业内普遍认为，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，按照9号文“管住中间、放开两头”的总体框架，售电侧将引入更多市场竞争。介入下游售电业务成为市场化程度相对较高的发电企业极为关注的话题。如何放开售电市场?改革面临的途径与风险是怎样的?如何解决这些问题?成为社会普遍的关注焦点。
问题一：售电侧改革的基本目标和路径
改革要以目标为导向，不能为了改革而改革。而要厘清售电侧改革目标、模式、路径等问题，首先必须明确售电侧改革的原因是什么。放开发电侧和售电侧的管制，对电网自然垄断环节进行监管，是世界各国电力市场化改革的普遍选择。上一轮电改，我国已初步放开发电侧管制，但售电侧仍处于高度管制状态。时至今日，电力市场仍然存在一些问题：首先，电力消费者与电力生产者被制度化隔离，价格信号难以向用户有效传导，这导致了“煤电矛盾”、“周期性电力短缺”等一系列问题;其次，电力用户普遍缺乏选择权和议价权，广大电力消费者自主调节、节能减排和创新能力难以充分发挥，电能利用效率偏低;最后，价格信号明显扭曲，电力资源难以实现优化配置，不利于我国经济社会健康发展和企业竞争能力的提升。
在此背景下，我们认为，我国售电侧改革的目标是要通过构建一个竞争性的售电市场，从而捋顺电价机制、提高市场效率、优化资源配置。深化电力市场化改革，提高电网运营效率和供电服务水平，应考虑逐步放开售电侧市场，在不同的发展阶段采用相适应的操作思路。通过售电侧市场的逐步开放，构建多个售电主体，放开用户选择权，形成“多买方-多卖方”的市场格局，构筑“放开两头、监管中间”的行业结构，建立政府监管下的电力市场体系，进而提高效率和服务质量，最终实现增加全社会福利的目标。通俗来说，就是要逐步将售电市场的“蛋糕”做大，然后根据主体间的市场化公平竞争，合理的、科学的分配“蛋糕”。这其中，如何将“蛋糕”做大，如何保证市场主体间的公平竞争等问题是关键。
基于上述目标，售电侧市场化改革路径可概括为“逐步放开用户选择权，分阶段构建多元化的售电主体”。一方面，为促进售电侧市场放开的有序推进，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。另一方面，售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。
从改革的目标和路径看，我国售电侧改革最终应该是实现一个多赢的、全局优化的结果，但是，任何一场改革都会面临多种多样的潜在风险。我国电力工业是国民基础性行业，影响范围广，涉及层面高，牵扯主体多，因此，更应该慎重考量，统筹兼顾。我们认为，就目前的国情看，至少有以下几个问题需要明确。
问题二：理清售电侧改革与增量配电业务放开的关系
“9号文”指出，“有序向社会资本放开配售电业务”，社会上也经常将“配售电业务”放在一起讨论，其实这其中涉及两个不同业务层面的内容。售电侧放开一般是指售电侧市场化改革，其意义在于以竞争性的市场机制，为用户提供更多元的用电优化方案、促进新能源消纳发展、服务节能减排等。而对于业扩报装、用电抢修、计量结算等传统的供电营销服务业务，不应直接归到售电侧改革中，也就是说，未来的新进售电公司不应直接参与配电业务，即发电企业或者其他机构等新进入售电市场的主体不能建设除了用户工程以外的配网系统。这是因为：第一，业扩报装、抄表计量、用电抢修等是电网企业的属性业务，无论存量还是增量配网，其业务都应该归属到电网企业中，不会因为售电侧放开而发生本质变化;第二，配电和售电的分离可以防止配售一体或发配售化一体公司通过信息不对称形成不公平竞争;第三，配售不分开，发电企业可能形成发配售一体化，从而出现小垄断代替大垄断、大网嵌套小网的情况，导致社会公平性失衡，以及社会资源的严重浪费;第四，售电公司的盈利模式应该是通过优质的服务，为电力用户优化用电行为、提高用电能效、促进节能减排、降低综合成本，从而获取合理利润的过程。其本身的业务都是竞争性的，与电网公司的责权划分比较清晰，两者没有必要合并。
鉴此，我们必须明确售电侧的改革与增量配电业务的放开完全是两个层面的问题，不可简单的将配售电业务混为一谈。对于新进入售电市场的主体，不应该直接参与配电设施的建设。而且在制定各自的细则和实施方案时，也应仔细研究两者之间的异同和关联，既要区别对待又要关联看待。
问题三：明确电网企业在售电市场的地位
我国售电侧改革才刚刚起步，很多事情都是摸着石头过河，对于一些主体的定位还未明确。前文已经提出，我国售电侧改革基本路径的核心之一是“分阶段构建多元化的售电主体”。对于多元化的售电主体，我在《梯诺尔的电力市场理论对于我国电力市场改革的启示》一文中已经明确提出，至少包括以下几类：一是负责“兜底”的传统电网公司组建的售电公司;二是由发电企业组建的售电公司，这类售电公司具有较强的竞争力;三是由原来的节能公司或者电力设备建造、安装公司组建的售电公司;四是依托用户群组建的区域性售电公司;五是完全由社会资本成立的独立售电公司，按照理想的市场结构设计，这类售电公司在未来将扮演重要角色。
后面四类售电公司都是改革后的新兴主体，社会对它们是否进入竞争性售电业务不存在明显争议。而作为传统市场中唯一的售电企业，电网公司的定位和业务范围备受关注。对此，我们认为需要辩证的看待这一问题。
