针对即将到来的一场能源革命时代，国家发改委能源所、中国宏观经济研究院能源研究所姚明涛博士，与股权投资机构、券商研究机构和创业公司代表共同探讨了世界电力市场现状、中国电改背景及进程、能源革命时代赋予市场新商机、智慧用电背景下新的投资机会。
国外成熟的电力市场交易中心及机构
电力体制改革、新能源发展、煤改电等话题自2018年两会以来成为了舆论关注焦点。政府工作报告中首次明确提出“要降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”，预示今年将继续提高电力市场化交易比重、推进输配电价改革、加强市场化运作。自2015年中共中央和国务院联合下发“电改9号文”以来，电力体制改革成效显著，电力市场结构加速完善，增量配网持续升温、售电侧改革持续推进。展望未来，电改是规则的重构，而中国作为全球最大的新兴电力市场，将在售电端、用电端、配电端带来大量的产业机会。
一、电力转型的背景思路与趋势
国家发改委能源所、中国宏观经济研究院能源研究所姚明涛博士介绍称，中国越来越多的电力来自于非化石能源，这样的转型一直在进行，但是中国从高速发展阶段转向高质量发展阶段时，很多以前并不重视并不在意的问题现在表现尤为突出，体现为三个方面：(1)电力结构优化增速放缓(2)电力市场体系尚未建立(3)公平竞争的环境缺失。这三方面综合影响整个经济发展的质量变革、效率变革和动力变革。所以综合因素决定，中国现阶段需要有一个电力市场化改革。
根据联合国可持续发展议程及《巴黎协定》，未来电力转型方向是非常明确的。从终端来看，未来终端用能逐步走向电气化时代，就算现在最难以替代的交通用能也慢慢从油变成电，工业用能比如钢铁行业从铁矿石用焦炭也要变成电炉钢，未来电源结构也要逐步去碳化。所有碳排放的这些煤电汽电在整个系统里面的比例越来越低，整个能源电力转型沿着低碳绿色的方向去发展。因此宏观层面未来电力转型还需要进一步去明确方向，需处理好政府和市场的关系，未来要建立一套有效的市场机制。其实，电力市场化在电力转型中必然是一个核心制度，未来发展的政策方向也是比较清晰和明确的。现在首先要有市场，要建立市场机制去提高供需两侧的资源利用效率，只有实现了电力市场从无到有，围绕电力行业的其他市场机制才能真正做到去伪存真。
微观层面需要处理上游和下游的关系。整个电力行业来看，煤炭从最上游挖煤和火电行业之间有一个博弈关系，但是博弈关系可能仅限于此。发电行业到电网到用户，他们现在基本上是一个割裂的关系。但是未来整个市场供需互动会越来越频繁，甚至很多用户有新角色的体现，他会对整个发电侧会有非常大的影响，这里我们有一个基本判断，就是虽然未来走市场化的路线电力体制改革其实并没有创造一些新的模式。很多商业模式是在现在电力行业里面已经存在的，只不过现有模式是一个免费服务，但是未来随着转型这些模式是需要去付费的，另外还有一个利益重新分配的问题，对整个上下游产业链的影响非常明显。
二、电力市场化改革的进程
姚明涛指出，目前电力体制改革是中国能源体制改革里面进展最快的，现在各省已有的一些模式正有序的逐步缩减发用电计划电量。一方面计划电量逐步缩减，增加市场化的份额，所以现在基本上发电企业去参与市场把电量切割成几块;另外现在市场化交易量规模也不断扩大，2017年基本达到30%的水平。十三五规划有一个非常清晰的电力体制改革建设的路线图和时间表，现在进度已经过半，现货试点也在按期推进，输配电价改革基本已经完成。
三、现有体制下的电费计算方式
天天智电COO杜承军表示，电力目前处于一个计划经济时代，中国所有的商业机会，特别是跟国家命脉相关的一些商业机会永远离不开价格体制改革。通过两年时间我们走访了国内外各大电力企业跟政府机构，并完全确信，电力会成为中国未来二三十年的主要能源。我们以浙江为例，来解读现有电费费率与整个华东电网的运营情况。
