电网企业是否参与竞争性售电一直是大家关注的焦点，而当售电侧改革文件出台，明确指出电网企业的售电公司作为一大售电主体呈现之时，大家不免有疑问，难道电改白改了？
电网企业继续参与售电，凭借其历年积累的成熟经验和人脉，其他售电主体该如何应对这样一位强劲的对手？
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延伸阅读：
【趣谈售电 成全了谁？】
我们知道，在3月份9号文发布后，最欣喜的是五大电和民营售电公司，最慌张的是电网公司，为啥这么说，看看3月份以来注册了多少家售电公司就知道了，那为啥说电网公司慌张呢?因为9号文的5个售电主体里没有它。且看9号文怎么说的：
允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;
鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售;
允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;
鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;
允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。
没有电网?众所周知，现有的售电业务都是电网在做，于是电网提出了参与竞争性售电的想法，于是各种讨论之后，配套文件(《关于推进售电侧改革的实施意见》)成了下面的样子：
二、售电侧市场主体及相关业务
(二)售电公司。
售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
这意味着什么呢?电网可以参与竞争性售电了。那么，到此是不是说五大电、民营售电公司和电网公司都皆大欢喜了呢?
一个个来说，先接着上面的电网公司开始说。电网是可以参与竞争性售电了，但是，仔细看看下面引用的配套文件：
电网企业是指拥有输电网、配电网运营权(包括地方电力公司、趸售县供电公司)，承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。
这说明啥呢?电网的定义从以前的特指两大电网和地方电网外，又有了外延。这其中有两层大的含义，第一，我符合条件我就是电网，第二，各级电网公司间关系变得微妙，这里你要是电力行业的，你就懂我在说什么了。
那么除此之外，电网要兜底，与其竞争性售电业务的关系从配套文件也能看出来，接下来将发生什么。
另外，看看实施细则的那些约束，电网想搞竞争性售电，其实并不容易?因为调度和相对独立的国家级交易中心都在电网，一方面，这是和其他售电主体比，将是电网最大的优势，另一方面，这也成为电网参与竞争性售电的最大的劣势，因为，这带来了新的监管内容，且看《电力市场监管办法(征求意见稿)》：
第二十四条[电网运营企业的竞争性售电业务监管]加强对电网运营企业的竞争性售电业务监管，制定办公分离、财务独立、信息隔离等相关工作规范，保障公平竞争。
第二十六条[特殊售电企业监管]电网企业所属的售电公司应具有独立法人资格，独立运营。电网企业应从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务隔离。下列情况下，电网企业所属售电公司暂不开展竞争性售电业务：
(一)由电网企业现有机构承担电力交易机构职能的;
(二)所在地区电力交易机构采取电网企业子公司的;
(三)所在地区电力交易机构采取会员制以外组织形式，且售电公司由电网企业与发电企业合资组建的;
(四)能源监管机构、地方政府电力管理部门认为影响市场公平竞争的其他情况。
本来，电网想通过抓住调度和交易中心这个电力系统的“牛鼻子”，然而，却挡了自己开展竞争性售电的路。
再来谈谈五大电和民营售电公司，五大电好说，拥有各种各级电源，是售电市场联合的香饽饽，它的困难暂且不说，因为相比下面要说的民营售电公司，就不算什么了。民营售电公司在9号文发布后春笋般出现，但是，这些公司与电网、五大电和地方能源集团以及园区等用户侧比，除了资本外，看不到任何更多的售电侧优势，想一想，五大电缺钱吗?电网缺钱吗?地方能源集团缺钱吗?用户侧更是以后的甲方，他们为什么选择和你合作?
