2005年3月，吉林炭素與國電吉林龍華熱電開展全國首單電力大用戶直購電交易之后，作為國家及有關部委推動電力市場化建設的突破口，在之后10年間，我國除港、澳、臺之外的省級行政區中，有24個開展了不同程度的大用戶直購電試點，取得了積極的成效。盤點開展大用戶直購電的這些年，本網推出10年綜述為您詳細梳理。

自2002年電力體制改革實施以來，在黨中央、國務院領導下，電力行業積極探索了電力市場化交易和監管，相繼開展了競價上網、大用戶與發電企業直接交易、發電權交易、跨省區電能交易等方面的試點和探索，電力市場化交易取得重要進展，電力監管積累了重要經驗。

2015年下發的《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》指出，深化電力體制改革要堅持市場化改革，區分競爭性和壟斷性環節，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局。

售電側放開的主要內容之一就是放開用戶選擇權，現階段主要的表現形式就是大用戶向發電企業直購電，大用戶直購電是電力市場化交易的一種表現形式，是電力市場化改革的重要內容，是構建多買多賣競爭市場結構的重要環節，對發展和完善電力市場競爭機制，構建有效競爭的市場格局，豐富電力市場交易模式，促進合理電價機制形成具有重要意義。

經筆者初步統計，自2004年3月原國家電監會、國家發展改革委聯合下發《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》以來，除臺灣、香港、澳門外的全國31個省級行政區中，有24個在不同時間進行了不同程度的大用戶與發電企業直接交易試點，分別是重慶、黑龍江、遼寧、吉林、河南、湖北、湖南、山東、山西、安徽、江蘇、福建、廣東、四川、云南、江西、寧夏、廣西、陜西、浙江、貴州、甘肅、內蒙古和新疆。

特別是2013年5月15日國務院辦公廳公布《國務院關于取消和下放一批行政審批項目等事項的決定》，決定取消“電力用戶向發電企業直接購電試點”行政審批以來，全國各地大用戶直購電試點呈現爆發式增長。

初期的嘗試與審慎

2002年，國務院印發《電力體制改革方案》，提出“開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作，改變電網企業獨家購買電力的格局;在具備條件的地區，開展發電企業向較高電壓等級或較大用電量的用戶和配電網直接供電的試點工作。直供電價格由發電企業與用戶協商確定，并執行國家規定的輸配電價”。

兩年以后，2004年3月29日，原國家電監會、國家發展改革委聯合下發《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》，提出在具備條件的地區，開展較高電壓等級或較大用電量的電力用戶向發電企業直接購電的試點。大用戶直購電試點開始起步。

之后，廣東、湖北、河南、內蒙古、四川、吉林、遼寧開展了不同程度的試點。試點規模、模式則大不相同。

廣東的試點規模較小，而且為“一對多”的簡單模式，2006年廣東省啟動了臺山直接交易試點工作，由臺山電廠與當地6家企業直接交易，年直接交易電量約2億千瓦時。

湖北則直接啟動了雙(多)邊交易，2008年12月完成了53億千瓦時的大用戶與省內發電企業多邊交易電量，以及3.5億千瓦時的大用戶與跨省發電企業的雙邊交易電量。

河南的試點主要針對電解鋁產業，而且初期的試點電量規模較大。2009年3月，河南省下發《關于我省電解鋁電價有關問題的函》，提出用電電壓等級110千伏及以上電解鋁用戶向發電企業進行直購電。2009年河南省直購電交易合計192.67億千瓦時，約占全省直調公用燃煤機組電量的比例為12.34%。

四川的試點則以給予省內多(單)晶硅、釩鈦、電解鋁等高耗能企業一定程度上的電價優惠為開端，并且規模迅速擴大。2008年9月，四川省經信委下發《關于落實直購電試點工作的通知》，明確當年直購電總量為91.55億千瓦時，其最低限價為上網電價的50%，參加直購電試點的發電企業共78家。2009年，四川省共有100家電廠、94家電力大用戶參與交易，完成直購電交易電量155.9億千瓦時。

內蒙古的試點起點較高，直接進行了多邊交易市場的嘗試，并建立了成熟的模式，一直延續至今。2008年11月17日至2009年2月17日，內蒙古通過多邊交易模擬運行，最終完成電力多邊交易電量85.5億千瓦時。2009年7月1日，內蒙古電力多邊交易市場啟動運行，共有19家發電企業和18家用電企業參與交易，截至2010年4月，累計交易電量225.1億千瓦時。

吉林大用戶直購電始于國電吉林龍華熱電和吉林炭素的單個發電廠同單個用電企業供需對面、全電量過網的直供模式，即點對點模式。2009年吉林擴大了交易范圍和規模，通過實行雙向報價、集中撮合的方式來進行大用戶市場競爭購電，交易電量原則上不超過吉林電力公司年售電量的10%。

