市经信委：286家企业“入市”直接购电
电力交易改革已经进入实质性操作阶段。10月9日起，我市286家企业正式“入市”，通过湖南电力交易中心的网上“市场”购电。
电力交易改革后。工商业企业可不经过电网企业，直接通过网上“市场”，向厂家“拿货”。买卖双方按规则协商议定电价，而电网企业仅提供输配电服务。
10月9日至13日，我省进行第一次电力直接交易。购电企业将就2017年10月至2017年12月（分月）的用电情况，与发电企业进行协商、议定。
按照电力交易改革相关规定，此次首批开放的领域仅限工商业企业，其中，用电电压等级为35千伏及以上的电力用户，可直接与发电企业直接交易；用电电压等级为10千伏及以下的电力用户，须由售电公司代理参与。
根据市经信委的备案数据统计，目前我市已有286家企业申请加入电力交易准入目录，其中有35家为可直接交易购电企业，2家发电企业，4家售电公司。
首批尝试“入市”的购电企业中，既有工业企业，也有百货、酒店等商业企业。交易分为省内和省外购电两种，将进行市场挂牌、双边协商、集中竞价、预挂牌报价4轮交易过程。其中，省内交易中，发电企业的降价优惠，将由售电公司及所签约的用电企业，根据签约的分成比例共享。
“考虑到单个企业的议价能力有限，我市可直接交易的35家购电企业，也已经委托售电公司代为购电。”市经信委能源运行与综合利用科相关负责人介绍，交由售电公司代理后，35家直购企业还可规避大部分偏差考核，保留更多电改红利。
目前，我市参加交易的企业数量并不算多，预计后期会逐步增加。
38家企业可优先采购省外“优价”电力
用电企业网上“直购”电力，我市38家企业可优先采购来自省外的“优价”电力。
据悉，此次能够参与省外入湘电力交易的企业，主要分为两类，其中一类是优势重点企业，即2016年销售收入20亿元及以上、税收0.5亿元及以上、用电量2000万千瓦时及以上的企业，我市有9家企业被认定，包括中车株洲电力机车研究所有限公司、中车株洲电力机车有限公司、北京汽车株洲分公司、株洲中车时代电气股份有限公司、株洲千金药业股份有限公司、中国航发南方工业有限公司、株洲硬质合金集团有限公司、时代新材料科技有限公司、中车株洲电机有限公司。
另一类是贫困县企业，其中我市茶陵县“强强陶瓷”等9家企业、炎陵县“银太纺织”等20家企业入选。
根据测算，与省内电网现行平均购电价格相比，省内购电降价幅度约为0.03元每千瓦时，省外购电则更为优惠，约为0.1元每千瓦时。但电力直接交易机制的放开，并不能简单与“降电价”划等号。在市场电力供应整体宽松的情况下，用电企业通过市场化交易，的确能够获得比目录电价更低的用电价格，但用电高峰期，购电价格也会随之波动。
稿件来源：株洲日报
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　　　　被推上本阶段电力改革的主要突破口，尴尬的并非是直购电。但即便在此有限的改革范围里，直购电旧题新难并未获得实质纾解。冀望通过其试点来倒逼电力体制改革，前景难言乐观。
　　在过去的11年间，电力体制市场化改革堪称一波三折。从2002年5号文出台“厂网分离”完成至今，电力市场化进程步履缓慢。
　　时至今日，在新一届政府“改革”号角吹响之际，政府主管部门试图突破垄断的藩篱，重启停滞多年的电力市场化改革。而其中，突破口的选择便至关重要。
　　就在十八届三中全会召开前夕，由国务院发展研究中心向大会提交的“383”改革方案，其中涉及电力体制改革问题，建议引入大用户直购电，建立实时竞争发电市场，深化电力体制改革。
　　一份报告似乎将直购电推上了电力体制改革“浪尖”位置。所谓大用户直购电，是指电厂和终端购电用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配到终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配费用。
　　在业内专家看来，直购电意义在于在发电和售电侧都引入了竞争，并且终端用户拥有选择权，进而推动电力市场的开放。
