新电改至今最权威解读，你真的看懂了么？
时隔12年，电力体制改革在中国全面深化改革的背景下，再次拉开帷幕。2015年3月15日“九号文”的发布，成了今年上半年能源领域最具看点和最吸引力的重大事件之一。
本轮电改的驱动因素，实际上是老矛盾与新问题的结合。经过十多年的发展，中国的电力工业基本解决了国内的硬缺电问题，企业的经营管理能力得以显著提高，整个系统较为健康地运行。但是，电力行业仍然面临着一些问题，具体可以归纳为两方面，一是遗留问题趋于严重，二是新的挑战不断出现。
这两点问题，构成了推动新一轮电力改革的核心动机，随着中国经济增速放缓，电力能源总体需求增速进入一个相对平缓期，进行适当、适度改革的行业环境基本具备；同时，对中国垄断行业的改革呼声越来越高，改革的大环境也已形成。可以说，进行新电改的时机业已成熟。
新一轮电力体制改革的主要内容及配套文件解读
9号文出台
2015年3月15日，中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称9号文)，这一政策的发布，标志着中央政府摒弃了5号文的工作思想，正式开启了新一轮的电力改革。该文件共分为4个大项，其中第一、二、四项主要是介绍电改工作的重要性、总体思路、以及相关的督促要求等，而第三项则提出了改革的具体任务，共计7大条，28小条，可大致概括为“三放开，一独立”，具体内容分别如下：
放开输配以外的经营性电价。在电价方面，政府的计划是，在不同的行业，给予不同的管理模式：一方面，作为用掉全社会85%电力的大户，工商业的电价未来将由发受双方自行商定，不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。另一方面，考虑到居民、农业、以及公用事业(3327.034, 148.20, 4.66%)的用电量虽然比重很小，但是用户人群众多，具有广泛的社会影响，故这部分电价仍将由政府继续管控。
放开公益性调节以外的发电计划。在电量方面，9号文采取的是与电价管理同样的“双轨制”办法。工商业直接交易的电量和容量将不再纳入发电计划，由市场双方自行决定。但政府仍将保留一定的“公益性、调节性发用电计划”，以“确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。”简而言之，就是政府在放开交易电量的同时，还将继续掌控一部分计划发电量，来确保电力的廉价、安全、清洁等基本要素。
放开新增配售电市场。一个市场化的行业，其最明显的特征往往有两条：一是交易的市场化，二是投资主体的多元化，电力行业亦然。本轮电力改革的重要任务，除了放开电价与电量之外，还要有序放开配售电业务，培育新的市场主体。之所以选择有序放开，主要是由于在相关政策尚不完善，社会资本参与效果未知的情况下，全盘放开的时机尚不成熟。此外，政府在配电领域还提出了“放开增量”的限制，观望意向较为明显：只有当增量部分开放的效果较好时，存量部分才有可能继续被推向社会。
交易机构相对独立。电力行业的交易机构可以视作证券行业中的交易所，目前中国的电力交易机构均由电网公司建立，主要负责交易合同、购售协议的签订和电量结算和交易统计分析，同时负责参与电力市场规则的制定，电力市场交易信息发布平台的信息发布。交易中心的相对独立，实际上是针对“调度独立”的一个妥协，即电力交易离不开电网调度，但调度只负责技术问题，电网不能完全考虑自身的经济利益。至于“相对”二字，指的是交易中心的产权仍保留在电网，但“独立”的定位，又使其便于接受相关部门监管。
9号文的发布，彻底动摇了电力行业现有的利益格局，但它还只是一个纲领性的政策，并未提出具体工作的执行思路。因此，在其发布后不久，一系列配套文件密集出台，开始将文件中的要求一一细化，使得其能够得到具体落实。
配套文件一：消化现有清洁能源