遼寧撫順鋁業與內蒙古伊敏電廠直接交易是我國最早進行跨省直接交易并延續至今的大用戶直購電交易探索。

2009年下半年，原國家電監會、國家發展改革委、國家能源局正式批復了遼寧撫順鋁廠、安徽銅陵有色集團公司與發電企業開展直接交易試點的方案。2009~2012年，試點累計交易電量105億千瓦時，相關各方取得多贏：交易增加了華能伊敏電廠的發電量，發揮了其資源與成本優勢，其2012年設備利用小時數高出東北區域火電機組平均水平460小時;交易擴大了電網售電量，使輸配電企業獲得可觀的經濟效益。

然而，初期的試點出現了一些不規范的操作，比如變相的電價優惠，2007年9月30日，多部門聯合印發《關于進一步貫徹落實差別電價政策有關問題的通知》，指出河北、福建、江西、寧夏、新疆等省(區)只對部分高耗能行業執行了差別電價政策，四川、湖北等省仍以大用戶直購電和協議供電等名義對部分高耗能企業實行電價優惠。通知要求立即停止執行各地自行出臺的對高耗能企業的優惠電價措施，并要求仍在以大用戶直購電和協議用電名義自行對高耗能企業實行優惠的四川、湖北等省，立即停止對高耗能企業的電價優惠行為。

2010年，黑龍江、河南、四川、陜西、青海、寧夏、甘肅、山東、山西、廣西等省區自行實施優惠電價。2010年5月，國家發展改革委、原國家電監會和國家能源局聯合下發《關于清理對高耗能企業，優惠電價等問題的通知》，要求清理各種形式的優惠電量交易，并開展了電力價格大檢查工作。對此，大部分省區取消了優惠電價。而湖北保留了“協議供電”優惠電量，并擴大了用電企業范圍，河南省對擁有自備電廠的企業用電仍然實施優惠。

2010年后的兩三年，除少數幾個省外，全國大部分省份的大用戶直購電交易暫停。

簡政放權引來爆發

2010年下半年至2013年上半年，全國大用戶直購電交易進入低谷期。

2010年，全國大用戶直接交易電量僅為80.4億千瓦時，占全社會用電量的0.2%左右。其中吉林、廣東、安徽、遼寧、福建分別為5.3億千瓦時、1.8億千瓦時、36.7億千瓦時、14.3億千瓦時、22.3億千瓦時。內蒙古電力多邊交易電量100.2億千瓦時。

2011年，全國已有遼寧、吉林、安徽、福建、廣東5個省份的電力直接交易試點工作正式獲得批復實施，當年全國大用戶直接交易電量共完成81.94億千瓦時。其中遼寧撫順鋁廠向華能伊敏電廠直接購電，完成交易電量31.81億千瓦時;吉林炭素向吉林龍華熱電廠直接購電，完成交易電量4.91億千瓦時;安徽省銅陵有色金屬集團控股有限公司向國投宣城發電有限責任公司直接購電，完成交易電量14.39億千瓦時;福建省6家用戶與6家發電企業開展電力直接交易試點形成9對交易，完成交易電量28.93億千瓦時;廣東省2011年臺山市大用戶直購電完成交易電量2.06億千瓦時。

2011年7月，國家發展改革委下發《關于整頓規范電價秩序的通知》，要求未經批準擅自開展大用戶直購電試點，或者以其他名義變相降低企業用電價格的，要立即停止執行。

2013年5月15日，大用戶直購電迎來有史以來最大的轉機：國務院辦公廳公布《國務院關于取消和下放一批行政審批項目等事項的決定》，決定取消“電力用戶向發電企業直接購電試點”行政審批。

從2013年下半年到2014年底的一年半時間內，全國大用戶直購電試點省份從個位數迅速增長到24個，除北京、天津、河北、海南、西藏、青海等受電力基礎設施等限制，不適合試點外，其他所有省份均進行了試點，大用戶直購電席卷全國。

2013年5月，國家能源局宣布一批涉及能源領域的行政審批事項被取消或下放，其中包括“電力用戶向發電企業直接購電試點”。

例如，山東省2014年全年安排交易電量100億千瓦時，2015年上半年迅速增長到150億千瓦時;安徽省安排2015年交易電量198億千瓦時;廣東省安排2015年交易電量227億千瓦時;山西省安排2015年交易電量180億千瓦時;蒙西2014年完成多邊交易電量361.92億千瓦時，占蒙西地區大工業用電量的25%左右;四川省安排2015年交易電量220億千瓦時;云南省安排2015年交易電量300億千瓦時。

2014年1月28日，國家能源局印發的《2014年市場監管工作要點》明確指出，全面推進電力用戶與發電企業直接交易，進一步完善電力用戶與發電企業直接交易的準入、交易等制度，擴大交易范圍和規模，力爭全國大部分省份開展直接交易，交易電量不低于全社會用電量的3%，并選擇部分省份進行深度試點。

