2015年将迎来最后一天，回首这一年，从年初的电改9号文到年末的六大配套文件，电力行业各项政策红利叠加，大事件层出不穷。人们一直关注的售电侧改革真正落地，售电市场大门开启，各路资本纷纷“跑马圈地”，期间精彩不断。这些都深深地印在我们的脑海里，成为我们关于售电市场的年度记忆。下面让我们一起回忆一下，关于售电市场，最火爆的关键词都有哪些？
第一关键词：售电侧改革
此次作为新电改最大红利，售电侧放开的情况无疑是业界最关心的内容，电改配套文件的出台，特别是推进售电侧改革、电力市场建设两个配套文件的具体贯彻落实，必将在电力行业吸引更多社会资本参与电力建设，加快促进在电力行业发展混合所有制经济。
面对停滞13年的电改重新扬帆，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受记者采访时表示，此次方案具有可操作性，更接近中国国情，改革利益最大化是相对的。“方案比5号文件进步很多。”
林伯强认为，“此次电力改革有两大亮点，第一是输配增量放开，以前都是通过计划和分配，现在逐步加大了市场化的作用，是非常大的进步；第二是关于推进售电侧的改革。售电侧进行混改的门槛较低，民营资本的机会较多，随着售电侧的放开，民营企业投资电力的积极性可能大幅提升，并且随着改革的深入，机会将越来越多。”
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。
按照规划，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—2018年，试点的省份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。
另据媒体报道，12月9日，国家发展和改革委员会、国家能源局正式批准重庆市开展售电侧改革试点，与广东省一起成为了国家首批售电侧改革试点省市。通过开展售电侧改革试点，探索结合电力体制改革有效降低工业电价推动实体经济发展的新途径，为重庆市电力体制改革的全面铺开积累经验。
分析人士指出，售电侧市场开放后的总收入是万亿级别，净利润将是千亿级别，售电市场改革将触及国网利益核心区，意味着千亿利润蛋糕的再分配。“国网、南网在这场改革中，必须清醒意识到迫在眉睫的问题，早作打算，将被动转为主动，接受社会资本加入混改大军当中。”
以重庆、广东为代表的售电侧试点获批，是售电侧放开的一个重要节点，标志着多模式探索电力改革试点的局面已经开启。目前，重庆已有3家拟参与试点的公司完成工商注册，广东也有深圳前海蛇口自贸区供电有限公司早在11月30日挂牌成立。此外，江西、湖南等地也争相申请参与改革试点，百余家已经注册成立的独立售电公司将共同抢占全国万亿元级别售电市场。虽然多数舆论认同，电网企业和拥有发配售一体化经营权的发电企业仍是售电侧改革的最先受益者，但也有舆论指出，微电网和分布式新能源发电凭借其独立性和灵活性或将在未来售电侧市场表现更为活跃。
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第二关键词：售电公司
电改“9号文”下发之后，售电公司这个新鲜词儿开始进入人们的视野。售电侧改革是中国电力市场真正意义上的第一次向社会资本开放。于是，上百家售电公司在半年内厉兵秣马，售电公司如“雨后春笋”般出现。
从国际售电侧市场的发展规律来看，在电力市场化改革成就较为突出的美国、德国、英国、日本等国家，其改革重点之一便是在电力批发市场和零售市场上引入竞争，仅就德国来看，迄今为止，其独立售电公司已超过1000家。由此可见，中国本轮重点针对电价改革和售电侧开放的电力改革，可谓顺应了历史发展规律。在零售端引入竞争机制，鼓励社会资本进入售电侧市场，形成多元化市场主体的售电市场，已成不可逆转之势。