所以对于民营售电公司来讲，以后的售电压力蛮大的。
所以说，新电改配套这一枪，很可能射掉一批上述讨论的公司，比如，无发电资源、无客户资源、无地方背景的“三无”售电公司。剩下的，将进入“军阀割据状态”。
好吧，这就是未来中国的电力生态：电网，不再那么不可一世，五大电力在售电方面也难以独霸天下，地方能源集团盘踞，似乎，我们看到了国外售电市场或者说电力市场的一些影子。（来源：能源与环保）
【综观全局 参照成功经验看清售电下一步】
电改过程:发输分离、配售放开。德州的电改过程基本可以概括为五步,一是发电以及输电资产的分离,在发电端引入竞争机制;二是输电端采取特许收入法,收取通道费替代赚取电力差价;三是在发电端与电网端之间建立电力的批发市场;四是售电端放开,制定众多优惠政策培育新的售电商;五是搭建电力市场的“淘宝”,根据客户需求开发差异化的电力套餐。
发电端:发输分开,构建电力批发市场。授权计划实体QSE是美国电力交易的核心,发电商向QSE上报发电量、价格,零售商也向QSE上报用电量、价格,QSE代表发电商、售电商进入批发市场竞价、交易、结算。零售电商在竞争性售电区域向用户售卖电力,通过QSE在批发市场买电,通过TDSP(输配服务提供商)输送电力,为终端用户提供电力服务。
用电端:多元用电服务,搭建类“淘宝”电力交易平台。电改过程中德州出台一系列政策扶持新的售电企业参与竞争,而各个零售商根据用户用电偏好开发众多电力产品,提升服务效率,在此基础上可提供运维、节能等全方位的能耗管理方案。同时PUC开发了类似“淘宝”的PowerToChoose电力交易平台,连接售电商及工商业、居民用户,用户输入所在地邮编,进行产品比较之后可以直接购买。
电改成效:降成本,提效率,峰谷价差拉大。德州电力批发市场有超过1000个活跃实体,售电市场近200余个零售电商上千个电力“产品”,75%的负荷处于竞争性售电市场。目前德州各个输配服务商区域内的最低年度合约电价比售电侧开放之前要低20%左右,如果考虑通货膨胀,这一数字要达到30%以上;同时竞争性电价还原“电力”商品属性,电价峰谷价差拉大,催化更多的电力服务需求以及用电侧管理商业模式。
国内电改政策密集出台,开启电力服务新业态。以9号文为核心,放开发电及售电端,以深圳为首延伸至7大省份。参照海外电力改革历史及国内实际情况,电改将重塑电力工业体系,竞争性电价催化更多用能服务需求,原三产公司垄断的大工业客户也将有更多的选择权。电改之后将产生众多的服务业态以及与之相关的商业模式,包括简单的售电服务赚取电价差,提供电、气、热综合能源服务,用电/节电设备销售企业,为电力系统提供电力需求响应、调峰调谷的辅助服务公司,专业化供电设备运维与管理提供商,电力及相关数据资产管理及挖掘服务,节电/节能服务提供商以及从电力相关业务延伸到金融、医疗等的全方位服务提供商。
中国有近300万家高耗能工商业企业,为售电企业未来最佳客户,目前众多公司通过提供用电数据、运维等粘住客户,之后通过提供节能服务、售电以及其他附加值实现变现。（来源：海通证券）
【六大配套以9号文为纲 一起推进电力市场化】
六个配套文件以9号文为纲，是一个系统性的整体，相辅相成，互相支撑。《关于推进输配电价改革的实施意见》是建立电力市场的前提和基础，在确定输配电价的基础上，才能按照《关于推进电力市场建设的实施意见》确定电力市场的总体框架。其他几个配套文件《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，是对电力市场建设的某一方面特别是市场主体的规范做出的细化要求。配套文件抓住了当前电力体制改革中亟需调整的生产关系中的关键问题，各有侧重，对国家能源主管部门、地方政府、电力企业和行业协会的作用、职能作了清晰的划分，系统体现了“使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用”的要求。
