动”一是明确相关主体的权责，二是明确市场运作的业务流程，告诉相关主体如何进行交易行为。

此外，市场主体的资格应由相应的监管机构进行审查，做到“有法可依、有法必依、执法必严、违法必究”。要特别注意中央* * *和地方* * *监管体系的协调运行，避免出现地方* * *权力过大的现象。地方当局手握政策，拥有了绝对的话语权，同时也给利益相关者找到了释放寻租的空间，这就可能造成1998年中国农村电网改造时地方当局利用手中权力谋利的问题。

(3)赋予市场主体相应的权利和责任。

《意见》重点阐述了售电主体的权利和责任。

一是售电主体可以通过多种方式在电力市场购电，各市场主体应通过签订合同达成购售电协议。根据该计划，电力卖方可以通过集中招标从发电企业购买电力，也可以从其他电力卖方购买电力。同时，售电主体、用户及其他利害关系人应当依法签订合同，明确相应的权利义务，约定交易、服务、收费、结算等事项。

第二，鼓励电力销售者提供创新服务。《意见》指出，除传统售电业务外，鼓励售电主体向用户提供包括合同能源管理、综合节能、能源咨询等增值服务。在此鼓励售电方帮助用户节约用电，推动电力行业节能减排，符合我国当前绿色低碳的能源发展战略。为了...> & gt

问题4:什么是分销和销售端？我就想知道配电端，售电端，发电端是什么意思？发电侧是电厂部分，负责发电。配电侧是供电局的电流部分，负责将高压输电降低到配电电压(35KV以下)，然后送至所有用户。售电侧目前还是一个模糊的概念，负责把电卖给用户。现行体制下，供电局管售电，但电网改革后，允许直接配电，成为另一个售电侧。

问题五:如何保证售电侧改革“不失真、不变形”自上而下统一实施，实施后自下而上检查。发现问题，解决问题，改正问题。

问题6:电力体制改革综合试点与电改试点的区别。我国新一轮电力改革综合试点的范围正在不断扩大。继贵州、云南之后，山西省将成为下一个电力体制改革综合试点。

3月1日，国家发改委网站发布《国家发展改革委、国家能源局关于同意在山西省开展电力体制改革综合试点的批复》，表示同意在山西省开展电力体制改革综合试点。

国家发改委要求山西省根据《山西省电力体制改革综合试点实施方案》，制定输配电价改革、电力市场建设、交易机构设立、售电侧改革等专项试点方案，报国家发改委和国家能源局。

与输配电价改革试点不同，电力综合改革试点覆盖范围更广，涉及输配电价、电力交易、售电侧和跨省、跨区域电力交易。去年6月5438+065438+10月国家发改委、国家能源局批复，贵州省、云南省开展电力体制改革综合试点，成为全国首批电力体制改革综合试点省份之一。

和贵州、云南一样，山西也是中国的能源大省。业内普遍认为，山西省作为全国煤炭大省，目前深陷产能过剩的泥潭。“一煤独大”的畸形重工业结构限制了煤电铝(2088.438+0，8.45，0.4438+0%)等资源优势的发挥，经济增速放缓。迫切需要通过改革激活国内外市场，解决产能过剩问题。

根据已公布的山西省电力数据，2014年全省电力装机6305万千瓦，全国排名第八。其中，可再生能源装机容量1113.5万千瓦，占全省总装机容量的17%。全社会发电量2643亿千瓦时，居全国第六，送出电量820亿千瓦时，居全国第三。这些电力资源为山西实施电力体制综合改革奠定了基础。

作为电改综合试点，山西省已经明确电改的首要重点和路径是理顺电价机制。根据“允许成本加合理收益”，输配电价应按电压等级核定。有序放开输配电以外的竞争性环节电价，逐步实现公益性以外的销售电价由市场形成。妥善解决电价交叉补贴，改革不同类型电价之间的交叉补贴。

第二个重点是拓展省内外两大市场。在省内，进一步激活电力市场，提高电力消费能力，在现有大用户直接交易的基础上，不断扩大参与电力直接交易的市场主体范围和交易规模；在省外，争取国家出口通道建设和电力配额政策，完善省际沟通合作机制，推进跨省跨区电力交易，融入全国电力市场体系，不断扩大山西电力出口规模。

第三个重点是实现三个规范，即规范交易机构运作，完善市场功能；规范市场化售电业务，明确售电范围和准入标准；规范自有电厂管理，将自有电厂纳入统筹规划，与公用电厂实现公平参与和优化配置。

对于电改目标，山西省计划分为两个阶段。第一阶段是2015-2017。目标是初步建立电力行业的市场化体系。提出到2017年，电力直接交易量达到全社会用电量的30%。

第一阶段要完成电力市场框架设计，核定输配电价，基本实现公益性以外的销售价格由市场形成，完成相对独立的交易机构设立和交易平台建设运营，完善电力直接交易机制。

第二阶段是三年或三年以上。目标是完成电力市场化体制。电力市场定价机制基本完善；形成完善的电力市场监管规则体系；工商业领域电力直接交易已全面放开；在发电侧和售电侧形成多元化、充分竞争的市场结构。