国家发改委表示，未来电改将以综合试点、配售侧改革试点、输配电改革试点三种形式推进，不会有数量限制。目前云南、贵州已被列为首批综合试点，同时在深圳、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南和贵州开展输配电价改革试点。
据了解，目前地方政府参与改革试点积极性高涨。除了上述试点省份，山西、陕西、四川、重庆、新疆等多个省份纷纷积极谋划、争取入围。
记者同时多方了解到，12月初发改委将批准重庆、广东作为配售电改革试点，湖南、蒙东、江西等地也在申请入围。
其中，即将成为首批配售电改革试点的重庆9月初就提交了方案,政府将主导成立两家配售电公司，从事配售电业务经营。湖南国电投五凌电力公司10月申请参与国家配售电改革试点，拟联合智能电表生产商威盛集团合资成立公司。
通辽市发改委也已向内蒙古自治区发改委申请，由国电投蒙东能源集团有限公司依托蒙东公司经营区域内的霍林河循环经济示范工程项目，成立蒙东能源配售电公司，并列为国家配售电改革试点。
据不完全统计，全国已经注册成立的独立售电公司目前超过100家，除了一些地方政府牵头的售电公司，其中还有电网公司、五大发电集团和神华集团的身影。
第三关键词：售电牌照
市场对于谁将获得售电牌照这一信息非常渴求，无外乎觉得其稀有，利润空间大。确实如果一个公司获得了售电资格，意味着将有望出现新的利润增长点。但是实质上售电牌照并无稀缺性，只是在一开始以稳妥起见的改革会将售电牌照先发给五大发电这样的央企，但随着时间的推移，牌照会越发越多，符合资质的企业都将获得牌照。售电牌照不是一劳永逸的金字招牌，售电领域的两大竞争优势在于1.能否获得高质量的电(稳定，价低)2.能否拥有广泛牢固的客户资源。两者居其一则可保售电市场的一席之地无虞，两者皆备则一定是售电市场的中坚力量，两者皆无者应充分评估售电市场的竞争和风险再决定是否进入。
电力法按照“先照后证”原则修改之后，有意开展售电业务的企业可以先向工商行政管理部门申请领取营业执照，再申请售电业务经营许可证(也就是售电牌照)。九号文出台以来，独立售电公司纷纷组建，营业范围中也有“售电”一项，但是这些公司要真正开展售电业务，仍需要获得牌照，考虑到牌照在电改初期有一定的稀缺性，上述有意涉足售电领域的公司中有很大的一部分至少在短期内与牌照无缘。
售电公司是中国电力市场还没有出现过的新鲜玩意儿，有太多的想象空间。目前来看，行业内各方面力量都对售电牌照跃跃欲试，这其中有社会资本组建的独立售电公司，有电力设备公司，有发电公司，有电网公司，有地电公司，有供水供热的公用事业单位，甚至还包括一些互联网公司。
我们认为传统的电力企业将成为首批售电牌照拥有者，即电网公司和发电企业。
在今年3月中旬9号出台后的第二天，我们就预测试点地区具有发电资产的地方能源集团最有可能先行获得售电牌照，比如深圳能源。四个月过去了，我们依然坚持这样的观点。除此之外，第一批获得售电牌照的还应该包括五大发电集团和三大电网公司(含蒙西电力公司)。这些电力大象们，要么手握重兵，要么根基深厚，如果他们都不能获得售电牌照，那就太没有天理了。从国际经验看看，发电公司在售电市场上亦是主角。
至于其他的主体，在第一轮就获得售电牌照的可能性较小，抛开其他领域不谈，电力领域谁将获得售电牌照，如果一定要排序的话应该是
电网和发电公司>地电公司(如广安爱众)>分布式能源运营商>电力设备公司(如正泰电器)>独立售电公司(如科陆电子收购的深能电售)。
不过，从长期来看电网发电公司之外的其他公司获得售电资格的也大概率事件，只是时间早晚问题。售电牌照在电力市场建设之初有其稀缺性，但到后期，市场主体们比拼的将不是牌照，而是资源。