先介绍电价的组成。我们平时无论在自己家里用电还是企业用电，其实很少去关心电价的组成，其实电价一共是由三大部分组成的。合计电费 = 电度电费(上网电费+输配电费+政府基金) + 基本电费 + 力调电费。第一部分电度电费指每度电的花费;第二部分基本电费，主要用于工业企业客户，因为他们的用电量较大需要占用国网的输电容量，所以有一部分的容量电费;第三部分力调电费，是跟无功相关，就是有很多交流电当中是需要一些无功补偿的，那么国网在他的无功设备不出力时希望企业来补一部分无功，国家电网会给企业这部分的减免。对于电度电费部分实际上是本次交易的重点。电度电费=上网电费(国家电网结算给发电厂的部分的电费)+输配电费(国家电网与南方电网自己所收的过路费)+政府基金(财政补贴/财政转移支付，政府扶持新兴产业的一种方方式，非中国特有，欧美对于新能源的交叉补贴也是存在的)。
上图是浙江省现行的工商业用电的电价表，上面一部分是大工业用电，下面一部分是一般工商业用电。大工业主要指工业企业;一般工商业主要指包括酒店、楼宇在内的商业地产。两个唯一的区别是大工业用电实行两部制电价，有基本电费的;工商业用电实行单一制电价，没有基本电费，但是它的单独价格较大工业用电还是比较高的。美国大工业用电的电度成本大概是中国的一半多一点，比中国便宜得多;工商业用电基本持平，居民用电要比美国便宜得多，因为中国依然存在着一些工商业用电跟大工业用电的电价补贴，居民用电的财政转移支付的情况。通过这张电价表可以看到，十千伏是我们平时见到最多的企业，它的基本电价呢就就是0.66元，然后又做了一个分时电价，分别分为尖峰、高峰跟低谷。浙江省低谷有12个小时、高峰有10个小时、尖峰是2个小时，平均下来，每个企业的用电成本基本都在0.66元左右。
上网电价，浙江省统一给火电厂结算价格，大体在0.41元。在2018年4月份输配电价进行了一次下调，现在浙江省的整体的输配电价的1到10千伏大工业用电在0.21元左右，工商业用电在0.33元左右，基本上处于这个水平，还有约0.05元的政府基金。前面提到电度电价由上网电价、输配电价和政府基金三部分组成。本次电改本质上是一次价格体制改革，都是围绕这三部分价格来展开的。
先说一下输配电价如何计算。(1)点对网输电服务费，即发电厂对一个华东电网的整个主网的一个输配电价的一个核算，比如浙江省有一条非常著名的特高压叫做灵绍，是从宁夏灵州到浙江绍兴的一条特高压，这条特高压输配电价上个月刚刚核算出来在0.07元左右。也就是说如果大家想要建一个火电厂或者新能源电厂，建在宁夏是可以售电到浙江的。(2)点对点输电服务费，即从电厂一直到企业内部的，有一部分叫做输电服务，就是前面提到的省内输配电价。(3)可用输电容量服务费，一个企业的用电波峰波谷是不平稳的，当用电量较大时国家电网为满足最大需求的用电量，会对于主网的建设做一部分备份容量。比如一个工厂平时只用了1/3电量，但最大时候会用到2/3，国网不能建1个2/3的管道，必须建1个2/3的管道，那么1/3跟2/3的价差就叫做可用输电容量的服务费。(4)辅助服务收费，主要是来做调峰调频。其中包括电网的调度服务费(国外单独计算，国内不是)、无功输出功率和电压控制费、调频及频率响应服务费、备用输电容量服务费、备用运行设备服务费(后两项价格比较低)。(5)电网扩展费，为了以后电网增加住房架构的一些费用。以上是输配电价的定价机制，也就是前面提到浙江省的那个0.21元是如何计算的。
四、中国的电力系统效率
杜承军认为，中国如何进行电力市场改革、如何做电力市场优化?其实无外乎就三方面：发电企业、电网企业何电力用户。这三方面也是说我们从发电到输电到用电的一整套环节。电改的目的是提高这三个环节的使用使用效率，让大家的资源配置达到最优。