自9号文出台后，新电改对风电、光伏等新能源的影响备受关注，这类电源因价格高，可控性差，一直以来靠着电网分配的发电小时数获取收入，但如果在一个完全自由竞争的市场下，失去政府的保护，这类电源将毫无竞争性，面临出局之虞。就在各方猜想新电改会以何种方式保障可再生能源并网时，3月23日，发改委同能源局联合下发《关于改善电力运行，调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。该文几乎与九号文同时落地，是新电改的第一个配套文件。
与此前《可再生能源十二五规划》、《能源战略行动计划(2014－2020)》不同，这一文件对清洁能源的要求并不在于新增多少装机，而更多侧重于对存量资源的消化。由于环境原因，中国近几年清洁能源投资建设的力度较大。至2014年底时，其水电、风电的总装机量，以及光伏的新增装机量都已达到世界第一。然而，清洁能源想要在能源结构中占据较高比重，不仅要有足够的装机量，还要有一定的利用小时数。虽然中国清洁能源装机完全有能力达到“十二五”规划的要求，但由于利用小时数偏低，很多机组没有得到充分的利用。电改第一个配套文件目的就在于，试图鼓励政府以市场手段来解决清洁能源发展中的“三弃”症结，从而让现有装机能够转化为相应的发电量。
配套文件二：以平缓负荷曲线容纳可再生能源
1号配套文件一个值得关注的细节是，这是官方首次将需求侧管理与清洁能源联系到一起，事实上，在之前几年的相关文件中，无论是《电力需求侧管理办法》、还是《关于开展电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》，其中都没有提及可再生能源。出现这一转变的原因是：中国近几年间的电力形势已经发生了较大变化。在2011年前后，中国处于缺电状态，电源及电网容量不够，无法满足连创新高的电力负荷。而现在虽然电力充足，但清洁电太少，由于负荷曲线峰谷差大，而可再生能源随机性强，难以持久并网(见图3)。所以在政府看来，以价格手段削峰填谷，将负荷曲线平缓化以消纳清洁能源，在现有储能设施不足的情况下，是最为现实的选择。
2015年4月9日，发改委联合财政部对外公布《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》，这是9号文的第二个配套文件，在某种意义上讲，第二个配套文件属于第一个文件第三大项的延伸。在中国当下的电力市场环境下，需求侧管理的经济方式有两种，一是抑制高负荷时用电，即制定峰谷电价；二是鼓励低负荷时用电，也就是给予奖励。政府虽然在文件中给出了制定尖峰电价的建议，但财政部的加入却又预示了补贴政策出台的可能，总而言之，具体政策还将由地方政府根据自身情况制定。
配套文件三：推进国网经营区
尽管9号文配套政策出台的密集程度超出各方预期，但严格来讲，前两个文件主要侧重于消化清洁能源，并没有触及“三放开一独立”的这一核心。实际上，业内最关心的问题还是输配电价改革以及售电公司的成立细则，本轮电改所带来的投资机遇，尽藏于此。在各方的期待下，2015年4月16日，国家发改委对外发布《关于贯彻中发[2015]9号文件精神，加快推进输配电价改革的通知》，是为9号文的第三个配套文件。
第三个配套文件的最大亮点在于，这是政府首次在国网经营区开启输配电价改革。纵观之前的两个试点，深圳属于南网，内蒙试点属于蒙西电网，都绕开了国网庞大的经营区域，而此次却一次性纳入了3个国网辖区试点，可以说是一次突破性的进展。这四个试点省份的共同点是电力供需均较为宽松，而且都有一定的外送能力(见图5)，这种安排，可能是为了避免重蹈电荒阻碍电改的覆辙。
而其差别则在于：这四省分处于华东、华中、西北、南方四个不同的电网区域内，电源类型各异，具备一定的代表性(见图4)。如果试点期间，相关工作顺利，那未来的输配电价改革推广很有可能以这四省为基础大范围铺开。
配套文件四：打破远距离输电症结
