赞同和争议裹挟在改革实践中。电力市场化改革派正在与资源省政府达成共识，体制改革诉求与地方GDP增长意愿碰面，一拍即合。
近期，能源局局长吴新雄与广东省长朱小丹、江西省委书记强卫等地方大员会面时，双方均推崇大用户直购电试点。从地方政府的行动看，山西、广东均制定大用户直供电方案，山东第一家直购电签订合作框架协议。
所谓大用户直购电是通过开放用户和发电企业选择权，放开上网电价，通过供需直接见面的方式实现电能的交易，达到双赢或多赢的局面。
对于地方政府和中央政府而言，经济增速放缓是最不愿看到的场面。地方政府的发展冲动更无法容忍辖区内工业经济惨淡凋敝，依靠财政补贴变相降低电价是地方一贯的举措。当然，如果名正言顺地依靠电价机制帮扶本地企业，更是求之不得的。
显然，大用户直购电带来了机会。地方政府是改革的坚定支持者，他们或许更看重直购电能够降低多少电价，拉动地方高耗能产业发展，为招商引资提供筹码，以保证地方就业、税收，还有人人追捧的GDP。
从政策层面看，国家能源局是改革探索的主导者。在能源局重组之前，原电监会早就对这些工作的前前后后、方方面面做了极尽细致的研究。能源局重组落定后，改革的方向和路径也没有改变。至少目前能源局官员的表态，明确传达这一信息。
在国务院下放和取消行政审批的名录中，取消能源局审批大用户试点权力，是为改革松绑。话说到这里，并不意味着大用户直购电达成自上而下的共识。
大用户直购电是不是在为高耗能产业变相提供低电价？市场准入条件、计量与结算、组织实施、监管技术应该如何设计？大用户直购电改变电力交易格局，电厂、电网由此带来的利益损失如何补偿？中央改革诉求如何与地方经济发展意愿协调？直购电价格如何突破价格管制？
这些疑问是有根源的。金融危机后，2009年发改委、工信部、能源局、电监会连续发文鼓励直购电试点。但与政策设计的初衷相悖，地方多为钢铁、电解铝、多晶硅、煤化工等项目提供优惠电价，给节能减排带来较大的压力。
由于“不利于节能减排”，大用户直购电试点获批的数量和电量交易的规模始终有限。在这里，我们认为“拉郎配式”以降价为目的的直购电不是市场化改革，应严厉杜绝。但应避免为维护审批利益，用计划手段扭曲市场化改革。
大用户直购电参与主体之间需建立利益和风险共担机制，针对余缺电量调剂制定明确的规则。如，用电企业实际用电量、发电企业实际发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖，购电价格可按目录电价的110%执行，售电价格按政府核定上网电价的90%执行，最大限度减少用户和电厂损失。
从既往经验看，大用户直购电多在电力供大于求、经济发展趋缓的环境下开展，参与交易的大用户往往可以获得低价能源。能涨能落是市场调节的特性，大用户在电力交易中应承担市场波动，在用电紧张时，电价相应上升。
大用户直购电带来低电价，电价的降低应该来自于发电企业之间的竞争，及电网企业输配电成本的降低，而非单方面挤压某一个环节的收益，导致原有的经济利益格局发生变化。这需要完善多头磋商的电价形成机制，建立电网输配电价机制，分电压等级来确定大用户的输配电价水平。
电厂与直购电用户签订购售合同，将降低电网对于电力交易的调节能力。如果直购电在电网中所占比重过大，将对电网安全稳定运行留下隐患。有必要根据电网调度能力，对交易总量设置上限。另外，在电网紧急情况下，发电和用电端要参与调峰和错峰、避峰用电，确保电网电力电量的动态平衡。
在试点过程中，大用户直购电量往往在电厂分配电量之外，实际上是游离在电力市场交易之外。接下来需要将大用户直购电纳入到完整电力市场体系之中，与区域电力市场建设同步。
最后不得不说的是，大用户直购电的本意是突破价格管制，供需决定价格。但目前的体制下，发电与用户之间形成的价格仍需要审批通过，与市场定价的本意并不相符。接下来，最为需要的是在发改委、能源局、工信部等多部门之间形成改革共识，并强化监管。