1、发电企业：首先是发电机组的利用率，发电设备的利用率其实浙江省并不高，大体上在1/2左右，基本上都两台机组停机一台。其次是原料产出效率，浙江省的火电机组边际成本在0.26元左右，整体的火电厂的利润能控制在0.15元左右。最后是发电的经济效率，浙江省所有的天然气机组包括火电机组现在经济效率都不高，因为整个网架结构并不好。比如天然气机组每天早晚都需要启停关机一天的成本约20-30万元，如果这个发电经济效益能提高，每天的20-30万元可以实惠到。
2、电网企业：中国的电网在全世界来讲处于较高水平，特别是在安全方面应该是在全球应该能排前几位的。电网主要包括三个大的方面，电网传输效率、电网结构、电力设备运行效率。
3、电力用户：用户是需求侧，中国对于用户整个的能源管理其实是比较缺失的，主要包括节能管理、能效管理、需求侧管理等。
下面两个图表是浙江省现有能源效率的运营情况。第一张图表是浙江省所有火电机组的利用小时数，我们把利用小时数作为评估一个电厂现在的生产运营情况的最主要的指标。浙江去年3800多小时左右，那么一个电厂的最优的满载负荷全年是365天乘以24小时，一共是8760个小时，一个机组刨去检修时间全年的满载负荷能维持在7200小时左右。对于一个火电机组，一年发电5100小时基本上就可以盈亏平衡，可以还本付息、支付员工开工资、再投入建新机组。实际上整个浙江省的火电机组只有3000多个小时，意味着严重的产能过剩，也就意味着我们这次电改有基础可以推进下去。
所谓负载率就是前面提到的管道流过多少电流。为了电网安全，一般国际上会把负载率控制在50%，是一个效率最优的 时候。但是整个的华东电网超过50%的负债率的500千伏以上电网只有8.2%，低于10%的还有31%，在10%和30%之间的不超过40%，所以其实整个电网的冗余建设跟整个电网的运行效率也是非常低的。整个的华东电网的负载率非常低，也为本轮浙江省电改进行渐进式改革提供了一个基础。否则我们可能要一步一步到位，现在我们可以逐个产品往外发，然后整个中国电网的网损率，可能在6.67%，在全世界来讲和整个中国电网的水平还是最好的。中国现在整体的新能源消纳在全世界处于较低水平。全国平均水平的弃风率已经达到了接近了15%，还在逐渐提高，那么本轮电改也会为新能源消纳做一部分优化。用户侧的负荷率是评估用户侧的用电规划最好的一个数据公式。负荷率的公式是一个企业或者一个用户一年的平均负荷。比如，我每一天大体用100度电，那么每天我都用100度电，那这一年的平均负荷就是100千瓦。负荷率等于平均负荷÷最高负荷，比如我这个月用了500度电，那么我全年下来了最高负荷就是五百千瓦，那么负荷率就是1÷5就是1/5。负荷率越高说明整个的用电效率是越优。比如全年每天都用100度电，那么整体电力的使用效率是最优的。全世界基本维持60%到70%之间的水平，电改的主要优化也是在优化负荷率，只有负荷率提高到50%到60%之上，才能让发电成本更优、输电成本更优、用电成本更低。五、 电力交易制度
杜承军对世界上主流的交易制度做了介绍，并站在政策制定者的角度来解读为什么要电改。
电力体制改革的本质上其实是四点：(1)发电计划，因为电能无法储存，所以我们需要有电力调度部门来完成发电计划的下达与调度，在每个发电厂都会有一个叫做ADC的调度系统。省级调度部门给电厂下发命令，发电网负责调动。电改第一件事就是说发电计划由谁保证、由谁制定这个政策。(2)实时平衡，制定的发电计划不一定是用户实际使用的发电计划，因为都是人为核算多少会有一些出入。出入部分如何平衡变量、谁组织这部分电力平衡的规划以及谁来负责。(3)辅助服务，主要是一些调控调峰调频的工作由谁来做。(4)阻塞管理，当管道阻塞无法传输如何处理。
电力交易主要分为三种模式在全世界通用，分别是过网交易、分散交易、一体化交易。