我们预计，在正式的文件中只会有售电公司的准入条件，不会明确哪些主体将第一批获得牌照，也就是说，谁都可以申请，但主管部门怎么批就不是企业能决定的了。不排除个别地电或者独立售电公司会获得幸运的眷顾，但从整体趋势来看，大型发电公司和电网公司将是第一轮售电市场的主要力量。
售电牌照估值：以印度PTC公司为例对国外售电牌照进行估值，根据DDM和EVA法估计出的每股价值分别为34.35和24.69，采用可比PE的相对价值法估计出的每股价值为38.90。对国内售电牌照使用绝对价值法估值，不考虑增值服务价值，交易电量100亿千瓦时，期限25年的售电牌照的估值为24.47亿元。
第四关键词：互联网售电
由国家能源局牵头、工信部等参与制定的《互联网+智慧能源(能源互联网)行动计划》即将出台，作为“能源互联网顶层设计”的行动计划，会有六步逐级推进：互联网售电、可再生能源市场交易、碳市场交易、储能、电动车以及智能家居等，且第一个目标可在近一两年内实现。
由此，互联网售电终于被首个国家级规划明确。其意义怎么说都不为过，售电侧市场能源互联网的入口终于打开。未来售电公司商业模式将变为贴近电力用户的多元化能源服务商，并有机会转入能源互联网领域。能源互联网随着电改的推进有望持续发酵。
电力用户资源将是未来能源互联网最重要的入口。能源互联网的入口，实际上只有一个：售电公司。当然这个公司并简单只是卖电，还要卖气卖水，提供各种增值服务。但是这个售电公司，必须能做到囊括全部的服务功能，才能说真正把持能源互联网的入口。
电改放开售电市场是能源互联网的必要条件，售电业务上游承载发电、输配电、分布式等多维供给，下游承接工商业、居民、园区等多维度客户，是未来整个能源交易体系中的数据中心，售电市场放开将带来多样的用户服务需求(居民、工业、园区、节能低碳等)，以及大量智能终端的接入需求(分布式能源、电动汽车、智能家居、储能设备等)，只有通过能源互联网才能实现能源供需的动态平衡，满足日益多样和智能低碳的需求。
最终这个领域要出现的公司必须是这样：有完整的全球化团队，以电力为基础为新能源、电动汽车、智能建筑等提供各种嵌入式服务，熟练运用金融手段和消费心理技巧来影响人们的能源消耗，商业模式取自系统最优而并非零和游戏。
这个世界上最顶尖的IT和电气工程师都将汇聚于此，而且在这里工作的唯一原因是，想方设法在一切物理规则的限制下提供给人们最大的能源供应水平和在线互动交易可以给他们带来最大的快感。
我们看到，在发达国家的售电侧尤其是电力服务端的繁荣，确实得益于电力市场的放开。但同时能有现今百花齐放的局面也和整个售电服务领域被盘活，深度广泛的和互联网、金融、通信等领域跨界结合密切相关。拥有互联网融合技术优势的售电公司将更具市场竞争力。这也倒逼售电公司加大对能源互联网技术的投资。能源大数据采集是实现互联网融入能源领域的第一步，具备能源工业大数据基础的互联网售电公司将更加容易把握能源互联网时代的节奏。
电改之后，售电和互联网变得非常契合。首先，售电直接面向广大用户，互联网能够变成一个十分便捷的接口连接用户和电网公司；其次，除开被“五大四小”包揽的大型用户，参与竞争的小型售电企业更多地面对数量多、用电量小的用户，现在利用互联网销售可以将以前投入到市场中的成本直接回馈到用户手中，使用户获得实惠。
我们试着想象这样一家售电公司：它的用户是某个地区的居民。首先，公司在社区宣传，以有奖扫码的形式吸引粉丝；然后，公司推出分享送电费活动，鼓励粉丝分享公众号链接；最后，公司分析粉丝们的用电数据，提供定制服务、为这个区域定制电价，使居民能够实惠地用电。
