售电放开是最大亮点，我们坚定看好售电侧的前景售电侧放开是新增亮点，属于新切出来的市场，让各售电企业有更大的参与空间。
进一步建立健全公司治理结构，规范公司制改革，全面优化企业的各项规章制度。从企业角度出发：第一，建立完善的现代企业制度
要实现上述目标，必须要理顺民营资本与国有资本之间的相互关系。在发电侧，要坚决杜绝一味追求装机规模的发展模式，制定相应的制度措施(例如碳税)引导发电企业向着清洁、高效、低碳、环保的方向发展，从提高自身管理经营效率入手，提高企业效益;建设完善发电侧的碳交易市场，通过市场手段降低发电企业的碳排放，推动清洁能源电源的投资建设。三、国有电力企业做强做优做大的具体措施及政策建议在增量配售电市场放开的背景下实现国有电力企业做强做优做大，必须要从企业自身入手，同时辅以相应的政策支撑。同时，优化国有资本布局结构，通过股权运作、价值管理、有序进退，促进国有资本合理流动，实现保值增值。民营资本在激烈的市场竞争中逐步发展，经过了优胜劣汰的考验，积累了先进的生产管理经验，作为社会主义市场经济中最具活力的组成部分进入增量配售电市场，能够利用其自身的经营方式灵活的优势，在整个行业中产生鲶鱼效应。
同时做强做优是做大的基础和保证，没有强大的企业实力和不竭的创新动力为依托，企业的做大只是纸老虎和花架子。今年7月份，习近平总书记在全国国有企业改革座谈会中继续强调要理直气壮做强做优做大国有企业，并且对新形势下深化国有企业改革的根本原则、目标任务作出了全面部署，为国企改革指明了方向。符合条件的电力用户(年用电量300万千瓦时及以上)每季度向所在地区县经济信息委提出准入申请，各区县经济信息委每季度末初审汇总后，统一向市经济信息委申报;发电企业市场准入申请直接向市经济信息委申报。
第三十二条电网企业应披露以下信息：(一)输配电价标准(含线损)、政府性基金和附加等有关电价标准。(三)合同执行期间，遇国家输配电价、政府性基金和附加等电价政策调整，执行调整后的政策。水电参与直接交易的电量规模及具体细则由市经济信息委会同市级有关部门另行制定。(四)因电网安全约束限制直接交易的具体输配线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据，该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等。
第三十八条本规则由市经济信息委会同相关部门负责解释。市场主体于每年11月1日前(年度交易)、每季度最后一个月5日前(季度交易)将下一交易周期的交易意向报市电力交易机构，市电力交易机构5个工作日内将交易意向提交电网企业电力调度机构进行安全校核。
第十条有下列情况之一，市场主体应进行注册变更：(一)已注册市场主体因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等原因，发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，需经所在地区县经济信息委报市经济信息委会同相关部门重新审核，符合准入条件的，重新办理注册。第三十七条市场成员发生争议，可双方协商、提请调解、申请仲裁及提起司法诉讼。影响电量根据负控系统实施有序用电措施前后的负荷对比曲线测算。第一章 总 则第一条为规范推进电力直接交易试点工作(以下简称直接交易)，根据《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)，《国家电监会、国家发展改革委、国家能源局关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场〔2009〕20号)，《重庆市人民政府办公厅关于印发重庆市电力直接交易试点方案的通知》(渝府办发〔2016〕167号)以及我市供给侧改革的相关精神，制定本规则。
第三十六条进行市场干预时，市经济信息委应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。(四)需要进行市场干预的其它情况。月度交易适时启动后，流程参考年度交易、季度交易执行。市场干预期间，电网企业应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容。
第三条本规则适用于国网重庆市电力公司(以下简称市电力公司)供电范围内的直接交易。火电为单机容量30万千瓦及以上(国家鼓励发展的资源综合利用机组容量可放宽至10万千瓦以上)、符合国家环保要求、具有脱硫脱硝除尘等环保设施并正常投运的发电企业。
