自电力体制改革“9号文”下发以来，售电业务放开就成为新电改的重要内容和当前行业讨论的热点。而如今经过多轮博弈，我们能看到，作为电力市场的新进入主体，售电想要在电改大潮中真正分一杯羹，看来不是那么容易。
本期电力急先锋带你听一听关于电改放开售电，业界有哪些声音？
【吴疆冷眼看电改：不推动前置改革 售电牌照只是一厢情愿】
前置条件比如电网公司的定价模式、经营模式，还有售电市场的市场格局的变化，如果这些没有，那售电侧放开就意义不大，成了做游戏。
注册个售电公司，就是拿到售电牌照了?别逗了。
但先有个名份，才能入洞房，这也是企业最现实的做法。在2015年上半年，据媒体统计，在我国各个省份，二十家左右的售电公司已经完成或正在注册，而此前被媒体扒出来的深电能售电公司和深圳茂源电力销售公司只是其中之二，他们都在新电改售电侧放开的诱惑下付诸了行动。
然而，在新电改之后，对于电改条文和后续改革的推进，冷眼旁观者不乏其人，比如，中国人民大学经济学院能源经济系教授吴疆。对于售电牌照的传言，他说，“这只是一厢情愿，只能说投资者的热情被这些文件所感召，大家对它投以关注和期望，就到此为止了。后面，它会成功吗?能走下去吗?那只能打问号了”。
在一间普通的办公室，笔者见到了吴疆，他穿着一件黄色底纹的短袖衬衫，带着金色边框的眼镜，极短的板寸头两侧已经花白，在学者中他的理论贴近实际，以能言、敢言著称。
在新电改9号文出台后，对电改长期研究的吴疆尖锐的指出，随着9号文对电网企业不再强调电网企业“不再负责电力统购统销”，本轮电改的力度已大打折扣。他的观点让社会公众的思考从“电改”本身转向了“如何改革”。
当然，也有人反对吴疆，认为改革本身就是多方利益博弈的结果，不同的是，他们更多看到了妥协中的进步。但作为在电力体制改革中“左派”学者，吴疆总是在竭尽全力的告诉社会，在每一个历史阶段真正市场化的改革应该是怎样的。
在采访过程中，我们从狭小的办公室转移到带着全景窗户的宽敞洽谈区，吴疆说他喜欢在这里谈话，当时通透的玻璃外车辆正在宽敞的马路上流动，高耸的写字楼和远处的城市景观映入眼帘。吴疆说，在这样一个环境谈话是需要强大的胸怀和气场的，而在我国电力体制改革的政策制定和实施中，有那么多利益关联方正站在自己的立场上形成改革的阻力，甚至让改革最后不了了之。“作为一个独立的学者，我们有什么理由不敞亮的、大声的发出改革的声音，如果我们连这一点都做不到，这个社会还如何变革?”
面对一个改革派学者，华夏能源网与吴疆进行了一场坦诚而有冲突的对话。
“售电牌照”不等于“售电”
华夏能源网：此前，媒体报道称，深圳有家公司获得首张售电牌照，之后证实是虚假消息，这一传言又在另一家企业重演。大家对第一张售电牌照这么感兴趣，它是否标志着售电市场的实质性开放?
吴疆：这个不算什么标志性动作。反过来说，如果新电改要是以售电侧发牌照为标志，那就意味着这次电改不会有好的效果。因为售电侧放开有很多前置条件，如果达不到，放开也没什么意义。前置条件比如电网公司的定价模式、经营模式，还有售电市场的市场格局的变化，如果这些没有，那售电侧放开就意义不大，成了做游戏。
华夏能源网：这么说，我看到名义上的“售电牌照”是没有什么意义的。但是，在新电改的背景下，媒体看到这些新公司业务范围中包含“售电业务”似乎都很兴奋。
吴疆：这就是一厢情愿，只能说是投资者的热情被这些文件的文字所感召，大家对它投以关注和期望，就到此为止了，后面它会成功吗?能走下去吗?那只能打问号了。对于售电业务，现在全国三千多个县，老百姓也不是买不着电啊!至于售电牌照，这并不是新事物，电监会资质中心发许可证都普及了，现在全国各个供电局和地方售电都有资质许可，这不是什么稀罕事，所以，发现这点毫无意义。售电业务本身不算什么，售电市场的放开才是重点。
华夏能源网：那么，在这种情况下，所传言的牌照到底要不要发下去?
