新一轮电力体制改革以来，各地区通过两年的改革实践，在电力市场化交易、输配电价机制、增量配网方面取得一定成绩，但针对电力跨区域交易、可再生能源消纳、政府职能转变、市场监管机制构建等难点问题的改革力度仍需持续加强。随着电力体制改革的进一步深入，电力市场将更加有效率，更加公平，更有活力，最终实现资源的高效配置，实现我国电力安全、清洁、可靠供应。
一、2017年电力体制改革发展现状
2017年，我国电力体制改革试点已基本实现全覆盖，以综合试点为主、多种模式探索的电改格局初步形成，市场化交易电量比例逐步提升，电力体制改革红利进一步得到释放。
（一）区域电网输电价格核算范围不断扩大
自2014年国家推行输配电改革试点工作以来，在试点范围不断扩大后，2016年底已实现除西藏外的全部省级电网试点全覆盖。2017年8月，国家发改委发布《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，在华北区域电网输配电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格改革，2017年12月已完成上述区域电网输电价格核定工作。
（二）企业用电成本大幅下降
2017年上半年，已执行的市场化交易电量平均降价4.7分/千瓦时，降低企业用能成本约230亿元。输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差减少1分/千瓦时，核减32个省级电网准许收入约480亿元。预计全年降低用电成本1000亿元，其中市场化交易电量降低电价达到180亿元，当年完成输配电价降低380亿元。
（三）售电侧市场竞争机制初步建立
截至2017年11月，随着江苏售电侧改革试点、宁东增量配电业务试点项目获批，售电侧改革试点在全国达到10个，增量配电业务试点则达到了195个。同时，售电侧改革试点项目极大激发了社会投资热情，全国在电力交易机构注册的售电公司已有2980多家，其中山东、广东、河北成立售电公司最多。
（四）各省电力交易中心基本组建完成
以北京、广州两个国家级电力交易中心为基础，各省积极构建省级电力交易中心，截至2017年11月，除海南外的其他省份均已组建省级电力交易中心。其中，广州、云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆、上海等采取股份制形式建立省级电力交易中心。
（五）电力现货市场进入试点建设阶段
南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区被选为第一批电力现货市场建设试点。试点地区已加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，同时积极构建与电力现货市场相适应的电力中长期交易机制，预计2018年底前启动电力现货市场试运行。
（六）大用户直购电交易电量持续增加
2017年上半年，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9500亿千瓦时左右。国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的直购电交易量达到5000亿千瓦时，同比增长了50%，占电网企业销售电量的22%。国家发改委预计，2017年年底全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的比重达到35%。其中，全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。
二、2018年电力体制改革发展形势分析
2018年，我国电力体制改革将进入攻坚阶段，国家发改委将指导各地细化试点内容、完善配套措施、突出工作重点，充分调动各方面参与电力体制改革的积极性，确保试点工作规范有序进行，稳步推进电力体制改革。
（一）分布式发电将纳入市场化交易范畴
2017年10月31日，国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，计划2018年2月第一批试点地区启动交易，2018年年中前总结评估试点工作并适时进行推广。《通知》对参与市场化交易的项目规模进行了限定，同时系统构建了分布式发电市场化交易机制，对交易期限、交易电量、结算电价、“过网费”标准等内容进行了详细说明。分布式发电项目可采用直接交易、委托电网企业代售电、电网企业按标杆上网电价收购三种模式进行市场化交易。
（二）大用户交易电量比例保持快速增长
根据能源局2016年3月下发的《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）意见》，2018年实现工业用电量100%市场化交易，也就是取消全部工业发用电计划，工业用电全部进入市场。2020年实现商业用电量全部市场化交易。
