各地與大用戶直接交易的情況也與云南類似。盡管開展大用戶直供，有利于發電企業爭取更多電量，降低固定成本，增加綜合收入，但由于地方干預、用戶壓價、供大于求的影響，直購電變成“優惠電”。據某發電集團調查，已開展直購電區域，直接交易電量價格均比標桿電價降低0.6-5.5分/千瓦時不等，平均降低約3分/千瓦時左右。例如，貴州省2014年省經信委組織計劃定向直供，第一批合約20億千瓦時，每千瓦時讓利2分;第二輪簽約電量60億千瓦時，占市場份額4%，每千瓦時讓利3分。2015年將完成250億千瓦時，占市場份額18%，每千瓦時讓利從3分到0.12元。

 

二是煤價市場持續低迷帶來的影響。2011年末開始，環渤海5500大卡市場動力煤綜合平均價格從最高時860元/噸一路下跌。今年8月中旬，跌至411元，煤價指數下跌115元/噸，成為發電行業近年來盈利大幅度提升的“基石”。但是，新電改將改變“以政府定價為主”、“難以及時并合理反映用電成本”等問題，形成由市場決定電價的機制?？梢灶A見，今后電價不再以煤價波幅超過5%，以年度為周期進行調整，電價漲跌有可能是“分分秒秒”的事，價格信號與杠桿作用突現。因此，電力行業由于市場機制的作用，不太可能因政府定價的“遲緩”或“不到位”，像2008年那樣使火電巨虧，又像2012年以后煤電聯動“滯后”找回“舊賬”，火電著實“火一把”。目前，低迷的煤價預示著電價的回落，火電業績大幅提升從此將受制約。

 

三是新常態下經濟穩增長壓力帶來的影響。經濟新常態下，全國各地經濟穩增長的壓力加大，一些高耗能行業、實體企業出現經營困難。近年來，我國全面深化改革，中央政府大力簡政放權，放權于市場、企業，放權于地方政府，能源領域力度最大，除保留核電、大型水電外，其他電力建設項目的核準都交給了地方，即使新電改也先試點，再推廣，地方政府擁有很大的主動權。由于各地經濟下行、工商業用戶特別是高耗能用戶對電價下調有強烈的訴求，再加電企多屬央企，貴州、云南、內蒙等一些能源外輸基地紛紛要求參與電改，抓住電力過剩的時機，借助市場交易降低電價，分享蛋糕。4月17日，國家發改委召開的全國電改工作會上曾發出“警告”，避免借電改名義發展高耗能產業，使直接交易等變成降低高耗能企業成本的特殊政策。

 

四是完善跨省跨區電力交易機制、建立輔助服務分擔共享新機制的影響。新電改配套文件《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》，明確跨省跨區送電，由送受電雙方在自愿平等基礎上，按“風險共擔、利益共享”原則協商或通過市場化交易方式，建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制，有利于讓送電、受電雙方形成更加緊密的利益共同體。同時，下調跨省跨區水電輸送的落地電價，有利于受電省份繼續保持、甚至擴大消納量。但是，各地電力市場發生了情勢變更。過去送受端電力均短缺，或者送端富余、受端缺電，有利于資源優化配置，實現雙贏。但是，目前送受端電力均富余，將會導致“幾家歡樂，幾家愁”的局面，在全國用電總量上新增邊際效果不會太明顯，東南沿海的受端電廠會受到一定的沖擊。如浙江省外購電的比例達三分之一左右，讓區域電力過剩的現象更加嚴重。同時，9號文提出要適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償，對發電企業影響中性。

 

3、售電側改革的內容及影響。改革內容包括：鼓勵社會資本投資配電業務，多途徑培育市場主體。允許高新產業園區或經濟技術開發區、社會資本、公共服務行業、節能服務公司、符合條件的發電企業投資組建售電公司。允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易。

 

賦予市場主體相應的權責，鼓勵售電主體創新服務，向用戶提供合同能源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。建立市場主體準入和退出機制，電網企業履行保底供應商義務。

 

3月中旬9號文一公布，立即引起了業內外的廣泛關注，一致認為“穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務”是本次電改的最大亮點。隨后，一些社會資本和地方能投紛紛投資設立售電公司，廣東、江蘇、山東、龍江、浙江……在全國似有燎原之勢。與之形成反差的，作為電力行業巨頭的五大發電集團，除了華能集團下屬內蒙華電、華能國際設立內蒙古電力熱力銷售公司、華能江蘇能源銷售公司和華能廣東能源銷售公司，國家電投集團下屬寧夏能源鋁業成立寧夏電能配售電公司外，時至今日其他發電集團公開布局售電市場的實質性動作并不多。五大發電集團到目前之所以還“穩得住”，除了不愿意充當“出頭鳥”外，主要是因為國家法律還有障礙，售電側改革的配套政策還不明朗，電力業內外仍有一些改革爭議。五大發電集團自身既有“底氣”，又缺乏資源、人才、經驗、平臺，也是重要影響因素。