电力体制改革13年后重新整装待发，意在理顺电价机制，打破原有电网垄断格局，将竞争机制引入电力市场。
如今，电改“9号文”下发已有一段时日，配套文件已下发了四个，备受关注的售电侧改革发展到何种程度？承接电力交易，新电改应怎么做？贵州、云南作为首批电改综合试点最新动态有哪些？
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【形势综述】
电改6大核心配套文件已处于报批阶段，将尽快印发。输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、售电侧改革以及加强和规范燃煤自备电厂监督管理这6大配套文件将于近期出台，标志着事关电改走向的核心配套方案即将靴子落地。
【电改综合试点最新进展】
一、贵州
11月9日，《国家发展改革委国家能源局关于同意云南省、贵州省开展电力体制改革综合试点的复函》(发改经体〔2015〕2604号)正式批复同意贵州省电力体制改革综合试点方案，贵州省成为全国首批电力体制改革综合试点省之一。
进一步深化电力体制改革是当前一项重要而紧迫的任务，是贯彻落实国家全面深化改革战略部署和《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，以下简称中发9号文)，深入推进能源革命，提升贵州省电力发展市场竞争力的重要举措;是贯彻落实“守底线、走新路、奔小康”行动指南的必由之路;是贯彻落实国发2号文，将贵州省打造成全国重要能源基地和资源深加工基地，促进资源优势转化为经济优势的迫切需要;是促进贵州省电力及能源产业加快转型升级发展的必然要求。有利于解决制约贵州省电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进全省电力行业又好又快发展，最终获得改革红利。
贵州电力交易中心正式运行
11月16日，贵州省发展改革委、贵州省经济和信息化委、贵州省能源局在贵阳市举行贵州电力交易中心揭牌仪式，贵州省委常委、常务副省长秦如培，国家能源局法制和体制改革司副司长刘刚出席揭牌仪式并揭牌。贵州省发展改革委主任付京主持揭牌仪式。贵州省发展改革委副主任、省能源局局长张应伟表示，贵州电力交易中心正式挂牌运行，标志着贵州省电力体制改革进入全面综合试点的新阶段。
近几年来，国家不断释放电力体制改革的动向和信号，社会各界对加快电力体制改革的诉求和共识不断增加。贵州省委省政府加快了电力市场化改革步伐，在南方电网公司大力支持，贵州省经济和信息化委的大力推动和贵州电网公司积极配合下，贵州省率先在全国开展“先行先试”，于今年2月组建了贵州电力交易中心，出台相应的交易规则，引入市场竞争，组织开展了年度直接交易、集中竞价和挂牌交易等市场行为，进一步放开电力直接交易市场，实现交易价格由市场决定，发电、用电各方自主交易，目前已有14家发电企业和425家用户参与，涵盖了有色、化工、冶金、建材、煤炭、电子等行业，签约电量达到263.7亿千瓦时，占省内售电量的31%，比例居全国首位。
张应伟表示，今年3月《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》公布以来，贵州省抢抓国家新一轮电力体制改革的契机，加快部署贵州省深化电力体制改革综合试点及各专项试点工作，11月9日，国家发展改革委、国家能源局首批批复同意《贵州省电力体制改革综合试点方案》，标志着贵州省新一轮电力体制改革的启动。贵州电力交易中心正式作为公平、公开、透明的交易平台对于构建新型电力市场是至关重要的一个环节。
贵安新区启动配售电侧改革试点
11月16日，贵州省发展改革委、贵州省贵安新区管委会共同宣布，贵安新区正式启动配售电侧改革试点。改革的主要内容是，鼓励国有及社会资本参与建设投资110千伏以下电网并开展相关业务;依托贵州电力交易中心让新区电力交易完全市场化;全面放开售电测经营权。
为了保障新区的经济社会全面、快速发展，深化电力体制改革至关重要，贵安新区配售电侧改革是必要而紧迫的。
贵安新区改革试点将在新区电力监管部门的计划及监督下，鼓励组织国有资本及社会资本，在新区规划范围内成立配售电侧市场主体，并开展相关售电业务。其中试点的核心是：形成市场化的电价机制。其主要内容有五个方面：