1、过网交易：所谓的过网交易其实就是我们现在的用电模式。发电计划由国网调度部门来做负荷预测，根据自身的调控调频机组跟自己的省内统调机组，由国家电网来做发电计划。实施平衡，由国家电网的调度部门来做调峰调频跟备份容量机组来实现实时平衡。辅助服务，由电网公司通过一些政策性的命令来制定一些价格对辅助服务市场进行收费。阻塞管理，因为现在没有价格机制，国家电网最好的办法就是进行冗余的网站建设加粗管道降低阻塞，另一个办法，可能就需要把输配电价提高，不过中国整体的输配电价是全世界最高的。一旦发生阻塞，比如高峰时期在八九月份大家都用空调导致阻塞，政府就会下达命令，比如片区性停电，这也就是季节性停电主要产生原因。大家会发现，整体是一个垄断条件下的价格模式。
2、分散交易：发电计划由三厂和实际用电户私底下协商，沟通买卖价格私下签合同决定。实施平衡由电力交易中心完成，电力交易中心，其实就是政府组织的一个电力的交易机构，一般由电网主导的，或者有一些社会资本来主导，还是一个非营利组织。大家可以把这个交易中心看成是能源交易所或者一些商品交易所的角色。辅助服务依然由电网负责，阻塞管理由电网调度部门来负责。广东从2016年开始的电改和马上到来的电力现货市场，主要就采取这种模式，美国加州早期也主要采用这种模式。这种模式的特点是谁的活归谁干，电的买卖双方私下去谈实施平衡。私下解决不了的问题由交易中心完成。广东从去年到前年的整个的电力体制改革，目前发展计划依然由年度双边协商或者叫做场外交易决定，就是发电厂跟用户或售电公司谈判约定价格进行执行调度。因为广东现在没有实施平衡系统，采用了比较政策性的方法叫做偏差考核，意思是预测偏差需要罚款，没有任何技术性的，主要来自于政策性。广东现在没有辅助服务市场。阻塞管理是影响广东电改进展的一个主要原因，因为广东电改还没有阻塞管理方案。它导致的问题就是参与市场的总规模不能太大。去年广东参与这个市场的规模大约在1100亿度电，占总盘子的20%，如果继续开放可能会产生阻塞，此后价格如何确定还没有一个很好的方法。那么广东可能今年开始建立一个能够实施平衡的现货交易市场，依然按照现在这个客户量在继续滚动几年，但是这种交易模式在加州出现过几次严重的危机，主要是证明不同部门负责各自事情。在2011年到2012年之间，加州经常性的大规模停电，可能主要原因还是由于电容阻塞导致的。所以我个人对广州未来1到3年的电力市场改革如果还是继续采用这个这种加入模式，保持一个谨慎乐观的态度。
3、一体化交易：这个政策的制定者是美国的PJM，是美国东部电力交易中心大厅，现在已经从3个州已经扩展到17个州了，是现在世界上最优的一种电力交易制度。浙江省呢从2019年4月开始，是由PJM主导建设实行这一整套制度。PJM模式其实跟最前面提到的整体配套制改革很像，发电、平衡、辅助服务、阻塞在一个池子里完成。大家可能看过一些电改的资料，它是电力库升级的一种模式，这种模式在美国应用了15年几乎没有任何问题，是一种价格最优、市场最优、效率最优的方案，所有方式都由交易中心组织。回头看下广东的电力交易中心，是由几大发电集团以及一些社会资本组成，股东主要来自发电厂，这种股权结构导致各干各事。而浙江省电力交易中心由国家电网全资，把所有包括调动、价格制定等业务都拿到交交易中心完成也不会影响到现在国家电网体制和现有的既得利益。所以这种推广方式比较简单。
浙江省明年马上要到来的这种电力交易模式，可能会影响到在浙江生活的每一个人未来的用电习惯，以及可能会影响到每一个浙江省创业企业的能源成本。首先介绍一些专有名词方便理解。节点边际电价(LMP)= 系统电能价格 + 输电阻塞费用 + 边际网损费用，它是一个公式叫做电能价格，第三部分边际网损费用其实就是国家电网6.8%的网损价值。实际上现在华东电网的输电情况管道还是非常富余的，意味着我们只需把系统电价(或叫上网电价)这部分市场做好，另外两部分的阻塞管理，给我们至少还有5到10年时间去优化阻塞管理市场建设，那么电器网阻费用只需乘6.68的系数。主要的电力市场建设其实就两套软件程序：基于安全约束的计算机程序、基于安全经济调度的计算机程序。这两个程序在整个国家电网内部已经有十多年历史了，我们整个国家电网技术储备对于软件的研发、智能调度是非常完善的。