第三个配套文件向国网区域的推进，使得电力改革开始触及市场化的核心内容。但是，省级试点的一个缺失在于，它所制定的输配电价，只有在电压低于220kv，也就是整个交易在省内完成时，才会迅速而有效的落实。如果电压继续升高到500kv以上，触及到跨省送电的问题，复杂程度会大幅升级。
在这样的背景下，2015年5月8日，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，该文件被称为新电改的第四个配套文件。
至此，各级电压输配电价的核定机制已基本成型，其核准权也被一分为二：地方政府拥有≤220kv输配电价的绝对掌控权，而500kv以上专项工程的输配电价则由中央政府接管。对政策制定者而言，该文填补了一个重要空白：我国是一个跨省送电非常频繁的国家，大容量远距离的输电工程遍布各地。在省级输配电价试点即将开启之际，跨省输配电价的制定，以及其利益分配的方法，对意图核算输配电价的省政府而言，显然是一个无法回避的问题。
新电改对各利益方的影响
新一轮电改的推进，从很大程度上打破了原有的利益格局，发电企业、电网企业、终端用户等都会受到不同程度的影响，当然，既有利益格局的变化，也带来了新的市场机会。
1、发电企业：命运分化
9号文对于工商电价，以及非公益性发电计划的同时放开，使得电厂在上网电价与利用小时数上获得了双重的解脱。而其所面对的目标也从电网企业和地方政府转变为了下游用户，而地方政府与下游用户的诉求是不同的，前者希望平衡辖区内各电厂的经济利益，而后者只想获取优质可靠的电力。这种诉求的转变，加之宽松的电力需求形势，使得各电厂未来的命运将呈现出正反两极的分化：高效机组的利用小时数将迅速攀升，利润大幅增加，而没有竞争力的中小老旧电厂将不被下游接纳，最终或是以政府发电计划度日，或是直接被市场淘汰。
2、电网企业：艰难转型
电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，从某种意义上讲，9号文的“一独立三放开”，其实质就是剥离掉了电网公司的定价权、定量权、交易权。这些权力的丧失，使得电网由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变，从而直接影响到了收入——发改委的文件表明，深圳2015年的平均输配电价为0.1435元/千瓦时，较2014年低出0.01元/千瓦时，而且未来两年还将继续下降，有分析就此指出，深圳在未来三年内的收益累计将减少24亿元之多。
深圳电网公司的情况，未来将来在全国各地上演。如果电网公司没有寻找到新的业务突破口，那么未来数年，随着输配电价下调，收入大幅减少不可避免。届时其投资输电通道，尤其是大容量远距离线路的积极性也很有可能随之下降。
对电网企业而言，新电改的实质，就是一次放权让利的蜕变过程，无论以何角度审视，电企都是最大的输家。
3、售电公司：前景未明
在新电力改革中，有两个问题最受各方关注，一是未来电价的走势，二是配售电领域的放开，其中后者因为涉及到全国5.5万亿度电的销售，被称为新电改的最大红利。
但是，仅以售电数字，就断言售电市场的光明前途，未免过于简单直接。事实上，尽管呼声甚高，但目前为止，政府并没有出台与售电公司相关的配套政策，仅删去了《电力法》中“供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业”一项，使创办售电公司的流程稍加简化。虽然9号文表示要“建立市场主体准入和退出机制”，但相关的细则却一直未能出台。
与政策的按兵不动类似，作为开展售电业务最重要的证明，售电牌照至今仍未在国内下发，至于获取其所需要的具体条件，政府也未予透露。这使得国内很多所谓的“售电企业”迟迟无法开展售电方面的工作。由于相关的细则没有出台，不确定因素太多，也就很难判断未来的行业状况以及市场格局。
在2000年前后，社会资本也曾经掀起一股开办加油站的浪潮，很多公司虽然领取了营业执照，却被后续繁琐的各类手续及牌照拖住了脚步，时至今日，民营加油站也未能给投资者们带来预期中的巨大市场，不少当初志在必得的投资者，现今深陷亏损泥沼难以脱身。