一是完全实现平台交易。新区将依托已建成的贵州电力交易中心为平台，完全实现新区范围内的电力市场交易业务平台化，新区所有的电力市场交易业务将在贵州电力交易中心进行。贵州电力交易中心应为新区电力市场交易提供以下服务，包括：负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。
二是多方投入建设配电网络。贵安新区电网企业是新区范围内唯一有输电网和配电网运营权的机构，对接入相应电网的用户负有强制缔约义务，并承担新区保底供电任务。
三是全面放开售电侧经营权。在新区范围内全面放开组建售电公司，所有能够满足要求的社会资本，均可参与新区售电公司的组建。售电公司的营业范围为满足市场的准入标准的所有电力用户。
四是用户细分。将新区内用户划分为以下四大类：居民用户、一般工商业用户、大工业用户、农业生产用户。居民用户、农业生产用户主要由电网企业承担保底供电，但对于大型城市综合体、大型居民小区，可以参与电力市场交易。
五是新区改革方案能够建立有效竞争的市场机制，兼顾各方利益、容易实现，有利于按全社会用电成本最小的原则建立交易机制，降低新区电价，为全省改革做铺垫。
兴义启动地方电力解除代管体制推进售电侧改革试点
11月16日，贵州省发展改革委、兴义市人民政府共同宣布，兴义市正式启动地方电力解除代管体制推进售电侧改革试点。
推行售电侧改革，理顺价格关系，完善市场化定价机制，促进电价及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出,能为兴义市工业发展战略创造良好的投资载体和提供安全可靠的电能保障。
电网企业，以兴义阳光电力投资有限公司、兴义市电力公司、顶效电力公司为基础组建电网企业。其中兴义阳光电力投资有限公司现拥有220千伏变电站5座，110千伏变电站13座，以及调度运行管理中心;兴义市电力公司拥有35千伏变电站14座，变压器24台，主变总容量1475.5万千伏安;顶效电力公司主要承担义龙试验区(顶效经济开发区)及郑屯镇、万屯镇、鲁屯镇的工农业生产和居民生活用电的供电任务。
电网企业承担兴义市及义龙试验区供电营业区保底供电服务的企业，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。
售电公司，放开组建售电公司，所有能够满足要求的社会资本，均可参与到售电公司的组建中来。售电公司的营业范围为满足市场的准入标准的所有电力用户。（来源：中国经济导报）
二、云南
云南近年来把能源作为重要支柱产业来培育和发展，经过多年努力，能源产业已成为经济发展的重要支柱。
截至2014年，全省累计电力装机7257万千瓦，能源产业已成长为全省仅次于烟草的第二大支柱产业，在全省经济社会发展中发挥了中流砥柱作用。
位置凸显
云南、贵州同为能源大省和“西电东送”基地，近年来，两地积极探索，为电力体制改革打基础。
今年3月，国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，启动了新一轮电力体制改革的浪潮。
《意见》明确，云南、安徽、湖北和宁夏4省区被纳入先期输配电价改革试点范围。从输配电改革试点扩围、陆续出台配套文件到着手筹建交易机构、促进消纳清洁能源，电力体制改革进入全面试点、有序推进的新阶段。
记者注意到，今年云南已经被纳入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。
按照试点方案，云南将加快组建相对独立的电力交易机构，推进输配电价、电力交易机制、发用电计划等改革，为全国探索路径、积累经验。
4月底，省政府下发了关于促进全省经济平稳健康发展的意见，提出了明确的目标和要求：推进电力市场化交易，力争全年市场化交易规模达300亿千瓦时以上。
早在2002年，国务院发布的《电力体制改革方案》，拉开电力体制改革“大幕”。13年来，电力行业破除了独家办电的体制束缚，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。
在此过程中，电力行业仍面临一些矛盾和问题，“计划电”色彩较浓。为此，今年3月，我国出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》。
记者了解到，4月份，在深圳市、内蒙古西部试点的基础上，安徽、湖北、宁夏、云南、贵州被列入改革的试点范围。
根据国家发改委的信息，近期制定了省级综合试点和售电侧改革等专项改革的试点方案，下一步要在云南、贵州等省启动一批改革综合试点和专项试点。
