2018年已经过去了，新电改没有淡出视野，而且持之以恒的继续深入，在推动者的大智慧下表现出了顽强的生机。行业内通常会把三年作为一个阶段， 2018年是中发9号文印发后的三年末和四年初，某种意义上讲衔接了新电改第一阶段的尾和第二阶段的头，是新电改的转段之年。从历次电改的经验来看，第二阶段之初非常关键，往往事关当轮改革能否继续推进。通常，第一阶段是启动阶段，全面推进、进展显著，但到了第一阶段末尾改革措施的瓶颈逐渐显现，改革红利递减效应明显。因此，若要深化电改，第二阶段必须背负起“啃硬骨头、突出重围”的历史责任。新电改的转段之年也不例外：上半年增量配网试点、发用电计划放开试点、输配电价核定试点、交易机构相对独立运行等试点齐头并进，下半年则集中火力在电力现货市场试点，尤其在工作方式上，电力现货市场建设试点和增量配网试点组织领导力度大大增强。第二阶段工作在第一阶段全面推动的基础上，产生了向重点方向、重点环节突破的趋势，当然，第二阶段任务仍然艰巨，需要继续攻坚克难。

“波澜不兴”的“四大行业”放开

2018年，据估算全年发用电计划放开达到2.1万亿千瓦时以上，其中直接交易电量超过1.6万亿千瓦时，同比增幅在30%左右，直接交易电量占全社会用电量不到25%。经历过三年的“规模简单放大”式的发用电计划放开后，2018年发用电计划出现了“结构性”放开的新方式——建材、钢铁、有色、煤炭行业用电计划自年中全面放开，这可能成为发用电计划放开的的新特点。当时，部分行业研究者认为全面放开建材、钢铁、有色、煤炭行业用电计划，可在2018年下半年增加放开发电计划2000亿千瓦时以上。从实际执行情况来看，全国各省四大行业放开进展较慢，相关通知印发较迟，地方有关部门总体采用鼓励进入市场政策，并未强制放开相关企业用电。出现这种情况的主要原因，一方面是经过前三年发用电计划大幅放开后，传统的计划调度机制难以承接进一步放开发用电计划，因为多标准的调度优化方式造成调度机构在可再生能源消纳、直接交易、系统安全稳定运行三个“鸡蛋”上跳舞，负担越来越重、顾此失彼；另一方面是对电价敏感的高耗能企业已经基本入场交易，地方政府进一步大幅扩大交易规模的原生动力减弱。

“两极分化”的售电公司

2018年，在近半数已注册售电公司未参加直接交易的基础上，出现了成批量第三方售电公司退出市场交易；与此同时，发售一体化的售电公司快速成长，绝大部分发电企业（公司）注册了一家以上的售电公司，并且基本上都参与了直接交易，“售电公司们”出现了明显的“两级分化”。当然，这种趋势是正常的现象，一方面任何行业的市场化一定是有进有出，淘汰是竞争的必然结果，没有什么企业是稳赚不亏的，有关部门对退出（售电公司）“熟视无睹”（有形之手不乱动）可以有效规避作为市场化标志的售电公司，遇到困难不找“市场”找“市长”的怪现象，是培育市场主体的必由之路。另一方面部分独立售电公司的退出与我国的售电业务改革尚未跨越门槛（电力现货市场背景下的售电业务）有很大关系。电力市场化国家的售电放开基本上指在现货市场模式下的放开。目前我国电力现货市场试点尚未完全落地，个别地区仍将市场化等同于降价，在这种大环境下，售电公司出现任何问题都不让人吃惊。具体说来，在没有现货市场的情况下，各地独立售电公司开展的“售电业务”采用的就是“吃价差”的盈利模式，与发电企业营销人员在原直购电（优惠电）模式下开展的工作没有大的区别，甚至与计划体制下发电企业的营销工作没有区别。因此，经过三年尝试后，独立售电公司饱受诟病，被很多方面认为是没有创造价值的“皮包公司”。

“负重前行”的输配电价改革

2018年，全国范围内输配电价第一个监管周期的核定工作基本完成，输配电价水平持续降低。华北、华东、华中、东北、西北区域电网2018~2019年输电价格核定工作完成，规定了华北、华东、华中、东北、西北区域电网首个监管周期两部制输电价格水平。继三年来降低一般发电企业电价后，国家发改委调低宁东直流等专项工程2018~2019年输电价格；国家发改委印发《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》，调整调低灵宝直流等21个跨省跨区专项工程输电价格，用以继续降低用能成本，并就降低价格形成差额资金的分配，在送受两端及电网之间的分配比例进行了明确。各地积极落实国家降低一般工商业电价要求，各省经过努力基本完成一般工商业电价降低10%的目标。从年度来看，输配电价改革动静很小，但是整体性很强，步伐坚定，目标明确，在多变的宏观经济背景下，负重前行。