　　事实上，2013年，对直购电来说，是政策出台较为密集的一年。3月份，国务院提出“简政放权”，《取消下放第一批行政审批事项通知》，明确取消电力用户向发电企业直接交易的行政审批，推动市场改革。为落实此通知，5月，国家能源局发布公告称取消或下放一批涉及能源领域的行政审批事项。其中包括取消电力用户向发电企业直接购电试点的行政审批，强调权力和责任同步下放，监管同步强化。8月，为避免下放行政审批以后造成的无序，国家能源局又下发了258号文件《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出实行差别化的准入政策，减少行政干预，加快输配电电价测算，确定合理电量规模。10月，国家能源局、工信部发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并且要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。
　　“因为下放审批权后，地方上对是不是继续实施直购电存在疑问，所以我们出台了相关政策。”国家能源局市场监管司副司长黄少中对《能源》杂志记者解释称。
　　早在电力体制改革启动之前(年)，电力需求不旺盛，其中独立发电企业亏损严重，在湖北、河南一些高耗能企业为了降低生产成本，希望实现电力直供，因而出现了在当地政府主导下的点对点的电力交易。
　　2002年电力改革启动特别是电监会成立后，政府相关部门组织了直购电试点。结果是，推行并不顺畅。更多的情况下，演变成了政府行为主导下的“优惠电”，特别是对于一些濒临破产的高耗能企业，政府强制电网和发电企业都作出让步。
　　日，电监会、发改委、能源局三部委出台了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场【2009】20号)[下称“20号文”]，对参与主体、电价、交易结算方式等都做了较为细化的规定。实施三年时间，虽然一些地区开展了相关试点，但受到电力需求偏紧、电煤价格飙升等因素影响，收效并不明显。
　　与2009年相比，现在无疑是一个好时机。持续多年的“电荒”格局已经发生改变，近几年来，电源装机不断增加，相反地，全社会用电量增速减慢；与此同时，煤炭价格的大幅下降，让发电企业在收获利润同时，更有动力参与到市场化改革的征程中。
　　然而，作为一项改革，是否能真正摸索到市场化行为的新模式，从而避免让业界产生政府支持高耗能产业的误解？被大家寄予厚望的直购电，又能否真正成为电力体制市场化改革的有力突破口？
　　被选择的用户
　　11月中旬，进入冬季的四川地区和往年一样再次面临电力“丰余枯缺”矛盾。在四川，水电的丰水期集中在每年5月到10月，冬季枯水期，河流来水急剧减少，水电发电能力只有丰水期的40%左右，更加糟糕的是，四川水电有近2/3为径流式电站，调节能力差，无法把丰水期富余水量存贮到冬季来发电。
　　四川省电力公司总经理王抒祥曾在接受采访时称，冬季枯水期由于发电能力不足，四川存在电力供应紧张问题，据测算，到2015年枯水期，四川恐将面临近1000万千瓦的电力缺口。
　　而对于四川省用电大户之一的东方电气(12.58, -0.08, -0.63%)集团而言，这也不是他们第一次遇到缺电的情况。几年前，甚至还出现过工厂生产车间突然被“拉闸限电”的情况。
　　作为企业生产运行的相关负责人，东方电气股份有限公司经济运行部部长陈力华今年松了一口气。3个月前，她接到四川省经信委通知，东方电气集团被选中参与大用户直购电。对陈力华来说，这是一个再好不过的消息。
　　“不但可以保证企业用电，还有可能降低我们的用电费用。”陈力华说。
　　和国家出台政策时间基本一致，8月份，四川省第20次常务会议审议通过《四川省2013年度电力用户向发电企业直接购电试点实施方案》(下称《方案》)，确定24家电力用户参与今年直接交易试点。东方电气集团有限公司(下称“东方电气”)有三家下属单位(东方汽轮机有限公司、东方电机有限公司、东方锅炉股份有限公司)参与其中。