售电公司的热潮是否会重蹈加油站的覆辙？一切都有待于事态未来的发展。
4、下游用户：近跌远涨？
谈论电改对下游用户的影响，在一定程度上，就是讨论未来电价的涨跌问题。电价跌，则用户受益，涨则反之。
从短期来看，电价下行是必然结果。未来的电力贸易将分为两种模式：直接交易与计划发电。在直接交易中，由于当下电力供应宽松，处于买方市场，加之输配电价下降，工商用户必将从中获益颇多。随着煤价逐年下滑，煤电联动将启动，电价下调也是必然趋势。4月8日全国电价的下调就是明证。
但是，电价中长期的走势却显得不甚明朗。最大的不确定性来自于可再生能源。由于环境约束，中国政府一直急于寻找煤炭的清洁替代品，其中以风电、光伏为代表的清洁能源都是其重点关注的目标，有观点认为，这类能源发电成本高，而且扩张趋势明显，如果未来大规模接入，很可能会抬高电价。
然而2014年的数据显示，中国风光发电量之和占全年发电量比重不到4%，如此微弱的比例，使得可再生能源完全起不到拉高电价的作用。
事实上，即便是可再生能源实现了较高的比重，电价的上涨也未必是必然结果。按九号文规定，风电光伏是应包括在“公益性、调节性发用电计划”中的，属于政府定价，而未来风光发电设备的成本，在技术进步与市场竞争的双重因素下，必将呈现出逐年下降之势，届时政府将基于“看成本给电价”的原则，将其上网电价进行下调。如果其成本降幅足够，那么未来风电光伏的发电成本接近甚至低于煤电，并非是一件不可想象的事情。
相关结论
1、电改大幕刚刚开启，未来还有很长的路要走。
总体而言，尽管新电改的出台政策颇为密集，但目前看来，在前四个配套文件中，第一、二、四个文件都只是针对9号文的某一条要求的细化，只有3号细则触及了9号文最为核心的问题之一——也就是“一独立三放开”中的输配电价改革部分，而在“有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立”上，现有的文件对此均未提及。因此可以断定，本次电改尚且处于初期阶段。配套文件未来仍将密集推出，整个改革体系构造完毕远非一日之功，需要长时间的积累。
2、售电业务不会一蹴而就，后续还将有众多的利益博弈和制度设计。
作为市场最为感兴趣的内容，售电领域的放开也尚需时日，实际上，售电公司在电力交易时，必然要以直接交易的模式购入电力(见图8)，如此方能赚取计划发电与直购电间的电力差价，而直接交易模式又离不开输配电价以及发电计划的放开，这就决定了，售电领域很可能将是“三放开”中最后一个被彻底落实的内容。事实上，与售电本身相关的文件未必会很复杂，但其需要大量的准备工作。总之，在首个售电公司正式投运之前，各方还有很长的路要走。
3、需求侧管理将获实质性利好，服务公司未来将有巨大发展空间。
尽管售电公司可以通过吃差价获得一定的盈利，但对用户而言，售电公司之间的产品差别并不会相差很大。即便售电公司可采取各种方式优化服务，例如缩短收款期、降低不合理网损等，但更大的业务空间，必然是通过业务增值来实现。这些业务包括需求侧管理与检测、合同能源管理、综合节能、以及用能咨询等增值服务，为用户减少能源消费实施管理或提出建议。(见图9)
中国现今实行的是阶梯电价与分时电价制度，用电越多电价越贵，如果售电公司能够牵手能源服务公司，将可以通过专业化的管理，最终使用户实现用电越多越便宜。除此之外，还可以通过实行需求侧管理，使得用户避开尖峰电价期，减少在用电上的花费。不难想象，在电力同质性强的前提下，这类附加服务的出现，必将成为各售电公司的核心竞争力。技术允许者，还将以平日积累的大量用户数据(例如电力消耗曲线、用户用能习惯、用户能量消耗结构等)，为用户提供高品质的信息挖掘服务。
可以预见，这类增值服务将成为决定售电公司成败的最大因素之一，而专业的服务公司，将从此轮大潮中获得广阔的发展空间。