我们欠缺的是每个省使用系统的人才和监管。明年整个浙江省会形成一个比较完善的批发市场，主要有两部分组成：(1)日前市场，它的交易双方分别是用电方和发电方，双方到网上交易。关于如何交易，首先用电方提交第二天计划，每15分钟需要用电量，大体上提交72个时段的用电量。其次发电厂同样提交第二天72个时段计划发电量。此后软件程序会给出一个最终价格，大家就按照这个价格执行这72个时段的结算价。那么会导致一个问题就是我们现在的这个尖峰谷平的电价就没有了，峰谷价差会拉大。在国外特别是美国的PJM地区，它的谷电可能会是负的，这是因为发电厂为了不关机降低关机成本，但是最贵可能会达到大约0.3美元。(2)实时市场，前面提到用电、发电双方提前报量，但是数量可能不精确与实际用电/发电量有出入，国家电网又成立的另外一个市场叫做实时市场。实时市场主要由调峰调频的机组参与，或者一些拥有备用容量、功率不满的火电机组。这个市场由发电方来单方报价，帮助国网应对这一部分的负荷，收取费用。通过这个实时市场就可以把日前报的量跟日中实际的使用交割量之间的偏差平衡掉。
接下来介绍美国对冲风险的方式，(1)价差合约(CFD)，简单来讲，现货市场的价格波动非常大，电价可能从-0.2元到100元，当真正达到100元时，可能会出现问题。那么政府给出的一种交易模式就是用电方跟发电厂签一种价差合约，约定一个价格，当价格过高的时候进行返还给用电方;如果价格太低返还给发电厂。价差合约模式主要来自于场外市场，需要单独跟发电厂谈判。(2)金融输电权(FTR)，是阻塞管理的方式，如果发生阻塞会产生费用的，但可以提前购买管道的使用权利，当发生阻塞时负责分配这一部分阻塞产生的费用。
其他市场还包括辅助服务市场(调频与备用市场)、容量市场(长期容量富裕性与市场)、市场外调度市场与上抬费用。因为计算机调度难免会出错，还需要一些人为补偿性的人工调度，但肯定会产生额外的费用，导致价格会更高。
六、电改进程下的创业投资机会
浙商证券研究所电力设备与新能源首席研究员郑丹丹从产业投资角度，梳理了一些重要的变革性投资机会。她认为，国家政策对电改有明确的导向，而电改推进相对比较成体系的一个是增量配电，另外是售电端。
增量配电网的现状是国家在今年上半年出台了一系列政策，希望能够加快试点项目的实施落地，试点在广东取得了一些里程碑的进展。电改将来会有三个重要的趋势：(1)对于发电企业的准入条件并不特别严苛，以新能源发电为标志的绿色售电前景非常广阔，比如德国居民可以去选择用电是新能源还是传统能源发电。(2)参与的用户将全电量入市，电力直接交易的规模有望持续放大。(3)发电企业可以通过限价放开和全电量交易渠道在一定范围内转移成本。
广东的售电市场在去年发生了规则的变化，上图是2016年的规则，我们会发现结算价是各方谈出来的。比如“发电厂1和用户2”，他们最后觉得通过一个算法最后配对成功那结算价格是他们配对的。
2017年改的规则，大家都用同一个价格来结算，这是一个非常大的变化。透过规则的变动回归到电改实质，这是基于当时的实际情况来操作的。我们在2016年做过调研，发现如果是这种方式其实报价很有学问，要用到数学的博弈论。如果可以自己开发一个小软件去模拟，也能搞定很多资源，可以提高售出的概率。电改刚推出来时，一些大的民营企业纷纷响应，设定自己的售电业务部门。那时候他们普遍喜欢从电网公司招聘，但最后发现其实重要的是算法。有一段时间，广东到处都是售电交易策略培训班，这当中有的人就会把市场操作的比较投机，我们去做调研发现有的是所谓的售电公司其实就几个人也没有太多资产，他们在市场上去做一些买卖的时候，有点像股票市场的买卖，并不需要一个实体市场。
看好提供综合能源服务解决方案的民营企业