“悬空居多”的增量配网试点

2018年，增量配网试点范围继续扩大，已批复项目进展低于预期。第三批增量配网试点名单发布后，全国增量配网试点已达320个，基本实现全国地级市全覆盖，如果这320个项目能够落地，短时间之内就会与同区域原有配电企业形成同质竞争，有效提高全国配电服务水平、降低配电业务成本。增量配网试点本质上属于电力投资体制改革，虽然2018年供区划分取得一定突破，但是对于增量配网试点必需的“输、配电业务分开核价”没有提上议事日程，加之增量配网试点项目直接冲击电网企业传统业务领域，与传统电网企业关系处于“磨合期”，现存各项规章制度都无操作性的规定，造成试点项目落地困难。相关部门一方面继续启动第四批试点选择工作，一方面约谈进展较慢的地区政府和相关电力企业，建立起与重点试点项目的部委司局直接联系机制，加大工作力度，希望在重点项目上取得突破、摸索可复制经验，进而通过“样板工程”带动其他试点项目形成“狼群效应”。

“平稳股改”的交易机构

2018年，国家启动了交易机构股份制改造工作，新一轮电改前三年南方电网所属6个交易机构为股份制，国家电网覆盖范围仅湖北、重庆、山西交易机构为股份制。相关部门印发《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》，推进电力交易机构股份制改造。要求国家电网公司、南方电网公司和各省（区、市）按照多元制衡的原则，对北京电力交易中心、广州电力交易中心和各省（区、市）电力交易中心进行股份制改造，非电网企业资本股比应不低于20%，鼓励按照非电网企业资本占股50%左右完善股权结构。据了解，大部分电网全资交易机构拟按照出让30%股份的标准，进行股份制改造。总体上讲，我国的交易机构独立运营工作是走在市场交易发展前头的。从一般规律来说，交易机构的独立程度与市场发育息息相关，国外交易机构一般指组织电力现货交易的机构。这是由于集中式市场中的中长期交易带有金融属性，通常在金融交易机构进行，分散式市场中的中长期交易由于其实物合同属性多由双边交易完成，其余金融性质的中长期交易仍由金融交易机构组织进行。因此，未来交易机构如何定义（什么是交易机构），如何独立运营，可能还需要根据电力现货市场建设的进展统筹予以考虑，如果分离出来不是真正的交易机构，可能会出现交易机构改革的“无用功”。

“星星之火”的电力现货试点

2018年，酝酿已达两年之久电力现货市场建设试点开始呈现“星星之火”的势头，自8月31日南方（以广东起步）电力现货市场试点印发规则体系征求意见以来，我国电力市场建设终于在市场规律和电力特性结合上露出曙光。广东进入模拟试运行阶段，紧随其后山西、甘肃也于年底完成了电力现货市场建设试点初步方案的制定工作。虽然南方（以广东起步）电力现货市场启动模拟试运行、山西和甘肃完成初步方案制定，但是电力现货市场概念界定、市场模式选择、调度与交易职责分工、外来电与本地协调等问题在试点过程中争议较大，电力现货市场与传统计划调度机制（有形之手）还在博弈过程之中。为此，国家发改委、国家能源局印发《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》，国家部委建立起与试点省份对口联系工作机制，加快试点建设工作进程。

“艰难平等”的可再生能源

2018年，继可再生能源从三年前“贵族化的光荣孤立”（不参加市场交易）到“平民化的众生平等”（参与市场交易）后，可再生能源的投资机制出现了大幅的改革，陆上风电项目采用竞价招标业主，光伏上网补贴大幅下降，鼓励光伏、风电平价上网。从目前的发展方向看，可再生能源要成为主力能源或者达到高比例穿透率有两大门槛要迈过，一是要自己提供系统运行所需的辅助服务，这在欧洲现货市场环境下已经开始了探索；二是在上一条背景下，要实现可再生能源上网现货价格低于传统能源。只有做到这两点可再生能源的转型才能依靠市场机制，才有真正的生命力。说老实话，靠拿财政补贴的项目“腰杆儿”要是还很硬气，显然是自尊心不够的表现。当然，做到第二点有一些困难，如何判断可再生能源一定会比考虑了环保成本的传统能源便宜，是一个见仁见智的难题，急需要有个机制来量化确定环保成本。2018年，这个机制已经基本具备出台条件，可再生能源强制配额制度开展了第二次、第三次征求意见工作，拟由电力用户和售电公司共同承担强制配额，企业拥有的绿证可在一定次数内允许转让交易，意图将可再生能源补贴直接走到用户侧，降低新增可再生能源的财政补贴压力。