云南自然资源丰富，清洁能源资源富集，区位优势明显，水电可开发量居全国前列、可再生能源开发前景可观、发展外送电力潜力巨大。
在努力建设面向南亚东南亚辐射中心进程中，云南大力实施“五网”基础设施建设，“五网”之一的“能源保障网”建设被放在了更加突出的位置。
跨越关键
实际上，加快云南能源发展特别是水电资源开发，既是满足云南自身需求的重要举措，也是优化国家能源布局、推动能源生产和消费革命的重要途径。
能源问题是云南调结构的重点、稳增长的支撑。做好能源工作、加快发展能源产业是云南闯出一条跨越式发展路子的基础和关键。
在步入高速发展期的背景下，云南能源发展面临着能源市场需求出现“两难”局面、能源发展的体制机制矛盾凸显等问题和困难。
如何在更大范围优化配置能源资源，切实将资源优势转化为经济优势和发展优势，成为云南面临和亟待解决的问题。
去年两会期间，云南代表团提出的《关于把云南列为电力体制改革试点省的建议》称：“建议近期采取专网专供、过网直供方式，支持云南省发展水电铝产业，通过‘点对点’直供，降低重点载能企业用电价格，提升产业竞争力，以此消化富余电量。”
云南具有得天独厚的水电资源，水能资源理论蕴藏量超过1亿千瓦，位居全国前列。大力发展水电，是云南电力发展既定战略的重要组成部分。
作为我国水电资源大省，云南的电力构成中70%以上是水电。近年来，云南电力产业进入快速发展时期，小湾、糯扎渡、溪洛渡、向家坝等一大批大中型水电相继投产。
数据显示，“十二五”期间，云南水电装机的年平均增速超过18.5%，发电能力大幅提升。但受多重因素影响，云南开始面临电能消纳特别是水电消纳难题。
面对电力供大于求的突出矛盾，为稳定和刺激电力消费和消纳富余水电，2014年云南在全国范围内率先开展省级电力市场化交易试点，采用市场化交易模式开展电力交易。
今年5月，省委、省政府与国家能源局在昆明举行工作座谈。国家能源局相关领导表示，将把云南能源建设中存在的问题和困难，列为重大关切事项，在项目规划、电力体制改革、光伏扶贫试点、成品油储备库建设等方面加大支持力度，推动云南能源开发再上新台阶。（来源：中国财经新闻网）
【纵览：承接电力交易 新电改怎么做？】
时隔13年，电力体制改革再次启动。相比2002年启动的改革，新一轮电力体制的改革背景、改革认识、改革参与者、改革复杂程度都发生了重大变化，这也决定了此轮改革的目标、路径和方式，与之前相比皆有不同。
因此，对于新一轮电改，外界众说纷纭，看好者有之，也有人认为新电改没有延续上一轮电改所确定的“输配分离”改革目标，有点“不温不火”，没有彻底解决电网公司的垄断问题。但依笔者看来，任何改革都是针对具体问题而起，同时又会综合各种利益考量，尽量避免未来各种未知风险。
从这个角度出发，新一轮电改（即“中发[2015]9号文”）是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，相比于2002年“国发[2002]5号文”，它不仅抓住了当前我国电力体制改革面临的各种问题，同时又主次分明、分轻重缓急逐步加以实施，既看到了当前急需解决的问题，又系统形成了逐步和分步实施的思路；既给了与电力体制改革相关的主体以思考空间和未来发展的考量，也给了合理的准备时间和空间，更加具有现实意义。
1核心是建立有效的电力市场机制
“改革是由问题倒逼而产生，又在不断解决问题中而深化”，习近平总书记的这一重要论述给我们阐明了一个深刻道理：改革，必须以解决问题为归依。他强调，要树立“问题意识”，突出“问题导向”。那么，我国电力改革面对的主要矛盾和问题是什么？
上世纪80年代，当时电力行业主要矛盾是电力行业政企一体，电力整体短缺，电改的目标是政企分开，引入民资增加电能供应。2002年出现了电力过剩，供需矛盾缓解，此时的主要矛盾演变为如何促进发电环节良性而有效率的竞争。两者一结合，当时电改的主要目标就是如何做到电力供给的“安全”和“经济”，其逻辑是从发电侧竞争开始，逐渐推进，最终实现零售竞争。基于此，2002年电改才确定了“政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”等“五大任务”。