时隔12年，电力体制改革在中国全面深化改革的背景下，再次拉开帷幕。2015年3月15日“九号文”的发布，成了今年上半年能源领域最具看点和最吸引力的重大事件之一。
本轮电改的驱动因素，实际上是老矛盾与新问题的结合。经过十多年的发展，中国的电力工业基本解决了国内的硬缺电问题，企业的经营管理能力得以显著提高，整个系统较为健康地运行。但是，电力行业仍然面临着一些问题，具体可以归纳为两方面，一是遗留问题趋于严重，二是新的挑战不断出现。
这两点问题，构成了推动新一轮电力改革的核心动机，随着中国经济增速放缓，电力能源总体需求增速进入一个相对平缓期，进行适当、适度改革的行业环境基本具备；同时，对中国垄断行业的改革呼声越来越高，改革的大环境也已形成。可以说，进行新电改的时机业已成熟。
新一轮电力体制改革的主要内容及配套文件解读
9号文出台
2015年3月15日，中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称9号文)，这一政策的发布，标志着中央政府摒弃了5号文的工作思想，正式开启了新一轮的电力改革。该文件共分为4个大项，其中第一、二、四项主要是介绍电改工作的重要性、总体思路、以及相关的督促要求等，而第三项则提出了改革的具体任务，共计7大条，28小条，可大致概括为“三放开，一独立”，具体内容分别如下：
放开输配以外的经营性电价。在电价方面，政府的计划是，在不同的行业，给予不同的管理模式：一方面，作为用掉全社会85%电力的大户，工商业的电价未来将由发受双方自行商定，不再以上网及销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。另一方面，考虑到居民、农业、以及公用事业(3327.034, 148.20, 4.66%)的用电量虽然比重很小，但是用户人群众多，具有广泛的社会影响，故这部分电价仍将由政府继续管控。
放开公益性调节以外的发电计划。在电量方面，9号文采取的是与电价管理同样的“双轨制”办法。工商业直接交易的电量和容量将不再纳入发电计划，由市场双方自行决定。但政府仍将保留一定的“公益性、调节性发用电计划”，以“确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。”简而言之，就是政府在放开交易电量的同时，还将继续掌控一部分计划发电量，来确保电力的廉价、安全、清洁等基本要素。
放开新增配售电市场。一个市场化的行业，其最明显的特征往往有两条：一是交易的市场化，二是投资主体的多元化，电力行业亦然。本轮电力改革的重要任务，除了放开电价与电量之外，还要有序放开配售电业务，培育新的市场主体。之所以选择有序放开，主要是由于在相关政策尚不完善，社会资本参与效果未知的情况下，全盘放开的时机尚不成熟。此外，政府在配电领域还提出了“放开增量”的限制，观望意向较为明显：只有当增量部分开放的效果较好时，存量部分才有可能继续被推向社会。
交易机构相对独立。电力行业的交易机构可以视作证券行业中的交易所，目前中国的电力交易机构均由电网公司建立，主要负责交易合同、购售协议的签订和电量结算和交易统计分析，同时负责参与电力市场规则的制定，电力市场交易信息发布平台的信息发布。交易中心的相对独立，实际上是针对“调度独立”的一个妥协，即电力交易离不开电网调度，但调度只负责技术问题，电网不能完全考虑自身的经济利益。至于“相对”二字，指的是交易中心的产权仍保留在电网，但“独立”的定位，又使其便于接受相关部门监管。
9号文的发布，彻底动摇了电力行业现有的利益格局，但它还只是一个纲领性的政策，并未提出具体工作的执行思路。因此，在其发布后不久，一系列配套文件密集出台，开始将文件中的要求一一细化，使得其能够得到具体落实。
配套文件一：消化现有清洁能源