《关于推进输配电价改革的实施意见》，解决的是电网输配环节成本透明化，即“管住中间”的问题，明确电力“输送通道”的成本。过去，我国将电网企业视为经营实体，对电网企业的考核与一般商业竞争性企业同一标准，电网企业具有其他企业一样的盈利动机。长期以来，电网企业的盈利依靠买电、卖电获取购销差价，同样品质的商品，商家低价买、高价卖才能获得更多的利润。为了完成利润考核，电网企业优质资源向获取收益集中，不利于市场竞争的公平性，不利于公共服务水平的提高。电网主要通过买卖电盈利，而价格基本都由政府确定，再加上各类政府性基金和交叉补贴的存在，很难搞清楚输配电成本到底是多少。电网既是发电企业的买家，又是用电企业的卖家，供需双方没法直接对接，市场竞争无从开展。此次改革之后，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。电网不再作为电力交易主体，而是以输配电服务商的角色出现，按照输配电价获取收入。对电网企业实行总收入监管，更加强调了电网的通道功能，等于打通买卖双方市场，为买卖双方通过市场竞争直接交易，实现多买多卖的电力市场奠定了基础。
《关于推进电力市场建设的实施意见》，解决的是在输配电价被“管住”、电网无歧视开放的前提下，其他市场要素如何参与市场，构建竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系的问题。电力市场体系是一个复杂的系统，发、输、配、售、用各环节的市场主体都要参与到电力市场中，与市场交易产生直接或间接的关系。市场交易需要交易平台，交易平台需要公平、规范、高效，为此需要与之配套市场交易技术支持系统。而电力是特殊商品，关系国计民生，发电侧的清洁能源发电需要优先保障，用电侧的公益性用电也需要保障，因此需要规定优先购电、优先发电制度。电力市场供给端和需求端情况瞬息万变，供求数量随时都会有变化，这就需要有一个相对稳定的价格机制，因此设定了逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格的价格机制。电力需要远距离输送，需要保证安全，因此配套文件在主要任务中提出了完善跨省跨区电力交易机制和建立辅助服务交易机制的要求。
通过上述安排，可以清晰地看到一个完整的市场过程的设计，即各市场主体通过市场交易平台进行交易，市场交易规则、交易程序公平，出现交易意外情况有相应的应急处置。政府通过对市场进行监管，在规则上解决不公平不规范的现象。同时，有完善的市场信用体系，各类市场主体诚信经营，不讲诚信则会受到相应的处罚。
《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，主要是为解决电力市场交易的公平性，中立的电力交易机构如何组建、如何规范运行的问题。交易与调度关系密切，交易机构主要负责市场交易组织，调度机构主要负责实时平衡和系统安全，需要明确的分工，也需要密切的配合，在具体操作过程中，需要进一步磨合。但交易机构的相对独立对于电力市场交易来讲非常重要，按照9号文“相对独立”的要求，配套文件规定，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构管理运营与各类市场主体相对独立。交易机构可采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。这为改革探索提供了多种可能性。同时，交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构的相对独立还有利于政府监管的实施，在一个公开的交易平台上，监管更加透明有效。
《关于有序放开发用电计划的实施意见》，要解决的是无议价能力的用户用电问题，以及优先发展清洁能源、促进节能减排的问题，体现了电力除了商品属性之外的另一属性——公益属性。无议价能力的电力用户，比如公用事业用电、公益性服务行业用电、农业用电、居民生活用电，军政机关、医院、学校、通信、供水等提供公共产品和服务的部门用电，这部分用电是需要得到优先保障的。而风电、太阳能发电、生物质能发电等新能源发电，节能减排效果好，但发电成本较高，需要政府补贴才能得到发展，因此需要在保证安全的前提下，优先发电。配套文件规定了优先购电、优先发电的制度、保障措施，除了优先购电、优先发电规定之外的发用电计划，按照市场竞争的原则，逐步放归市场，让各类发电、用电主体逐步在市场议价中开展竞争，最终由市场达到发用电交易的平衡。
