01:电价是由哪几部分组成的？
电量电价：定义参照名词解释
线损：电量电价*6.87%/（1-6.87%）
过网费：0.113元/度
座机费：根据变压器容量等级（容量≥315KVA）按照重庆市电网销售电价表：26元/千伏 安·月（由国家电网代收）
政府基金：0.0648元/度（由国家电网代收）
02:什么情况下收取座机费（基本电费）？
座机费是根据变压器的容量来计算的，变压器容量在315kVA以上的收取座机费，315kVA以下的不收取座机费。
03:市场化改革后，除了输配电价和普遍服务政府定价，其他的政府就不管了吗？
这其实就是电改过程中伴随的政府角色转换的问题。市场不会因为发了电改的文件一蹴而就，需要政府来推动改革，同时调整自己的定位和功能。简单来说，政府要做的就是管住自己不该管的手，管住市场上不遵守规则的手。
我认为市场化的电力市场，政府主要工作有这么几点。
一．是既要按照准许成本加合理收益管制电网，降低输配电成本，同时还要确保电网可以可持续的合理投资，保持健康发展的状态。
二．是要关注发电市场电源投资可以实现良性竞争，减少行政干预，通过调整产业政策来引导电源投资市场良性发展。
三.因为电网企业也可以注册售电公司参与售电侧竞争，就特别要做好监管，确保售电侧公平竞争的市场环境。
四是做好可再生能源发电优先收购、普遍服务电量计划安排等等之类等市场辅助工作。
04:作为用户，担心电价上涨怎么办？
竞争性电量由市场决定价格，电价随市场行情正常波动应该是可以接受的，我们要防范的是异常情况。
电价由“购电价格＋过网费＋基金及附加”构成，这里面随市场因素波动较大的，就是购电价格。影响购电价格的因素主要有两个，一是如煤价等电力生产成本的上涨，二是发电竞争不足的情况下抬高价格。第一个影响，用户可以通过签订长期合同降低风险，发电厂拿到长期合同，也会有动力和煤炭企业签订长期合同等市场化方式锁定风险。对于第二个因素，市场价格信号会传导给新的发电投资进入，市场有能力让发电竞争处于一个理性的状态。另外，政府所要做的，就是培育足够多的售电主体，在售电侧形成充分竞争，一方面可以促进发电侧竞争，另一方面市场上的用户也不用担心售电公司恶意抬高售电价格。
作为用户，请充分期待竞争出现的售电公司，以及售电公司给你带来的服务，主动为你着想降低你的用电成本，为你想办法节能降耗。这就是市场竞争的魅力。
05:两个企业，同一法人，这样的可不可以打捆在一起达到年用电量300万？
两个企业，同一法人，但一个是市级以上工业园区年用电量200多万度，还有一个非市级以上工业园区的公司年用电量100多万度，这样的可不可以打捆在一起达到年用电量300万度？
事实上是不可以的，目前市级及以上工业园区不限量都可以签，其他地方只有500万度以上才可以签。
06:改革试点的用电价格如何了解？
改革后电价形成分为两类。一类是政府定价，一类是市场定价。
普遍服务的电量依然是政府定价。竞争性电量由市场决定用电价格，用户直接向电厂购电的，电价＝购电价格＋过网费＋基金及附加，其中过网费由政府进行监管，按照准许成本加合理收益的原则确定。用户向售电公司购电的，双方按市场原则协商。
07:企业有营业执照或者无营业执照，是否统一售电？
我们需要的客户必须是企业，而且在市级及以上工业园区内的企业，年用电量500万以上的不限制地方。
08:一家对供电可靠性要求较高的企业提出需双电源保障的问题，怎么办理售电业务？
选择一家售电公司售电，与售电公司商定满足可靠性要求的电价。用户双电源接入线路的投资权属关系，只与使用线路涉及的配电费关联，不影响其因可靠性而发生的售电业务。
09:电网公司也可以实现低电价向用户售电的效果，还有必要费这么大劲搞电改吗？
电网公司可以通过交易平台让用户和发电企业竞价，采取直供方式达到降低电价的效果。即使是搞电改，也可以让电厂和用户直接交易，实现降低电价。所以完全没有必要搞售电公司，多一个环节出来。
真的是这样简单吗？