在这个过程中，利用互联网的三大特性，宣传、推广、服务都用很小的成本完成了，并且它们的作用巨大：既为公司吸引了相当大的一部分用户，又因为满足这部分用户的需求，使得用户不易流失。更重要的是，在这每个环节中，用户都有实实在在的好处可以拿到，如果你面对这样一家公司的推广，有什么理由不试着用用他们的电呢？
第五关键词：竞争性售电
一般人可能搞不懂竞争性售电这个术语的含义。首先要明确的是，这里的竞争性售电，不是指抢着向居民卖电——如果中国的社会资本有这个节操那就好了，而是指向大用户卖电。而电网公司70%以上的用电量正是由这不到20%的大用户所产生的。不难看出，这是目前电网公司利润的关键部分。据保守估计，国网、南网目前一半以上的利润应该来自于这一部分客户。
那么，电网公司到底该不该参与这部分售电呢?部分人认为不应该参与!换句话说，他们认为，两大电网应该无条件、自动地，当然，也是无偿地，让渡出最核心的利润部分!如果这就是所谓的让利于民、国退民进，我认为，干脆让国家让给电网公司以外的售电公司直接发钱好了，因为电网公司都是国资，利润也都是国家的，让出这部分利润，和人民银行直接给售电公司发钱，本质上没啥区别。
大家想象中的混合所有制，社会资本参与竞争，不是说他们不与现有的国企竞争就可以获利，天下哪有这样的好事!如果社会资本、其他售电公司的运营效率确实高于现有的电网公司，则现有的电网公司必然输得心服口服，心甘情愿自动退出——不退出也不行。而现在，一些人鼓出，电网公司首先自动退出这个竞争，让其他竞争者独霸，未免太那个了吧?如果所谓的社会资本、第三方资本，对自己如此没有信心，又何必要参与到这个领域来呢?
至于电网公司不参与竞争性售电也不会产生大量下岗的论点，则是只知其一不知其二。
一旦电网公司不参与竞争性售电，搞大用户服务的那部分人必然面临转岗或下岗，而这只是灾难的开始。如果他们转岗，则服务小客户(工商业、居民)的员工必然要下岗，因为前者的素质一般更高一些。而最为关键的是，在工商业用电反哺居民用电的中国(这一点是违反市场经济规律的，但考虑到国情，必须如此)，居民售电这一块没有什么利润可言的，还要提供诸多公益性质的服务。一旦电网公司不参与竞争性售电、骤然失去20%至关重要的大客户，失去最核心、关键的利润，必然导致经营形势紧张。作为一个企业的电网公司为了减少成本，本能的反应是必然要裁减人员，从而导致大规模下岗。另外，还会导致电网公司向各类客户免费提供的公益服务、延伸服务大大减少或基本取消。
电网公司显然应该参与竞争性售电。参与之后有诸多好处：
第一、可以真正锻炼其他售电公司的竞争能力。有一个很强的对手同行才能叫竞争，敢于挑战强者才叫超越。有资本拼资本，没有资本拼技术，没有技术拼服务，如果这三者都没有……那么，你来干嘛呢?
第二，提升电网公司的服务水平。笔者认为，即使电网公司参与竞争性售电，其他售电公司至少可以在服务上稳赢。双方在服务商相互切磋之后，反过来又会促进电网公司提高对大用户的服务水平。最终，不管谁在这一块市场胜出，受益的是用电客户。
第三，防止用电大用户受到损失。这有两方面考虑，一是新成立的的售电公司必然在服务上会有一些欠缺——以前没怎么干过嘛，也难免，如果电网公司骤然退出，势必导致用户受损，因为忽然间没人会弄这块服务了。二是，如果电网公司一开始就退出这一块的竞争，则其他完全以逐利为目的的售电公司毫无疑问会降低服务水平，从而是用电大客户受到不应有的水平。
第四，防止国有资产流失。中国再也不能像上个世纪90年代那样为了所谓的改革而强制卖国企了!那样做唯一的后果是大量工人被迫下岗，造出一批一夜暴富的阶层!如果国有资本确实运营低效，那么退出某一领域显然是应该的，但是，起码让他去竞争，让他去和所谓社会资本、第三方资本比一比，比都不比、直接枪毙，这是赤裸裸送国有的钱给特定的资本、特定的公司……
因此，最后的结论是：电网公司应该坚决参与竞争性售电，即使要退出也要在竞争之后退出!