《关于推进售电侧改革的实施意见》，主要目的是要向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，为电力用户提供更多购电选择权，以售电侧的竞争提升售电服务质量。对于电力体制改革来讲，“放开两头、管住中间”是基本要求，“放开两头”指的是放开发电侧和售电侧竞争，“管住中间”指的是制定独立的输配电价，电网不参与市场竞争，只是公益性的输配电服务商，类似于电力高速公路的角色，以收取“过路费”即输配电价维持经营。发电侧的竞争在2003年电力体制改革实行厂网分开之后已得到了实施，取得了良好的效果，促进了我国发电装机的快速增长。此次售电侧放开竞争，在原来电网企业售电基础上，发电企业和其他符合条件的市场主体也可以开展售电业务，甚至可以拥有增量配电业务，这也为社会资本进入电力行业提供了一个新的渠道。通过引入竞争，必将促进售电服务质量的提高。同时通过售电侧竞争，也将提高发电侧市场的竞争，倒逼发电企业节能增效。
《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，主要是解决燃煤自备电厂在节能减排、履行社会责任的基础上参与市场竞争的问题，体现的是市场主体公平竞争的问题。企业燃煤自备电厂以自发自用为主，许多电厂节能减排不到位，不缴纳或者不能足额缴纳国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、水库移民后期扶持资金和城市公用事业附加费等政府性基金以及政策性交叉补贴，有的自备电厂违法违规对外供电，造成了电力市场的混乱。还有的清洁高效的自备电厂在满足自身用电需求之后，生产还有富余，想通过电网对外售电，却受到各种限制，也造成了资源的浪费。为了更合理配置自备电厂这块电力资源，配套文件给出了解决方案，即允许燃煤自备电厂在符合国家节能减排要求，平等履行社会责任的前提下，通过电力交易平台，参与市场竞争。并且，鼓励自备电厂对外供热。
9号文及此次公布的六个配套文件，都属于电力体制改革顶层设计的范畴，共同构成了我国电力市场化改革的行动指南。当前，电力体制改革的顶层设计已经基本搭建起来，下一步就是要在实践中贯彻落实，不断总结完善的过程。实践过程中，特别要注意以下几个问题。
一要解放思想、实事求是。大胆设计、小心求证，先行先试、稳妥推进。改革不可能一蹴而就，也不是一开始就很完美的，改革之初要正视困难，也不能在困难面前退缩。公平、开放是市场经济的基本要求，我国电力体制长期以来计划管理，尽管已经有了多次改革，但电力市场尚未真正建立，发电主体和用电主体的市场选择权缺失，这就要求尽最大限度的解放思想，除了已经明确的无议价能力的居民、农业、公用事业等领域的用电不进入市场之外，其他能进入市场的都应该进入市场，在市场竞争中优胜劣汰。为了改革的稳妥推进，需要鼓励更多的地区根据实际情况先行先试，边试点边总结，最终在更大范围内推广好的改革经验。
二要继续深化配套文件，出台相应具体的实施细则。比如，在输配电价改革方面，需要总结试点地区的经验教训，更好地推广。在电力市场建设过程中，市场运行规则、监管规则需要进一步明确。在售电侧改革中，售电侧市场主体的准入、退出机制，电力用户的用电保障机制需要进一步细化。在交易机构的组建上，各地有不同的形式，需要进一步探索。在燃煤自备电厂的规范上，企业也有不同的情况，需要结合国家法律法规和企业意愿区别对待。这些，都需要在下一步的工作中继续落实、深化。
三是改革需要社会的广泛参与。电力体制改革不是电力行业自身的事情，从产业链来看，是上下游产业、电力用户市场博弈的过程，需要上下游产业一起参与。电力市场化改革关系到电力用户的切身利益，要从用户选择权的角度出发，让用户有选择、能选择。电力市场化改革的结果好不好，最终还是用户说了算，改革的目的之一就是让用户用电更经济、更安全、更便利、更环保。从全社会的角度来讲，电力市场化改革就是要理顺电力价格形成机制，从而理顺与电力有关的其他商品价格体系，使得社会商品价格体系能够体现资源、环境成本，进而促进社会整体福利的提升，这正是电力市场化改革最终的目的所在。
四是电力市场化改革过程中，需要行业协会发挥更大作用。随着电力体制改革的深化，市场主体大量增加，市场主体的诚信体系建设至关重要，在政府简政放权的大背景下，行业协会应加强行业自律，在市场诚信体系建设过程中发挥重要作用。同时，在行业信息统计发布，消除市场信息不对称方面具有不可替代的作用。在行业发展规划、产业政策研究、节能减排、行业文化建设、各类行业标准、行业工程质量监管、电力可靠性、教育培训与技能鉴定、行业技术经济咨询、科技服务、行业技术交流、电力需求侧管理以及新产品、新技术的认定推广等关系到行业基本运行的基础服务方面，行业协会责无旁贷。行业协会应按照电力市场化改革要求，改进服务方式，增加服务内容，提高服务水平。