从我们实践情况来分析，这些方式确实可以实现部分用户降低用电成本，但它不具备普遍意义。因为这只能是有议价条件和能力的大用户，而绝大多数的中小企业因不具备议价条件和能力，要么放弃选择权，要么重新依赖电网，因此不可能实现“放开两头”，也就不可能“管住中间”，最终市场化交易成为泡影。只有成立售电公司，开展“批发零售”式的竞争性售电服务，才能有效推动发电侧和售电侧有效竞争，进而推动整个电力市场的改革，让整个实体经济从电改中普遍受益，享受改革红利。
在改革推进的过程中，最怕的就是过程中迷失方向，丢失初心。如果那样的话，目前我们看到的改革成果或者预期，要么是昙花一现，要么就是一幅盆景，作为所谓改革的成功案例被拿来展示。
结论：大用户直供或直接交易方式不可能让实体经济普遍受益。只有售电公司才能实现实体经济从电改中享受普遍且可持续红利
10:企业备案需要哪些资料？
申请书（抬头先不写）、附件1、2、3，到当地的经信委或发改委进行备案(不同地区经信委或发改委需要的资料会有偏差)。
11:现在是电力供需形势宽松，电力紧缺时怎么办？
过去电力紧张的时候，电网企业四处买电，价格不论，有就买；政府四处抓煤，也是想尽办法。过往种种，历历在目。作为一个理性的人，一个以市场眼光审慎思考的人，我们不可能回避这个担忧。我们都不担心电力供需形势宽松的时候做市场化交易，我们经历过计划方式的电力紧张时期，我们应该未雨绸缪，思量万一遇到电力供需紧缺，市场行不行？
那么，放下计划思维方式，用市场思维来分析，拿起最通俗易懂的供需平衡规律。
供需紧张有两种原因，需求增长超过现有供给能力，或者现有供给能力减少满足不了需求。不论哪种情形，供应侧会出现上涨的价格信号。首先我们要理解，这个涨价应该是市场经济的正常价格波动，超出经济承受范围的异常情况，超出了电改讨论范畴。价格上涨带来的结果呢，承受不了价格波动的企业先退出交易，从而供需形成新的均衡水平，我们可以称之为暂态均衡。同时，价格信号会传递投资信息，新的投资会进来，供给增加，让市场回到稳态均衡。
您可能会说，从涨价到新电厂，最快的火电还要两年，工厂不可能停产啊。你看，世界都进化到动态看问题了，您还停留在静态世界。企业家才能是敏锐的，他可以超前发现投资机会，他甚至可以先亏上几年，为的是为后面的进入者设置障碍，巩固自己的市场份额，这就是市场经济的魅力。
所以，这个时候，对电源投资的管理也要适应市场化，真的就是要放下行政干预手段了。发电是一个竞争性的市场，政府不需要做容量控制，只需要管好产业政策，管好环保排放，只要在公共利益允许范围内，投资者能投资就让他投资吧。都按市场操作了，就都好了。怕就怕，过一会发电企业又喊，竞争好激烈，伤不起，快来干预下吧。这时候我们该说，你们先挺住，挺住就好了。实在不忍心，就加一句，来吧，再给个拥抱。市场就是这样无情的。
这是玩笑。其实最让人忧心的，是在做市场化改革的过程中，突然又加进计划的工作思路或者手段，或者政府的手不甘寂寞，以行政行为来主导，这是最担心的。到时候电力紧张了，市场机制又发挥不了作用，出了状况，全是市场化改革背锅。
12:用户选择售电公司后电网企业不接入怎么办？
中发9号文件明确规定，保障电网公平无歧视开放。配套文件“关于推进售电侧改革的实施意见”明确规定，“电网企业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电；无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务；保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息”。
用户有遇到电网企业拒不办理接入的，或以与电网企业签订供电协议为条件办理接入的，请向国家能源局能源监管驻渝派驻机构举报。
13:总分公司以总公司的名义打捆，总公司地区不一样，但在重庆地区内，申请中附件1供电单位怎么填？
分公司也要达到300万度及以上，总分公司的申请书要分别提交给当地的经信委。
14:年用电量300万以下的怎么签？
年用电量300万以下的要是在市级及以上工业园区内的，可以签；但是在其他地方的暂时不能签。
15:售电公司开票收1个亿电费跑路，咋办?