经过13年的改革实践，“五大任务”中，我国电力行业名义上实现了“政企分开”，“厂网分开”做得相对彻底，在发电侧引入了竞争机制，允许多家办电、多种所有者办电。在发电市场上形成了发电企业和电网企业两类市场主体，奠定了多家发电企业之间的横向竞争、发电企业与电网企业之间的纵向竞争的基本格局，基本解决了制约我国经济增长的电力短缺问题，并在输配一体的情况下保证了电力的安全。
2011年我国成立了中国电力建设集团和中国能源建设集团，负责电力规划设计、施工等副业，在名义上也实现了“主辅分离”。但“输配分离”一直未有大的动作，“竞价上网”虽然经过在东北等区域试点改革，但改革结果是，不仅发电企业普遍亏损，盈亏无法平衡，电网企业也不乐意接受这种做法，因为导致其电力供应的不稳定。最后只能是不了了之。原因何在？
主要在于2002年的电改只是使得电力市场无市场到“半市场”（或者叫不完整市场），整个产业链条上缺乏真正的缺乏市场主体，从而导致无法建立一个真正有效的交易机制：从发电侧看，即使实现了厂网分开，发电厂绝大多数是国有企业，在价格由国家管制的情况下，对价格信号完全不敏感，发电量不能随市场波动。
从售电侧和用电侧看，在输电、配电、售电等环节完全由电网垄断的前提下，普通用户完全没有任何对于电力价格进行议价，对发电侧进行选择的能力，用电端根本不可能成为真正的市场主体。而本应作为一个中立的交易平台和输送通道的电网，前面掌握着发电厂的发电计划，后面掌握着用电端的需求调配，使得电力买家和卖家无法真正见面和议价，当然不可能形成一个真正的电力市场机制。
因此，2002年电力体制改革所带来的红利已经差不多用完，仍旧存留交易机制缺失、资源利用效率不高；计划电量、计划电价；输配电真实成本、交叉补贴不清；输配售一体化垄断、电网独买独卖等问题亟待解决。同时，在我国经济步入中速增长的新常态、环境治理力度加大、能源消费结构调整的背景下，电力供给除了“安全”和“经济”外，“环保”和“低碳”亦成为重要目标。
再者，进入新世纪以来，分布式、智能电网、电动汽车、用户储能、需求响应和能源互联网等各种新生事物不断涌现并得到快速发展，都需要建立一个市场机制更灵活、体制更开放的新的电力体制。于是，培育市场主体，健全完善市场机制，使市场在配置电力资源中发挥决定性作用，而非着重于现有电网拆分、调度独立以及输配分开等市场结构问题，构建一个真正有效的电力市场就成为此轮电改的主要着墨点。
2建立市场机制的四个着力点
一个有效的市场机制中，至少需要以下几个条件：一是市场主体（包括买方和卖方）多元化；二是价格主要由市场供求决定；三是交易平台独立；四是交易规则健全和规范；五是政府对交易行为进行合适的监管。电力市场机制既然也属于市场机制，必须具备其共性。同时，由于电力行业牵涉到国计民生，需要提供普遍服务，具有一定的公共事业属性；而电力输配网络具有自然垄断性，需要政府加强监管，使得电力市场建设又具有一定的特性。
“9号文”中所提到的7大重点任务（电价改革、电力交易体制改革、组建相对独立的电力交易机构、推进发用电计划改革、售电侧改革、建立分布式电源发展新机制、加强电力统筹规划和科学监管）28个子任务中，其实可以提炼出以下四个主要着力点：
（一）市场主体
市场主体包括卖方和买方，对应到电力产业链条，卖方包括发电企业、售电企业，买方包括用电户和售电企业（相对于发电企业来说）。新电改（9号文）对市场主体的改变主要在3点：增加市场主体数量、改变市场主体交易方式和赋予市场主体相应权责。
1.增加市场主体数量：一是全面放开用户侧分布式电源市场。支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。二是有序向社会资本放开配售电业务，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区组建购电主体直接购电，并鼓励符合条件的社会资本、节能服务公司、发电企业等从事售电业务，届时电网不再是唯一的售电主体。
2.改变市场主体交易方式：主要体现于以双边交易市场为突破口，促进多主体、跨区域市场机制建设。一是积极发展以“自发自用、余量上网、电网调节”为运营模式的分布式电源；二是允许直购电等其它市场交易模式，售电主体可以向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。三是允许采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。
