专家点评
本次6个电改配套文件的核心亮点在于，关于电力市场建设及电力交易机构组建的两个文件。这两个文件相比中共中央电改9号文有了较大的突破和细化，“电力现货交易市场”的概念清晰浮出水平。从电力现货交易的品种看，既包括日前、日内、实时三种形式的电能量交易，还包括备用、调频等辅助服务的交易。从电力现货交易的参与主体上看，除了发电企业、供电企业、电力用户外，还包括售电企业--售电侧改革的参与主体。但不同于之前市场预期的是，本次电改配套文件中对售电公司资质的要求较低，并不需要特别的牌照资质，而只须达到注册资金及业务人才的基础规定，经省级政府批准即可申请成立；另外，电网企业也出现在了售电侧主体的名单中。从电力现货交易机构的体系来看，本次电改配套文件规定了区域、省（区、市）等不同级别的交易中心：区域中心由两大电网分别在北京、广州组建，而各省级交易中心则由电网子公司、电网相对控股公司担任或通过会员制组建；虽然级别不同，但不同的交易中心的市场之间可以互相融合。
对于电力市场建设的进度及未来电力现货交易的容量，清华大学C教授认为，未来1-3年都将只是试点，到2018年后市场才会真正成立，届时的市场容量考虑国际比较和中国的实际情况，预计在电能量交易的20-30%左右。而前期有机会参与试点的省份，更大概率出现在经济发达、技术条件好、市场意识高、各利益主体间矛盾较少的东部沿海省份。
对于未来的整体电价趋势，C教授认为，目前来看全国都存在一定不确定性。一方面，2015年来全国进入电力全面过剩时代，需求疲软，而电力体制的市场化改革必定减少中间环节的超额利润，加成减少；另一方面，如果未来逐步考虑火电的外部环境成本（体现为碳排放权价格），又会推动电力成本的整体上升。电改专家Z博士提示，现在考虑参与电力交易的部分更多是增量部分，存量短期内不考虑，因此不太会出现全局性的降电价。而由于交叉补贴的传导机制问题，原先就受补贴较多的居民侧不太会出现电价的下降，而工商业电价的下降更多会出现在东北、西北、西南等电力供给相对严重过剩的地区。
对于新能源行业的影响，Z博士提到，对于传统的风电、光伏，政策整体偏中性。新能源本身就是全额消纳的，电改前后并无差异。电力交易“允许火电、水电参与直接”，但对核电、风电、光伏的态度只是“鼓励尝试参与”。但是，对于分布式光伏，本次配套文件则是积极和正面的：“拥有分布式电源的用户，节能服务公司等均可从事市场化售电业务”，“分布式”的字眼在配套文件中多次出现。
新电改六细则Q&A
1.哪些省可能性比较大？
具备特点：（1）基本技术条件好，市场意识要求高，（2）售电侧放开，（3）经济发达地区，（4）矛盾比较少。三方面试点：售电侧放开、输配电价核定、市场建设。
2.电力交易市场要多久？
电量交易市场化达到20-30%，1-3年内可能实现正常运转。2017年都是试点，2018年以后才会成立。
3.能源互联网的触动
能源互联网在用户侧，如果没有售电侧电价放开，能源互联网成功可能性较小。
国务院有互联网+申报，有能源口的。
4.对于新能源的发展
原先主要靠政策补贴，某些程度上将偏中性或利空。卖电主体，主要是水电和火电，目前只是鼓励。对新能源并不是特别好，但放开后，用电侧出现用电主体。促进分布式的发展。新能源微电网是天然售电主体。
原先新能源是全额消纳，电改后也是。但如果现货市场建设得好，长远看是好事情。现在新能源卖的是电量。火电还提供有价值服务，新能源提供不了。火电通过给风电深度调峰分利益。
5.电价趋势
全国都不确定，整体处于过剩的局面。电价是下降趋势。电价下降能否传到终端，不好说。地方政府希望降电价，改善企业盈利。
长期看存在涨电价预期的。火电电价低：（1）没有考虑外部成本。碳交易推动电价上涨。（2）新能源成本不会长期下降。
大工业用户下降预期会比较大，上网电价降1/3（0.1元）。现在拿增量做交易，但存量不会。对于用户没有降价预期，政府通过交叉补贴。居民不可能降价。利益可能传到售电公司。售电侧竞争不会是完全竞争。
东北、西北、西南可能是降价降得比较严重的地方。
6.是否会拼命竞价？
市场有三类电价：（1）大用户、直供，协议电价，（2）现货市场竞价，（3）保基础供应的标杆电价。国外现货占比只有20%左右。
7.新能源统购统销怎么保证全额收购？
电价不会有影响，但电量有影响。光伏、风电优先购电权不变。核电有问题，考虑调峰需求后全额消纳。
8.跨区输送如果保证新能源被接受？
新能源全额收购本身是伪命题。西北地区新能源消纳不容乐观。跨区送电双方协定，国家不做匹配。
>
>