“罗马”不是一天建成的，一个良好的市场体系的构建也不是一蹴而就的，必须在现有体制基础上不断改革和完善起来。即使建立了良好的市场制度，在实践中也总会出现各种新情况新问题，需要不断调整完善。但是，只要坚持市场化的方向，不断夯实社会主义市场经济体制的制度基础，一个良好的电力市场就会建立起来。至少，9号文及其配套文件的出台已经是一个良好的开端。（来源：发改委）
【推进电改 南网态度已表明】
南方电网公司将切实把思想、认识和行动统一到中央的决策部署上来，进一步全面深化国企改革，进一步推进电力体制改革，以《意见》和配套文件为指引，坚定前行、加快步伐，更好地为五省区全面建成小康社会提供电力保障服务。
明确方向提高认识：配套文件是系统性的制度安排、明晰的可操作路径
从20世纪80年代开始，我国电力工业进行了一系列改革，并在90年代完成了政企分开，开始走上了市场化道路，并通过改革提高了行业的发展能力和管理效率。21世纪初实施以厂网分开、主辅分离等为主要内容的改革后，进一步激发了市场主体投资和经营的积极性。
在全面深化改革的大背景下，因其较为充分的理论准备和实践基础，电力改革成为能源革命中的“杠杆革命”。党的十八届三中全会做出关于全面深化改革的总体部署，提出放开竞争性环节价格。在中央财经领导小组第六次会议上，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”，强调坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，为电力行业明确了竞争环节的市场化与自然垄断环节的监管现代化的方向。《意见》充分贯彻了习近平总书记重要讲话和党的十八大、十八届三中、四中全会精神，明确了深化电力体制改革的总体思路和基本原则。
与这一方向相一致的是，我国电力行业在长期探索和实践中形成了“放开两头、管住中间”的共识。这一体制框架为深化改革指明了路径，即“三放开、一独立、三强化”——有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，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，规范运行；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
“三放开、一独立、三强化”是一条具有中国特色的电力改革发展路径。《意见》充分、全面和系统考虑了电力工业的复杂性和特殊性，强调因地制宜和试点先行。六大配套文件在《意见》的基础上作了更细化的整体制度安排，并相互衔接，环环相扣。
南方电网公司较以往更加深刻地认识到，电力体制改革是一项系统工程，牵一发而动全身，要在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。我们也较以往深刻认识到市场化的复杂性，不但要“体”改，还需进行“制”改的完善配套。
渐进式改革是改革事业推进的一条重要经验。配套文件遵循了试点先行的精神，在电价改革、市场体系、售电侧放开、增量配电业务投资和清洁能源发展等方面都将通过试点推进，逐步探索改革实施的道路。《关于推进输配电价改革的实施意见》提出“逐步扩大输配电价格改革试点范围”、“试点方案不搞一刀切，允许在输配电核定的相关参数、价格调整周期、总收入监管方式等方面适当体现地区特点”。《关于推进电力市场建设的实施意见》提出，“选择具备条件地区开展试点”，“总结经验、完善机制、丰富品种、视情况扩大试点范围”。通过制定和执行改革试点方案，将会有效防范改革风险，确保改革不走偏，并取得切实成效。
迅速落实加快步伐：稳妥有序地推进改革各项措施落地
《意见》印发后，南方电网公司认真学习，做好承接落实。通过深刻认识这一轮电力体制改革的重大意义，在思想上、态度上、行动上与中央的要求保持一致，促进电力行业发展的良性循环，全面推动公司可持续发展。
当前，公司已成立电价改革、电力交易体制、发用电计划、售电侧、电网规划投资等5个专项改革工作组，统筹推进有关改革工作。配合国家发改委开展了云南、贵州输配电价改革试点工作。深圳试点首个监管周期平稳实施，深圳供电局主动配合政府主管部门按月做好准许收入及平衡账户日常监管。同时，公司积极推进电力市场化交易，充实了南方电力交易中心。
