2017年伊始，業界期盼已久的電改重量級“靴子”陸續落地。

先是1月4日，“國家發改委出臺輸配電價定價辦法”的消息出臺，此后，國家發改委正式公布《電力中長期交易基本規則(暫行)》，明確“計劃調度+直接交易為主的中長期”交易模式操作方法及流程。這一“操作手冊”，為未來3年的市場化交易確定了“頂層設計”。

重磅政策稱得上“開門紅”，2017年，將迎來電改的第二輪爆發期，在保持速度、鼓勵參與之外，“有序推進”的基調也將繼續保持。

這意味著，電改能否以一種多贏的方式進行，也是決定其成效的關鍵要素。

就本輪電改的幾個重點而言：

作為紅利釋放最為集中的環節，售電側改革的“鯰魚效應”無疑最為重要，在直接調整利益的同時，將繼續發揮巨大的吸引和放大效應，對整個行業產生強烈沖擊;

而作為基礎和核心的輸配電價改革，也會給業界以穩定預期，堅定改革發展的信心;

有序放開發用電計劃、電力市場建設和電力交易機組建和規范運行、燃煤自備電廠監督管理等三方面尚待新的突破。

但這一切，應根據輕重緩急，掌控節奏推進。

2017年，電改進程已步入“途中跑”階段，推進相關舉措需要緊鑼密鼓，更需要腳踏實地，才能真正落地生根。要做到穩步前進，至少應該在以下幾方面發力：

讓輸配電價產生積極的驅動力。

《辦法》已經透露出監管部門的態度。比如，對于監管周期新增準許成本之中的“其他費用”一項，明確為“參考不高于電網經營企業監管期初前三年歷史費率水平的70%，同時不高于監管周期新增固定資產原值的2.5%核定”，需兩個條件必須同時滿足才行。再比如，對于準許收益中的營運資本，明確“營運資本按不高于監管周期前一年電力主營業務收入的10%核定”，給出的明確限制是，核定基數為“電力主營業務收入”，核定比例“不高于”10%。下一步，應關注第二批12個省級電網，其余14個省級電網以及區域電網，乃至跨區跨省線路的輸電價格。對于四川、陜西、廣西、云南等地的地方電網，也將參照《辦法》，科學核定地方電網和新增配電網配電價格，研究建立常態化監管制度，積極推動電力市場化交易。

讓售電側市場繼續成為引爆點。

2016年，超出預期的收益，讓先行布局的售電公司賺得盆滿缽滿。問題在于，簡單粗暴的價差模式引發人們對現有售電公司盈利能力產生懷疑，未來，需要通過能源+互聯網培育出有綜合服務能力的售電公司，才能讓人信服。此外，首批105個新增配電網試點運行情況值得關注，尤其是考慮到國家能源局發布《首批多能互補集成優化示范工程評選結果公示》后，當多能互補疊加增量配電，引發的多種能源、多種系統融合的空間，必將讓人浮想聯翩。

讓電力交易中心承擔前沿引導作用。

在完成基礎的組建工作，并完成初期的市場啟蒙任務后，下一程如何發揮引導作用，將成為電力交易機構必須直面的問題，跨區消納或許成為一個亮點。在共享電改紅利之時，需要考慮的問題就是，改革成本如何分擔?尤其是面對日益突出的新能源消納問題，如何打破省間壁壘，建立跨區消納新機制?目前看來，解決之道有賴于軟硬件兩方面的建設，硬件建設包括：火電等電源的系統靈活性改造、跨區輸電通道建設等，這涉及調峰輔助服務分擔機制的建立、跨區輸配電成本和定價辦法;軟件建設目前各方關注點在于，具有約束性的新能源消納配額制、綠色證書交易機制的建立。而這些，都有賴于交易中心平臺的市場化作用發揮的程度。

探索有中國特色的電力市場模式。

對電力市場而言，“無現貨，不市場”的觀點已經得到認同，而中長期交易，更是電力市場的基石。在我國雙軌制現實條件下，新近公布的電力中長期交易基本規則提出的“計劃調度+直接交易為主的中長期”交易模式，是走向“現貨+中長期”的重要一步。此次規則首次全面考慮交易品種、全流程設計，以市場機制激發市場主體的參與熱情。以避險手段為例，在合同轉讓交易部分，首次提出用戶之間的“用電權交易”概念，并明確了操作細則，合同轉讓交易原則上應早于合同執行3日前完成，這意味著，用戶只要提前3天判斷無法按照合同執行部分電量，即可進行轉讓避險。