从国际经验来看，电网公司在售电市场开展售电业务主要有两种模式：一是“分离模式”;二是“兼营模式”。所谓“分离模式”是指将竞争性售电业务从电网公司完全分离出去，在售电侧仅保留电网公司的“兜底”售电职能。这种模式下，将社会资本引入售电市场中，理论上即可实现售电市场的竞争，因为从电网公司分离而出的售电企业没有电网资产，不具备原有的垄断优势，其功能与其他新进售电公司相同。而电网企业的竞争性售电业务被剥离，只负责“兜底”售电，完全回归公共事业单位属性。这一模式在2010年之前的新西兰电力市场得到了实践。“兼营模式”主要是指售电侧改革过程中，保留电网企业的竞争性售电业务，同时引入多元化市场主体，实现同一平台上的竞争。这种模式下，由于电网企业同时被赋予了公共事业单位属性(负责输电和“兜底”售电)和市场化企业属性(参与竞争性售电业务)的双重属性，容易造成不公平竞争。但是，这种模式下，电网企业可以在市场建设初期发挥他们在管理经验、客户服务和技术研发等方面优势，树立标杆，从而带动市场新进售电公司降本增效，增强市场活力。事实上，国外多数进行了售电侧改革的国家，都允许电网企业参与，它们通过完善的监管机制来抑制不公平竞争，如英国、法国等。
上述两种模式各有所长。结合我国实际国情来看，第一种“分离模式”一定程度上有利于电能交易多元化交易市场的形成，但也存在一些问题：一是在售电侧放开的初期，由于市场信用体系尚未健全，市场标准未能统一，国有发电企业等影响力较大的主体进入后，形成发售一体化，很可能形成区域市场的寡头，从而阻碍其他主体进入售电市场，严重影响市场效率。二是根据梯诺尔的研究成果，在信息不对称、市场体系不完善等情况下，有力的市场主体容易形成“共谋垄断”，从而导致终端电价上升、市场运营效率降低，不仅违背了改革初衷，还会给社会带来不稳定因素。就当前阶段来说，上述问题在我国售电市场化改革过程中是非常现实的，也是需要重点考虑的。
而第二种“兼营模式”最大的不足在于电网企业可能存在的不公平竞争问题。但在改革初期，这种模式的优势也比较明显。电网企业组建的市场化售电公司参与竞争，可以为其他售电公司在服务质量、规范经营、信誉保证、公益责任等方面树立标杆，激励市场主体不断创新、优化服务内容，改进用户服务体验，促进服务质量和效率持续提升，起到类似“鲶鱼效应”的作用。不过，这一模式开展还需一定的前提条件：一是要有单独核定的输配电价，二是交易机构相对独立，三是电网公平开放，四是交易信息的公开透明。对于不公平竞争问题，国外一般都是强化监管来解决，这也是下面我们将重点说明的。
鉴此，由于目前我国售电侧改革还刚刚起步，市场机制尚不健全，电网公司在售电市场中宜考虑采用“兼营模式”，即在满足上述前提条件下，在政府允许下可公平参与售电市场竞争。待售电市场逐步完善后，视情况过渡到“分离模式”。
问题四：如何构建完善的监管体系
国外发达国家的电力市场比较完善，主要原因之一在于它们有一套相对健全的监管体系。竞争与监管并不矛盾，促进竞争并不等于放松监管。引入竞争是电力改革基本取向，而监管是保障公平竞争、维护市场秩序、提高竞争效率的重要手段。
通过对美国、英国、巴西、俄罗斯等国电力监管体系的分析，我们发现国外的监管体系有以下特点：一是实行综合监管。除巴西、印度等个别国家外，绝大多数国家都设置综合性的能源监管机构，如美国的FERC、英国的OFGEM、俄罗斯的FTS等。二是监管相对独立。在保证监管机构与政府行业管理部门信息互通的前提下，保持监管的独立性，实现监管目标与行业政策目标协调一致，且在实施上保持相互配合又独立运行。三是明确界定中央与地方的监管事权。
其实，上述监管思维可以通过转化引用到我国售电市场中来，概况来说就是：保持监管的高度，监管部门一定要够顶层，减少寻租空间;维持监管的深度，监管规则要细致，要能落地并有深度，杜绝监管真空;拓宽监管的广度，监管部门要有监管的延伸性，不可各个环节都独立监管，造成脱节;强化监管的效度，要明确监管机构的独立性，同时要兼顾好中央监管部门和地方监管部门的责权分工。
此外，不同的市场结构，其监管重点也有差异。以上述两种模式为例，由于电网企业的定位不同，对它的监管性质也发生了变化。“分离模式”下电网企业主要承担公共事业单位的职责，监管性质侧重于社会性监管，监管重点是安全和服务;而在“兼营模式”下，电网公司具有双属性，此时的监管性质应该是社会性监管和经济性监管并举，监管重点除了安全和服务外，还包括电网业务和售电业务的关联性、业务界面、信息公开、利益输送等，防止市场操纵、市场“串谋”和歧视性交易等行为的出现。而这也正是“兼容模式”能够在当前我国售电市场推行的重要保障。
综上，9号文提出“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”，这的确是一大亮点。但是，售电业务放开将面临错综复杂的制约因素，有的因素不确定性比较高，有的因素地区性差别比较大。简言之，售电侧放开的复杂程度可能要远超此前的发电侧放开。
构建有效的售电侧电力市场是决定此次电改是否能够成功的关键，也是最为严峻的挑战。《意见》指出，要稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务。有序向社会资本放开配售电业务标志着我国一直以来电网公司的传统模式被打破。随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。
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新电改的出台和售电的放开,为需求侧管理(响应)的兴起和商业模式打开了想象空间,市场潜力巨大。
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值得一提的是，此前发改委已召集电网、电力等企业，讨论了《关于推进售电侧体制改革的实施意见》。该文件是此轮电改中关注度最高的配套文件。据了解，经过讨论并完善修改后，文件将很快公布。