第六关键词：电力业务许可证
国家能源局官网公布了关于印发《国家能源局派出机构权力和责任清单（试行）》的通知，国家能源局派出机构权力和责任清单中，排在第一位的就是“电力业务许可证核发（发电类、输电类、供电类）”这也是关系未来售电公司开展业务的最重要的一项行政许可，那么，按照我国现行法律法规，新成立的配售电公司如何才能拿到这个电力业务许可证核发（供电类）呢？需要满足哪些条件？需要准备哪些材料？需要什么流程？深度能源观察整理了相关流程材料，希望对即将进入增量配售电业务的企业有所帮助。
一、去哪个部门申领？
国家能源局在各地的派出机构，如各地能源监管局、能源监管办。
二、最硬性条件——供电营业区
根据《中华人民共和国电力法》第二十五条规定，供电企业在批准的供电营业区内向用户供电。供电营业区的划分，应当考虑电网的结构和供电合理性等因素。一个供电营业区内只设立一个供电营业机构。省、自治区、直辖市范围内的供电营业区的设立、变更，由供电企业提出申请，经省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门会同同级有关部门审查批准后，由省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门发给《供电营业许可证》。跨省、自治区、直辖市的供电营业区的设立、变更，由国务院电力管理部门审查批准并发给《供电营业许可证》。
三、下列从事供电业务的企业应当申请供电类电力业务许可证：
1、省辖市、自治州、盟、地区供电企业；
2、县、自治县、县级市供电企业；
3、电监会规定的其他企业。
四、申请供电类电力业务许可证的企业，应当具备下列基本条件：
1、具有法人资格；
2、具有与申请从事的电力业务相适应的财务能力；
3、生产运行负责人、技术负责人、安全负责人和财务负责人具有3年以上与申请从事的电力业务相适应的工作经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书；
4、具有经有关主管部门批准的供电营业区；
5、具有与申请从事供电业务相适应的供电网络和营业网点；
6、承诺履行电力社会普遍服务义务；
7、供电项目符合环境保护的有关规定和要求。
8、法律、法规规定的其他条件。
第七关键词：电力需求侧管理
电力需求侧管理(Demand Side Management，DSM)是指在政府法规和政策支持下，采取有效的激励和引导措施以及适宜的运作方式，通过电网企业、能源服务企业、电力用户等共同协力，实现科学用电、节约用电、有序用电所开展的相关管理活动。
电力需求侧管理是新电改重点部署的任务之一。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》提出，积极开展电力需求侧管理和能效管理，通过运用现代信息技术、培育电能服务、实施需求响应等，促进供需平衡和节能减排。
早在2010年，国家发改委、工信部和财政部等6部委就印发了《电力需求侧管理办法》。2012年7月，财政部、国家发改委制定《电力需求侧管理城市综合试点工作中央财政奖励资金管理暂行办法》，中央财政安排专项资金，对电力需求侧管理综合试点城市按效果给予适当奖励。
国家发改委认为，实施电力需求侧管理有利于削减或转移高峰用电负荷，有利于提升电力应急保障能力，有利于消纳可再生能源发电，推动智能电网的应用和发展，提升用能管理、企业管理乃至社会管理水平。
华北电力大学教授曾鸣解释称，电力需求侧管理通过采用有效的措施，引导电力用户科学用电、合理用电、节约用电。电力需求侧管理主要内容概括起来包括能效管理、负荷管理和有序用电等。
国家发改委、财政部上述通知中要求，试点城市及所在省份加强电力需求侧管理平台建设。鼓励用户实现用电在线监测并接入国家平台，引导与发电企业直接交易的用户加快实现在线监测并接入国家平台。对于接入国家平台并主动参与需求响应的用户，原则上不再采取拉闸限电措施。
曾鸣建议，在试点推进过程中，政府部门要赋予试点地区在政策制定方面较大的自主权，强化机制创新;电网企业要大力支持需求侧管理工作，不能只是收取过网费这么简单。