吴疆：今年肯定要发售电牌照，包括国家和地方层面，这相当于扩大了售电范围。售电侧的放开是要给消费者选择权，打破电网垄断，形成多个售电主体，而对于这些售电公司的前景，就要看各自的发展了。
电改是多方博弈的斗争
华夏能源网：您之前撰文说，最终出台的9号文不再强调电网企业“不再负责电力统购统销”，为什么会出现这种情况?
吴疆：从原因来看，这是多方互相博弈的结果。现在中国每年有五六万亿的用电量，平均每度电六毛钱，每年就三万多亿的电费流水。对于这些营收，其中三分之一对应于输配电业务，三分之二对应于发电业务。如果新电改的售电侧放开，国家强制电网公司只收过网费，并且不再负责电力统购统销，就意味着其年收入将减少三分之二，电网公司肯定是竭力反对的。
目前电网公司承担了绝大多数的售电业务，一旦国家不再强调电网公司“不再负责电力统购统销”，政策的尺度就更加宽松，而且未来怎么执行也还不明确，那么电网公司不可能主动退出目前占有的市场，电改的效果需要边走边看。
华夏能源网：那么，在这种情况下，未来我国的电力市场会发生格局性的变化么?
吴疆：电力的产供销是在瞬间完成的，从发电者到用户，每个角色的联系非常紧密，而且电力没办法像油气一样囤积。目前，两大电网公司在电力的输送、管理、营销服务等方面都已很成熟，群众满意度也较高。当它们在电力销售市场占据主导地位后，新进企业一般存在规模小、技术不够等现实，很难吸引到用户，因而在市场上就占不了多大份额。除非，国家强制电网公司退出，打破电力销售的垄断，再开放市场、引入竞争，才能带来整个电力体制格局性的变化。
华夏能源网：在这场电网公司是否取消“统购统销”的博弈中，几大发电企业是否有话语权?
吴疆：发电企业在电力行业非常边缘化，这方面话语权极小，而且，最终的电改文件是上—下(从中央到地方，从部委到基层)、左—右(支持改革与反对改革)、内—外(行业内外)错综复杂的博弈结果。
试点要为改革做好排头兵
华夏能源网：真正要推动售电侧放开，在深圳等地方开展前期试点，这个意义有多大?
吴疆：改革的关键在于能否推动前面所说前置条件的成熟，会不会对电力体制造成格局性的改变，以及以后是否会在全国推广这些试点。中国改革开放三十多年间开展的试点很多，还有各种探索，必须先有整体的逻辑思路，然后在改革的过程中结合实际情况，一步一步落实。如果核心问题没有解决，准备工作不到位，电力试点至多定位于实验。试点可能成功，也可能失败，成功了就能发挥重要的历史作用，不成功就只能在改革的过程中慢慢调整，解决问题。
华夏能源网：在深圳这样的改革前沿城市，地方政府是否能够突围，大胆要求南网退出深圳的电力销售市场回归起“通道”的功能?
