2015年3月，以中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》颁发（以下简称9号文件）为标志，新一轮电力体制改革的热潮在全国强势掀起。

　　两年多来，电力体制改革取得重要进展和积极成效，成为全面深化改革这一壮阔画卷中浓墨重彩的一章。

　　问题是时代的声音。与以往的电改不同，此次电改坚持问题导向，主要针对市场交易机制缺失、资源利用率不高；价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成；政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善；发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难；立法修法工作相对滞后，制约电力市场化健康发展五大问题，实现目标综合，既要建立市场化运行机制、完善政府监管体制、优化行业组织形式，又要强化发展规划、推进能源法规建设、兼顾绿色发展与节能减排等多重诉求，系统性、协调性明显增强。

　　一是以6个配套文件为重点，构建电力体制改革的“四梁八柱”。紧密结合本次电改的“制改”特点，围绕推进电力市场建设、输配电价改革、售电侧改革、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、加强和规范燃煤自备电厂监督管理等核心内容，国家发改委、国家能源局制定出台了6个配套文件，进一步细化、明确了电力体制改革的有关要求和实施路径。6个配套文件是一个有机整体，在9号文件引领下，和批复各地的试点文件一起，既架起了整个电改的四梁八柱，又完整构成了相关重要改革的操作手册，为电改各项重大部署的落地，提供了基本依据。

　　二是落实改革主体责任，多模式、多层次试点格局初步形成。截至目前，云南、贵州等21省区市开展了电力体制改革综合试点，重庆、广东等9省区市和新疆建设兵团开展了售电侧改革试点，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省（区、市）。输配电价改革已实现省级电网全覆盖，为多方直接交易奠定了坚实基础，成为9号文件颁布以来，第一项取得重大突破性成果的电改任务。今年进行的第二批、第三批输配电价改革，涉及到26个省，完成降价380亿元。数字表明，电网企业涉及到与输配电价不相关的或者不合理的金额比例是14.5%，达到1180亿元。输配电价改革后，平均输配电价比现行购销差价每千瓦时减少1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。首轮输配电价改革试点已全面完成，近日将由省级价格管理部门向社会公布。与此同时，国家发改委、国家能源局日前表示，2018年底前我国将启动电力现货交易试点。选择部分区域和省开展电力现货市场建设试点，研究建立中长期交易规避风险、以现货交易发现价格的电力市场体系，发挥市场在资源配置中的决定性作用。在“无现货、不市场”的理念下，此举无疑将为当下的电改注入强大动力。

　　三是交易机构组建工作基本完成，促进形成公开透明的交易平台。交易机构的建设和作用的发挥反映着地方电力体制改革的进展水平。各级电力交易机构已组建到位。北京、广州电力交易中心相继挂牌，成立了市场管理委员会。除海南、西藏以外，全国其他省份均建立了电力交易机构，其中云南、贵州、广东、湖北、重庆等7省市组建了股份制交易机构。

　　四是加快放开配售电业务，有效激发市场活力。出台《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电业务管理办法》，建立市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度。目前，全国注册成立的售电公司已达7000家，改革为电力用户提供了多样化的选择和不断优化增值的服务。规范开展第一批105个增量配电业务改革试点项目，鼓励社会资本参与配电网投资，建立多元主体参与的竞争机制。国家能源局制定了对拥有配电网运营权的售电公司颁发电力业务许可证的具体措施。105家增量配电业务试点作为新一轮电改的重要突破口和改革“试金石”的作用正在积极显现。日前，国家发改委、国家能源局又印发《推进并网型微电网建设试行办法》，为微电网健康有序发展提供政策支撑。

　　五是以扩大电力市场化交易规模为重点的改革举措，为企业降成本释放巨大红利。2016年一年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。其中，直接交易电量接近8000亿千瓦时，同比增长85%，为用户节约电费超过573亿元。煤电价格联动方面，下调燃煤机组上网电价每千瓦时3分钱，并同幅度下调一般工商业销售电价，每年减少企业用电支出约225亿元。完善两部制电价方面，有效减轻了大工业用户基本电费负担，用电企业基本电费支出年减少约150亿元。通过以上改革举措，全年共计减少企业电费支出超过1000亿。

　　2017年，全国市场化交易电量再创新高。来自国家发改委、国家能源局的信息表明，今年市场化交易电量将超过2万亿千瓦时，占全社会用电量的35%以上。今年1—6月，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500万千瓦时，已执行的合同度电平均降价4.7分。预计今年全年电力直接交易电量规模1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。电力市场化交易持续给力供给侧结构性改革。

　　改革深水区问题露水面

　　习总书记曾经指出：“中国改革经过30多年，已经进入深水区，可以说，容易的、皆大欢喜的改革已经完成了，好的肉都吃掉了，剩下的都是难啃的硬骨头”。

　　回顾新一轮电力体制改革两年多的推进，成就令人瞩目，但各种困难和问题也开始显现。从上世纪80年代集资办电，到本世纪初实行的厂网分开，30多年探索，深水区的电改在不断前行的路上，活力和动力持续，矛盾和问题已然。

　　一是电力体制改革陷入“电改就是降价”的认识误区。新一轮电力体制改革是我国全面深化改革的重要组成部分。根本目的是坚持市场化的改革方向，实现的是多目标，发挥市场在资源配置中的决定性作用。不能把电改简单等同于降价，市场化定价要尊重市场规律，并不是只降不涨，降价的收益分配也是市场化的过程，应该由市场来决定。

　　但从各地电力体制改革的实际情况来看，市场化交易基本采取直接交易的方式，由电力用户向发电企业或通过售电公司购电，基本是在打降电价之牌，将推行直接交易作为降成本的重要举措。与上一轮电力体制改革不同，本轮电力体制改革的参与主体引入了地方政府和电力用户，一定程度上，地方政府成为本次改革的实际操刀者，在经济下行压力加大的背景下，降电价成为有的地方政府降成本的“有效手段”。

　　二是配售电企业的核心竞争力尚不适应新形势的要求。虽然各地售电公司如过江之鲫涌向市场，短短两年多时间就逾7000家，对电力用户的争夺可谓激烈，但真正有电可售并赚钱的并没有想象的那么多。

　　有媒体作过统计，以国网和南网售电公司最多的两个省份为例：在山东，工商注册829家售电公司，然而，通过交易中心公示并拿到售电资质的只有335家，有交易记录的售电公司只有43家；在广东，共计774家工商注册售电公司，但进入售电名录的仅309家，已经步入售电公司参与竞价的第二年，有交易记录的售电公司却仅有116家。

　　售电公司的核心竞争力不强，竞争手段单一，除了“吃差价”这一模式外，其他综合能源管理、节能服务等增值服务的作用尚不明显，甚至质疑部分售电公司为“皮包公司”的声音开始出现。尤其是电网企业关联售电公司一旦进入市场，其人员优势、技术优势、资金优势、数据优势不言而喻，如何确保公平竞争，在人员、场所、数据、财务等各个方面与电网企业进行物理隔离，对其实行非对称监管，又是一个亟待研究的课题。

　　随着本轮电改的启动，原本不能与发电厂直接交易