关于售电侧改革 这几个问题值得关注
售电公司：我到底是个电力销售公司还是咨询服务公司？不想清楚这个问题,连钱都收不上来
售电公司：我到底是个电力销售公司还是咨询服务公司？不想清楚这个问题，连钱都收不上来全国范围内，售电公司通过交易中心公示的已经有2000家，工商注册的更是有1万余家，然而关于售电公司的属性依然存在争议：“我们到底是咨询服务公司还是商品销售公司？”这个问题如果没有得到回答，售电公司的盈利模式、发展前景也要打一个大大的问号。
今日，一则《关于云南省电力市场化交易中相关售电业务结算流程与涉税问题的请示》的文件在网络流传，我们意识到，如果不厘清售电业务属性的问题，连向电力用户收钱都成了一个问题文件探讨的问题如下：云南省电力交易方案并未明确电网企业向售电公司承担何种结算服务，如何向售电公司支付何种电费；目前，云南省工信委、云南电网公司、昆明电力交易中心等认为，售电公司在电力购销业务中的“钱流”、“票流”、“物流”三流不一致，不符合增值税专用发票管理规定，无法由电网企业为售电公司提供售电结算业务。
从这个判断出发，目前云南省交易结算流程如下：（1）电网企业根据交易中心提供的结算依据，开具税率为17%的电力销售增值税发票给电力用户，电力用户向电网公司支付发电企业上网电费、电网输配电费用、线损和政府性基金（不含售电公司应收差价部分）；（2）发电企业根据电力交易中心提供的结算依据，开具税率17%的电力销售增值税发票给电网企业，然后电网公司把代收电力用户应付给发电企业的上网电费进行支付；（3）售电公司向发电企业购电并销售给电力用户而获取的差价收入，由售电公司开具3%或6%的咨询服务费增值税发票给电力用户，然后由电力用户向售电公司支付此部分的电力购销差价。
撰写文件的四家云南配售电企业认为：电力是特殊商品，售电公司与发电企业签订电力购销合同，并将采购的电力销售给电力用户，属于电力商品销售。
但目前云南省的电力市场化交易结算措施，导致这一电力商品购销行为变相成了电力购销咨询服务行为，有违国家电力体制改革的文件精神。
这是全国首次由售电公司向政府发起的关于售电业务结算与税务问题的请示，在感叹勇气可嘉的同时，晶见也认为这是一个亟待理清的话题，因此请教了此事件相关的多方人员。
售电知识100问之三
售电知识100问之三售电是指发电企业将发电设施的电能通过电网输送到终端用户，并以合同方式进行销售的过程。
在售电过程中，涉及到很多的知识和问题。
本文将介绍售电过程中的一些常见问题和相关知识。
1. 什么是售电市场？售电市场是指电力行业中，发电企业通过电网将电能输送给终端用户，并以市场化方式进行销售的场所和机制。
售电市场的发展能够促进电力行业的竞争，提高电力资源配置的效率。
2. 售电市场的分类有哪些？根据售电市场的交易方式，可以将售电市场分为竞价交易市场和双边交易市场两种。
竞价交易市场是指通过竞价方式确定电能的交易价格；双边交易市场是指发电企业和终端用户之间直接协商电能的交易价格。
3. 售电合同的种类有哪些？售电合同的种类包括长期合同、短期合同和零售合同。
长期合同是指签订较长期限的电能购销合同，一般用于大型工业用户；短期合同是指签订较短期限的电能购销合同，一般用于中小型企业用户；零售合同是指发电企业直接与终端用户签订的小额电能购销合同。
4. 售电过程中的结算方式有哪些？售电过程中的结算方式包括定额结算、实时结算和双边结算。
定额结算是指按照事先约定的电能价格和用电量进行结算；实时结算是指根据实际的电能用量和市场电价进行结算；双边结算是指发电企业和终端用户之间直接协商电能的交易价格和结算方式。
5. 售电过程中的电能计量有哪些方法？电能计量的方法包括直接计量和间接计量。
直接计量是指在用电终端安装电能计量装置进行电能计量；间接计量是指通过统计用户的用电量和用电时间进行电能计量。
6. 售电过程中的电能质量有哪些要求？电能质量是指供电系统中电能的稳定性、连续性和纯度等方面的要求。
售电过程中，供电企业需要保证供电系统的电能质量符合国家标准和用户的要求。
7. 售电过程中的电能损耗如何计算？电能损耗的计算是指根据供电系统的电能输入和输出，计算供电系统的损耗率。
电能损耗的计算公式为：电能损耗率=（输入电能-输出电能）/输入电能×100%。
大工业电价政策解读（供电公司）
大工业电价政策解读（供电公司）第一篇：大工业电价政策解读(供电公司)大工业电价是我国销售电价分类中的重要组成部分，由于历史原因，我省趸售区尚未实行大工业电价，造成县公司营销人员对大工业电价知识和营业操作要求的不了解、不熟悉。
