第三，引导用户参与市场竞争，转变只有电量是市场交易品种的基本概念。《意见》中规定用户有序按电压等级逐步放开。根据《征求意见稿》，用户一共有三类，一类是直接交易，一类是售电代理，一类是保底服务。除保底服务的用户之外，售电代理和大用户都要尽快全部进入市场。从文件看，基本是2018年前全部进入，这与煤电企业全部进入的时间基本上是对应的。同时，为避免参与交易的大用户、售电企业(负荷集成代理)出现盲从交易现象，逐步培育电力竞价的技术和经济相结合的综合能力，要让参与交易的用户、售电企业逐步认识和学会预测电力负荷，提供负荷曲线，加深对电力瞬间平衡的专业概念。在售电过程中，不再把电力交易品种只停留在如白菜交易那样的数量平衡，而要提供电力保障供需关系。《征求意见稿》改变了电力市场交易就是电量不是电力的基本概念。这对要求参与交易的大用户和售电(负荷集成代理)企业，变相提出了专业技术门槛要求，敦促他们加快对用户用电监测技术手段的建设和应用，通过大数据分析，提供专业化服务。
售电公司不仅可以买卖自己的电，还可以代理其他发电企业、用户的电能量交易，做各种电力电量的组合。《征求意见稿》明确提出培育售电企业可以作为用户的代理参与购售电竞价，并要逐步向专业化方向展，提供交易和平衡所需的用电负荷曲线。要逐步培育一批有实力的售电公司，在用户侧形成多能互补的微电网。还要培育一批配售一体化的企业，直接承担结算业务;如果不是配售一体化的，但资本金雄厚，也可以进行市场结算业务。这对向着专业化、规范化发展的售电公司来说是一个利好，也是对《意见》中售电企业定位的重要补充。
第四，适时取消标杆和目录电价，促使企业充分竞争。目前，发电侧交易竞争规则(典型案例是广东平台交易规则)是在标杆电价基础上降多少钱，用户侧是在目录电价基础上降多少钱，也就是说不管怎么样都有一个基准值参考。《征求意见稿》打破了这种关系，可以让企业在价格上充分竞争。政府将力促逐步取消具有计划痕迹的标杆电价和目录电价，简化电价的品种，真正实现价格市场化，煤电联动政策也将逐步退出历史舞台。
第五，调整跨省、跨区送电计划平衡。《意见》明确指出，市场中跨区电量是按大水电、大火电的顺序考虑的，并优先纳入受端地区平衡关系。但《征求意见稿》作了相应调整，分为两种情况：一是电源点跨省跨区链接受端电网的，其发电机组无论哪种能源类型都直接参与受端地区电力电量平衡，这就打破了跨区跨省的发电机组可以优先计划安排发电的格局，点对网供电要通过受端地区市场竞价，培育市场意识，充分发挥好跨区跨省发电成本差异和峰谷差地区差异的优势，这对发电企业的地区性电源布局，尤其对西部地区布局具有很好的战略引导作用。二是电源通过送端电网接入受端电网的，过去是考虑受端电力电量比重结构关系做全年发电计划安排，《征求意见稿》明确也要逐步调整比例关系，向市场化调节方向努力。
第六，对新增机组全部作为增量的影响评估。《意见》综合考虑历史发展与市场培育关系，提出了发电机组的存量和增量概念，并且提出100万千瓦、60万千瓦容量等级机组可以优先纳入发电计划安排。《征求意见稿》明确，2017年3月15日以后投产的煤电机组，全部进入市场。言外之意，在目前煤电机组相对过剩的格局下，新投产机组的市场、财务风险不再由政府、社会承担，即把原来政府批准企业投资、企业要求效益回馈的责任转化成企业自身对市场评估的责任，这对目前煤电无序投资建设是一个强烈的预警信号。当然由此可能会出现在2017年3月15日之前煤电机组抢建、抢投的现象，导致短期过剩加剧的问题，发电企业要做好防范。
记者：有序放开发用电计划以后，对煤电企业影响很大，您觉得下一步煤电企业发展应该注意哪些问题?
薛静：我认为，煤电企业要加快向能源服务业和能源生产业相结合的业态转型。
首先，要加强管理，降低煤耗。同时，在市场竞争过程中，既要抢电量也要抢电力，加快机组改造后参与辅助服务市场竞争。在这个基础上，通过资本运作，使企业效益与发电利用小时、发电量不完全挂钩，实现综合效益。“十三五”期间，集中发电和分布式发电将协同发展。协同发展是为了培育分布式能源、清洁能源，这是能源发展的方向。建议煤电企业充分认识到这个历史趋势，除了作为主力供电外，还要做清洁能源和分布式能源发展的“陪跑者”，积极配合做好“助手”。在这个基础上，是否也能拓展成为分布式和清洁能源的组成部分，实现多种能源、多种形式互补调节，实现能源效益和经济效益最大化呢?
其次，过去发电企业就是典型的生产型企业，随着能源利用业态的发展趋势以及市场化建设加快，今后将电力用户侧也纳入了电力市场体系。发电企业利用自身优势资源拓展能源服务业，为电力用户提供专业化服务。能源服务和能源生产相结合，对社会可以提高能源利用效率，对企业可以获取更多交叉的发展空间和经济利益。发电企业从产业链综合角度，可以将业务视野一直延伸到用户端，从用户端的负荷响应与管理反馈到发电侧、反馈到全产业链调节，这是发电领域大数据智慧化概念，这个技术现在已经开始应用。发电企业既要在市场上通过电量获得效益，也要通过电力来获得效益;要通过辅助服务和现货市场获得效益，也要在资本市场获得效益，通过互联网手段，逐步健全增值服务和综合交叉服务。
记者：目前来看，那些中小新能源机组进入市场还不具备优势，您认为他们应该如何积极应对市场?
薛静：中小新能源机组可以积极地以小规模、分布式参与微电网培育建设，并与大电网(公共电网)协同发展。当前，国家对分布式能源的支持政策很宽松。中小规模的新能源布局优势应该在用户侧形成分布式能源与用电的有机组合，以智能网架形成局域电网或者微电网，并与大电网友好协同，实现多能互补地为用户服务。从发展眼光看，不久的将来，一定是微网和大电网协同发展，大电网为微网、局域网提供外来能源或备用，这意味着大电网发电的利用效率将越来越低，从保障可持续安全供电角度，将会通过市场机制，逐步提高大电网供电价格。在我国南方地区，分布式能源资源不足，在没有解决大规模储能问题之前，电从远方来的跨区跨省大电网必不可少。大电网保电和买保险的概念相似。小微网规模毕竟小，供应能力有限，在储能没有大规模发展情况下调节能力不足。而大电网容量大、消耗成本高、保险系数高，价格也就将提高。微网将逐步形成价格比较低廉的末端能源供应，这是与能源互联技术发展相适应的“人人用电、人人发电”的前景。“十三五”是培育起步阶段，大约要在几十年以后，微电网将逐渐成为人类重要的能源供应方式之一。建议大型电力企业要从过去工业化时代的集中发电、运营方式逐步转型，尽管这个转型过程是漫长的，但这是趋势，谁也阻挡不了。
