当前，发电企业的核心商业模式是相对单一的生产和销售电力。为适应经济新常态、改革新要求，树立和贯彻创新发展理念，推动能源消费和生产革命，创新商业模式是发电企业有效应对市场环境变化的重要手段，更是发电企业寻找新的效益增长点、实现可持续发展的战略立足点，从这个意义上来说，商业模式创新重要而且紧迫。
国际看，世界同类能源发电企业大多是集发、配、售电为一体的综合能源公司，同时还涉足其他能源的配售、交易业务，以及储能、智能电表、智能电网、能效管理等能源服务业务。发电以外的收入是同类能源企业的重要收入来源，甚至远远超过发电业务收入。
其中在发售方面，西班牙伊维尔德罗拉、杜克能源、法国电力和意大利电力公司收入占比分别为67%、94%、72%和62%。在配售方面，德国意昂、莱茵公司、韩国电力和东京电力公司收入占比分别为29%、87%、63%和76%。可以看出，发售和配售是世界同类能源企业的主要业务构成。
聚焦国外发电企业的配售电发展情况，有以下4个特征：
一是逐步放开用户选择权和引入售电商。这是一个渐进过程，一般来说要经过十几年的市场培育期。
二是独立售电企业的市场份额都不大，发售一体化或配售一体化公司仍将是售电市场的主体。
三是售电市场是一个相对集中的市场，一般国家主要售电商市场占比都在80%以上，且市场化开放程度越低这一数据越大。
四是竞争性高的市场，用户转换率较高。
进一步研究国外发电企业的商业模式，其中具有代表性的有：东京电力公司推出了针对大客户的一体化营销方案和针对居民用户的一步到位服务方案，并针对不同用户设立了三级营销体系;British Gas采用了气电协同战略;EDF Energy和CEG采用B2B以及B2C模式;Tuas power的业务协同与增值服务;Webenergy的虚拟电厂模式;KiwiPower的需求侧响应服务;德国售电公司的绿色电力产品套餐服务，以及围绕售电进行的金融增值服务等。
国内看，电改9号文颁布后，国家先后开展了输配电价、售电侧和综合改革试点工作。截止当前，我国已经有16个省列入电改综合试点、6省列入售电侧改革、18个省进行输配电价核定，成立了2家国家级电力交易中心和29家省级电力交易中心。综合当前改革进程，我们判断电改将加速推进，一是电改将加速，预计2018年和2020年实现工业电和商业用电量全部放开。二是2～3年内实现现货市场试点运行，预计不到10年时间内建成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。
配售电改革方面，售电公司分为电网企业的售电公司，社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权的售电公司，以及不拥有配电网运营权、不承担保底供电服务的独立售电公司等三类。
从产业结构和业务协同来讲，第一类售电公司拥有较强的市场统筹能力，其报装、计量、抄表、维修、收费等业务可以衍生出不同的细分市场业务，未来的增值服务包括微网、需求侧管理、能源互联网、虚拟电厂、电动汽车服务及电力大数据等。
第二类售电公司中的增量配网会体现较大的区域及功能区块的差异，按照当前国内开发区开发现状，增量配网不少是开发条件一般的“边际”配电网，技术经济指标受制于较多边界条件。
第三类售电公司是当前售电市场的“主战场”，竞争较为激烈，未来的增值服务包括电价套餐服务、综合能源服务、节能服务、合同能源管理、能源信息服务、绿色电力套餐服务等。
对发电企业而言，要推动发电侧配售服务体系和平台建设，加大布局配售电业务和需求侧增值服务，构建发售、配售一体化的业务格局，其中发售一体是根本，商业模式创新路径可循“关系营销——专业化服务营销——增值服务营销”进行转变;注重和借助资本市场资源，通过投资等方式适时进行配售一体延伸。同时重视发展分布式能源、微电网、储能、电力需求侧管理、电动汽车充电业务等能源生产和服务业务，为用户提供发、配、售电一体化的能源解决方案，为市场提供精细化、差异化和个性化的优质服务，不断拓展业务模式和利润增长点。
具体建议：
一是要转变观念，增强市场意识、成本意识、效益意识、份额意识、品牌意识。
二是尽快构建适应售电市场竞争需要的营销管理体制。
三是建立适应市场化的销售管理制度和激励机制。
四是研究竞争策略，迅速抢占配、售电细分市场份额。