为此，公司决定自即日起至年底，集中开展县公司大工业电价政策培训，培训对象主要是公司系统全资、代管县公司各级营销管理、工作人员。
培训内容一是大工业电价政策及用电业务知识；二是营销业务应用系统相关业务操作。
趸售区执行大工业电价涉及面广，影响范围大。
现阶段的主要任务是集中开展业务培训，暂没有开展客户用电情况现场核实和电价政策宣传工作。
待条件成熟后，山东省公司会统一组织开展相关工作，确保全省步调一致，口径一致。
大工业电价政策解读一、大工业电价政策依据水利电力部关于颁发《电、热价格》的通知（1975水电财字第67号）、水利电力部对《电、热价格》执行中有关问题的批复（76水电财字第19号）。
（一）大工业电价应用范围：凡以电为原动力，或以电冶炼、烘熔、熔焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量在315千伏安及以上者，以及符合上述容量规定的下列用电。
1．机关、部队、学校及学术研究、试验等单位的附属工厂（凡以学生参加劳动实习为主的校办工厂除外），有产品生产并纳入国家计划，或对外承受生产及维修业务的用电。
2．铁道（包括地下铁道）、航运、电车、电讯、下水道、建筑部门及部队等单位所属修理工厂的用电。
3．自来水用电。
4．工业试验用电。
5．照相制版工业水银灯用电。
（二）电价构成：大工业电价包括基本电价、电度电价和力率调整电费三部分。
电度电价是指按用户用电度数计算的电价。
基本电价是指根据用户用电容量计算的电价。
力率调整电费是根据用户力率水平的高低减收或增收的电费。
（三）基本电费的计算：基本电费可按变压器计算，也可按最大需量计算。
具体对哪类用户选择哪种计算方法，由电网局或省、市、自治区电力主管部门根据情况规定。
浅谈售电侧市场放开后电网公司针对市场化零售用户的应对措施
电力科技2017年8期︱305︱ 浅谈售电侧市场放开后电网公司针对市场化零售用户的应对措施徐 千 王 萍国网浙江省电力公司绍兴供电公司，浙江 绍兴 312000摘要：随着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）文件精神正式落地，对售电侧影响最大的竞争性售电业务的帷幕正式拉开。
这对传统的供电企业将是一个比较大的冲击，本文主要分析在售电侧放开后，针对市场化零售用户这一块，电网公司的应对措施。
关键词：电力体制改革；售电侧；市场化零售用户中图分类号：F279.23 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2017）08-0305-011 售电侧放开政策背景 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）文件精神正式落地，配套文件也相继出炉。
根据文件的核心精神，深化电力体制改革的重点是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务。
对售电侧影响最大的竞争性售电业务的帷幕正式拉开。
这对传统的供电企业将是一个比较大的冲击，目前供电企业传统的营运模式或许会被颠覆。
在改革前，传统的供电企业除开发电这部分，集输配售为一体，我国电力供给市场以电网为核心，售电侧的用户几乎不具备议价的选择权。
而在改革后，售电牌照的放开使得售电侧市场形成以相对独立的交易机构为纽带的竞争格局，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。
2 售电公司的运营模式 按照《意见》中提到的分类方法，售电公司可分为三类：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
售电公司要符合市场准入条件，实行自主经营，自担风险，自负盈亏。
作为电网供电企业的我们，若市场全面放开后，成立了竞争性的售电公司，我们该如何与别的售电公司竞争，这是一个很值得研究的问题。
电力体制市场化改革的难点分析
第二，电力产品准公共品的特点。