　　据陈力华介绍，四川启动的直购电，是以经信委为牵头单位，根据企业用电量水平确定额度。和东气一起入选的还有长虹、二重重工等大型企业。
　　据介绍，总体的试点用电量规模暂定90亿千瓦时，相当于去年国家电网[微博]四川省电力公司全社会用电量的二十分之一。
　　不像东方电气这样幸运，广西平果铝业的党委副书记李兵已经为争取直购电，奔走了好几年。由于电费在铝厂成本中所占的比例高达40%左右，电价是影响电解铝企业竞争力的关键因素。但目前平均5毛多的电价，令其企业难以为继。为此，他们继续盼望签订直购电协议来降低成本。
　　然而，虽然政府力推，但电网公司不满情绪令此事推动困难重重。在争取直购电无望的情况下，平果铝业想到建设自备电厂和输电线路，也遭到拒绝。
　　事实上，在上述258号文中，对参与交易电力用户进行规定：参与直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保排放达标，不符合国家产业政策以及淘汰类产品、工艺的企业不得参与。鼓励战略性新兴产业和能效标杆企业，以及实施工业领域电力需求侧管理，实现用电科学、有序、节约、高效的企业参与直接交易。
　　据黄少中介绍，已经发布的258号文并没有规定说用户是否是高耗能企业，只要符合产业、环保等条件的企业都可以自愿参与。
　　困难的是，用户参与其中寄希望于电力成本降低，而三方协议中其他两方参与者电厂以及电网公司，不得不在交易中让出部分利益。
　　平衡术
　　“想推动直购电，就要平衡发电企业、电网和用户三者的利益关系。”在《能源》杂志的采访中，所有被访者都表达此观念。
　　而要想做到平衡，实为不易，其中的关键问题是“谁来让利”。
　　“前些年试点，特别是经济相对落后省份，通过降电价优惠大用户，属于‘拉郎配’式的行政干预，目的是增加税收和GDP，而不是从产业结构调整考虑。”四川省电监办一名官员向记者抱怨。
　　此前一些地方政府规定电厂、电网对某些企业扶持，比如规定电厂、电网让利幅度，明把利润让给当地大型企业。
　　“变了味”的直购电，也让试图在其间尝试市场化行为的国家相关部门颇为失望。2009年3月，国家三部委联合下发《国家发展和改革委员会、国家电监会、国家能源局关于清理优惠电价有关问题的通知》，通知中明确表示：凡是以发、用电企业双边交易等名义，擅自降低发电企业上网电价或用电企业销售电价、对高耗能企业实行优惠电价措施的，应全面停止执行。
　　颇令主管部门为难的是，如果没有降低参与用户的用电成本，用户也没有参与积极性。虽然实施直购电后，市场价格又涨又跌，但在目前电力供应供过于求的情况下，降低电价是必然结果。
　　“在电力供应紧张情况下，电网和发电厂都没有动力参与；电力供过于求的情况下，电厂为了提高发电小时数，会有参与意愿，但电网企业也很为难。”中国电力联合会副秘书长欧阳昌裕解释道。
　　在四川，由于水电装机较大，火电发电的发电小时数较低，不到4000小时，在全国范围内是排在倒数位置，而按照利用小时数比较低的情况下，电厂还是有动力参与直购电的活动。
　　和四川一样，位于云南、东北等省份的发电企业，通过“薄利多销”方式有意愿参与试点。
　　不同于四川发电企业对于电量的渴求，在发电小时数比较高的华东地区，发电企业就比较关注电价，而电价就会遭到电网的瓶颈。
　　与此同时，直购电试点推广直接影响了电网企业的利益。“目前直购电交易电量比较小，对于电网公司的冲击还不大。如果试点推广，电网效益无疑会受到较大冲击。直购电交易量一旦过大，电网肯定反对。”上述地方电监办的官员称。
　　在电网公司不愿意让利的情况下，发电厂与用户企业则更不愿意去得罪电网公司。在陈力华看来，以一个弱势群体的角色去与电网公司谈电力交易是不可能的事情。
　　对于政府主管部门来说，对直购电的设想在于，赋予用户选择权，不指定企业、电价、电量，一切行为在交易规则下进行，做到阳光公开，自愿参与，不强迫执行。通过相关试点，能够出台合理的输配电价，终端用户可以直接与发电企业进行交易。电力变成产品，成为普通意义上的商品，而不是一味地对大用户进行优惠和倾斜。
