三年前，中国启动了第二轮电力市场改革。自此全国所有31个省全部设立了电力交易中心，开展了不同形式的改革尝试：例如放开售电业务、增量配电改革试点、进行电力辅助服务交易。这篇报告尝试从改革、机遇、挑战、规划等方面探讨具有历史性意义的电改进程。本报告的续篇将深入探讨各省和跨省电力交易案例研究、电力企业战略和更多的政策计划。

　　改革转型

　　国家发改委核定了各省的输配电价，公布了计算方式。一些地区的配电网已经开始向非电网投资者开放，通常是地方的园区、开发区等。售电业务进程进一步发展，现有超过3000家售电公司在各省的电力交易中心通过了注册公示。

　　机遇

　　2017年，电力市场化交易电量达到全年销售电量的33.5%，达到全社会用电量的25.9% 。通过市场化交易的电力价格往往低于全国平均的上网电价(例如 2018 年第一季度，中电联公布比全国平均的上网电价低 9.5%)。

　　挑战

　　随着竞争的不断加剧，发电企业能获得的电价有所降低，加上煤炭价格的上升等因素导致去年的发电收入显著缩水。电网公司虽然不再拥有绝对垄断优势，但仍继续主导售电和配电业务，导致增量配网的市场参与者不易获利。新的售电公司和用户将需要在灵活定价机制下，提高管理风险和抓住机遇的能力。

　　规划

　　未来，进一步的电价降低将主要得益于输配电价的下调，这可能会挤压一部分的电网利润。下一步的改革计划还包括现货市场交易(将于2018年底模拟试行)，而大范围的辅助服务市场交易和完全的“输配分离”可能到2020年后才有可能实现。

　　一组数据

　　1632TWh

　　2017年全国的电力市场化交易总电量

　　77%

　　2018年第一季度电力市场化交易中煤电所占的比重(仅包含中国十大发电集团的交易)

　　约600万美元

　　2018年2月，广东省售电公司的总体亏损金额