2017年，我国电力体制改革持续向纵深推进，改革广度深度得到进一步拓展，改革红利持续释放。
这一年，电力体制改革步入实操阶段，综合试点和专项试点进一步扩围，各项改革举措以点带面全面铺开，形成了综合试点为主，多模式探索的新格局。输配电价改革成为新一轮电改以来首个全面完成的专项改革。增量配网、售电、电力现货市场等关注度和积极性最高的领域迎来重要进展。市场化交易规模持续扩大，市场主体更多元，交易方式更灵活。
一年来，电力行业坚持以改革的方法解决问题，改革节奏力度在实践摸索中走向科学稳健，市场机制规则在创新探索中走向成熟完善，市场行为在总结反思中走向理性规范。展望2018年，电力体制改革将进入攻坚期和深水区，也将更深入地触及关键实质性问题。
市场化改革作为新时代能源体系构建的重要手段，将在推动能源发展质量变革、效率变革、动力变革上发挥关键作用。可以预计的是，新的一年，电力市场化交易规模将进一步扩大，电力市场建设将在降低工业用能成本、提高供电质量、促进能源资源大范围优化配置及推进能源绿色发展等方面着力推进。
机制建设稳中有新 市场结构加速完善
回顾新一轮电改近3年的历程，输配电价改革是覆盖面最广、改革举措最为紧锣密鼓的领域。
2017年，改革迎来收获期，输配电价改革实现省级电网全覆盖，首轮改革全面完成。改革历经两年半时间，共核减32个省级电网准许收入约480亿元。随后，区域电网和跨省跨区输电价格改革启动。
2017年底，国家发展改革委出台区域电网和跨省跨区专项工程输电价格定价办法，并针对地方电网和增量配网的配电价格出台了指导意见。
至此，我国建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架，输配电价改革也成为电力体制改革领域首个全面完成的专项改革。
输配电价格的厘清，为进一步放开竞争性环节电价，进一步建设全国统一的电力市场起到基础性作用。2017年竞争性环节市场热火再燃，改革深水区中的核心领域和实质性问题成为2017年改革的主题。
增量配网改革在2017年取得超出预期的进展。
2017年11月，第二批89个增量配电业务改革试点获批，全国增量配电业务改革试点达到195个。第三批改革试点的报送工作也于2017年底启动，预计2018年上半年实现地级以上城市全覆盖。
同时，社会资本加入增量配网业务得到进一步推进。2017年11月，国家发展改革委召开电力体制改革专题会提出，要结合增量配电业务改革扩大电力领域的混改试点，组织推进一批混合所有制改革和电力体制改革相结合的增量配电业务试点项目。2017年12月22日，全国发展改革会议上明确表示，2018年要以直接交易和增量配电市场化为重点深化电力体制改革。
增量配网改革将在2018年持续升温，成为新一年改革的突破口。
在售电侧，市场竞争机制初步建立，市场交易规模进一步扩大。随着江苏售电侧改革试点获批，2017年全国售电侧改革试点达到10个。截至2017年底，在各级电力交易机构注册的市场主体6万余家，其中发电企业2.8万余家，电力用户3万余家，售电公司2750余家，社会资本投资售电业务热情高涨。据统计，全国除西藏、海南外，其余各省区市均组织开展市场化交易，全年交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重达26%左右，同比提高7个百分点。
电力市场建设是电力市场化改革的核心内容，2017年，电力现货市场建设正式启动，成为改革的重大亮点。第一批试点涵盖8个地区，将在2018年底前启动电力现货市场试运行。截至目前，各试点地区工作已相继启动，并积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易，逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新表示，建立电力现货市场意义重大，有利于通过市场机制发现电力价格，有利于资源优化配置，有利于促进可再生能源消纳。
2017年，跨省跨区电力交易规模进一步扩大，打破省间区域间壁垒的探索更为积极，为推动清洁能源消纳发挥了重要作用。
截至2017年底，跨省区市场化交易电量2991亿千瓦时，同比增长45.7%。跨省跨区清洁能源送出电量5870亿千瓦时，占总送电量的54.5%，电力交易机构在落实优先发电计划的基础上，创新交易机制，通过挂牌、水火替代、集中竞价、合同转让交易等方式开展四川、云南水电送出市场化交易。完成西南水电送出2638亿千瓦时，增长10.2%;实现风电、光伏发电跨省外送市场化交易电量366亿千瓦时，同比增加26%，有效缓解了“三北”地区弃风弃光压力。
