电力改革目的是为建设一种生态环境，大家都在为这个目标而努力。从国际电改的历程看，有两个主要背景。
(1)在煤电过剩、工业化进程背景下的电力体制改革。改革前，由于社会效益在发电侧得不到体现，社会对电力效率提出更高的要求，尝试用市场化来解决此问题。
(2)新能源和智能电网的发展为动力催生第二轮改革。新能源和智能电网是一个逐步发展的过程，改革的动力和强度要弱于第一次。
中国处于“十三五规划”初始年，面临着产能过剩、电力需求下降、火电效益不高等问题，面临电力上下游之间的矛盾、电网运行矛盾、电力与电源矛盾、电价与市场化之间的矛盾。改革和规划必须对电力和能源系统重新再认识，以建立新的能源生态为目标推动改革。
一、对能源系统改革方向再认识
中国能源问题最大的任务是，2030年左右二氧化碳排放达到峰值，2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。实现这个承诺非常困难，我们面临着各种矛盾，比如能源效益低下、火电相对过剩、调峰机组严重不足等。
此外，电网企业所倚重的特高压和大电网输送与新能源发展存在矛盾，接下来仍然让个别企业决定社会投资、能源成本等不利于对新能源发展，必须要通过市场化机制解决这些问题。
我国“十三五”能源规划明确提出构建新型能源系统要以调结构、补短板和提质增效为主线。
1、调结构：调整供应侧、电网侧和消费侧结构。
2、补短板：目前，电力市场最大短板是机组调峰能力严重不足。电力市场新老矛盾并存，“老矛盾”是电力消费结构调整，增大峰谷用电差，电力调节能力减弱;新矛盾是“新能源装机容量增加”。新老矛盾令电力市场无法再依照原有办法调峰，发电机组调峰意愿下降，需要用市场化手段解决这一问题。
3、提质增效：改变原有的电力生态，电力行业上中下游互相制约、互相促进，如电力流向不是单向流动，而是双向互通。
本次电力改革就是让能源系统效率提高、调峰能力增强、需求侧响应提升，实现生产供应、多源互补和智能电网等互相协调。最近国家力推配电网的建设，这不仅关系到电网的投资组成问题，与电改工作直接相关，涉及能源融资、新能源和分布式能源多元互补等。
能源效率提升离不开智能电网改造，智能电网应该同时存在于发电侧、输电侧、配电侧和用电侧。智能电网在配电侧应用空间很广，通过改造可以将大电网和中端低压配电网结合、输送安全和控制安全结合、大电网和低压电源配网结合、微电网与大电网结合。
二、未来电改方向：多源化、多样化
电力改革的方向是多源化和多样化，改革虽然艰难但不可逆转。
1、电力供应多源化。改革目的是让能源供应类型多源化，煤电、气电、水电、风电、光伏、垃圾发电、煤层气发电等重新定位，互相补充、互相支持。
2、供应以集中和分布相结合。目前我国能源供应以集中式为主，分布式将是新的供应形式。分布式尚处于发展阶段，需要国家支持，通过电网改造使分布式和集中供电和平相处。
3、交易品种多元化。除电力能量交易外，电力现货、辅助服务市场应该快速建立。
4、交易方式多元化。电力市场将以分散式(中长期交易)和集中式(现货交易)相结合
5、投资对象多元化。增量和存量是一个跷跷板，未来电网增量、存量市场一定会逐步消失。
从未来电网组成看，由三部分组成：(1)公共电网(2)多元化配电网(多个主体投资的配电网)(3)微电网(独自或多个主体投资，对应用户终端)。
配网是核心资产，决定售电公司的竞争能力。我认为，未来发输配售不一定会全部分开，但会以不同环节的市场属性作为依据进行改革。比如配电是自然垄断型业务，售电侧则是市场化经营，显然这两侧市场属性不同，电力市场发展到一定成熟阶段后理应分开。
三、电改加速的五个特征
最近电改进展很快，原因是中央对电改进度不满意，中央督导组督查后电改速度明显加快。
1、计划电量将成为历史。近期，国家发改委颁布《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》，一旦这个文件正式实施，会对市场产生很大冲击。电力市场不再区分计划电量和市场电量，发电侧、售电侧均推向市场，跨区、跨省电力交易也将逐步放开。
2、京津冀市场博弈进入白热化状态。京津冀电网是以保护北京和天津为核心的紧密型电网，不同于其他区域以省为核心的松散型电网从物理电网角度来看具备改革条件。再加之京津冀的特殊地位，京津冀电力市场一定会建立，并且不可逆。
3、输配电价核定不是改革障碍。一些电改试点地区输配电价尚未核准，一些地区将购销差价作为输配电价，可以简单核定价格，边摸索边调整，重点解决在其他问题上。
4、电力调峰、辅助服务市场将快速建立。
5、需求侧、社会资本等对电改响应程度高。
问答环节(Q/A)：
Q1：目前配网侧的智能化比较落后，改造空间是不是非常大?
A1：配电网分成高压配电网和低压配电网，高压配电网由电网投资建设，新增工业园区配电网向社会开放。用户侧配网改造需求很大，诸如负荷预测、遥感、遥测、遥信等都是空白。
Q2：辅助服务市场和调峰市场的需求是不是非常大?
A2：辅助服务和调峰市场不是需求问题，这两个本身就应当是电力市场的组成部分，只不过大家尚未意识到。在国外，有些煤电企业不承担日常基础发电，而是去调峰。如果技术掌握的好，参与调峰的盈利比较可，电网侧和用户侧都需要辅助服务市场和调峰市场。
Q3：目前国家政策认同发配售一体的售电模式?
A3：简单将发配售切块是不对的，目前看在电力市场培育阶段，政策允许发配售一体的售电公司存在;一些地方电力公司(如广安爱众)拥有自己的发电厂、配网、和售电公司，拥有发配售一体化的条件;大型发电公司也希望通配网抢用户，而不是简单地服务用户。过去，地方电力公司只能通过趸售电，对自己电网内用户供电;改革后可以开拓其他区域用户。
Q4：大量电力市场化交易是否会对电网调度和交易系统产生较大冲击?
A4：总体来说，大量的市场交易电量对电力交易和调度系统影响较大。过去电力调度是在计划内进行，现阶段调度需要平衡计划电量和市场交易电量，需要考虑需求侧的电量需求。通常情况下，电力交易和调度应当由市场第三方完成，但现阶段售电独立仍然有难度。
Q5：现在交易中心是不是电网全资子公司重要吗?
A5：国家政策明确交易中心不能盈利，是否为电网全资公司并不重要，重要的是交易规则。交易规则由交易管理委员会和政府相关部门制定，管委会能否成为决策者、政府能否真正做好监管是关键所在。
Q6：按照市场规则，电网一定会成立售电公司，不会放弃售电业务，那么电网成立的售电公司、发电企业的售电公司和第三方独立售电公司关系是怎样的?
A6：在电力市场经过一轮培育后，电网成立的售电公司将进入市场。未来，电网成立的售电公司、发电企业售电公司和第三方独立售电公司将在同一规则下并存，可能承担保底服务。独立第三方售电公司将会受到电网售电公司的冲击，基于多年电力市场运营经验、人才储备和大量数据支撑，电网公司售电企业将成为某个区域的龙头。
