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  回首2017年电改，成效显著。2017年市场交易电量1.2万亿千瓦时，同比增长49.6%，占售电量的31.2%，全年降低用户电费支出超过700亿元。改革的亮点之处在于，省级电网输配电价形成机制的建立、电力交易市场化进一步扩宽，增量配电业务改革试点大幅度的增加等。

  继2017年的优越成绩之后，2018年的电改显得更重要，接下来的改革之路如何走，才能实现改革的持续深化和红利的进一步释放？国家电投、中国华电等电力集团2018年工作会议已陆续召开，多家央企负责人在今年的工作部署中提到，要推进混合所有制改革、调整产业体系及推动创新驱动等。据市场消息，2018年，国家电网将配合国家发改委完成跨省跨区电网输电价格核定工作，并深化全国统一电力市场建设，做好现货市场建设试点，有效破除省间壁垒；以及推进混合所有制改革。

  电改的核心之一便是平衡我国电力资源与电力需求的地域矛盾，跨省跨区电网输电价格的核定说到底便是为解决这一矛盾。如下图所示，我国电力资源主要分布于三大区域，以四川、西藏、云南为代表的省占据了75%的水电资源；而60%的风能、太阳能分布在我国西部和北部；以“三西”为代表的13个大型煤炭基地占据了60%左右的煤炭资源；这三大区域电力资源丰富。而东部地区则为用电分布大区，电力短缺，这就造成了资源多的地区需求小，价格低，而需求大的东部地区，由于资源的短缺价格较高，实体经济用能成本上升，供需矛盾较为突出，跨省跨区域的电力输送能有效解决这一问题。

  电力交易市场化的建设，是能否让电价下降的关键一环，如下图所示，电改之前，电力交易从发电企业、电网企业、用户逐级向下，电网企业统一提供输电、配电、调度及保底供电服务，渠道单一，缺乏市场之间的竞争，未能有效刺激上业及为下游提供更优质服务。而在电改之后，区域交易中心、省级交易中心成立，售电主体也呈多元化发展，交易中心直接连接上游发电厂，下游售电主体，实现区域内的多元化电力销售，在充分消耗上游产能的同时能够最终靠售电价格市场化定价提供下游用户更便宜的电力服务。用户也可直接与发电厂及交易中心达成交易，进一步缩减成本，真正的完成电力用户侧的市场开放。从2017年电力市场的数据变化，也能看出电力交易市场化取得的巨大成效，市场主体的接入能力、市场服务能力大幅度的提高，2018年有望进一步享受电力交易市场化的好处，特别是对于一些用电量较大的企业而言。

  混合所有制改革是提高电力行业活力的关键。20世纪90年代混合所有制改革便被提出，其目的是引入民资促进生产力发展，我国的经济改革实践证明，混合所有制确实能有效促进生产力发展，能实现国有资本的放大功能，提高竞争力。增量配电改革是混合所有制改革的一大亮点，截止2017年，国家电网第一批试点项目中，与相关方签订合作协议的项目37个，引入民营资本家36家。

  国家电投表示，今年将坚持建设国有资本投资公司和市场化经营机制改革方向，开展混合所有制改革试点，继续推进供给侧结构性改革，推进资产证券化和债转股。华能集团提出，着力深化改革，发展混合所有制经济，深化股权多元化改革。

  目前，电力市场化交易已具一定规模，增量配电业务已大幅度的增加，全国省级输配电价改革试点已全面完成，管住中间、放开两头的体制架构基本成型。2018年，在完善架构的同时，加快混合所有制改革推进，在市场之间的竞争下，增量配电网的运营有望积极创新，以此为用户更好的提供更安全、方便、快捷的供电服务。

  2017年的显著成绩，让我们正真看到了电改的曙光，但2018年向纵深推进，深化改革才是摘取电改果实的关键时刻。