近期，能源局局长吴新雄与广东省长朱小丹、江西省委书记强卫等地方大员会面时，双方均推崇大用户直购电试点。从地方政府的行动看，山西、广东均制定大用户直供电方案，山东第一家直购电签订合作框架协议。
所谓大用户直购电是通过开放用户和发电企业选择权，放开上网电价，通过供需直接见面的方式实现电能的交易，达到双赢或多赢的局面。
对于地方政府和中央政府而言，经济增速放缓是最不愿看到的场面。地方政府的发展冲动更无法容忍辖区内工业经济惨淡凋敝，依靠财政补贴变相降低电价是地方一贯的举措。当然，如果名正言顺地依靠电价机制帮扶本地企业，更是求之不得的。
显然，大用户直购电带来了机会。地方政府是改革的坚定支持者，他们或许更看重直购电能够降低多少电价，拉动地方高耗能产业发展，为招商引资提供筹码，以保证地方就业、税收，还有人人追捧的GDP。
从政策层面看，国家能源局是改革探索的主导者。在能源局重组之前，原电监会早就对这些工作的前前后后、方方面面做了极尽细致的研究。能源局重组落定后，改革的方向和路径也没有改变。至少目前能源局官员的表态，明确传达这一信息。
在国务院下放和取消行政审批的名录中，取消能源局审批大用户试点权力，是为改革松绑。话说到这里，并不意味着大用户直购电达成自上而下的共识。
大用户直购电是不是在为高耗能产业变相提供低电价？市场准入条件、计量与结算、组织实施、监管技术应该如何设计？大用户直购电改变电力交易格局，电厂、电网由此带来的利益损失如何补偿？中央改革诉求如何与地方经济发展意愿协调？直购电价格如何突破价格管制？
这些疑问是有根源的。金融危机后，2009年发改委、工信部、能源局、电监会连续发文鼓励直购电试点。但与政策设计的初衷相悖，地方多为钢铁、电解铝、多晶硅、煤化工等项目提供优惠电价，给节能减排带来较大的压力。
由于“不利于节能减排”，大用户直购电试点获批的数量和电量交易的规模始终有限。在这里，我们认为“拉郎配式”以降价为目的的直购电不是市场化改革，应严厉杜绝。但应避免为维护审批利益，用计划手段扭曲市场化改革。
大用户直购电参与主体之间需建立利益和风险共担机制，针对余缺电量调剂制定明确的规则。如，用电企业实际用电量、发电企业实际发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖，购电价格可按目录电价的110%执行，售电价格按政府核定上网电价的90%执行，最大限度减少用户和电厂损失。
从既往经验看，大用户直购电多在电力供大于求、经济发展趋缓的环境下开展，参与交易的大用户往往可以获得低价能源。能涨能落是市场调节的特性，大用户在电力交易中应承担市场波动，在用电紧张时，电价相应上升。
大用户直购电带来低电价，电价的降低应该来自于发电企业之间的竞争，及电网企业输配电成本的降低，而非单方面挤压某一个环节的收益，导致原有的经济利益格局发生变化。这需要完善多头磋商的电价形成机制，建立电网输配电价机制，分电压等级来确定大用户的输配电价水平。
电厂与直购电用户签订购售合同，将降低电网对于电力交易的调节能力。如果直购电在电网中所占比重过大，将对电网安全稳定运行留下隐患。有必要根据电网调度能力，对交易总量设置上限。另外，在电网紧急情况下，发电和用电端要参与调峰和错峰、避峰用电，确保电网电力电量的动态平衡。
在试点过程中，大用户直购电量往往在电厂分配电量之外，实际上是游离在电力市场交易之外。接下来需要将大用户直购电纳入到完整电力市场体系之中，与区域电力市场建设同步。
最后不得不说的是，大用户直购电的本意是突破价格管制，供需决定价格。但目前的体制下，发电与用户之间形成的价格仍需要审批通过，与市场定价的本意并不相符。接下来，最为需要的是在发改委、能源局、工信部等多部门之间形成改革共识，并强化监管。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201307/19/39737.html
