歷時20余年的中國電力體制改革正在取得突破性進展。7月26日，國家發改委價格司巡視員張滿英在發改委新聞發布會上稱，預計今年全國市場化交易電量將同比翻番，至2萬億千瓦時。

騰訊財經從發改委獲得的材料顯示，2016年全國包括直接交易在內的市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。而今年預計達到的2萬億千瓦時市場化交易電量規模，將在全社會用電量占比達35%以上。其中，預計今年直接交易電量規模約1.2萬億千瓦時，同比增長約50%。

“截至目前，首輪輸配電價改革試點已全面完成。經各省人民政府和發改委核準的輸配電價，已經陸續向社會公布。”發改委政研室副主任兼發改委新聞發言人孟瑋在此次發布會上說，這是2015年3月黨中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(即“9號文”)以來，第一項取得重大突破性成果的電改任務，即實現輸配電價改革中的省級電網全覆蓋。

深化電力體制改革和電價機制改革，合理降低電力價格，是供給側結構性改革的重要組成部分，而輸配電價改革試點是發改委操刀電改工程的突破口和重要抓手，按照“管住中間、放開兩頭”(即管住電力產銷全鏈條中的輸、配兩環，放開發電和售電)的要求，推進市場化改革。

2014年12月，輸配電價改革首先在深圳電網和蒙西電網試點破冰，2015年上半年在云南、貴州、安徽、寧夏、湖北五個省級電網開展第一批擴圍試點。2016年3月進一步提速，北京、天津、山西等12個省級電網相繼加入改革行列。同年9月，全國剩余的14個省級電網也陸續推開。至此，輸配電價改革已實現省級電網全覆蓋。

完成省級電網改革后，張滿英稱，下一步發改委將開展跨省跨區域電網的電價核定工作，同時對地方電網和增量的配電網的配電價格進行核定。

此外，還要妥善解決政策性交叉補貼問題，以及監管周期轉換問題。根據核定電價三年為一個周期的規定，2014年成為試點的深圳電網和蒙西電網將在今年進入第二個監管周期，電價也需要重新核定。2015年試點的云南、貴州等五個省級電網電價也將在明年到期。

輸配電改革的推進，為電力市場交易提供了條件。7月25日，國家能源局法制和體制改革司司長梁昌新，在發改委電力體制改革吹風會上稱，近期發改委和國家能源局將在前期摸底調研基礎上，選擇在人才、技術和市場等條件相對較好、試點意愿相對較強的地方，開展第一批電力現貨市場建設試點。

“過去的電力價格是政府定價，不是市場形成的價格，而電力現貨市場通過競爭、撮合形成市場價格，因而能夠發現電力價格，同時優化資源配置，也有利于促進可再生能源消納。”梁昌新說，電力中長期交易面臨的計劃調度和市場交易的矛盾日益突出，亟待通過試點加快推進電力現貨市場建設，研究建立以中長期交易規避風險、現貨交易發現價格的電力電量平衡機制，以發揮市場在能源資源配置中的決定性作用。

騰訊財經從發改委獲悉，截至目前，全國在交易機構注冊的售電公司已有1859家，支持分布式電源、電儲能企業等新型市場主體參與市場化交易。同時，已有13000多家電力用戶，通過市場化交易降低了用電成本。

電改雖然取得了初步成效，但也存在一些比較突出的問題。

“市場化交易面臨區域壁壘。”發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強稱，在電力普遍供過于求的情況下，一些地方封閉發展的觀念重新強化，融入全國性、區域性電力市場積極性不高。有的省份有意壓制省間交易規模，擔心規模太大沖擊當地電廠;少數地區甚至直接發文將交易電量直接分配到電廠，或要求本地的電力用戶在市場化交易中必須選擇本地電廠，嚴重破壞了電力市場的完整性。

行政干預市場化定價的問題也依然比較嚴重。“一些高耗能產業占比較高的地方在穩增長目標驅動下，不僅默許不符合要求的高耗能企業參與直接交易，而且違背市場定價原則，采取行政手段人為降低電價，支持高耗能企業發展，致使國家對高耗能企業實行差別電價的政策形同虛設、難以落實。”王強說。

在引入社會資本參與增量配電業務方面，進展也不及預期。今年發改委推出了首批106個試點項目，意圖建立多元主體參與的競爭機制。但王強透露，時間已過去半年，這批項目本應全部確定項目業主，最近發改委摸底卻發現，確定項目業主的大約只有三分之一。

“情況比較復雜，涉及到跟以前規劃的銜接問題，怎么來界定增量和存量的問題，包括怎么召開投標等等。”王強說，盡管第一批不如想象中快，但第二批試點也很快就要推出，推進速度應該比現在快得多。