新一轮电力体制改革以来，各地区通过两年的改革实践，在电力市场化交易、输配电价机制、增量配网方面取得一定成绩，但针对电力跨区域交易、可再生能源消纳、政府职能转变、市场监管机制构建等难点问题的改革力度仍需持续加强。随着电力体制改革的进一步深入，电力市场将更加有效率，更加公平，更有活力，最终实现资源的高效配置，实现我国电力安全、清洁、可靠供应。
一、2017年电力体制改革发展现状
2017年，我国电力体制改革试点已基本实现全覆盖，以综合试点为主、多种模式探索的电改格局初步形成，市场化交易电量比例逐步提升，电力体制改革红利进一步得到释放。
(一)区域电网输电价格核算范围不断扩大
自2014年国家推行输配电改革试点工作以来，在试点范围不断扩大后，2016年底已实现除西藏外的全部省级电网试点全覆盖。2017年8月，国家发改委发布《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，在华北区域电网输配电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格改革，2017年12月已完成上述区域电网输电价格核定工作。
(二)企业用电成本大幅下降
2017年上半年，已执行的市场化交易电量平均降价4.7分/千瓦时，降低企业用能成本约230亿元。输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差减少1分/千瓦时，核减32个省级电网准许收入约480亿元。预计全年降低用电成本1000亿元，其中市场化交易电量降低电价达到180亿元，当年完成输配电价降低380亿元。
(三)售电侧市场竞争机制初步建立
截至2017年11月，随着江苏售电侧改革试点、宁东增量配电业务试点项目获批，售电侧改革试点在全国达到10个，增量配电业务试点则达到了195个。同时，售电侧改革试点项目极大激发了社会投资热情，全国在电力交易机构注册的售电公司已有2980多家，其中山东、广东、河北成立售电公司最多。
(四)各省电力交易中心基本组建完成
以北京、广州两个国家级电力交易中心为基础，各省积极构建省级电力交易中心，截至2017年11月，除海南外的其他省份均已组建省级电力交易中心。其中，广州、云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆、上海等采取股份制形式建立省级电力交易中心。
(五)电力现货市场进入试点建设阶段
南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区被选为第一批电力现货市场建设试点。试点地区已加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，同时积极构建与电力现货市场相适应的电力中长期交易机制，预计2018年底前启动电力现货市场试运行。
(六)大用户直购电交易电量持续增加
2017年上半年，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500亿千瓦时左右。国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的直购电交易量达到5000亿千瓦时，同比增长了50%，占电网企业销售电量的22%。国家发改委预计，2017年年底全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的比重达到35%。其中，全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。
二、2018年电力体制改革发展形势分析
2018年，我国电力体制改革将进入攻坚阶段，国家发改委将指导各地细化试点内容、完善配套措施、突出工作重点，充分调动各方面参与电力体制改革的积极性，确保试点工作规范有序进行，稳步推进电力体制改革。
(一)分布式发电将纳入市场化交易范畴
2017年10月31日，国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，计划2018年2月第一批试点地区启动交易，2018年年中前总结评估试点工作并适时进行推广。《通知》对参与市场化交易的项目规模进行了限定，同时系统构建了分布式发电市场化交易机制，对交易期限、交易电量、结算电价、“过网费”标准等内容进行了详细说明。分布式发电项目可采用直接交易、委托电网企业代售电、电网企业按标杆上网电价收购三种模式进行市场化交易。
(二)大用户交易电量比例保持快速增长
根据能源局2016年3月下发的《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见》，2018年实现工业用电量100%市场化交易，也就是取消全部工业发用电计划，工业用电全部进入市场。2020年实现商业用电量全部市场化交易。