3.赋予市场主体相应权责：一是售电主体可以通过多种方式在电力市场中购电，且各市场主体应通过签订合同达成购售电协议。二是除传统售电业务外，鼓励售电主体通过向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值业务。三是要求售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。
（二）交易平台
电力市场的交易平台主要是通过电网和电力交易机构来实现的。新电改的思路即是如何激发电网企业的优势，使其做好其他电力企业和政府本身无法做好的事情，同时采取系统的配套的管制与激励政策措施，以及相对应的管理模式来使得电网企业的运作更公开和更有效率。以前，电网集电力输送、统购统销、调度交易为一体，内部运作封闭，成本不透明，靠吃购销差价“躺着挣钱”，企业始终存在扩大投资规模、追求过高利润的冲动
如今，新电改方案明确了电网企业的定位：电网企业未来主要从事电网投资运行、电力传输配送、负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。即从事电网投资运行、电力传输配送的平台提供商，起到“电力输送通道”作用。电网盈利模式从以往的购售电差价转变为成本和合理利润相结合的模式，由之前营利性单位变为公用事业单位，只收政府核定的输配电价，即“过路费”。
对于电力交易机构，9号文明确提出组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行，并完善电力交易机构的市场功能。只有电力交易机构独立，才能为电力供需两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件，才能提高电力市场竞争公平性与效率。
（三）电力价格
电价改革是电力市场化改革的核心和先决条件。十八届三中全会通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》，首次提出要让市场在资源配置中起决定性作用。在价格改革方面，提出“凡是能由市场形成价格的，都交给市场，政府不进行不当干预”；“放开竞争性环节价格，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节，提高透明度，接受社会监督。”新电改中对电价的改革明显符合上述原则和精神。
1.放开竞争性环节价格——分步实现公益性以外的发、售电价格由市场形成：改革方案提出积极推进发电侧和销售侧电价市场化，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。鼓励发电企业和电力用户（或市场化售电主体）开展电力交易，采用供需双方直接见面的双边交易合约交易模式，通过自愿协商确定电价，电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。
2.监管自然垄断环节价格——单独核定输配电价：改革方案提出对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，输配电价将逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。这将使得电网企业摆脱现行购销差价形成输配电收入的不确定性，更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平。
3.兼顾普遍服务——妥善处理电价交叉补贴：在我国现有国情下，交叉补贴机制的改革应循序渐进，目前完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。所以，改革方案提出，过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。
（四）政府作用
电力行业集垄断性业务和竞争性业务于一身，电改的总体思路是如何理顺政府、企业以及市场三者之间的关系。之前电力行业之所以被人诟病，很大原因是没有理清楚三者的关系，政府错位、失位和缺位现象比较严重，例如，对电力规划编制、电力普遍服务、标准制定以及运行调度等本应由政府承担的职责，政府过度下放给电网企业；而对电源投资建设、电源运行管理、售电服务等能够由市场竞争的业务过度管制；对能够由市场形成的发电、售电价格，政府进行严格控制，等等。
对于政府的作用，新电改方案做了较大的变动，提出了不少新的思路：