电力产品具有两个显著特征，其一是不能储存，生产、消费行为必须同时进行；其二是电力产品的终端用户涉及社会方方面面，电力产品的销售价格受到较多非市场因素的影响。这一准公共产品特征在很长一段时间内，成为电力体制市场化改革滞后于整个经济体制改革进程的主要原因之一。准公共品价格变动涉及面较广，公众敏感性较强，对社会经济的影响较大，必然引起政府对价格的管制。这样，电力产品在售电侧的价格就形成了管制价格，即使引入市场化因素以后，其价格变动也同样会受到较多限制。但是在发电侧，当进入限制取消以后，在电厂变为独立发电公司以后，"竞价上网"比较容易实现。这样，发电侧的市场化价格对应着售电侧的管制价格，使得电力行业的风险主要由发电商、网络运营商等承担。如果电网由一家或者少数几家机构垄断，则电力行业的风险将大部分转嫁给发电商。发电商承担了过多的风险，将会大大影响电源建设。当电力供应不足时，上网电价就会上涨。但由于电力产品的价格属于管制价格而难以提高，必然造成配电/售电环节的亏损。在居民(包括商业用户)的压力下，政府不得不为维持发电商和网络运营商的正常运行而提供补贴。但补贴额超出政府的承受能力时，电力危机就会爆发。这正是美国加州电力危机中所反映的问题。电力产品的准公共品特点给电力体制市场化改革大大增加了难度。
新电改背景下售电企业售电业务风险管控策略
经济管理新电改背景下售电企业售电业务风险管控策略李 娜 陕西延长石油售电有限公司摘要：随着我国经济的不断发展，电力改革的实施，传统售电企业的销售模式受到了较大影响，售电侧的改革，使得售电企业直接参与到售电业务中，电力市场从而转变成为多卖家多买家的形式。
售电公司在未来的发展中竞争会越发激烈，将面临着客户流失、人才流失、市场流失及偏差考核的风险。
售电企业传统的销售风险控制中仅限于对业务本身风险的规避，已经无法满足新电改背景下的售电要求。
售电企业如何在新电改背景下对售电业务进行风险控制是目前企业发展的重要工作之一，本文将对其进行探究，并提出有效的风险措施。
关键词：新电改背景；售电企业；风险管控中图分类号：F426.61；F274 文献识别码：A 文章编号：1001-828X(2019)021-0023-02引言电力产业是国家的基础经济，对人们的生活以及社会的发展都有着不可或缺的作用，电力产业在改革开放前属于政府垄断型产业，随着市场经济的不断进行，电力产业也随之改革，使得电力市场具备了竞争性，所面临的售电业务风险更多，竞争力更强。
一、我国售电企业营销特点售电企业主要的市场营销目标有以下几个：要及时地了解并把握用户对电力的需求情况，在售电业务中，要尽可能地提高用户用电的质量以及服务上的质量，在此基础上将电力的销售效率提高，在用户心中树立良好的售电企业形象，保持与客户之间的沟通与联系，将终端电力市场的份额扩大。
我国售电企业的业务营销特点有两个：第一，售电业务的服务性极强，我国的售电企业具备社会的基础性和公益性，从而使得售电业务在营销上具有服务性质。
售电企业需要为客户提供优质、充足且可靠的电能。
第二，售电业务的整体性极强。
售电企业在进行售电业务销售时主要通过电网来实现，电网是一个综合体，将电力使用、变电配电、路线输送、发电厂集中到一起，整个销售过程，这些部分都是同时运转的，与销售领域紧密连在一起，是一个不可分割的整体。
2024年售电市场需求分析
2024年售电市场需求分析1. 引言售电市场是指以市场化的方式进行电力交易，其中售电方是电力生产企业，购电方可以是工商企业、居民用户、以及其他电力中介机构等。
随着电力改革的深入推进，售电市场的发展愈发重要。
本文将对售电市场的需求进行分析，探讨其所面临的挑战和未来发展方向。
2. 售电市场的需求在售电市场中，各个参与主体都有不同的需求：2.1 电力生产企业的需求电力生产企业在售电市场中是售电方，它们的主要需求包括：•销售电力：电力生产企业通过售电市场来销售自身产生的电力，希望能够获得更好的销售渠道和利润空间。
•安全可靠的交易机制：企业希望售电市场能够提供安全可靠的交易机制，确保电力交易的公平、公正和透明。
•多元化的销售方式：企业希望能够通过售电市场实现销售方式的多元化，包括长期合同、交易所竞价等方式，以满足不同的销售需要。
2.2 工商企业和居民用户的需求工商企业和居民用户是售电市场的购电方，他们的需求包括：•价格合理：购电方希望能够获得合理的电力价格，以降低用电成本。
•稳定供应：购电方需要保证电力供应的稳定性，确保其正常的生产和生活需求。
•灵活的用电计划：购电方希望能够根据自身的用电需求来制定灵活的用电计划，以提高用电的效率。
2.3 电力中介机构的需求电力中介机构在售电市场中起到桥梁和服务的作用，需求主要包括：•信息服务：电力中介机构需要获得全面、及时、准确的售电信息，以为各方提供有效的咨询、对接和服务。