新一轮电力体制改革涉及面广、社会关注度高，对电力工业格局、电力市场形态、电价形成机制、客户服务方式、电网盈利模式等都将带来深刻影响。南方电网公司将按照中央统一部署，积极支持、稳妥有序地推进改革各项措施落地。
一是继续推进输配电价改革。认真落实《关于推进输配电价改革的实施意见》，主动参与云南、贵州输配电价改革试点，按照《输配电定价成本监审办法》扎实做好成本监审和成本调查，认真开展输配电价测算工作。
二是加快成立电力交易中心。认真落实《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，依托已有的南方电力交易中心，建立相对独立的区域交易机构——广州电力交易中心。目前，南方电网供电范围内，除海南外，广东、广西、云南和贵州均已成立并正式运营了电力交易中心，开展了以省内电力直接交易试点为主的电力市场化业务。
三是主动投身市场化改革。认真落实《关于推进电力市场建设的实施意见》，积极运用市场化手段，完善跨省跨区电力交易机制，促进清洁能源消纳。
四是积极承担社会责任。认真落实《关于推进售电侧改革的实施意见》，做好保底供电服务，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电；对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电。
南方电网公司将进一步深入研究，积极承接落实电力体制改革部署和措施，配合有关部委和地方政府，积极稳妥地做好各项改革工作，同时进一步加强宣贯，凝聚改革共识，努力营造良好的改革环境。（来源：发改委）
【新电改将产生哪些新机遇？】
2015年11月30日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于印发电力体制改革配套文件的通知》，发布电改6个配套文件：《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。
自2015年1月1日，深圳输配电价改革揭开本轮电改的序幕以来，我国电力体制改革步伐不断加快。在这场由能源管理部门、发电企业、电网企业、电力用户、地方政府作为主角的利益再分配大戏中，将产生哪些新机遇，本文将逐一进行梳理。
特高压突进：实现能源大互联
12月1日，国家电网公司特高压项目上海庙-山东特高压直流输电工程获国家发改委正式核准建设。该工程是今年国家电网获得核准的第6项特高压工程，标志着大气污染防治行动计划“四交四直”特高压工程全部获得核准。
截至目前，国家电网公司已建成“三交四直”特高压工程，“四交三直”特高压工程正在建设，“两直”特高压工程获得核准。其中6个直流特高压(宁东-绍兴、酒泉-湖南、山西-江苏、锡盟-泰州、上海庙-临沂、扎鲁特-山东)正在招标，预计到2016年11月,约有8-10个直流特高压项目在建。
据了解，目前我国在运、在建和核准特高压线路长度超过2.5万公里、变电(换流)容量超过2.7亿千瓦。
特别是随着“走出去”战略的实施，中国电力企业正相继揽下海外订单。2015年7月18日，国家电网公司成功中标巴西美丽山水电站特高压直流送出二期项目。此外，国家电网公司正在规划与巴基斯坦、蒙古、中亚等国家通过特高压联网，实现能源互联。
值得一提的是，随着特高压建设的全面加速，电力设备市场也将迎来巨大的市场。浙商证券电力设备与新能源行业首席分析师郑丹丹告诉记者，全球能源互联建设将催生一个万亿元以上的市场，必将大幅增加以特高压为代表的高端电力设备需求。
输配电改革：电网盈利生质变
在前述6个电力体制改革配套文件中，《关于推进输配电价改革的实施意见》格外引人瞩目。据其要求，将逐步扩大输配电价改革试点范围至全国。
自年初深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等省(区)已经相继启动改革。国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣告诉《中国经济信息》记者，“输配电价逐步过渡到按‘准许成本加合理收益’原则，分电压等级核定”。输配电价的改革基本在“放开两头，监管中间”的改革体制框架内，通过改革实现了电网企业盈利模式的转变。