一是加强电力统筹规划。电力系统是一个连续运行系统，其电能生产、供应、使用是在瞬间完成的，并需保持平衡，因此电力行业的规划、决策与运行天然具有整体性，在规划过程中，必须保持这种天然整体性不割裂，否则不仅必然造成重复建设和资源浪费，还会严重影响电力系统的安全稳定运营。新电改方案提出要切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，因此必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。
二是明确了政府责任。比如在规范市场主体准入标准、电力规划、科学监管、行政审批等方面作了具体要求。
三是强化政府的科学监管。新电改方案提出，要完善电力监管组织体系，保证售电侧改革和用户电力交易的稳妥进行。
综上所述，9号文虽然是以中办、国办“两办”名义联合下发，规格高于2002年以国办名义下发的5号文，但从名称上看，5号文是电力体制改革方案，9号文是进一步深化电力体制改革的若干意见，是5号文的进一步延续。从内容上看，无论是5号文的五大任务，还是9号文的七大任务，其改革方向是一致的，追求的都是建立市场化机制这一目的。只不过9号文以市场机制和制度建设为核心，通过正确梳理电力产业链条上垄断性环节和竞争性环节，分别界定政府和市场在各环节上的作用，从而激活全产业链，迸发电改的生命力。
3对地方能源企业的影响
对于地方能源企业来说，最大的利好就是市场主体的增加和放开管制，尤其是售电主体多元化将给其巨大的发展空间：售电侧放开将激活巨大的电力销售市场。2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，即便一度电有1分钱的盈利空间，也将衍生550亿元的新生市场。同时，还将拉动电气自动化设备投资，带动节能服务产业的兴起。而能够进入分享这个大蛋糕，将不再仅由电网企业独享。
未来，售电机构既可以来自于发电企业、电网公司，也可以是独立的民营企业。他们的利润来源可以来自于批发和零售电量的差价、合同能源管理服务等。有测算显示，专业化的能源服务公司通过用户电力需求侧管理可以带来一度电2分钱的利润空间。同时，新电改对新能源、清洁能源产业是个重大利好。发电计划放开后，各类电源竞价上网，低成本发电资产将获得竞争优势，发电企业之间预计将出现分化，环保高效的机组将得到更大的空间。国家鼓励清洁能源多发满发，加之可再生能源配额等政策的出台，新能源将成为最大的受益者。
上述种种变化将使得地方能源企业从单一的能源企业向综合能源企业转变，不过，由于越来越市场化，对地方能源企业的核心竞争力塑造也会带来挑战和风险，需要其改变之前的“靠政府”习惯，日益“跑客户”、“跟市场”，通过向客户提供更优质的服务和产品，以市场竞争来获得自身发展。（来源：华夏能源网）
【评论：发电企业视角 新电改时机不利的主要因素】
说到今年能源圈最火的关键词，新的电力体制改革一定是名列三甲之内的。电改9号文出台后，对于电力企业，特别是发电企业到底出现了那些发展机会，售电侧改革又有哪些挑战需要面对?与售电市场的新生力量如何竞争售电业务？11月8日，无所不能2015EnergyTalk 能者说峰会，中国能源研究会理事陈宗法根据自身经验，援引众多数据和案例，全面介绍了新电改的机遇与挑战。（来源：无所不能）
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电力设备企业转型加快
电力体制改革打开电力设备企业转型空间,配网投资加速提供业绩支撑:电改配套文件和能源互联网行动计划的预期出台为电力设备企业转型打开了空间,电力设备企业通过对高耗能企业用电数据的监控,开展节能、运维、虚拟电厂、参与售电等多种盈利模式,部分企业还可以在原有业务的基础上将水、电、燃气等多种业务结合,开展综合能源服务。
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地方能源平台在售电中占有先发优势
用户侧能源互联网:能源互联网顶层设计文件有望在11月出台,电改配套文件已经在走程序,新的业务模式和受益品种值得重视,尤其是用户侧能源互联网,同时地方能源平台在售电中占有特别先发优势。详情点击
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