发电计划改革

有序减少发用电计划，鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易。积极开展电力需求侧管理和能效服务，培育电能服务、实施需求响应等。

向社会资本放开配售电业务

这是一个万亿级的市场！

首先是“新五类”主体：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。

其次，电网企业将无歧视向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，承担保底供应商责任。鼓励售电主体向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。

对于电网而言，假如很多售电业务的收费、结算都绕过电网公司，对后者的现金流将造成重大影响！但售电市场开放还存在很多不确定性因素：售电公司的门槛有多高（如注册资本金与业务范围的关系）？电网公司可否开展竞争性售电业务？发电公司开展售电业务的影响有多大？民营售电公司如何通过金融运作、业务多元、增值服务等手段与具有电网背景的售电公司竞争？……总之，售电公司不仅是技术、人才、商业模式的竞争，更是资本的盛宴！

对于新能源（含分布式光伏）来说，9号文的出台带来了诸多利好。

首先，将可再生能源和分布式能源系统作为我国优化能源结构的重点方向，其战略地位大大提升。

在发展原则中的“坚持节能减排”一条，就明确提出“推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，提高发展质量和效率，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例”。这就要求我国要将站在战略的高度、采用长远的视野，谋划新能源和分布式光伏产业的发展，注重产业升级、技术创新、政策完善。

其次，拥有分布式电源将使很多主体从单一的“消费户”转变为“产消者”，参与市场交易与竞争。

9号文在“多途径培育市场主体”部分提出，“允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易”。参与竞争和交易，最终还是要按照市场规律行事。

一是分布式电源主体要积极通过提高技术水平、运维水平、管理水平等降低成本，最终要脱离政府补贴的“呵护”，在价格上与其他形式的电源可以实现电网平价；二是分布式电源主体应学会如何利用规则，如学会采用项目评级、担保、融资、碳税等金融手段，抢占上位；三是分布式电源技术应该变得更加“亲民”，即它应该是更加模块化、标准化、定制化、简便化和即插即用的，应该变得更加容易被广大用户，特别是居民用户所熟知、所喜爱，这样，分布式电源才能有勃勃生机！

再次、新能源和分布式光伏在享有政策呵护的同时，应该承担起更大的电网运行责任和义务。

9号文提出，“开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制”，“积极发展分布式电源”，“支持新能源、可再生能源……机组上网，积极推进新能源和可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接”等。政策的支持倾向非常明显。但是换位思考，这对电网运行和传统电源将带来怎样的影响？

例如，“十三五”末，我国太阳能发电装机将达到1.5亿千瓦，今后每年有2500万千瓦左右新增发电装机，加上每年新增的几千万千瓦的风电，这需要电网匹配更多的调频调峰电源或储能装置，需要安装更多的电压控制、电能质量控制装置，更需要传统电源腾出一定的市场空间。从伦理上讲，如何帮助实现“源、网、荷、储”的高效协调，如何帮助化解由于传统电源发电小时数下降造成的设备效率、人员收入、社会稳定等问题，也是我国在支持发展新能源和分布式光伏的同时，需要考虑的重大问题。