中国的电力体制改革由来已久。第一轮电力体制改革可以追溯至2002年，彼时的一系列举措试图打破垄断体制，引入竞争，为电改奠定了基础。随着2015年“中发9号文”的发布，中国迎来了新一轮的电改，聚焦电力行业的市场化、低碳化和一体化。在长达十多年的时间里，中国一直在推动深化电力体制改革，逐步从计划运行机制过渡到市场运行机制。
在中国人民大学应用经济学院能源经济系主任宋枫看来，当下这轮电改建立了可竞争性市场，放松了对价格、数量以及市场主体的管制，同时也初步建立了包含电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场的电力市场体系，形成了电价机制。另外，输配电侧也努力开放市场，推进增量配电改革，并初步构建了较为完善的输配电价体系，使工业电价在电改初期明显下降。为加快电力市场建设的进程，国家发展改革委于5月印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革，为加快构建新型电力系统、服务市场主体公平竞争创造了更好条件。
除此之外，电改也通过保障性消纳促进了清洁能源的发展，助力低碳转型。从电力市场一体化的角度来看，跨省跨区电力交易规模逐年增加，省间交易市场化快速推进。这些电改的进展对电力市场中每个环节的参与者——发、输、配、售、用电企业都有着或多或少的影响。
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发电企业需携手电网，多源和多元化发展
垂直垄断模式下的发电企业按照政府规划和指令性安排进行生产，收益稳定但缺乏市场竞争。而市场化改革后，发电企业需要根据市场需求和价格信号来制定生产计划。宋枫团队进行了相关评估，她指出：“通过分析南方五省企业的电厂数据总结出了这些企业间的配置效率因为电改所受到的影响。结果显示，电改后60万千瓦及以上机组的发电小时数明显增加，而30万千瓦机组的发电小时数则显著减少”。这表明电改后市场将趋于有效的电力配置，使得发电效率高的机组竞争力变大。因此，电力市场化改革后，发电企业需要更加敏锐地把握市场需求和价格波动，调整发电方式和产能布局，以满足市场需求并提高自身竞争力和发电效益。
同时，发电企业需要与燃料供应商和设备制造商等上游企业建立更加灵活的合作关系。这意味着发电企业需要寻找更优质、更具竞争力的供应商，优化采购流程，降低成本。而对于下游企业，发电企业的市场化改革表示购电者将具有更多选择权，因此发电企业需要提高供电质量、稳定性和可靠性，以获得更多的电量合约。发电企业还需积极发展和利用可再生能源，加大对新能源技术和设备的研发投入，提高发电效率和环境友好性，在清洁能源大力发展的电力市场中提升竞争力。
实际上，在电改、新能源渗透率大幅提升等多重因素的影响下，电网的运行也发生了改变。发电企业的电力输送和接入方式随之受到的影响意味着他们需要与输配电企业进行更多合作，采取共建综合能源基地等措施，实现资源的优化配置和能源互补发展，确保可再生能源的并网和供电稳定性。此外，发电企业应加强与输配电和售电企业的合作，推动多元化的业务模式和市场拓展，为市场注入新活力的同时也提升自身市场竞争力。
输配电企业着手智能电网发展，优化管理与运营
市场化改革推动了输配电网络市场的开放，在给输配电企业提供更多市场准入机会的同时也给他们施加了竞争压力。市场化改革后，输配电企业将面临更加复杂多变的电力交易环境。因此，输配电企业不仅需要提升服务质量和运营效率，积极参与市场竞争，也需要兼顾市场需求和市场的价格信号，灵活调整输配电计划和网络运行方式。此外，输配侧企业还需要注重与发电企业协同合作，确保电力的安全、稳定和高效输配，保障电网的稳定运行。
具体来讲，为了适应市场竞争和满足高质量电力需求，输配电企业需要与智能电网设备制造商、能源管理系统供应商等上游企业合作，投资先进的输配电设备和技术。并且为适应能源转型带来的新能源接入、分布式能源扩张和电力市场化要求，输配电企业还需要加强对可再生能源的接纳能力，推动新能源的跨区域输送，以此助力电力行业的低碳转型。而优化调整输配电网规划、建设和运行等工作需要同步进行，以加强自身对智能电网技术的研究和应用，实现电网的自动化、数字化和智能化，提高电网的安全性、稳定性、可靠性和效率。