第十九条依据直接交易结果，电力用户或售电公司、发电企业、电网企业经协商明确各方权责，原则上每年12月25日前(年度交易)、每季度最后一个月25日(季度交易)前依法依规签订直接交易合同，相关合同报市经济信息委、国家能源局华中监管局备案。(二)年度电力供需预测，与直接交易相关的输配电设备最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等。
(二)市电力交易机构有关交易程序及平台发生故障，交易无法正常运行时。(四)串通报价，恶意报价，虚报电量，严重扰乱交易市场秩序。(二)申请人应符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准，产品和工艺属于限制类、淘汰类的不得参与直接交易。(三)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。当电力用户用电量超过合同电量105%的部分，超过部分由电网企业按目录电价进行结算，发电企业无违约责任;当实际直接交易电量低于合同电量95%的部分视为违约电量，违约责任由各市场主体在直接交易合同中约定。工业企业结构调整专项资金不纳入线损计算范围。
第四条直接交易市场成员包括电力用户、发电企业、售电公司、电网企业。(三)直接交易合同电量等。
第三十条售电公司应披露以下信息：(一)营业执照、法人代表、股权结构、资产证明、交易员信息、从业人员、经营场所和设备、信用情况等基本信息。确需退出的，需相关方协商一致，抄报市经济信息委。
(二)代理电力用户及其直接交易需求信息。第十八条因电网安全约束等非发电企业原因导致直接交易受限的，相应的直接交易电力电量可纳入电网电力电量平衡，也可在发电企业之间按月度进行发电权转让。
(一)发电企业月度直接交易电量优先于非市场化基数电量进行安排。企业注册时应提交以下资料：(一)电力用户：企业基本信息、交易员信息、生产规模等生产基础信息，报装容量(最大需量)、电压等级、年用电量、年用电负荷、用电负荷率等用电技术信息。(三)经市政府及相关主管部门批准的其它干预措施。(四)符合以上条件，积极开展电力需求侧管理工作的电力用户可优先参与直接交易。
每年12月5日前(年度交易)、每季度最后一个月20日前(季度交易)电网企业电力调度机构完成下一交易周期安全校核并公布校核结果，逾期视为通过安全校核。(三)年用电量500万千瓦时及以上的大工业电力用户可自行参与直接交易，也可由售电公司代理参与直接交易;年用电量300-500万千瓦时的大工业电力用户由售电公司打捆参与直接交易。
(二)电力用户、售电公司与发电企业协商一致后，应于每月25日前由发电企业向市电力交易机构申报次月直接交易电力、电量及季度或年度滚动调整建议。安全校核不满足全部交易时，公平裁减受约束交易意向，直至满足安全约束条件。
第九条经公示无异议的企业在公示期满后5个工作日内，在市电力交易机构完成基本信息注册，其中自行参与或由售电公司代理参与直接交易的电力用户均需办理基本信息注册，由售电公司打捆的电力用户可不办理基本信息注册。第二十八条电力用户按有关规定参与移峰、错峰、避峰用电等有序用电措施，因此影响的电量不计入电力用户、售电公司和相关发电企业偏差电量考核。
安全校核后的交易结果为直接交易结果，纳入交易合同管理流程。第二十一条市电力交易机构应根据直接交易合同，将直接交易电力、电量纳入月度安排。第六条售电公司进入直接交易市场条件及要求：(一)售电公司准入直接交易市场的条件按照《市发展改革委、市经济信息委、华中能监局、市物价局关于重庆市售电侧改革市场主体准入与退出的指导意见》(渝发改能〔2016〕450号)有关规定执行。第十六条直接交易可采取双边协商交易或集中交易。
有交易意向的发电企业申报摘牌电量，申报摘牌电量视同认可挂牌电价。第五章 信息披露第二十九条电力用户应披露以下信息：(一)电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、变压器报装容量、年度最大需求容量、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等。
(二)集中交易指通过市电力交易机构的交易平台形成交易意向(包括挂牌交易、撮合交易等)，经市电力调度机构安全校核后纳入交易流程。(二)已注册市场主体更名但未发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，通过市电力交易机构变更注册，市电力交易机构将变更情况报市经济信息委。
匹配的购电与售电价差不小于零时，对应双方电量成交，价差部分由电力用户或售电公司与发电企业进行分摊，形成电力用户或售电公司与发电企业两两匹配的撮合电量、撮合价格。第七条发电企业进入直接交易市场条件及要求：(一)具有法人资格，财务独立核算，信用良好，能独立承担民事责任的经济实体。
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