为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应，国家发改委提出试点地区可以制定、完善尖峰电价或季节电价，具体方案请当地价格主管部门会同电力运行主管部门等共同研究确定。
按照《电力需求侧管理办法》，能效电厂类项目、推广移峰填谷技术类项目、开展电力需求响应类项目、电能服务管理平台建设项目等还可以获得财政补贴。具体而言，工业锅炉的节电改造、用电蓄冷供冷项目、照明与控制系统的升级均在奖励之列。
未来，能源服务公司产业将由能效改造项目、信息化用能管理服务，向售电与能源供应、增量配网规划与投资建设、可再生能源规划与投资建设、电能质量与用电安全拓展，通过能源互联网形成区域能源智能协调控制系统为用户服务。
此外，电力需求侧管理需要信息技术支持，以智能电网为主业的企业也将获得发展机会。国海证券研究认为，他们依靠自身技术优势,为售电侧提供技术支持,实现售电侧的控制保护、调度、运维、检修、故障处理服务，还可通过一、二次设备推进能源互联网，实现电能的实时在线监测，实时跟踪发电、用电,跟踪企业、居民用电情况，提供节能服务。
业内人士认为，电力需求侧管理将逐步兼顾节能服务，用户能源托管、能效托管、环保托管等将成为新的盈利模式，而发展分布式能源将成为能效托管的重要技术手段，分布式能源等能效托管的发展也将促进能源互联网建设。
第八关键词：兜底售电
《关于推进电力市场建设的实施意见》要求，对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户，由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。怎样提供保底服务？您认为参与市场交易的用户实行保底服务的意义是什么？
保底服务带有电力普遍服务的责任。作为一个用户来讲，具有这种参加竞争购电的权利，供电公司一定要卖电给我。例如，我是大用户，与售电公司谈购电量和电价问题，但是，没有谈拢，而大用户又不能不用电，所以，这就需要供电公司卖电给我，价格是政府规定的价格。保底服务与电力普遍服务挂钩，同时共享发展。
保底服务的意义在于，电力交易市场化汇集了全社会的用户，又必须保证各个用户的用电权利。广义上讲有两部分，一部分用电量太小了，需要优惠价格。如：农业用电、居民用电等，政府委托供电公司服务；另一个部分是参与市场竞争又谈不拢的用户，走保底服务价格。还有一种情况是售电公司破产了，要进行责任转移，万一转不出去，供电公司实行保底服务。
售电公司可否同时从事保底供电业务?还是只能从事竞争性售电，将保底供电业务留在电网？
理论上说，竞争性售电公司不应该从事保底供电业务，但不得不考虑的一个问题是：难不成，电网要搞两个售电公司吗？或者，至少是两套人马，一套人马搞竞争性售电，一套人马搞保底供电？这得多大的成本浪费啊，羊毛出在牛身上，最终会让消费者买单吗？
第九关键词：大用户直购电
售电市场放开确实是电改的亮点，就目前而言，售电侧放开需要从大用户直购电入手。以往的大用户直购电非常不规范，往往成为地方政府招商引资的优惠政策，造成高耗能产业聚集和环境污染的后果。以往大用户直购不够规范，变相降低电价，不应该是电改推动的。大用户直购电应该通过双边协议，以交易形成价格。
根据《经济参考报》的报道，按照规划，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。
“其实最初放开的就是特高压以及大用户直购电，这也是售电侧放开的切入点。”中电联一内部人士告诉记者，自从2013年以前全国多地重启直购电试点，发电企业和用户签直接订购电合同，也恰好符合售电交易体制改革的思路。而先从工商业大户入手，也不会对整个电力市场造成太大的波动影响。
华北电力大学教授、发改委电力体制改革专家咨询组专家曾鸣在接受记者采访时认为，从此前的直购电试点工作上看，放开大用户售电已经积累的改革的经验，而且具有较强的操作性。
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，试点的省份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。