2017年，电力市场机制建设举措频频，市场结构加速完善。10月，分布式发电市场化交易试点确定，第一批试点地区将于2018年2月启动交易。此举将带动分布式发电技术、市场和政策体系的加速发展，发挥市场作用挖掘分布式发电的优势。11月，国家能源局发布完善电力辅助服务补偿机制的工作方案，电力辅助服务市场建设加速。
在交易机构方面，截至2017年底，我国除海南外的所有省份均已组建省级电力交易中心。11月8日，全国电力交易机构联盟成立，覆盖北京、广州两个国家级电力交易中心和32个省级电力交易中心，联盟的成立将有力促进电力交易机构更有效发挥作用，为市场主体提供更优质服务，对电力市场建设意义重大。
电力市场机制建设的稳步推进和大胆探索加快了竞争充分、开放有序的市场结构和市场体系的形成，电力市场化改革对提高清洁能源发电比重，优化调整我国电力装机结构的作用也随之进一步凸显。
探索赢利新模式 市场行为走向理性规范
随着电力市场建设推向纵深，市场化交易规模加速扩大，改革红利进一步释放，企业用能成本进一步降低。尽管2017年燃料成本上涨，电力直接交易价格降幅有所收窄，但每度电仍较原政府目录电价下降0.05元/千瓦时，为工商企业减少电费支出603亿元，同比增长5.2%。
同时，电价结构的不断优化也推动用电成本的降低和市场化改革的进一步推进。2017年，国家发展改革委取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金390亿元，将腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。自12月1日起，取消临时接电费，每年可减少占用企业资金约80亿元，取消向用户征收的城市公用事业附加费353亿元，取消电气化铁路还贷电价60亿元。
电力市场规模的扩大和市场主体的加速探索更需要规范有序、竞争有效的市场秩序。2017年，电力市场监管击出重拳，能源行业信用体系建设加快推进。成立能源行业信用体系建设工作领导小组，印发《能源行业市场主体信用评价工作管理办法(试行)》。此外，国家发展改革委委托中电联加强电力行业奖惩名单管理。河南、湖北等地相继组建电力市场管理委员会。一系列举措对营造健康的市场环境、规范市场主体，推动电力市场良性发展具有长远意义。
2017年，在电力体制改革对电力市场原有利益格局的持续冲击中，各类市场主体和利益相关方更积极地融入市场，以对新赢利模式和新业态的探索在新的市场环境中寻求可持续发展。在市场结构和市场体系日益完善的基础上，市场主体在摸索实践中对市场的理解更为深入，判断更为冷静，市场行为更趋理性规范。
其中，赢利模式转变后的电网企业纷纷向综合能源服务商转型。国家电网明确将综合能源服务作为新的利润增长点，提出到2020年累计实现业务收入500亿元，显著提升市场份额。广东电网成立综合能源投资有限公司，设置增量配网、分布式能源、电动汽车、能源服务等6个新型业务。
发电企业的市场意识被全面激活，企业收益来源于争取优先发电计划、竞争性市场交易电量、发电权置换和辅助服务补偿等多方面，对市场交易规则和市场策略的研究更为关键。同时，发电企业纷纷开展售电业务，投资新能源，发挥专业优势和市场优势，稳定企业整体收益，增强抗风险能力。
2018年已开年一月有余，综观一月份电力市场运行情况，我国电力交易态势活跃，并呈现出了品种更多、范围更广、交易量更大的特点。展望新一年，电力市场建设步伐将进一步加快，市场化交易比重将继续大幅提高，企业用电成本将持续降低。电力市场规则和机制需更加完善，电力现货交易将进一步探索推进，逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场，持续推进辅助服务市场建设。另外，增量配网将成为2018年改革重点领域，其中，项目股权、增量与存量区分、规划衔接、供电营业区域划分等业内广为关注的共性问题将迎来更具可操性的指导意见和办法，增量配电市场将进一步透明放开。
2018年，全面深化改革、持续释放发展活力的新征程开启，电力体制改革范围将更广、措施将更多、力度将更强。电力市场建设将把握2018年全国发展和改革工作会议和全国能源工作会提出的各项改革任务，在改革攻坚期直面改革核心领域和关键问题，争取重大实质性进展。