　　在欧阳昌裕看来，大用户直购电带给用户三层意义：一是赋予用户选择权；二是用电保证可靠，短缺不会拉闸限电；三是降电价。更重要的意义在于前两点。
　　“直购电就是市场化的一种尝试，培养企业竞争意识，在这里面找到自己的生存之道，我们作为主管部门，在试点中能发现一些问题，然后完善实施方案。理想化的情形应该是用户可以自由选择电厂去交易，而不是经信委或者发改委去规定。”四川省电监办市场与价财监管处一名官员对记者称。
　　独立的输配电价
　　直购电中的三方利益博弈体现在价格之中。用户与电厂确定电量和上网电价，与此同时用户支付给电网一定的“过网费”，过网费是由输配电价和网损构成。最终价格是上网电价、过网费和政府性基金之和。
　　其中，由于是市场行为，上网电价由用户与发电厂协商而成，“过网费”中输配电价则由国家发改委核定，网损由当地物价局核定。
　　在采访中，多位受访者均表示，推广直购电，核定独立的输配电价至关重要。而此前的计价方式中，输配电价是当地销售电价减去上网电价构成的购销差，这种相对单纯的定价方式存在不合理性。在推行过程中，导致电网的“过网费”依然偏高。
　　在欧阳昌裕看来，大用户直购电实现的前提条件是独立的输配电价。
　　在近期执行的直购电协议中，一些省份都核定了输配电价，同时依然存在定价较高的问题。据介绍，由于大用户购电由地方政府来牵头实施，但输配电价定价还是由国家发改委审批，相对滞后。
　　一般来讲，电网输配电的合理成本包括技术、人力、管理成本等，但由于核算方式不透明，一些附加成本和收费加入其中，导致购销差过大。
　　据黄少中介绍，对于大用户而言，电压等级较高，未经过配、售环节，输配电价应该降低。“输配电价也要体现按照电压等级来定价的原则，电压等级越高，价格应越低。”
　　事实上，在我国，由于过去有着复杂的电价分类历史，电价构成似乎是一笔“糊涂账”。因而，对于政府主管部门而言，核定输配成本也较为困难。
　　特别是居民用电经过了所有输配售营销等环节，实际成本则更高，但居民电价大大低于大用户电价，出现了交叉补贴的情况。
　　“传统电价都是直接指定一个终端电价，但终端电价里面包含着什么，以及与电网向发电厂购电的电价是多少都不清楚。而直购电的电价是由发电企业与用户企业直接协商，再加上电网的输配电价，这样的话就使得电价较以前清晰明朗一点，有助于理清电网运营成本。”中投顾问能源行业研究员任浩宁解释道。
　　对于电网来说，最大的风险就是其财务状况。直购电的试行会使得电价在制定的过程中，真正的利益框架被还原出来，电网在今后的定价中加成或许会因此减少。“直购电推广较多的话，电网公司就要重新调整重心，把重心转移到服务上来，而不仅仅是卖电。比如说更加注重输配电以及电力设备等的服务项目。”
　　倒逼体制改革？
　　据黄少中介绍，目前，全国已经有十多个省份开展了直购电的工作。明年，有关直购电的制度办法也将进一步完善。
　　然而，在采访中，一些专家也对直购电实施效果持悲观态度。
　　在上述官员和业内专家看来，如果不进行彻底化的改革特别是网售业务拆分，根本无法厘清输配等成本。试图从机制倒逼体制——“本末倒置”的做法起到的效果也是杯水车薪。
　　“在当前电力体制下，电网就像是一棵大树，直购电的执行相当于剐这棵大树的树根，还不如直接把树枝劈开，分开种植，这样也能存活的更好。树枝是什么？就是电网里面的购售电业务以及电网、调度。单独分开，移出来种植也能变成森林。”一发电集团经济师对记者如此表示。
　　在他看来，放开购电和售电端，引入社会资本，才能形成真正意义上的多买多卖的局面。
　　事实上，近些年来，将电网购售电、调度分离出来的呼声不断。“直购电是必然趋势，但是必须先从体制上进行改革，网售分开，才能保障直购电顺利实施和推广。现在国家颁布的政策是有一些，但其力度不够，体制不改，直购电就根本做不了。”