自9号文出台后，新电改对风电、光伏等新能源的影响备受关注，这类电源因价格高，可控性差，一直以来靠着电网分配的发电小时数获取收入，但如果在一个完全自由竞争的市场下，失去政府的保护，这类电源将毫无竞争性，面临出局之虞。就在各方猜想新电改会以何种方式保障可再生能源并网时，3月23日，发改委同能源局联合下发《关于改善电力运行，调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。该文几乎与九号文同时落地，是新电改的第一个配套文件。
与此前《可再生能源十二五规划》、《能源战略行动计划(2014－2020)》不同，这一文件对清洁能源的要求并不在于新增多少装机，而更多侧重于对存量资源的消化。由于环境原因，中国近几年清洁能源投资建设的力度较大。至2014年底时，其水电、风电的总装机量，以及光伏的新增装机量都已达到世界第一。然而，清洁能源想要在能源结构中占据较高比重，不仅要有足够的装机量，还要有一定的利用小时数。虽然中国清洁能源装机完全有能力达到“十二五”规划的要求，但由于利用小时数偏低，很多机组没有得到充分的利用。电改第一个配套文件目的就在于，试图鼓励政府以市场手段来解决清洁能源发展中的“三弃”症结，从而让现有装机能够转化为相应的发电量。
配套文件二：以平缓负荷曲线容纳可再生能源
1号配套文件一个值得关注的细节是，这是官方首次将需求侧管理与清洁能源联系到一起，事实上，在之前几年的相关文件中，无论是《电力需求侧管理办法》、还是《关于开展电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》，其中都没有提及可再生能源。出现这一转变的原因是：中国近几年间的电力形势已经发生了较大变化。在2011年前后，中国处于缺电状态，电源及电网容量不够，无法满足连创新高的电力负荷。而现在虽然电力充足，但清洁电太少，由于负荷曲线峰谷差大，而可再生能源随机性强，难以持久并网(见图3)。所以在政府看来，以价格手段削峰填谷，将负荷曲线平缓化以消纳清洁能源，在现有储能设施不足的情况下，是最为现实的选择。
2015年4月9日，发改委联合财政部对外公布《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》，这是9号文的第二个配套文件，在某种意义上讲，第二个配套文件属于第一个文件第三大项的延伸。在中国当下的电力市场环境下，需求侧管理的经济方式有两种，一是抑制高负荷时用电，即制定峰谷电价；二是鼓励低负荷时用电，也就是给予奖励。政府虽然在文件中给出了制定尖峰电价的建议，但财政部的加入却又预示了补贴政策出台的可能，总而言之，具体政策还将由地方政府根据自身情况制定。
配套文件三：推进国网经营区
尽管9号文配套政策出台的密集程度超出各方预期，但严格来讲，前两个文件主要侧重于消化清洁能源，并没有触及“三放开一独立”的这一核心。实际上，业内最关心的问题还是输配电价改革以及售电公司的成立细则，本轮电改所带来的投资机遇，尽藏于此。在各方的期待下，2015年4月16日，国家发改委对外发布《关于贯彻中发[2015]9号文件精神，加快推进输配电价改革的通知》，是为9号文的第三个配套文件。
第三个配套文件的最大亮点在于，这是政府首次在国网经营区开启输配电价改革。纵观之前的两个试点，深圳属于南网，内蒙试点属于蒙西电网，都绕开了国网庞大的经营区域，而此次却一次性纳入了3个国网辖区试点，可以说是一次突破性的进展。这四个试点省份的共同点是电力供需均较为宽松，而且都有一定的外送能力(见图5)，这种安排，可能是为了避免重蹈电荒阻碍电改的覆辙。
而其差别则在于：这四省分处于华东、华中、西北、南方四个不同的电网区域内，电源类型各异，具备一定的代表性(见图4)。如果试点期间，相关工作顺利，那未来的输配电价改革推广很有可能以这四省为基础大范围铺开。
配套文件四：打破远距离输电症结
第三个配套文件向国网区域的推进，使得电力改革开始触及市场化的核心内容。但是，省级试点的一个缺失在于，它所制定的输配电价，只有在电压低于220kv，也就是整个交易在省内完成时，才会迅速而有效的落实。如果电压继续升高到500kv以上，触及到跨省送电的问题，复杂程度会大幅升级。
