2016年12月27日，全国能源工作会议提出，要加快能源领域改革创新步伐，在电力、石油、天然气行业改革实现新的突破。2017年，新一轮电改进入第三个年头，从发电侧感觉到有进展、有突破，推动力度比较大，局部地区发展比预想的要快。主要表现为2016年发用电计划、竞争性环节电价不断放开，电力市场化交易电量大幅增加，社会资本投资增量配电业务、开展售电业务热情高涨，跨区域、省级电力交易中心基本建立，核定独立的输配电价工作全面推开，电力体制改革试点已覆盖全国29个省（区、市），电力市场化架构初步搭建。这对发电行业产生了深刻影响，既带来严峻的挑战，也催生了“新理念”、“新业态”、“新商业模式”。当然，也面临一些问题、阻力与争议，要在探索中继续前进。

新电改总体上沿市场化方向迈进

本轮新电改一个最大特点，是始终由政府部门组织推动。中央政府负责顶层设计，除了9号文之外，还持续出台一系列配套文件。地方政府这次也非常积极地参与到电改中来，并起到至关重要的作用。另一特点，是把大用户直购电作为切入点，把建立省级电力市场作为突破口，先把容易的做起来。另外，放开配售电业务，社会资本已成功进入增量配电业务，也成立了大量售电公司。这是我国电力行业开天辟地的大事。一年多来，对电网企业触动也很大，一些电网公司的老总纷纷登门访问客户。电网总体格局虽然没有太大变化，但电网经营理念、盈利模式都在发生变化，电网与发电企业、用户、政府之间的互动在增多。工商企业增加了用电选择权，也实实在在分享了电改红利。这些都是电改带来新的积极变化。

不过，新电改的实施毕竟不足两年，也面临一些问题、争议，甚至阻力重重。比如电力市场规则、体系未完全建立，监管薄弱未到位，地方政府存在行政干预、各行其是，捆绑交易、一味要求降价，个别省份市场电量放开过急，电网思想需进一步解放，发电企业之间存在恶性竞争等问题。出现问题实属正常。电力市场化改革不可能一蹴而成，先改容易的，再啃“硬骨头”，有一个探索发展的长期过程。国外是这样，中国也是这样。新电改总体上在往市场化方向迈进，基本符合“开放—多元—竞争—规则—市场—监管—完善”的改革逻辑。当年，推行大用户直供、煤电实行超低排放一度争议、阻力不小，经过几年努力不也势如破竹、席卷全国了吗？我们要看到积极变化，在过程中解决出现的问题，对新电改的未来要充满信心！

输配电价改革后重在监管对标，放开配电业务仍需政策鼓励

从输配电价改革试点看，目前核定的输配电价水平存在明显差异，与各地客观情况、体制机制、管理水平、成本构成不同有关。第一步，重要的是要实现输配电价的独立，为发电企业与电力用户的直接交易创造条件；第二步，政府要加强监管，公开各省的输配电价水平，并进行排序、考核，鼓励先进区域，鞭策落后区域；各省电网企业也要开展横向之间的对标，向标杆省区靠齐，针对短板，降本增效。厂网分开后，在发电侧通过竞争、对标，大大降低了度电的建设造价与运营成本。发电企业如此，相信不久的将来电网企业也会这样。

配电业务放开后，投资配电项目在全国各地很火热，成为2016年及未来一个新的焦点。这在宏观上打破了电网企业的垄断，微观上抢占了配电网意味着拥有了售电资源和用户资源，在市场竞争中将会占据优势。配电业务盈利模式需要新的投资者去探索，政府部门也要考虑合理的配电价格。目前还不明确，需要时间，更需要政策鼓励。从发电企业角度可以把它看作一种资源，看作电力产业链的延伸，目的是提升发配售一体化业务的综合效益，看到的应是未来的潜力。

电力交易市场建设的形式与内容相统一最重要

2016年，我们集中建成了两个国家级电力交易中心和多个省级电力交易中心。对于电力交易中心，既要看其形式上是否独立，也要看实际如何运作。电力交易中心到底是完全独立还是相对独立于电网企业，采取电网内设机构、独资、股份制还是会员制，组建形式也很重要。根据市场规则，电力交易机构本应是完全独立的第三方、交易商。新电改方案设计中考虑到目前电网企业的接受程度，实行相对独立。个人理解，“相对独立”电网最多只能是参股，因为产权是理顺管理关系的基础，只有没有资本纽带关系，才能达到真正的独立。因此，目前距离“相对独立”还有较大差距。形式上做到了相对独立，实际运作中还要看是否贯彻公平、公正、公开的基本原则，真正起到交易组织者的作用。作为交易平台，最好不代表任何一方利益。