售电侧放开是今年“新电改9号文”的热门话题，然而却少有人注意到“9号文”中也提出要继续深入大客户直购电。
截至目前，全国已有超百家公司布局售电市场。业内人士认为，随着输配电价改革试点有望推广到全国，多元化售电主体参与售电市场才逐步成为可能，未来拥有配售电经验的地方电网公司和新能源企业，将率先受益于价格改革带来的价格弹性。
直购电试点回顾
自2004年3月原国家电监会、国家发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》以来，除台湾、香港、澳门外的全国31个省级行政区中，有24个在不同时间进行了不同程度的大用户与发电企业直接交易试点，分别是重庆、黑龙江、辽宁、吉林、河南、湖北、湖南、山东、山西、安徽、江苏、福建、广东、四川、云南、江西、宁夏、广西、陕西、浙江、贵州、甘肃、内蒙古和新疆。
中国的大用户直购电市场虽然在2010年之后两年被叫停而暂缓，但是随着电力市场化改革进程及国企改革进程加快;2013年5月，国家能源局宣布一批涉及能源领域的行政审批事项被取消或下放，其中包括"电力用户向发电企业直接购电试点"。随后从2013年下半年到2014年底，中国大用户直购电试点省份从个位数迅速增长到24个，除京、津、冀、海南、西藏、青海受电力基础设施等限制，不适合试点之外，其他所有省份均进行了试点，用户直购电席卷全国。这些大用户直购电市场发展较为成熟的地区，在售电侧改革上，毫无疑问将会走在前面。
广东、湖北、河南、内蒙古、四川、吉林、辽宁开展了不同程度的试点
试点规模、模式大不相同
广东
试点规模较小，而且为“一对多”的简单模式，2006年广东省启动了台山直接交易试点工作，由台山电厂与当地6家企业直接交易，年直接交易电量约2亿千瓦时。
湖北
直接启动了双 (多)边交易，2008年12月完成了53亿千瓦时的大用户与省内发电企业多边交易电量，以及3.5亿千瓦时的大用户与跨省发电企业的双边交易电量。
河南
试点主要针对电解铝产业，而且初期的试点电量规模较大。2009年3月，河南省下发《关于我省电解铝电价有关问题的函》，提出用电电压等级110千伏及以上电解铝用户向发电企业进行直购电。2009年河南省直购电交易合计192.67亿千瓦时，约占全省直调公用燃煤机组电量的比例为12.34%。
四川
以给予省内多 (单)晶硅、钒钛、电解铝等高耗能企业一定程度上的电价优惠为开端，并且规模迅速扩大。2008年9月，四川省经信委下发《关于落实直购电试点工作的通知》，明确当年直购电总量为91.55亿千瓦时，其最低限价为上网电价的50%，参加直购电试点的发电企业共78家。2009年，四川省共有100家电厂、94家电力大用户参与交易，完成直购电交易电量155.9亿千瓦时。
内蒙古
起点较高，直接进行了多边交易市场的尝试，并建立了成熟的模式，一直延续至今。2008年11月17日至2009年2月17日，内蒙古通过多边交易模拟运行，最终完成电力多边交易电量85.5亿千瓦时。2009年7月1日，内蒙古电力多边交易市场启动运行，共有19家发电企业和18家用电企业参与交易，截至2010年4月，累计交易电量225.1亿千瓦时。
吉林
大用户直购电始于国电吉林龙华热电和吉林炭素的单个发电厂同单个用电企业供需对面、全电量过网的直供模式，即点对点模式。2009年吉林扩大了交易范围和规模，通过实行双向报价、集中撮合的方式来进行大用户市场竞争购电，交易电量原则上不超过吉林电力公司年售电量的10%。
辽宁
抚顺铝业与内蒙古伊敏电厂直接交易是我国最早进行跨省直接交易并延续至今的大用户直购电交易探索。
地方试点的创新
在试点用户的选择上，大部分省份规定参与试点的大用户电价级别要在110千伏以上，有的放宽至35千伏、10千伏以上，特别是属于国家产业政策鼓励类的，高新技术企业、战略性新兴产业可放宽至电压等级10千伏及以上。
例如，山东省要求参与试点的电力用户全年用电量需在5000万千瓦时以上，用电电压等级在110千伏以上。
四川省政府则明确表态有序推进符合条件的重点产业园区实施直购电试点。
此外，用户的交易电量规模一般也会有所限制，比如福建省对单个电力用户交易电量原则上按其上年度企业购电量的80%进行限制，新进入电力用户交易电量原则上按当年度企业计划购电量的70%进行限制，且不超过全省交易电量总规模的10%。
浙江省规定参与试点发电企业的直接交易发电量由市场交易确定，但原则上不超过该发电企业交易合同期内同类机组年度发电计划总量的30%。
