随着新一轮电改的有序推进以及能源革命与能源互联网的双向引导，我国的电力行业与市场形态将进入全新的发展阶段。对于电网企业，要想跻身国际先进行列，更快建设“世界一流电网”，需要在传统“稳定增长，满足供需”的基础上，更加注重基于新电改的运营模式转变与融合，注重电能服务质量的阶段跳跃式提升，注重电网运营工作的客观有效评价，依据不同阶段电力市场的特点和发展程度，明确电网服务呈现的不同侧重点以及电网运营管理评价的差异。
一、新电改对电网企业的影响分析
1、单独核定输配电价，改变电网企业投资规划理念
“单独核定输配电价”是本轮电改亮点之一。“9号文”提出政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性务和网络型自然垄断环节，单独核定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。
输配电价的单独核定使电网的收益模式产生变化，其将电网传统的电量购销差价盈利模式转换为按合理成本、合理盈利原则制定的收益模式。电网企业发展方式将由依赖电量外部增长转变为依赖成本控制和资产管理水平的内部提升。因此，相比于传统“事后调价”的形式，新电改背景下电网企业应进一步规范输配电成本管理，同时，积极响应电改终极目标，将配网规划重点更多地放在如何提高新能源的消纳比例，如何提高输配电效率等方面。
2、推动电力多方直接交易，增加电网企业网架坚强要求
引导市场主体开展多方直接交易是我国电力市场化改革的切入口。“9号文”中进一步提出有序探索对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易，短期和即时交易通过调度和交易机构实现，为工商企业等各类用户提供更加经济、优质的电力保障。
同时，规范市场主体准入标准，鼓励建立长期稳定的交易机制，建立辅助服务分担共享新机制，并完善跨省跨区电力市场交易机制。
电力多方直接交易范围的扩大将导致配电网潮流分布的不确定性增强，同时，工业园区内各电网企业共同参与购电，将有可能产生一批由园区中小型电网企业直接组建的大用户，直接与电网企业进行交易，使大负荷用户数量增多，这将对电网网架结构的坚强程度提出更深层次要求，同时，跨省区电力交易机制的逐步建立，也将进一步要求电网企业提升跨区资源配置能力。
3、开放电网公平接入，转变电网企业配网规划路线
分布式电源及储能设备的接入是电改及未来能源互联网的发展方向，也是实现节能减排的基本要求。“9号文”强调积极发展分布式电源，采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率；同时，完善并网运行服务，支持新能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用机组上网；此外，加强和规范自备电厂监督管理，并全面放开用户侧分布式电源市场。
开放电网公平接入对配电网规划影响最大。分布式电源及其并网发电的发展同电力多方直接交易一样，也将导致配电网潮流分布不确定性增强；且新增大量分布式电源、储能设备与微电网发电等电源节点，用电负荷的主动性增加，因此将会大大增加电网寻找规划模型最优方案的难度；同时，电网企业需进一步明确电改核心价值，在未来发展中强化对新能源消纳和分布式能源发展的支撑能力，夯实推动可持续发展的基础。
4、配售电业务逐步放开，改善电网企业统筹经营模式
售电侧放开是本轮电改的亮点之二。售电业务放开后，民营资本可以投资新增配电网，同时，“9号文”明确提出鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。
随着民营配电电网企业的成立，新增配电网建设的地点、规模将由民资自主决定，配电网投资主体将变得多元化，不再在电网企业的掌控之内，因此，电网企业将难以对电网的整体架构进行提前把握，以优化规划，实现整体的资源合理配置；另一方面，配售电业务放开将使电网企业面临较大的竞争压力，电网企业亟需进一步提高经营能力和优质服务水平。
二、不同电力市场发展阶段的电能服务
在电能产品层面，有物理和商品二种属性。电能产品的物理属性主要有电能质量、可靠性等描述方式。对于用户而言，电能的商品属性可以用“服务”来宽泛涵盖，但“服务”一词在电力市场不同的发展阶段有不同内涵。而对电网服务的刻画评价根据不同阶段服务的主要内容，有不同的侧重点。