广东经信委后来对规则做了一些调整，各方反应不一、有利有弊，很难找出一个让大家都开心的十全十美的方案。但是经信委还是想提醒各方参与者要回归到电改的本质，将来更重要的是要开展电力市场有序的竞争，终极目标则在于还原电力本身的商品属性。广东电改开展两年多以来，粤电力、华润、深圳能源、穗恒运等公司的排名比较靠前，因为这些公司本身有发电资源，在报价时虽然是售电部门去看报价，其实对于发电侧报出的价格会比较有感觉的。展望未来，我们认为具有资源和服务优势的一些企业会脱颖而出，投资人该关注这些在发电资源和用户资源这两个领域有一些突出优势的公司。有些民营企业在布局相关业务时非常务实，转到将来给客户提供综合能源的服务解决方案，我们认为也可以长期关注。值得一提的是最近有一些售电公司终于要退场了，这是个好事，说明市场已经开始优胜劣汰，而不是无脑进入。
郑丹丹警示，对于整个综合能源下的产业投资要注意风险。很多失败的案例都是在于不够务实，而只有务实才有回报。要在正确的时间做正确的事，新的科技是否可以在投资者预期的时间内业务落地，落地以后能否做到成本端有优势，还有客户问题等。所以建议评估投资标时，一级市场要多考察整个团队的务实气质。
乾元资本创始管理合伙人兼董事长梁霄总结了五个方面的投资机会。(1)智能电网建设(2)电力零售(3)需求响应(4)新能源消纳与选址(5)储能技术。
第一，智能电网的建设既推动了电改的进程，电改也推动了整个电网的智能化改造。国外主要分为这四大部分：(1)输电系统，输电比如电源管理、网架管理、线路管理等。投资机会主要集中在国网的保护、机保等，一些大公司可能会有一些新的产品出来。(2)配电网系统，主要来自于自动化开关，跟需求响应相关但这部分产品在中国市场目前还没有。电容器跟变压器的自动化控制部分的产品目前中国也没有，中国的配电网自动化目前水平不高，跟国外还有十年左右的差距。那么以前做硬件的电容柜、变压器可能会有一个智能化升级的商业机会存在。(3)高级计量系统，也是电改的主要改革方向，主要分为三套系统：第一个系统叫做智能电表，现在大家所理解的智能电表实际是电子电表，还达不到能够进行现货市场交易要求。智能电表可能会像国外一样有一个新一轮的升级;第二个系统叫做通信系统，国家电网的通信系统叫做载波，其用自己电网的电线做通信传输，有很多弊端。那么随着5G时代到来和中国运营商走访完成，我相信国家电网会进行一部分大范围的通讯系统优化。第三个系统是电能表的数据管理系统，这部分目前整个中国是缺失的。(4)用户侧系统，其中包括一些电力的显示与管理系统、可编程的负荷控制系统，可能会跟自动化开关相连接。可编程的温度控制可能会跟商业中央空调相关，可能会通过电价负荷控制中央空调的温度。还包括分时电价。
2012年美国PJM地区(美国东部14个州)四个大方面的整体的投资额如下图：
整体最主要的投资方向来自于高级计量系统，包括电表通讯和电表计费系统。美国在2012年PJM地区的投资额约200多亿人民币，和国家电网对这个行业的投资水平差不多。去年国家电网的计量系统投资也在200亿左右，这个市场规模在200亿元左右。输电系统和配电系统是不包括传统硬件，单独智能硬件也会有一个百亿级市场存在。用户侧系统，因为是给用户做能量管理的一些系统，而这类系统中国目前还没有。第二，关于电力零售市场，美国的售电零售市场服务商是一套综合能源管理方案，包括能效管理、需求侧管理、电能质量管理、供电可靠性管理、提供交易中基础信息等多方位服务。我主要讲需求侧管理，其实国家对于一些高负荷企业，控制负荷来帮助断电做阻塞管理的一种兜底方案。这部分的建设主要由国家投资但投资额不大，基本上只要把控省内比较高负荷的10-20个企业即可，整个市场规模不会太大。售电公司主要收益来自于批发市场与零售市场的价差。意味着就是售电公司可以在批发市场跟发电厂谈判的一个价格，以更高价格卖给客户获得差价收益。美国的售电公司跟中国售电公司一样，主要的收益也是来自于价差。关于价差的形成呢，因为批发市场的价格是一个极具波动的价格，可能一天的72个时段价格都不一样，但是实际上卖给终端用户时电价也多种多样的。