在这样的背景下，2015年5月8日，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，该文件被称为新电改的第四个配套文件。
至此，各级电压输配电价的核定机制已基本成型，其核准权也被一分为二：地方政府拥有≤220kv输配电价的绝对掌控权，而500kv以上专项工程的输配电价则由中央政府接管。对政策制定者而言，该文填补了一个重要空白：我国是一个跨省送电非常频繁的国家，大容量远距离的输电工程遍布各地。在省级输配电价试点即将开启之际，跨省输配电价的制定，以及其利益分配的方法，对意图核算输配电价的省政府而言，显然是一个无法回避的问题。
新电改对各利益方的影响
新一轮电改的推进，从很大程度上打破了原有的利益格局，发电企业、电网企业、终端用户等都会受到不同程度的影响，当然，既有利益格局的变化，也带来了新的市场机会。
1、发电企业：命运分化
9号文对于工商电价，以及非公益性发电计划的同时放开，使得电厂在上网电价与利用小时数上获得了双重的解脱。而其所面对的目标也从电网企业和地方政府转变为了下游用户，而地方政府与下游用户的诉求是不同的，前者希望平衡辖区内各电厂的经济利益，而后者只想获取优质可靠的电力。这种诉求的转变，加之宽松的电力需求形势，使得各电厂未来的命运将呈现出正反两极的分化：高效机组的利用小时数将迅速攀升，利润大幅增加，而没有竞争力的中小老旧电厂将不被下游接纳，最终或是以政府发电计划度日，或是直接被市场淘汰。
2、电网企业：艰难转型
电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，从某种意义上讲，9号文的“一独立三放开”，其实质就是剥离掉了电网公司的定价权、定量权、交易权。这些权力的丧失，使得电网由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变，从而直接影响到了收入——发改委的文件表明，深圳2015年的平均输配电价为0.1435元/千瓦时，较2014年低出0.01元/千瓦时，而且未来两年还将继续下降，有分析就此指出，深圳在未来三年内的收益累计将减少24亿元之多。
深圳电网公司的情况，未来将来在全国各地上演。如果电网公司没有寻找到新的业务突破口，那么未来数年，随着输配电价下调，收入大幅减少不可避免。届时其投资输电通道，尤其是大容量远距离线路的积极性也很有可能随之下降。
对电网企业而言，新电改的实质，就是一次放权让利的蜕变过程，无论以何角度审视，电企都是最大的输家。
3、售电公司：前景未明
在新电力改革中，有两个问题最受各方关注，一是未来电价的走势，二是配售电领域的放开，其中后者因为涉及到全国5.5万亿度电的销售，被称为新电改的最大红利。
但是，仅以售电数字，就断言售电市场的光明前途，未免过于简单直接。事实上，尽管呼声甚高，但目前为止，政府并没有出台与售电公司相关的配套政策，仅删去了《电力法》中“供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业”一项，使创办售电公司的流程稍加简化。虽然9号文表示要“建立市场主体准入和退出机制”，但相关的细则却一直未能出台。
与政策的按兵不动类似，作为开展售电业务最重要的证明，售电牌照至今仍未在国内下发，至于获取其所需要的具体条件，政府也未予透露。这使得国内很多所谓的“售电企业”迟迟无法开展售电方面的工作。由于相关的细则没有出台，不确定因素太多，也就很难判断未来的行业状况以及市场格局。
在2000年前后，社会资本也曾经掀起一股开办加油站的浪潮，很多公司虽然领取了营业执照，却被后续繁琐的各类手续及牌照拖住了脚步，时至今日，民营加油站也未能给投资者们带来预期中的巨大市场，不少当初志在必得的投资者，现今深陷亏损泥沼难以脱身。