1、电力市场发展的初级阶段
在初级阶段，“服务”与现有的电信产业中服务的内涵较为接近，主要就是指按照协定的价格在协定的时间段内稳定提供符合质量标准的电能，并在出现问题时及时有效地进行响应、动作、解决和反馈，同时为用户提供基于业务流程的全周期咨询服务。对于电网企业而言，在这一阶段的服务品质刻画方法与现有的各地电力公司供电服务品质评价方法基本一致，既包括公司内部对业务部门和流程的监督与考核；也包括外部客户的满意程度、投诉频率、服务期望等客户对电网服务品质感知的评价。这一阶段的服务评价侧重于电网的基本业务能力。
2、电力市场发展的中期阶段
在中期阶段，随着电改的推进，加之能源互联网建设的稳步开展，在相关商业模式大量衍生并逐渐成熟之后，用户对“服务”的要求除了电能供应之外也会变得更多元和广泛。比如，包括用电生产策略制定、用电数据信息实时或定期收集与反馈互动、需求侧响应策略、面向居民和小区用户的用电设备选择与维护等增值业务在内的综合能源服务管理等。对于电网企业而言，在这一阶段一方面需要延续前阶段的供电服务品质评价方法，另一方面需要增加对上述新增业务的评价。比如增值服务产品成交量、客户保有量和对应的增量交易电量、同时还可通过收集用户需求来评价已有业务的需求覆盖率：基于已有的业务种类，用户提出的需求种类越多，说明已有业务的需求覆盖率越低，还需要进一步丰富业务种类；而用户提出的需求种类越少，说明业务的需求覆盖率越高。这一阶段的服务评价侧重于电网对用户需求的挖掘能力和通过产品设计满足用户需求的能力。
3、电力市场较为成熟的阶段
在电力市场发展成熟阶段，新能源的发展和渗透率将大幅提高，能源互联网运营模式较广泛实现，未来电力市场将逐渐建立起“横向多源互补，纵向源网荷储协调”的电力系统架构，不同能源之间形成合作与竞争共存的市场机制。在这种情况下，基于大数据和云服务技术，根据用电负荷的历史数据和预测结果，同时结合相关的节能减排指标，帮助用户选择用能组合策略以在满足用电要求和环境指标要求的前提下实现经济性最优，成为用户需求较高的一项服务。此时对电网企业而言，在所提出的电源组合策略能满足负荷要求的前提下，从策略的经济效益、环境效益和社会效益等方面来衡量其服务水平。这一阶段的服务评价侧重于电网的综合能源管理和增值服务拓展。
三、对未来电网评价体系构建的若干建议
1、电网规划层面
增加经济性指标权重：单独核定输配电价，将电网传统的电量购销差价盈利模式转换为按合理成本、合理盈利原则制定的收益模式。因此，设备利用率、负载率、投资回收期、净现值等经济性评价指标的好坏将直接影响未来的公司效益，评价时应对相关经济性评价指标进一步倾斜。
增加“源网协调建设”考核指标：“横向多源互补，纵向源网荷储协调”是未来电力系统的发展方向。需考核微网、主动配电网等源网协调技术建设情况，将数量庞大、形式多样的电源进行灵活、高效的组合应用，提高电网运行的自主调节能力，从而降低供应侧随机性给电网安全稳定运行带来的影响。
2、市场交易层面
增加阻塞管理考核指标：随着电力体制改革的深化，电力双边交易规模将在我国逐步增大。电网公司作为保证交易实施的系统运行机构，其阻塞管理水平将直接影响到我国电力双边交易的发展。
增加交易完成度考核指标：大用户直接交易在我国已实施一段时间，交易完成度可直接反映市场健康指数；在未来多主体、多交易的电力市场中，交易完成度将反映公司真实运营情况。
3、客户满意度层面
深化客户满意度考核指标：随着售电侧市场的放开，竞争性的售电市场将逐步形成，客户满意程度将直接影响公司的用户黏性。未来公司的客户不仅包括发电企业、电力用户，还存在若干售电公司，应建立更加完善、针对不同类型用户、和市场发展阶段相符合的客户满意度评价指标。
4、节能减排层面
加强绿色电力发展考核指标：安全、清洁、高效是未来我国能源电力系统建设的基本方向，应加强电网对于可再生能源消纳能力的评价，包括可再生能源消纳率、可再生分布式电源渗透率、清洁电力传输与损耗水平等评价指标。
增加需求侧响应实施考核指标：综合资源规划要求“网荷储互动”，能源互联网“开放共享”特性更增强了需求侧的重要作用。需求侧资源视为与储能、供应侧资源相同的、可调控的资源。实现储能、需求侧资源与电网之间的能量双向交互，未来电网评价应增加对储能、需求侧资源参与电网调控的考核，应用大数据分析，引导需求侧主动追寻可再生能源出力波动，配合储能资源的有序充放电，增强电网运行的安全稳定性，同时实现系统整体节能减排。