问题7:电网搞竞争性售电会存在哪四类“禁区”？

本报记者了解到的情况是，电改方案形成后一直没有变化，主要是“四放开一独立一加强”，即输配电以外的经营性电价、增量配电业务、售电业务、公益性和调节性以外的发电和供电计划，交易平台相对独立，加强监管。

售电侧放开是方案的组成部分，但不涉及“调度独立”和“输配分开”

电力改革是能源改革进展缓慢的一个领域。电改自2002年启动以来，进展并不顺利，一直备受关注。

电改仍处于微妙的博弈阶段。事实上，在当前的电力改革逻辑中，售电侧改革并不是最迫切的任务。电力市场有其自身的特点，核实输配电价，改变电网企业的经营模式，建立相对独立的交易平台，都应该是今后的任务，要防范资本市场对售电侧放开的炒作。

售电侧改革酝酿:市县供电局或改组为售电公司。

2014 12.24来源:中国经营报。

售电侧正在酝酿改革六类机构或成为售电主体。

张旭东江轩

在新一轮电改的预期下，电力股表现不俗，诸多猜测应运而生。酝酿中的售电侧改革成为最新焦点。

6类售电主体？

《第一财经日报》记者从消息人士处获悉，一份关于售电侧如何改革的讨论方案提出了未来可以参与售电业务的六类主体。其中五类是竞争性售电主体，还有一类是承担售电服务的机构。

第一种是不承担输配电任务的市县供电局，改组为独立的售电公司，直接向发电企业购电，缴纳输电费，自主向用户售电。

第二类是拥有五大发电集团网络的发电企业，可能在企业内部设立售电部门，直接与用户谈判，在大用户直接交易的同时从事售电或配电业务。

第三类是与电网相关的工程建设公司，贴近用户的节能服务公司有机会成为售电主体。

第四类是大型工业园区，可以成立限电实体，为园区或开发区内的企业提供售电服务。

五是有条件的社会资本可以设立售电企业，直接提供售电服务。

除了以上五类，还有底层的售电机构:主要由原来的供电公司转型而来，承担普遍服务责任，具有公共服务的特点。所有售电服务机构都要接受监管。

本报记者从中国电力企业联合会一位人士处了解到，目前电改方案讨论稿中只涉及售电侧放开的内容，如何放开还有待进一步讨论。确定目标主体后，接下来就是明确如何识别和监督问题。

大用户直购电一直是售电侧改革的早期模板。之前国务院下放和取消审批权，都涉及到权力领域。2013取消大用户直购电试点审批。大用户直购电试点受到节能减排等产业政策门槛的制约，涉及发电企业和电网企业的利益，效果不佳。

在售电侧市场化改革中，要推进大用户直购电，放开大用户购电选择权，形成多个购电主体的竞争格局。同时，逐步培育售电主体，引入民营资本，组建电力交易所和售电公司，形成多元化的售电市场。

问题8:供电企业和售电企业有区别吗？电力企业分为发电企业和供电企业，所以供电企业是“网络”。虽然供电公司是电网公司的一部分，但供电公司中的县级供电公司大部分都归地方政府管辖。

问题9:售电公司参与电力交易市场需要哪些工具？国内卖电的竞价软件不多。

问题10:电改具体指什么？与其他行业相比，中国的电力行业改革是最困难的。2002年，国务院发布《电力体制改革方案》(俗称“5号文”)，提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字电改方针。但此后电改基本停滞不前，5号文中的大部分目标都是空的。

新电改方案于20114年10月5日正式上报中央。方案的核心内容是建立电网企业新的盈利模式，不再以上网电价和销售电价的差价作为收入来源，而是按照* * * *批准的输配电价收取网费。同时，放开配电侧和售电侧的增量部分，允许民间资本进入。该方案不会分裂电网，调度也不会独立。

日前，有消息称新电改方案曝光。

新电改的主要内容

根据一些媒体的曝光，文件的主要内容可以概括为“三放开、一独立、三加强”。业内人士认为，电改政策的出台，无疑将打开全国5.5万亿千瓦时售电量对应的万亿级市场，也将提高发电、供电、用电效率，实现全社会的节约。

据媒体报道，原来的“四放开”在这份文件中变成了“三放开”:放开新增配电市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性管制以外的发电计划。原来的“售电业务放开和增量配电业务放开”合并成一句话“新增配电电力市场放开”。

业内人士认为，新电改有望开启万亿级市场，售电侧的释放有望成为此轮改革的最大红利。五大电力集团等发电企业和有资金实力的民营资本集团有望率先发力。

之前业内也有过这样的分析。电改后的售电主体大概有五类，分别是:不承担输配电任务的市县供电局(改组为独立售电公司)；五大发电巨头主导的发电企业；与电网相关的工程建设公司；大型工业园区(形成配电主体)；社会资本组建的售电企业。