拆分电网公司，将售电与输电职能分开，成立隶属于省级或者区域联合体的电力销售公司。增加售电主体、提高售电市场的竞争程度，进而将电网的经营模式从“独买独卖”改为“输电商”，是电力改革的突破口与起点。
总体而言， 电力在我国仍旧是一个高度管制的能源部门，这一特点突出地表现在发电、输配电、用电以及整个价格体系的不灵活(inflexibility)。
发电结构以煤电为主，快速调节能力较为缺乏，这是可再生能源接入电力系统的一个障碍;输配调度仍以“平均调度”为主，对高效机组激励不足;用电工商业份额占比超过85%，负荷峰谷差相对较小，对负荷跟踪与峰荷出力的需求要低;发电价格、输配电电价与终端销售电价由政府制定并决定调整的节奏与幅度，缺乏市场发现价格与发电市场份额的机制与基础设施。
这些问题，都有赖于即将推进的电力体制改革予以解决或者纠正。其中，增加售电主体、提高售电市场的竞争程度，进而将电网的经营模式从“独买独卖”改为“输电商”被认为是最易操作的改革之一，可能成为改革的突破口与起点。本文就售电市场放开之后，市场主体如何形成与发展做一番展望，并讨论目前的几个争议问题。
大用户直购电是培育市场售电主体的第一步
电老虎从欧洲与美国放松管制(deregulated)市场的情况来看，趸售(批发)电力市场已经充分的放开。电力的大用户(比如通常的电力密集型工业或者大型集团联合体)相比一般用户具有更大的灵活性，可以采用通过签订长期双边合同、现货市场竞价交易、购买期货合同对冲价格波动风险等形式满足自身的电力需求。
由于大用户用电的量级与稳定性，长期合同相比短期波动市场的权重往往更大(当然，短期市场有价格发现功能，并体现即时供需波动与市场效率，仍是不可或缺的)，对发电商的吸引力也大。
2014年初，法国最大的电力消费集团Exeltium与法国电力公司(EDF)谈判长达24年的电力供应合同。EDF提供的批发价格在42欧元/MWh，Exeltium则认为需要进一步下降10%，理由是邻国德国的大工业长期合同价格低于37欧元/MWh。要保持竞争力，电力必须降价才行。这是典型的长期合同。
无疑，电力大用户自由选择供电商、电力消费的地点与时点，有理由成为我国售电市场放开的第一批市场主体。事实上，在此之前，直购电交易已经有了一些实践。作为电力体制改革的起步，大用户直购电以其操作较为直接、能力建设要求与复杂程度相对较低有望成为积极推进的政策。
但是，大用户直购电可能会使得高耗能行业享受比现在更低的电价水平。这一点居然(是的，笔者很惊讶)引发了相当的争议，甚至被扣上“国有资产流失”的帽子，颇有中国特色。
大用户直购应该是一种机制，属于供用双方直接见面，通过类似“双向拍卖”的方式确定双方均可以接受的电力价格的交易行为。限制高耗能产业，应该属于政策限制，属于手段的范畴。最起码，不能因为高耗能可能获得较低的电价，就认为大用户直购电是不对的。
如果限制高耗能被认为是正当的目的，需要通过抬高其面临的电价限制其发展，那么加税抬高其能源成本属于局部政策手段。不应该因为高耗能直购电可能享受更低的电价，从而“投鼠忌器”，就限制一般性的整体经济机制安排发挥作用。
更进一步，根本上讲，对于高耗能的限制理由应该在于其环境的负外部性，这一问题的解决有赖于环境标准的提高与执行的刚性。高耗能并不具有“原罪”，其用电行为并不存在负的外部性影响。
总体而已，大用户直购机制作为电力体制改革的起点，具有重要的意义，是培养售电市场主体的第一步。
第一，可以一定程度上破除电网垄断性经营，还原Utility(电力公共事业)的真意。大用户将是售电市场的第一批批发商与用电主体。
第二，通过直接交易，减少中间交易成本、解决价格的内生性问题、发现行政定价距离“最优价格”的差距。
过去的行政定价存在着对价格体系的扭曲，比如相对于电力的价值，有些地区电价水平过高(比如东部地区，可以利用进口的廉价煤炭，市场需求也旺盛)，有些地区电力价格水平过低(比如煤炭产区附近的电厂，其节省的运输成本在煤炭市场化后极其有限)，这些问题有望得到一定程度的纠正。交易成本的变化，是基本的市场价格变化与经营环境变化，与国有“资产”无甚瓜葛。
第三，对于进一步电力体制改革具有程序性与能力建设的意义。
这一改革措施，无疑将提高总体电力运行的效率，“做大蛋糕”，通过降低交易成本与最终电价与产品成本，提高发电、输电与用户的“福利总水平”。如果这一改革对整体的意义重大，非常必要，那么必须冲破受损利益群体的阻挠。改革的整体“必要性”(提高整体效率)的经济问题与改革的分布式影响可能阻碍改革“可行性”(部分利益群体受损)的问题不能混为一谈。
新的购电主体如何起步与发展
拆分电网公司，将售电与输电职能分开，成立隶属于省级或者区域联合体的电力销售公司，应该是比较自然的快速培养市场主体的途径。其基本的商业模式，是 |
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