特别是贵州与云南两省。今年7月底，贵州省出台《进一步深化电力体制改革工作方案》(以下简称《工作方案》)，成为电改9号文发布以来首个出台的省级落实电力体制改革细则。该方案提出单独核定输配电价，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，妥善处理电价交叉补贴，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。
2016年，云、贵两省还有望成为首批综合试点地区。这一改革在输配电价改革外，还将在电力交易、售电侧和跨省跨区电力交易等方面实行试点。中国能源网首席信息官韩晓平认为，云南、贵州两地电力富余需外送，综合改革意愿强烈，阻力也相对较小。
能源互联网：变革的技术基础
“能源互联网”概念的提出与新电改密切相关。曾鸣将其解释为：“是以电力系统为核心与纽带，多类型能源网络和交通运输网络的高度整合，具有‘横向多能源体互补，纵向源-网-荷-储协调’和能量流与信息流双向流动特性的大能源互联圈，是要实现更广泛意义上的‘源-网-荷-储’协调互动。”对于政府主导、高度垄断的能源行业，它是一个需要能源行业、通信行业、互联网行业、金融资本等各个方面融合的一个过程。
在曾鸣看来，新电改，特别是建立售电侧市场与能源互联网是密切相关，也就是说能源互联网应该是售电侧市场的一个技术平台。可以将二者的关系进一步理解为，售电公司应该利用能源互联网，运用包括云计算、大数据技术，了解用户们形式多样的能源诉求，再有针对性地为用户定制创新的综合能源解决方案。曾鸣说：“只有以能源互联网技术为基础的竞争才是我们所乐见的。”
从顶层设计上来讲，能源互联网行业的投资机会，可能体现在以下六个方面，首先是互联网售电;其次是可再生能源的交易，风电、光伏发电等;第三个方面是碳交易;第四个方面是储能，储能的市场空间很大，但目前国内技术水平仍然有限;第五个方面是新能源汽车;第六个方面是各种分布式的能量管理系统，如园区、社区、建筑楼宇等等。
眼下，众多企业已经开始着手布局。今年4月，国内最大的光伏企业之一协鑫集成科技股份有限公司与华为签订了战略合作协议，旨在实现光伏电站信息化。
可再生能源：2016成转折之年
国家能源局新能源司有关负责人近期指出，新电改9号文件明确提出解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。
近期出台的6个新电改配套文件也将落实可再生能源全额保障性收购放到了一个比较重要的位置，为从根本上解决弃风、弃光、弃水问题提供了政策基础，是保障今后可再生能源产业持续健康发展的重要措施。
仅以光伏行业为例，在可预见的未来，该行业将出现以下变化：首先，获得优先上网资格，光伏行业将迎来更大发展空间;其次，在保障优先发电的措施中提到：加强电力外送和消纳。跨省跨区送受电中原则上明确可再生能源发电量的比例。同时，跨省跨地区送受电将逐步放开。西部地区“弃光”问题有望解决;再者，京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。而这些地区经济发达，用电量大，且土地资源紧张，未来这三个区域将十分适宜发展分布式光伏;最后，在发电准入范围中提到，“火电机组中，超低排放的燃煤发电机组优先参与。”火电厂屋顶配备光伏发电站将有助于保障其所发电力获准参与交易，因此，未来或将会有越来越多的火电厂投建光伏电站。
售电侧改革：万亿大市场显现
近日，国家能源局有关负责人表示，国电电力或将获得首个售电牌照，成为率先开放售电的电改企业。有分析认为，售电牌照的下发，意味着电改有了突破性的进展。
特别值得一提的是，在前述6个配套文件中，《关于推进售电侧改革的实施意见》(下称，《意见》)是最受各界关注的。按照该《意见》，售电侧改革将在2015年、2016年选择2-3个省份进行试点，放开110千伏及以上电压等级存量工商业用户和35千伏及以上电压等级新增工商业用户，具备条件的试点地区则开放35千伏及以上电压等级存量工商业用户和10千伏及以上电压等级新增工商业用户。
不仅如此，在上述特高压以及工商业大户进入试点后，2017年—2018年，试点的省(区)将全部开放符合准入条件的工商业用户。在2018年后，将在全国范围内开放所有符合准入条件的用户。
电力领域专家指出，售电市场改革将触及国网利益核心区，意味着千亿元利润蛋糕的再分配。虽然一切尚未落定，售电市场早已火热起来，各地近期纷纷成立售电公司，国网也在积极谋划争取参与竞争性售电业务。