包括与批发市场的价格联动模式、按时段划分的分时价格、阶梯定价模式、固定价格等等。还可能跟天然气、电信运营商的一系列套餐服务。整个美国的电力零售市场的电价模式比较多样，用户有多种选择。在美国还有很多第三方能源服务中心。主要工作包括电费账单评估，比如汇总比较各个售电公司提供的套餐服务，根据企业电费账单推荐选择最经济实惠的售电公司。也可能跟电力零售公司做一样的服务，或者为零售公司提供一些服务。但是跟零售公司不一样的是可能会有线下人员帮做一些分布式发电的建设、光伏建设，包括电气设备的维修等。
第三，如果采用与批发市场的价格联动模式会产生另外的商业模式叫做需求响应。需求响应与需求侧管理不太一样，需求侧管理其实还是政府命令式防御，国网的整体系统架构的一套防线，主要投资方式由电网主导。需求响应的本质是由价格驱动。我们现在尖峰平谷其实也是价格和响应的一种方式，因为当用户觉得价格超出购买力就少用电。第二点叫做可靠性响应，比如电网发生阻塞需要拉闸限电时的直接负荷控制、可中断负荷、容量市场、紧急需求响应机制。再比如经济性响应，日前市场价格波动较大，某一时段电价达到50元一度电，那么企业会控制员工少用电。最后可能会跟拿到的分时电价根据我购买力调整对于电价的承受程度，从而控制用电设备。
第四，新能源消纳与选址。首先，中国允许新能源来参与电力市场交易，由于新能源的边际成本为零，所以加入现货市场交易可以优先供应，如果国家允许新能源加入电力现货市场，新能源弃功弃光现象将彻底消失。其次，国家给予新能源一个特殊的计划，无论哪里有客户输配电价都按照110千伏电压等级的输配电价来核算，比如灵绍高压线，如果在宁夏建设几个100兆瓦光伏系统，原来只能在本地消纳，每年的消纳比例在50%左右，另外50%电无法售出。但是浙江省成立电力交易市场之后，另外50%电只要在浙江找到消纳客户即可售出，只需要交这这部分过网费，如果对目标市场部熟悉还可以跟目标市场当地售电公司谈判合作。因此，该计划对新能源选址可能产生巨大影响，新能源离负荷中心越近销量会越好，反之亦然。
第五，储能。当电力市场到来后，储能可以让售电公司在价差合约谈判中获得更好的价格。例如，当电价较高时，售电公司有能力通过物理方式调整尖峰的电量，使用储能设备存储的电量，电力市场一定会加大巅峰跟低谷的价差，因为是一个经济运行效率的必然结果。中国现在峰谷价差的最大时在0.6元-0.7元，储能度电成本最优在0.8元-0.85元之间，意味着储能在中国市场现在的价差下是没有市场的，必须要达到峰谷价差0.8元以上才会推动行业发展。随着现货市场到来预计价差会达到1元或者2元以上，这是一个必然结果。储能还可以进一步降低容量市场费用，现在整个用户侧的负载率才30%左右，离60%还很远，容量市场的费用是按照一天最大用电量计算的，所以可以调整用电量大时采用部分储能电量，从而降低容量市场的费用。国家电网内部可能会建一些电池储能设备，它的响应频率非常快，比如一个煤炭机组调峰调频响应时间要40分钟以上，天气机组至少15分钟以上，而电池可能几秒钟就完成了。所以如果电力市场开放后国家电网可能会在负荷中心区建大批量的电池储能设备，目前浙江省已经在做一些实验性的操作，不久会开始建10兆瓦或者100兆瓦级别的储能设备。
梁霄最后指出，电力市场化逐步实现的过程中，其本质最重要的底层支撑就是数据。通过数据的支撑，刻画出企业用电的周期“图像”，实现供需关系的精准数据匹配，才能参与并且促进电力市场交易的发展。电力市场化的本质是通过价格杠杆提高能源效率、降低能源成本的一种有效手段，这也与电力改革的目的一致。
姚明涛博士也判断道，全社会用电量的饱和期还有20-30年的时间，未来围绕着电力领域的投资还会保持非常持续增长的趋势，配电网投资和靠近用户的配电网投资占比逐步上升是一个大趋势，随着市场化改革的机制和价格机制逐步完善后，规模将非常可观。