售电公司的热潮是否会重蹈加油站的覆辙？一切都有待于事态未来的发展。
4、下游用户：近跌远涨？
谈论电改对下游用户的影响，在一定程度上，就是讨论未来电价的涨跌问题。电价跌，则用户受益，涨则反之。
从短期来看，电价下行是必然结果。未来的电力贸易将分为两种模式：直接交易与计划发电。在直接交易中，由于当下电力供应宽松，处于买方市场，加之输配电价下降，工商用户必将从中获益颇多。随着煤价逐年下滑，煤电联动将启动，电价下调也是必然趋势。4月8日全国电价的下调就是明证。
但是，电价中长期的走势却显得不甚明朗。最大的不确定性来自于可再生能源。由于环境约束，中国政府一直急于寻找煤炭的清洁替代品，其中以风电、光伏为代表的清洁能源都是其重点关注的目标，有观点认为，这类能源发电成本高，而且扩张趋势明显，如果未来大规模接入，很可能会抬高电价。
然而2014年的数据显示，中国风光发电量之和占全年发电量比重不到4%，如此微弱的比例，使得可再生能源完全起不到拉高电价的作用。
事实上，即便是可再生能源实现了较高的比重，电价的上涨也未必是必然结果。按九号文规定，风电光伏是应包括在“公益性、调节性发用电计划”中的，属于政府定价，而未来风光发电设备的成本，在技术进步与市场竞争的双重因素下，必将呈现出逐年下降之势，届时政府将基于“看成本给电价”的原则，将其上网电价进行下调。如果其成本降幅足够，那么未来风电光伏的发电成本接近甚至低于煤电，并非是一件不可想象的事情。
相关结论
1、电改大幕刚刚开启，未来还有很长的路要走。
总体而言，尽管新电改的出台政策颇为密集，但目前看来，在前四个配套文件中，第一、二、四个文件都只是针对9号文的某一条要求的细化，只有3号细则触及了9号文最为核心的问题之一——也就是“一独立三放开”中的输配电价改革部分，而在“有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立”上，现有的文件对此均未提及。因此可以断定，本次电改尚且处于初期阶段。配套文件未来仍将密集推出，整个改革体系构造完毕远非一日之功，需要长时间的积累。
2、售电业务不会一蹴而就，后续还将有众多的利益博弈和制度设计。
作为市场最为感兴趣的内容，售电领域的放开也尚需时日，实际上，售电公司在电力交易时，必然要以直接交易的模式购入电力(见图8)，如此方能赚取计划发电与直购电间的电力差价，而直接交易模式又离不开输配电价以及发电计划的放开，这就决定了，售电领域很可能将是“三放开”中最后一个被彻底落实的内容。事实上，与售电本身相关的文件未必会很复杂，但其需要大量的准备工作。总之，在首个售电公司正式投运之前，各方还有很长的路要走。
3、需求侧管理将获实质性利好，服务公司未来将有巨大发展空间。
尽管售电公司可以通过吃差价获得一定的盈利，但对用户而言，售电公司之间的产品差别并不会相差很大。即便售电公司可采取各种方式优化服务，例如缩短收款期、降低不合理网损等，但更大的业务空间，必然是通过业务增值来实现。这些业务包括需求侧管理与检测、合同能源管理、综合节能、以及用能咨询等增值服务，为用户减少能源消费实施管理或提出建议。(见图9)
中国现今实行的是阶梯电价与分时电价制度，用电越多电价越贵，如果售电公司能够牵手能源服务公司，将可以通过专业化的管理，最终使用户实现用电越多越便宜。除此之外，还可以通过实行需求侧管理，使得用户避开尖峰电价期，减少在用电上的花费。不难想象，在电力同质性强的前提下，这类附加服务的出现，必将成为各售电公司的核心竞争力。技术允许者，还将以平日积累的大量用户数据(例如电力消耗曲线、用户用能习惯、用户能量消耗结构等)，为用户提供高品质的信息挖掘服务。
可以预见，这类增值服务将成为决定售电公司成败的最大因素之一，而专业的服务公司，将从此轮大潮中获得广阔的发展空间。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201507/20/75447.html