据预测，售电侧改革将形成一个万亿元规模巨大市场，与其相关的众多企业都有机会从中分得一杯羹。（来源：中国经济信息杂志）
【数据说话：售电市场规模将达14458.97亿】
在本轮改革中，售电侧改革是新一轮深化电力体制改革的重点，也是备受社会关注的一个焦点和热点。有序向社会资本放开配售电业务，是中发9号文明确的一项重点改革任务，改革以后，在售电侧，民营资本可以投资或者直接成立售电公司，为民营资本进入电力行业提供了新的领域、创造了一片新蓝海。
售电侧改革贯彻电改思想是将“向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。”文件称，通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，完善电力市场运行机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。同时，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开,实现交易机构管理运营与各类市场主体相对独立。
聂光辉指出，售电侧开放引发关注的原因在于，从目前的新电改可操作的层面看，售电侧具有很强的可操作性，最大的受益者是发电企业，发电企业可以独立设立售电公司，和用户达成购售电协议，从受益上去分析，电网公司是不会轻易退出售电市场的，售电侧开放是允许了各自拥有资源的发电企业、电网企业在新的市场环境中展开竞争。
按照实施意见，电网企业、售电公司和用户都是售电侧市场主体。电网企业承担其供电营业区保底供电服务，在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，可通过市场参与竞争性售电业务。电网企业按规定向交易主体收取输配电费用，代国家收取政府性基金；按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。实际上，自新电改方案公布后，全国各地都在纷纷成立售电公司，其中，包括五大发电集团还有民营企业等。
关大利表示，《关于推进售电侧改革的实施意见》，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。就是对于符合要求的企业，可以允许开展售电业务，在之前完全是国家垄断的行业，希望可以通过此举，让更多的社会资本参与到改革当中来。而且文件更加明确了售电侧市场主体，相关业务以及准入条件。这样电厂也可以参与到售电环节，有利于产销一体化，电厂可以得到更直观的市场需求信息。
售电侧改革后，参与竞争的售电主体可分为三类，一是电网企业售电公司；二是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；三是独立售电公司，不拥有配电网经营权，不承担保底供电服务。信达证券能源行业首席分析师曹寅告诉记者，目前我国电力过剩明显，发电企业参与售电业务可以扩大电力销量。
“在一个相对开放的产业链中，加上交易机构受到由各个市场主体组成的管理委员会的制度约束，电网企业的售电公司，与社会资本组建的售电公司、发电企业的售电公司，处在了同一起跑线上。谁能胜出、谁能获得用户，是基于生产力的竞争，也即谁能提供更廉价的电价、更好的服务”。曹寅说道。
有分析指出，发电企业是售电市场放开后最具有优势的参与者。和当地政府关系好的发电企业可以通过大用户直购电形式快速地切入售电市场。同时,拥有低电价水电资源将是售电侧放开后的核心竞争力。而2015-2020年,售电市场的规模将高达14458.97亿元。
需要指出的是，由于电力改革牵扯的方方面面太多，尤其是之前基本是一个完全封闭的系统，所以目前改革还是在比较初级的阶段，主要是基于输配电、售电等方面，而上网电价和销售电价端的改革仍未有明显进展，电价尚不能像其他商品一般跟随市场及时变化，这也是国家出于对CPI和国计民生等多方面考量。
关大利分析认为，在推进改革过程中，如何协调好发电企业的建设，避免出现严重的产能过剩，需要有更长远的计划。同时我们还要看到新能源发电没有得到电力管理部门的全面接纳，浪费现象严重，所以改革之路依然漫长。（来源：中国产经新闻）
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