专家们认为，大用户直购电是推动电力市场化改革的突破口。于是，有权威研究机构提出建议，实行大用户直购电，建立实时竞争发电市场，开展“竞价上网”，形成以双边合同市场为主、实时竞争市场为辅的竞争性电力市场。但可输配电环节高度垄断，独立输配电价没有形成，输配电价不由市场竞争决定，而仍由价格主管部门审批，直购电改革难以进行下去。
这提醒我们，电价改革只在厂网分开、竞价上网和大用户直购上兜圈子，不触及“痛点”，显然不行。
电改新方案“9号文” “管住中间、放开两头”的改革思路，尤其抓住了电力体制与电价改革的“痛点”，也是这次电力体制改革的着力点。
从理论上讲，建立这样的体制架构是可行的，其可带来多方面效应：促使发电企业通过降低生产成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，同时提高运行效率;促使电网企业改变传统赢利模式，通过重新定位电网功能和电网收益机制更注重效率;允许各类资本进入售电领域和新增配电领域，将带来新的潜在盈利机会;通过竞争机制的建立，激发电网企业降本增效，充分保障用户的权益;电力用户用电更加便利，工业和商业电力用户拥有自主选择权，增强市场中的议价能力;电力上网不再难，可再生能源发展潜力得以释放。一句话，可让终端电价降下来，全社会电力供应更趋平稳，供求关系保持自动平衡。这样的效应，无疑是全社会的期待。
第十关键词：节能服务
“9号文”中提到了6类售电主体，分别是：高新产业园区或经济技术开发区、社会资本投资、分布式电源用户或微网系统、供水供气供热等公共服务行业和节能服务公司以及发电企业。关于电网公司能否参与售电，其中并未明确。因此，电网企业向居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用户售电，应该是不存在争议的。改革成功的关键，并不在于哪些售电主体可以进入，而是合理的市场规则安排。
分析人士认为，随着电改进入全面试点新阶段，售电公司将成为能源互联网的主要载体，拥有增值服务能力的节能服务企业最受益。
售电企业必须进行电力需求侧管理，而电力需求侧管理将逐步兼顾节能服务，局面打开后用户能源托管和能效托管将成为新的盈利模式，这时发展分布式能源在能效托管中的技术优势就将体现出来。
节能服务的蛋糕到底有多大?
根据发改委定期公布的数据，2013年底各地纷纷上报了今明两年新增能源需求量，总计达5.4亿吨标煤;但根据“十二五”节能目标，最后两年仅剩2亿多吨标煤。前后相差的这3亿多吨，需要节能服务业来想办法“消化”。
节能服务业所涉及的领域很广。
首先是城镇化。
其次是产业结构的节能，目前我国很多行业产能过剩，而且以钢铁、水泥、玻璃等为代表的行业都是高耗能产业，造成巨大的非科学能源消费。
第三，技术节能也是节能服务的一个重要领域，通过技术节能，降低单位产品的能耗，可以降低能源消费量。煤电厂通过技术改造，就可以释放很多煤炭量。
除此之外还有建筑、交通等领域，也存在较大节能服务空间。
面对同样大的一个节能市场，节能服务公司数量从最初的3家示范企业，发展到现在的4000余家，仅国家发改委、财政部备案的节能服务公司就已达3210家。所以产业内的竞争趋于激烈是必然的一个结果，到底是哪些因素导致了竞争加剧呢?
一是同质化的节能服务公司渐多，服务领域趋同。无论是在工业领域还是建筑领域，在笔者接触的节能服务公司中，就有不少服务流程同质化的公司，虽然他们的服务各有优劣，但竞争的态势已然形成。
二是业务地域集中。据国家发改委、电监会等能源主管部门统计，中东部地区仍然是用能的大户，而节能减排的主要市场也在这一区域，这从国家相关能源消费统计及国家发改委、财政部备案节能服务公司在全国的分布上就可见一斑。
三是技术趋同。能源监测、余热余压回收利用、节能灯具、变频电机等成熟技术、产品被广泛应用，虽然部分节能服务公司的技术、产品研发能力很强，但在实践中仍是传统技术占主导，使得竞争加剧。
笔者的这种总结仍不敢说全面，但竞争加剧是不争的事实，如何创新思维、开拓进取、提升服务水平同样是每家节能服务公司需要不断思索的问题。
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