•系统支持：为了更好地进行电力交易，电力中介机构需要售电市场提供完善的信息系统和技术支持，以提高交易效率和准确性。
3. 售电市场的挑战与发展方向3.1 挑战在售电市场发展过程中，面临以下几个挑战：•电力供需平衡：售电市场需要解决电力供需平衡的问题，确保供应的稳定性和合理性。
•市场竞争与监管：售电市场需要平衡市场竞争和政府监管的关系，确保市场的公平竞争和良好运行。
•信息不对称：售电市场涉及多个参与主体，信息不对称可能导致交易不公平和资源浪费的问题。
【深度解读】售电公司政策：电改9号文及6个重要配套文件
【深度解读】售电公司政策：电改9号文及6个重要配套文件一、电力改革9号文2015年3月15日，中共中央、国务院发布了电力体制改革纲领性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》，文件中明确了深化电力体制改革的重点和路径：在进一步完善政企分开，厂网分离，主辅分离的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体系体制研究，进一步强化政府监管、电力统筹规划、以及电力安全高效运行和可靠性供应。
图表1：中国新电改核心思路资料来源：前瞻产业研究院整理1、体制设计是基础，价改是核心这次的电力体制改革方案，体制设计是基础，即是要通过合理的体制设计来推动发电端和电力销售端的市场化交易;而电价改革是其中的核心，即如何核定合理的输配电价以及构建市场化的销售电价。
销售电价的市场化运作以及引入社会资本和不同主体参与到其中将改变目前整个电力交易参与方的利益分配和博弈，其中将衍生出大量的投资机会。
2、充分发挥电价和交易的市场化作用建立多买多卖、多市场交易平台，实现电价定价机制的市场化，电力市场化改革目前面临的最突出最紧要的矛盾是，电力市场中两个最重要的主体，即发电企业和电力用户被制度性“隔离”，不能直接面对面交易，回顾2002年至今各部门对电改问题的探讨，其中要点涉及输配分开、配售分开和调度独立，而这些都以交易市场建立和能源结构调整为基础，体现了决策层的关注和顾虑，关键是发挥电价和交易的市场化作用9号文件提出将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。
上网电价有国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成，输配电价有政府确定定价原则，销售电价以上述电价为基础够成，建立与上网电价联动的机制。
政府按效率原则、激励机制和吸引投资的要求，并考虑社会承受能力，对各个环节的价格进行调控和监管。
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关于售电侧改革这几个问题值得关注
北极星配售电网讯:中发9 号文及其配套文件印发后，社会各界对改革红利充满期待，地方政府、电网企业、发电企业等市场主体及相关社会资本参与电力体制改革的热情也空前高涨。
售电侧改革是本轮电力市场改革的亮点之一，也是主要任务之一。
售电侧放开是一项涉及面广、工作量大的系统工程，核心是用户能够自由选择售电主体购电；途径是引入竞争性售电主体，逐步放开用户选择权；关键是建立售电市场运行机制；前提是发售侧市场价格放开管制，单独核定输配电价，建立相对完善的发电侧市场；重点保障机制包括电网公平开放、建立保底供电服务和电力普遍服务机制等。
如何按照市场化方向，积极推进售电侧改革的落地，笔者认为需要把握好几个关键问题。
准确把握售电侧改革内涵
售电侧放开是指在售电环节引入竞争，赋予用户自由选择权，具体包括两个方面：一是放开用户自由选择权，允许用户自由选择售电公司；二是构建多个售电主体，允许所有符合准入条件的企业逐步从事售电业务，形成多家售电格局。
纵观世界各国的电力改革，虽然各国国情不同，改革路径不同，但是放开售电侧市场、赋予用户自由选择权，是电力市场化改革的核心内容之一。
售电市场公平无歧视准入培育多元化售电主体
为体现市场公平性，售电市场需要向所有符合条件的投资者开放市场，因此需要设定售电主体准入条件，积极培育多元化售电主体。
一方面需要明确售电主体的权利义务，引导所有符合条件的售电主体公平参与售电市场竞争，形成多买、多卖的市场格局，充分保障用户的自由选择权。
另一方面，也需要。