此外，输配电企业需提升企业的运营管理水平及探索创新的服务体系，为用户提供更加便捷、高效和灵活的用电服务。
售电企业专注服务与技术，立足市场竞争
电改推动电力交易市场的发展，引入了竞争机制。随着工商业用户全面入市、电网代理购电逐步退出，售电企业在迎来更多市场机会的同时也将面临更激烈的市场竞争。
电改初期，电力市场机制尚不成熟，交易机制及时间精度不足，不会对售电公司的操作带来太大难度。然而随着电改的推进，交易品种增多、交易时间颗粒度更加精确、价格波动变大变频繁等因素增加了售电面临的机会与风险。因此，售电企业需要创新发展多样化的电力产品和服务，积极参与市场竞争。例如，依托辅助决策系统等智能化技术，用户侧用电数据监测和报送等数字化、信息化技术，了解市场和客户的需求，灵活调整定价和营销策略，提供个性化的电力解决方案来增加用户黏性，并以此在市场中获得稳固的收益。
与此同时，售电企业也需要与发电企业、输配电企业等上游企业建立合作关系，优化电力供应链，确保稳定供应和服务质量。
电改变数颇多，用电企业按需合理规划
市场化改革推动了电力价格的市场化调整，然而当下的电价机制尚未完善。宋枫正在进行一项相关研究，在她看来：“电改以来电价虽然有波动，但工业电价在电改初期整体呈下降趋势的主要原因并不是市场效率提升，而是各地多轮 ‘降电价’的行政命令。现在电价的市场化形成机制并未真正建立，不能反映出成本、供需关系等” 。这对工业用电企业来说，随着电改推进，制度逐步完善，用电企业应时刻关注市场价格波动及相关政策可带来的影响，进行成本控制，合理安排用电计划进行购电，以抵御市场风险并适应市场价格的变化。
另外，随着新能源的大规模接入和消纳，用电企业也将有机会选择更多来自可再生能源的电力供应，促进可持续能源发展和绿色用电。对用电企业来说，能源监测和管理将成为工作重点。具体就是通过技术升级和使用高能效设备，提高能源利用效率，降低用电成本，推动节能减排。
电改面临多维度挑战，企业需具备风险意识
虽然电改给电力企业带来了广阔的机遇，但是电改尚在进行，还有许多需要完善的地方和亟需解决的挑战。
总的来说，宋枫在三个维度上对进一步深化电改的挑战进行了总结：在市场化维度上，市场体系还有不完善的规则与机制，电价形成机制尚未完全理顺，行政干预也会给市场带来干扰;在零碳化维度上，碳定价机制不完善、新能源参与市场的设计、与市场协同的产业政策制定均带来挑战与不确定性;在一体化维度上，调整全国统一大市场带来的利益，破除省间壁垒，平衡地方利益都是待解决的问题。这些挑战和不确定性如果落到电力行业层面，将带来金融风险。
尤其是市场化维度上的金融风险问题，清华大学交叉信息研究院助理教授于洋表示，现在的政策设计中，容量和辅助服务机组尚无定价，会导致发电企业无法平衡他们的固定投入，从而使电力行业的金融投资局面恶化。此外，当下对煤电的实际价值估算可能还不准确。如果没有完善的市场体系，可能会造成不理性的煤电投资，造成排放锁定或资产搁浅的风险。因此，如果电力企业只考虑燃料成本而忽略风险，将对电力行业金融的局面无益。
挑战与机遇并行，企业需紧跟动态且灵活应变
能源转型带来的新趋势，如建立新型电力系统、智能电网等，将赋予电改全新动能。7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，将电改与新型电力系统两大任务相结合，为电改增添了适应新能源发展需求的背景。这无疑为企业带来了更多选择与机会，但同时也意味着企业需要在应对电力系统转变及电力体制改革中有更多考量。
能源革命的大背景下，电力体制改革将牵涉到更多利益相关方，而不同尺度上各个利益相关方的差异，也将为电改带来多层次、多方面的复杂性。正如宋枫所说：“现在我们面临的问题有省间壁垒的问题，涉及到央地关系、地地关系之间的矛盾，所以电力市场化改革或者体制改革在市场化、低碳化和一体化三个维度上的改革进展、面临的挑战和要解决的核心问题并不一样”。这意味着加速电力体制改革需要协调各方主体，破除多方面的壁垒，融通发展电力全产业链，探寻行业及社会的利益最大化，实现全行业乃至全社会齐发力推进电改的进程。
而在现阶段参与电力市场的企业需要做的，是紧密关注行业动态，识别相关风险与机遇，合理制定发展策略，灵活应对，在电改的浪潮中找寻到适合自身的可持续发展道路，为电力体制改革的全面深化推进做出贡献。