（三）增值服务将成为售电公司能否获利的关键
随着交易次数增多，获得足够的用户体量和提高用户粘性、绑定客户是售电公司提高盈利的关键。当工商业用户参与比例提高到一定程度之后，利用积累的大体量用户和用户数据来延伸新的变现模式是提升盈利的关键。主要渠道包括扩大增值服务的范围，收取运维、节能、检修、需求侧响应等增值性服务费用;发挥平台价值，提供投融资、售电公司咨询等平台服务。
（四）新技术在电改过程中的支撑作用越来越明显
大数据、互联网+等新技术的推广应用，使电网呈现扁平化趋势，有望给电力行业带来革命性变革，成为电改的催化剂。大数据能够以全量数据反映电力系统的特征，提供全景式全过程的研究视角。智能电网大数据的应用将实现割裂的数据资源向有效的数据资产转化，支撑更全面的分析、更准确的预测及更具价值的决策支持。
（五）社会资本将进一步流向电网投资领域
配电网是今后售电市场的服务平台，具有一定的市场垄断性和排他性。在国家已经公布的配电网升级改造计划中，鼓励社会资本投资配电网建设成为明确的政策导向，使得配电网尤其是作为增量的园区配电网建设有望成为社会资本进入电力市场的突破口和立足点。
（六）产业投资基金的优势和作用越来越突出
专业化的产业投资基金在体制、机制、资源、管理、投资、融资、资本运作等方面拥有多种优势，通过撬动资源和运用专业技能，在培养市场过程中，产业投资基金的催化作用十分明显，它不但能够满足和协调各方的利益诉求，还能帮助企业完善能源管理制度。在电改攻坚阶段，健全完善的产业投资基金引入及管理机制将在新电改过程中发挥至关重要的作用。
三、对发电企业的建议
在电力体制改革持续深入推进的新形势下，为了实现企业利益最大化，建议发电企业从能源供给协调发展、培育新型发展业态、提供能量管理服务、加强资本运营能力等方面加强相关工作。
（一）以发展质量为目标，促进多种发电形式协调发展，构建多元能源供给体系
转变传统能源供给方式是新一轮电力体制改革的重要工作之一，构建多元能源供给体系是推动能源供给革命、提升能源发展质量的有效路径。在新电改的发展要求下，发电企业应在传统火电领域推进煤炭的清洁高效利用，在清洁能源发电领域注重发电资源、发电项目与电力消费的发展协调性问题，通过传统发电与新能源发电相结合、集中式发电与分布式发电相结合的方式，形成多元互补的能源供应体系，促进发电企业内部能源开发和利用效率的提升;同时，在能源输配网络和储能等配套设施建设中加强业务布局，支撑多元能源供给体系的发展，进而增强发电企业多形式、多种类能源的供给柔性，通过新一轮电改促进自身能源供给及服务优势的形成。
（二）以电力用户需求为导向，建立售电业务平台，培养新型业态
新电改形势下，发电企业应加快能源发展模式调整的步伐，发展方式逐步由生产主导型向消费主导型转变。除了要坚持能源发展模式的转变外，还应重点在不具备发电优势的电力高负荷地区培育新型业态，结合当地经济发展规划，梳理、盘点所属区域工业园区、岛屿经济区、大用户等市场资源，筛选优质电力用户，充分了解电力用户需求，积极进入配售电领域，利用发电企业内部已有售电公司的成功发展经验，尽快建立售电业务发展平台，锁定可开发资源，大力培育综合能源服务业务，在售电侧提供增值服务，解决发电资源与电力消费不平衡的问题，实现发电与售电业务的协同发展。
（三）依托技术创新平台，引领发电企业产业升级，提供综合能源管理服务
本轮电改过程中，发电企业生产与经营面临多重困境，发电企业需利用创新机制和创新平台，加强技术创新和管理创新，引领相关业务的产业升级。其中，发电企业应以现有能源体系物理架构为基础，利用物联网、大数据、云计算等现代科学技术手段，实现电力、热力等多种类能源在供应、输送、销售和使用环节的能源与信息互通互联，将传统粗放式能源管理模式逐步向精细化、高附加值的综合能源管理模式转变;同时，重点发展能量转换技术、储能技术、能源信息化管理技术等，实现发电企业不同类型能源资源的深度融合，强化各领域能源资产的全寿命周期管理，有效控制发电项目建设及运营成本，促进智能管理和服务水平的提升，有效应对新电改发展困境，利用产业环境新变化来促进发电企业自身业务的发展。
（四）借助国资国企改革东风，加强自身资本运营能力建设，有效引导资本流向下游产业链
“三放开、一独立、三强化”是新电改的总体思路，其中一项重要的工作是促进电力行业的市场化改革，而资本化则是高度市场化的最直接表现。现行阶段，我国电力体制改革和国资国有改革举措并行，两者相互促进、互为补充，应借助双重改革环境，促进发电企业市场化改革工作的推进，加强资本运营能力建设。具体来讲，当前电力市场利润空间主要集中在售电侧，发电企业应把握国资国企改革和电力市场放开等发展机遇，积极引导资本流向下游产业链。通过参股、收购等市场化资本运作方式，实现发电企业的资本布局优化，同时实现资产的化债转股，不断降低自身资产负债率，在企业内部形成灵活高效的市场化经营机制。