大部分省份要求参与交易试点的机组必须为火电机组，单机容量规模一般在30万千瓦及以上，交易电量有些也受到限制，比如江西省要求发电企业年度累计交易规模不高于5亿千瓦时，其设备利用小时数(含交易、代发、外送等电量)原则上不高于5600小时，发电企业可与多个电力用户进行交易，但电力用户只能与一家发电企业进行直接交易。
也有部分省份试点了新能源发电参与直接交易。比如，内蒙古将风电、光伏发电等纳入内蒙古电力多边交易市场，规定集中式光伏、风力发电企业可参与直接交易，交易电量按照用电企业增量生产用电量的20%匹配，单个新能源企业每月参与交易的总电量不能超过该发电企业2015年上半年月平均实际发电量的20%。
在电量的计划安排上，一些省份将交易电量纳入了年度计划电量，但大部分省份采取增量交易的方式，比如，山东省电力直接交易电量就不计入计划内电量。江西省甚至探索用电量在5亿千瓦时以内的电力用户与发电企业进行全电量交易。
在交易规则的安排上，双边协商直接交易占据主流，但利用在线平台集中竞价交易被各地视为未来发展方向。
安徽省试点了自由协商交易和集中撮合交易两种交易模式，交易次数为每年两次。湖南试点形成了直接协商和集中撮合交易两种方式并行的局面，在两种交易方式的总量安排上，以直接协商为主(约占总交易电量的八成)，撮合交易为辅(约占总交易电量的二成)。
南方电网：大用户直购电是新一轮电力改革的突破口
记者近日南方电网公司获悉，目前，南方电力交易中心运作已经进入了新阶段。
该公司公布的最新数据显示，2014年，广东、云南、贵州3省电力直接交易规模分别达到150亿、179亿、63亿千瓦时，预计2015年电力用户直接交易规模将不断扩大。2015年上半年，南方电网已完成直接交易电量417亿千瓦时。电力直接交易也称大用户直购电，即发电企业与电力用户直接交易试点。
而“电力用户直接交易规模将不断扩大”，也在一定程度上缓解了云南多年来大面积水电站弃水的现状。
南方电网上述消息称，“南方电力交易中心建设”是南方电网“顺应国家深化电力体制改革和加快电力市场交易平台建设的相关要求”的结果。电力交易技术支持系统计划年底前投入运行，这将为电力市场化交易业务提供有力支撑。
南方电力交易中心是南方区域跨省(区)电力市场化交易，开展电力市场政策研究、电力市场化交易组织和管理、交易市场秩序管理、电力交易平台建设等工作。
2014年，广东省启动了电力直接交易深度试点，于2014年11月7日成立广东电力交易中心，挂靠在南方电网下属的广东电网。该交易中心作为广东省电力大用户与发电企业直接交易等电力市场业务的组织实施机构，根据政府授权，履行电力市场交易管理职能，负责信息化交易平台的建设。
业界普遍认为，大用户直购电是新一轮电力改革的突破口。目前，湖南、四川、山东、山西、福建、云南、甘肃、安徽、江苏、江西、广东等多省都已经开始了大用户直购电试点。按照这种说法，南方电力交易中心或为新一轮电改提供某些有利的支持。
大用户直购电要触及“痛点”
专家们认为，大用户直购电是推动电力市场化改革的突破口。于是，有权威研究机构提出建议，实行大用户直购电，建立实时竞争发电市场，开展“竞价上网”，形成以双边合同市场为主、实时竞争市场为辅的竞争性电力市场。但可输配电环节高度垄断，独立输配电价没有形成，输配电价不由市场竞争决定，而仍由价格主管部门审批，直购电改革难以进行下去。
这提醒我们，电价改革只在厂网分开、竞价上网和大用户直购上兜圈子，不触及“痛点”，显然不行。
电改新方案“9号文” “管住中间、放开两头”的改革思路，尤其抓住了电力体制与电价改革的“痛点”，也是这次电力体制改革的着力点。
从理论上讲，建立这样的体制架构是可行的，其可带来多方面效应：促使发电企业通过降低生产成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，同时提高运行效率;促使电网企业改变传统赢利模式，通过重新定位电网功能和电网收益机制更注重效率;允许各类资本进入售电领域和新增配电领域，将带来新的潜在盈利机会;通过竞争机制的建立，激发电网企业降本增效，充分保障用户的权益;电力用户用电更加便利，工业和商业电力用户拥有自主选择权，增强市场中的议价能力;电力上网不再难，可再生能源发展潜力得以释放。一句话，可让终端电价降下来，全社会电力供应更趋平稳，供求关系保持自动平衡。这样的效应，无疑是全社会的期待。