吴疆：中国的很多改革都是从试点开始的，深圳特区就是这样发展起来的。国家并不了解地方的特殊情况，如果地方不实行，改革就无以为继;地方不先实践，国家也不能冒然在全国推广。9号文不再强调电网企业“不再负责电力统购统销”，这是电网企业积极博弈的结果，那么，在下一阶段的博弈中，如果那些推行改革、反对垄断的有关方面不更加积极主动的争取，怎么能让“巨无霸”企业心甘情愿地给新成立的售电公司腾出利益空间?（作者：吴疆，中国人民大学能源经济系教授。曾经做过电网调度员、供电局生产技术科长等，还在电力公司、国家电监会、发电集团从事过十余年政策研究工作。长期致力于能源经济、行业监管及体制改革的相关研究。）（来源：华夏能源网）
【曾鸣：我对售电公司的六点担心】
一、大垄断变成小垄断。只是通过输电价格“管住了中间”，增量配售电业务虽然放开了，但是并没有形成市场竞争，而是变成了多个小山头。我认为应该在售电市场设计中考虑这个问题，不然的话，真正竞争的、用户有选择权的售电市场不会到来，而到来的很可能是“小垄断替代了大垄断” ，只是利益的重新分配，部分人高兴了，用户未必高兴，整个电力系统的总效益未必提高了。
二、新售电公司只是在占有原来电网企业让出的盈利空间。也就是说，所谓售电侧放开仅仅是解决了利益链条重新调整，而不是降低用户电价。电改的目的不是重新分蛋糕，而是做大蛋糕，电改不是将大垄断变成小垄断，而是“放开两头 管住中间”，通过价格战进行售电竞争，也只是在开始阶段可以这样，而售电市场竞争的本质内容应该是为用户提供综合能源解决方案 因此市场设计一开始就要这样来考虑。
三、为什么大家都想从事售电业务?是普遍认为有钱可赚，如果是这样，用户电价能降低吗?国际上很多国家为什么售电市场能放开竞争?为什么用户可以有选择权?是因为这些国家的环境和条件与我国不一样，他们可以采用的方法在我国现阶段很难模仿。
四、新成立的售电公司能够在竞争性市场中有核心竞争力和明确的可持续的盈利机制吗?应该促使新成立的售电机构通过市场竞争而不是等政府补贴的方式建设新能源微网，现在指导意见出来了，但是好像民营投资者积极性不高，要在售电市场设计上考虑这个目标。
五、新售电公司有能力提供综合能源解决方案的服务，而不是靠“吃”差价呢?
六、进入售电市场的机构普遍都想自己干配电业务，想配售不分，最好是发配售不分。（来源：深度能源观察）
【中日售电市场放开进程对比】
总结《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(即“9号文”)，连同已出台及即将出台的系列配套实施细则，中国建立电力市场2.0的路径或是：核定输配电价，放开竞争型环节电价，放开配售电业务，放开公益性和调节以外的发电计划，推进交易机构独立规范运行，深化区域电网建设，强化政府监管和电力统筹规划。在目前阶段，放开售电电价，上网电价的管制和放开售电市场是推进整个电力体系改革的突破口。
中文版的《中国售电市场改革展望》简述理论上各潜在参与者的优劣势，各种可行的商业模式。根据“9号文”，售电市场要逐步向五类群体开放，包括工业园区，社会资本，分布式电源，公共服务公司以及发电企业。电网企业，在垄断了输配环节的前提下，进入售电市场具备天然的竞争优势。长期来看，随着公开交易电力市场，容量市场及辅助市场的建立，参与企业的类型逐渐增加。商业模式也将从简单的以抢占客户为目的的价格战向提供增值服务转变。
日本在2012年7月开始电力市场改革，主要原因是通过破除各地方完全垄断提高系统可靠性，灵活性以提高非核能，特别是可再生能源的供电比重。日本整个改革的突破口也在于售电市场放开，通过吸引多样化社会资本进入售电环节来完善电力装机结构。截至今年7月底，日本政府收到超过700家企业经营售电业务的申请。彭博新能源财经日本电力市场分析师预计，最后能通过审核的企业数量将小于100家。然而，最后能积极地参与售电，提供增值服务，抢占到大量客户的企业数量或小于10家。归根结底，售电业务是否能发展起来取决于供电资源和客户数量(包括客户总类)。供电资源可来自公开电力市场或直接交易。客户数量则取决于对配电网的控制。若当地的公开电力市场的交易规模有限，配电权没有放开，很难以非传统电力行业的身份夺取业务。（来源：彭博新能源财经）
【售电领域放开尚需时日 权威解读新电改】
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。（来源：能源杂志）
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