步入“途中跑”
2017年，电改进程已步入“途中跑”阶段，推进相关举措需要紧锣密鼓，更需要脚踏实地，才能真正落地生根。要做到稳步前进，至少应该在以下几方面发力：
让输配电价产生积极的驱动力。《办法》已经透露出监管部门的态度。比如，对于监管周期新增准许成本之中的“其他费用”一项，明确为“参考不高于电网经营企业监管期初前三年历史费率水平的70％，同时不高于监管周期新增固定资产原值的2．5％核定”，需两个条件必须同时满足才行。再比如，对于准许收益中的营运资本，明确“营运资本按不高于监管周期前一年电力主营业务收入的10％核定”，给出的明确限制是，核定基数为“电力主营业务收入”，核定比例“不高于”10％。下一步，应关注第二批12个省级电网，其余14个省级电网以及区域电网，乃至跨区跨省线路的输电价格。对于四川、陕西、广西、云南等地的地方电网，也将参照《办法》，科学核定地方电网和新增配电网配电价格，研究建立常态化监管制度，积极推动电力市场化交易。
让售电侧市场继续成为引爆点。2016年，超出预期的收益，让先行布局的售电公司赚得盆满钵满。问题在于，简单粗暴的价差模式引发人们对现有售电公司盈利能力产生怀疑，未来，需要通过能源＋互联网培育出有综合服务能力的售电公司，才能让人信服。此外，首批105个新增配电网试点运行情况值得关注，尤其是考虑到国家能源局发布《首批多能互补集成优化示范工程评选结果公示》后，当多能互补叠加增量配电，引发的多种能源、多种系统融合的空间，必将让人浮想联翩。
让电力交易中心承担前沿引导作用。在完成基础的组建工作，并完成初期的市场启蒙任务后，下一程如何发挥引导作用，将成为电力交易机构必须直面的问题，跨区消纳或许成为一个亮点。在共享电改红利之时，需要考虑的问题就是，改革成本如何分担？尤其是面对日益突出的新能源消纳问题，如何打破省间壁垒，建立跨区消纳新机制？目前看来，解决之道有赖于软硬件两方面的建设，硬件建设包括：火电等电源的系统灵活性改造、跨区输电通道建设等，这涉及调峰辅助服务分担机制的建立、跨区输配电成本和定价办法；软件建设目前各方关注点在于，具有约束性的新能源消纳配额制、绿色证书交易机制的建立。而这些，都有赖于交易中心平台的市场化作用发挥的程度。
探索有中国特色的电力市场模式。对电力市场而言，“无现货，不市场”的观点已经得到认同，而中长期交易，更是电力市场的基石。在我国双轨制现实条件下，新近公布的电力中长期交易基本规则提出的“计划调度＋直接交易为主的中长期”交易模式，是走向“现货＋中长期”的重要一步。此次规则首次全面考虑交易品种、全流程设计，以市场机制激发市场主体的参与热情。以避险手段为例，在合同转让交易部分，首次提出用户之间的“用电权交易”概念，并明确了操作细则，合同转让交易原则上应早于合同执行3日前完成，这意味着，用户只要提前3天判断无法按照合同执行部分电量，即可进行转让避险。
跨年之际，一则福耀玻璃集团董事长曹德旺在美国建厂的消息，引发业界对中美制造业成本对比的同时，也让电价再度成为各方关注焦点。由电价反思电改，需要明确，降电价不是电改的最终目标，其终极目标应该是，通过 提升行业效率、改善系统灵活性，调整能源结构，降低用能成本，增强我国产业的国际竞争力。
2017年，电改将步入深水区，撸起袖子加油干。
2017年，电改将迈上新台阶，而今迈步从头越。