　　而这种相对理想化的设想，对当下实施者而言相对困难，但就目前过渡期而言，按照市场化原则推进直购电工作不失为一个合适的切入点。
　　“直购电改革应该分阶段实施，不一定一步到位，比如两年设一个目标，今年到2015年设一个目标，然后到2018年设定一个目标，每一步都逐渐去完成。但是现在就是没有具体的措施，泛泛而谈没什么用。”黄少中解释说。
　　直购电最大的意义，在于市场意识培养。“在现行体制下，发电企业可以说是很轻松的，电厂营销人员就跑两件事，一是跑政策，二是跑电量。也就是说之前他们的工作比较简单。但是如果搞市场化责任就大了，具体的营销人员会非常关心这个事情，也有一些抵触，所以这就是为什么要先做尝试的原因。让大家去思考这些事情，否则都突然要开展市场化改革，没点基础根本没法推行。”上述四川电监办官员称。
　　“大用户的推广促进售电环节竞争，在电力行业的一头(购电)一尾(售电)引进竞争，电网必须对所有用户开放，通过收取过网费保证一定的收益率，国家对收益严格监管。”欧阳昌裕称。
　　无论如何，直购电都是未来发展趋势。“短期内会有一些挫折和困难，长远看，随着电力市场化改革力度加大，市场化措施进一步完善，定会有大的突破，作用更加明显，路子越走越宽，我对此充满信心。”黄少中总结道。
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 　　　　　　 　　
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当前页面网址：甘肃电力市场化改革破冰 电力用户发电企业首次直接购电
来源：新华网
　　新华网兰州7月5日电（记者连振祥）用户希望电价下降，发电企业也同意降价。在甘肃省电力公司的撮合下，供需双方最终以每千瓦时低于目录电价3分9厘的价格成交。7月4日，通过甘肃电力市场交易平台，甘肃省内的4家用电企业和3家发电企业达成年度直接购电协议。　　“不要
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小看这个简单的交易，这是甘肃首次实现电力用户和发电企业直接购电，标志着甘肃电力市场化改革迈出重要一步。”甘肃省电力公司电力交易中心主任杨建宁说。　　7月4日，华能平凉发电公司、金昌和张掖发电公司等3家发电企业，春天化工、正星硅业等4家电力用户直接进行了购电交易自由商谈，确定了交易电量和电价，共计交易电量5.68亿千瓦时。　　记者在现场看到，交易过程中，4家电力用户通过交易平台申报今年集中交易年度总量、分月电量及交易价格，3家发电企业则申报了今年直接交易总量及交易价格。按照价格优先原则，以报价价差大、报价相同、同档机组报价相同等不同情况，分配成交电量，最终确定了市场交易出清结果。杨建宁说，经过直接交易，电价下降了3分9厘，对用电大户来说，可以节约大量成本。　　“此前，售电是严格按照国家核准的电价进行的，发电企业的上网电价、用户的销售电价都是国家发改委核准的，是不能变的”，杨建宁说，“现在有了交易平台，电价就可以进入市场，随行就市。”　　作者：连振祥点击进入参与讨论
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云南直购电改革落地 购电成本下降约10%
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“目前来看，直购电的市场已经落实。”云铝股份董秘办人士对《每日经济新闻》记者表示，据大概测算，公司约55%用电将按照直购电方式直接交易，“能谈成这样也不错了，电网公司不会马上同意全部实施直购电。”