筆者梳理發現，已經開展試點的省份，幾乎已經全部公布了各自的試點方案、交易規則等規范性文件，在交易電量的設計上，從2%到10%不等，其中以2%的居多。在交易模式上，大部分采用雙邊協商交易、集中撮合交易等模式，部分省份嘗試了交易市場在線集中競價交易、掛牌交易等模式。

為推進電力用戶和發電企業直接交易并加強后續監管，規范直接交易行為，2013年7月29日，國家能源局下發了《關于當前開展電力用戶與發電企業直接交易有關事項的通知》，提出以省為單位統籌安排電力直接交易工作。

2013年10月21日，國家能源局、工信部下發了《關于規范電力用戶與發電企業直接交易的通知》，指出部分省(區)以電力用戶與發電企業直接交易為名，利用行政手段，強制指定交易對象、交易電量和交易價格，違背市場原則。要求各省科學制定工作方案和交易規則，在平等自愿的基礎上開展電力直接交易，電力用戶與發電企業直接交易的工作方案、交易規則、輸配電價以及參與的標準、企業名單應予公布，不得通過行政手段指定直接交易的對象、電量和電價，不得指定交易的降價優惠幅度。

地方試點的創新

在試點用戶的選擇上，大部分省份規定參與試點的大用戶電價級別要在110千伏以上，有的放寬至35千伏、10千伏以上，特別是屬于國家產業政策鼓勵類的，高新技術企業、戰略性新興產業可放寬至電壓等級10千伏及以上。

例如，山東省要求參與試點的電力用戶全年用電量需在5000萬千瓦時以上，用電電壓等級在110千伏以上。

四川省政府則明確表態有序推進符合條件的重點產業園區實施直購電試點。此外，用戶的交易電量規模一般也會有所限制。比如，福建省對單個電力用戶交易電量原則上按其上年度企業購電量的80%進行限制，新進入電力用戶交易電量原則上按當年度企業計劃購電量的70%進行限制，且不超過全省交易電量總規模的10%。

浙江省規定參與試點的發電企業直接交易發電量由市場交易確定，但原則上不超過該發電企業交易合同期內同類機組年度發電計劃總量的30%。

大部分省份要求參與交易試點的機組必須為火電機組，單機容量規模一般在30萬千瓦及以上，交易電量有些也受到限制。

比如，江西省要求發電企業年度累計交易規模不高于5億千瓦時，其設備利用小時數(含交易、代發、外送等電量)原則上不高于5600小時，發電企業可與多個電力用戶進行交易，但電力用戶只能與一家發電企業進行直接交易。

也有部分省份試點了新能源發電參與直接交易。比如，內蒙古將風電、光伏發電等納入內蒙古電力多邊交易市場，規定集中式光伏、風力發電企業可參與直接交易，交易電量按照用電企業增量生產用電量的20%匹配，單個新能源企業每月參與交易的總電量不能超過該發電企業2015年上半年月平均實際發電量的20%。

在電量的計劃安排上，一些省份將交易電量納入了年度計劃電量，但大部分省份采取增量交易的方式。比如，山東省電力直接交易電量就不計入計劃內電量。江西省甚至探索用電量在5億千瓦時以內的電力用戶與發電企業進行全電量交易。

在交易規則的安排上，雙邊協商直接交易占據主流，利用在線平臺集中競價交易被各地視為未來發展方向。

安徽省試點了自由協商交易和集中撮合交易兩種交易模式，交易次數為每年兩次。湖南試點形成了直接協商和集中撮合交易兩種方式并行的局面，在兩種交易方式的總量安排上，以直接協商為主(約占總交易電量的8成)，撮合交易為輔(約占總交易電量的2成)。云南省的交易方式最為豐富，云南電力市場交易采用集中撮合交易、發電權交易、掛牌交易、直接交易4種交易模式。云鋁以2014年基數電量作為2015年基數電量，其他電解鋁用戶基數電量按云鋁2014年基數電量占其全年電量比重進行確定。

在輸配電價核定上，部分省份獲得了國家發展改革委的輸配電價批復，一些沒有獲得批復的省份采取了諸如價格傳導、參照電網前幾年平均線損等方式來確定電價。比如，陜西省采取價差傳導模式組織交易，即供需雙方自主協商發電機組上網電價，將協商確定的上網電價與政府批復上網電價間的價差，等額傳導至用戶對應類別目錄電價中的峰谷分時電度電價，基本電價維持現行標準不變。黑龍江省物價局則參照近兩年電網實際損耗率來確定輸配電價。

從2013年下半年至今，試點的各個省份陸續出臺了試點的辦法、規則等規范性文件，并且有些規則在試點過程中進行了修訂，以使其更加規范化和適合交易實際。以地方為主力的大用戶直購電試點，雖然每省各有特色，但為建立全國統一的市場交易模式進行了探索、積累了經驗。