这个风险早想到了。改革文件中规定，在改革初期，由电网负责提供电费结算服务。注意，是服务，不是权利，这个结算放到任何一个国家可控的第三方平台都可以，只是当前选择了电网企业。所有用户的电费是由电网提供结算服务的，电网企业收到电费后，把购电费支付给电厂，自己留下过网费，解缴政府基金及附加，然后把剩下的支付给售电公司。所以，这个钱的风险大可以放心。
16:售电公司的电靠谱不？
对用电企业而言，这次电改，改变的只是买电的交易关系，并没有改变电力生产运行和安全运行体制。售电公司与用户签订售电合同，售电公司向发电企业签订购电合同，具体的电力传输配送仍由过去的电网承担，对用户而言，电力供应的生产和安全运行没有任何改变。但因为售电公司的出现，可以让用户享受到更好的服务，分享到发电侧竞争和售电侧竞争带来的市场化改革红利。
通俗一点说，电还是那个电，星星还是那个星星，月亮还是那个月亮。
17:输配电价含线损，那么配售电公司就不能再收取投资建设的配电网的线损了。那么，配售电公司的线损由谁承担？
线损是过网费的一部分。如果用户向电厂直接购电，需电网提供输配服务，应向电网交相应的过网费。过网费是按照具体该电网的投资分电压等级核定的。如果用户只需A电网提供输配服务，则向A电网缴纳对应电压等级的过网费，如果还需经过B电网，则还需向B电网缴纳相应电压等级过网费。A、B电网的过网费都是根据各自的投资分电压等级核定的，互不相关。
18:怎么理解这次电力体制改革？
这一次电改以市场化交易为主线。改变发电企业以行政电量计划加电力计划调度为主的管理体制，全社会用电量不再由电网公司统购统销。按照“管住中间、放开两头”的体制架构，在发电和配售电环节引入竞争，培育售电主体。用户直接向电厂买电，或者向售电公司买电。电网企业负责电力的传输配送，收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为收入来源。
19:在原厂区内，另一家法人主体投资建设项目的增量负荷，是否符合试点用户准入条件，可否选择售电公司？
当前我们只将增量用户纳入试点，原用户同址扩容的新增电量暂不纳入试点。但对于另一家法人主体，应不受此原则约束。
原法人主体通过变更法人主体，将原项目的负荷再次提出用电申请时，不符合试点准入条件。待试点完成全面推开后，存量电量即可参与市场。
20:调度权限在电网公司，在用电紧张时期特别是在夏季迎峰度夏期间对该用户拉闸限电怎么办，损失由谁负责？
中发九号文件明确改革后电网企业“负责电网系统安全”。本次电力体制改革不改变现行电力系统安全管理体制。各电力企业仍然是电力安全稳定运行的责任主体，保障安全稳定运行仍就是电力系统各方的首要任务。电力调度机构是电力系统运行的中心，电力市场的每一笔交易，都必须经过调度中心的安全校核。用户与售电公司签订的用电售电合同，也是电网企业参与的三方合同。一经生效的售电合同，调度中心就有责任确保落实输配到位。如果电力供应过程中有任何意外，都应按合同约定，由责任主体承担相应的责任。
21:售电公司是否需要国网公司许可，寒阳售电公司是不是经过许可的？
首先售电公司不需要电网承认，它和电网是平级的；其次，售电公司的成立需要到发改委办理准入手续，寒阳售电公司是重庆首家获得准入资格的民营企业。
22:如果我找电厂购电，电量计入他们电厂全年的发电指标吗？
按照9号文件的表述，“直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划”，直接交易也就是是参与市场化交易。重庆售电侧改革试点实施方案对电厂参与试点交易的电量表述为“作为增量不纳入发用电计划，作为计划外电量优先安排”。9号文件描述的是改革最终结果，而重庆试点实施方案的描述是考虑实现结果的过程的。好吧，说白话。就是参与试点签下的电量不从计划盘子里面抵扣，是额外多劳多得的。其实道理很简单，如果从全年发电指标里面扣，电厂谁还玩啊。
在改革推进过程中，全社会用电量可以分为三个部分。普遍服务电量，参与市场化交易的电量，暂未参与市场化交易电量。其中一、三部分是计划电量，由主管运行的部门按一个机制分配，第二部分则不再纳入计划电量，谁拿到就是谁家的。电改全面实施后，就没有第二部分了。
这个时候，运行管理部门并不是没有事情做了，它的职能调整为监督发电企业承担普遍服务电量，确保可再生能源等电量全额优先收购。这个转变是比较大的，从掌管发电计划分配到为市场服务，这也是市场化改革要求政府部门职能转变之一。
23:为什么电价每天都会变化？
水电分为枯水期和丰水期，当遇到枯水期时，主要依靠火力发电，煤价的波动会导致电价的波动。