今年以来，云南一直试图以直购电为突破口推进电价市场化。经过国家试点的确立和输配电价的批复，云南直购电终于落地。 昨日（10月8日），（000807，SZ）发布公告称，根据相关政策，经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，公司用电机制由大工业类电价转变为以直接交易为主的市场化用电机制，购电成本预计下降0.05元/千瓦时左右，降幅约为10%。 &目前来看，直购电的市场已经落实。&云铝股份董秘办人士对《每日经济新闻》记者表示，据大概测算，公司约55%用电将按照直购电方式直接交易，&能谈成这样也不错了，电网公司不会马上同意全部实施直购电。& 值得一提的是，电价市场化改革将无可避免地触及电网等输配环节方的利益，国内直购电试点效果并不被业内看好。中投顾问高级研究员任浩宁认为，云南的改革意愿很强，但和国内大多数省份类似，其直购电试点突破有限，还需建立可供推广铺开的市场机制。 购电成本下降约10% 今年初，国家能源局印发的《2014能源工作指导意见》中就提出单独核定输配电价的实施方案，积极支持在内蒙古、云南等省区开展电力体制改革综合试点。随后，国家发改委批复云南省电力用户和发电企业直接交易（直购电）试点的输配电价。 在水电富余而且高耗能产业布局较多的云南，推动直购电改革，降低工业电价的尝试一直不断。作为云南最大的电解铝企业，云铝股份首先尝到了直购电改革的&甜头&。 云铝股份公告称，公司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，购电成本与执行目录电价相比明显下降，预计下降幅度为0.05元/千瓦时左右。按此前电价成本约0.5元/千瓦时计算，此次下降幅度约为10%。 云铝股份表示，直购电改革后电力供应的保障得以提高，依托云南省丰富的清洁水电发展水电铝产业更具优势，将对该公司经营业绩的改善和提高整体竞争力产生积极的影响。 有券商分析认为，电价成本占电解铝冶炼成本的40%，按云铝股份2013年用电130亿度计算，电价下降0.05元/千瓦时将节省约6.5亿元的成本。由于云铝股份是首次实施以直接交易为主的市场化用电机制，全年准确的综合电价要等到全年电力交易结束后才能最终确定。 云铝股份董秘办人士表示，据初步测算，公司约55%用电实行直购电直接交易，剩下约45%用电在云南省电力交易市场实行撮合交易。而且这种机制是常态化的，每年的价格、范围等都还会有变化。 此前多家媒体都推算，云南直购电最终销售电价有望每千瓦时下降0.1元，但从此次云铝股份公布的预计下降幅度来看，差距明显。云铝股份董秘办人士则表示，每千瓦时下降0.1元几乎不太可能，至少要几年后才有希望。 需建立可推广的市场机制 据悉，云铝股份直购电方案的政策依据为《云南省人民政府关于加快产业转型升级促进经济平稳较快增长的意见》和《云南省2014年汛期富余水电市场化消纳工作方案》（以下简称《工作方案》）。 云南省工信委今年6月公布的《工作方案》显示，售电主体合同基数电量执行国家批复电价，购电主体增量用电量价格由市场竞争确定。这也被解读为存量老政策、增量新政策的&双轨制&定价，由此电网公司利益得到保障，还可多收输配费用。 中电联文化与对外联络部主任张海洋对此表示，直购电涉及情况很复杂，各地的电源品种、电力市场、基础设施、配套政策都不一样，云南的&双轨制&探索可行性更高一些。云南推动直购电力度较大，主要因为当地水电富余，而且地方政府也希望高耗能产业快速发展。 记者注意到，《工作方案》将直购电交易中涉及的输配电价、直购电交易主体、交易规模、交易电价、撮合方式等都作出明确。试图通过双边协商或集中撮合的市场模式，突破电价市场化和&弃水&僵局。 然而，无论发电企业还是用电企业，对电网公司都有依赖性。大范围实现直购电，触动电网公司利益是绕不过的坎。云铝股份董秘办人士也坦言，今年以来相关方一直在和电网公司方面磋商，到现在才最终明确下来。 从全国范围来看，直购电改革方案并不少见，2013年西南某省便开始实行和云南类似的政策，但效果并不理想。内蒙古的直购电推行较为顺利，但其成功的关键是拥有独立的电网。 任浩宁对《每日经济新闻》记者表示，国内直购电改革大多都停留在小范围内，而且政府推动较大，没有打破电网公司对电力销售环节的垄断，建立可推广的市场机制。
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