2018年，新电改三周年。相比前两年，今年的电力市场，在输配电价改革、多层次电力市场体系建设、售电侧放开、电力交易机构与平台建设、发用电计划放开等方面，推进速度明显加快。特别是针对电力现货市场建设和增量配网试点项目推进缓慢等密集出台的一系列政策，更是看到了国家将电力体制改革进行到底的决心。
输配电改革继续深化 年度降电价和清费金额合计821亿元
电价关乎到企业的生产经营成本。此前，我国平均销售电价的水平是每千瓦时(每度)0.65元，其中居民电价0.55元，农业电价0.48元，大工业电价0.64元，一般工商业电价0.80元，而一般工商业电价是这四类里面最高的。由于一般工商业电价主要涉及中小企业，范围非常广，社会关注度高，也是今年清费减负的重点。李克强总理在今年《政府工作报告》中提出，要大幅降低企业非税负担，降低电网环节收费和输配电价价格，一般工商业电价平均降低10%。
为了达成这一目标，自3月份以来，发改委先后发布了三份降电价文件：
2018年3月28日，发改委发布了特急《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，分两批实施降价措施，第一批降价措施全部用于降低一般工商业电价，自2018年4月1日起执行。
2018年5月15日，发改委发布《国家发展改革委关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》，电力行业增值税税率由17%调整到16%后所腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价，预计可降低一般工商业电价每千瓦时2.16分，涉及降价金额约216亿元，于5月1日起执行。
7月25日，国家发改委发布《关于利用扩大跨省区电力交易规模等措施降低一般工商业电价有关事项的通知》，将扩大跨省区电力交易规模、国家重大水利工程建设基金征收标准降低25%、督促自备电厂承担政策性交叉补贴等电价空间，全部用于降低一般工商业电价，规定自2018年7月1日起执行。
此外，国务院也在《关于开展2018年国务院大督查的通知》中提到，要将降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%情况成督查重点。
据统计，截至到今年8月份，全国绝大多数省份已经进行了前两批次降电价目标，除西藏、新疆以外，第一批次一般工商业电价下调的省(市)达到32个。而山西、辽宁、江西、湖北、陕西、甘肃、江苏、浙江、安徽、广西、云南、深圳一般工商业电价已经完成前两批次下调。其中吉林省、陕西省和北京市已经实现第三批次降电价。从降价幅度来看，陕西、广西、浙江、宁夏降价幅度较高，分别达到6.74分/千瓦时、5.91分/千瓦时、5.11分/千瓦时、5.12分/千瓦时。
国家发改委新闻发言人、经济运行调节局局长赵辰昕在8月16日召开的专题新闻发布会上表示，降低一般工商业电价分8项措施有序推进。这8项措施主要有，已经出台的涉及电网环节的清费政策要落实，转供电环节的收费要清理和规范，推出涉及到区域电网和跨省跨区的专项工程输电价的改革，涉及到重大水利工程基金征收标准降低25%，临时性降低输配电价等8项政策，按年计算，涉及降价和清费金额合计821亿元。
加快放开发用电计划 山东成唯一允许售电公司跨省交易的省份
为了加快全国电力市场建设步伐，完善直接交易机制2018年7月16日，国家发改委、国家能源局对外发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》(以下简称《通知》)以及《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》(以下简称《实施方案》)。
在《通知》和《实施方案》的推动下，2018年，我国电力市场化交易加速推进。
在
交易机构组建
方面，全国所有省份均建立了电力交易机构，其中，云南、山西等8省（区）组建了股份制交易机构；北京、广州2个区域性电力交易中心也组建完成，成立了全国电力交易机构联盟，形成业务范围从省（区）到区域、从区域到全国的完整组织体系。截至2018年上半年，在全国各电力交易机构注册的合格市场主体达82921家，较2017年底增长约2万家。2018年8月底，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》，要求按照多元制衡的原则对电力交易中心进行股份制改造。目前，这项工作正在推进过程中。
在
市场化交易
方面，加快放开发用电计划。仅2018年上半年，全社会市场化交易电量就达到7912亿千瓦时，占售电量比重达到30.4%。前5个月，国家电网区域内市场化交易电量达到4749亿度，同比增长51.3%，占同期售电总量的28.3%。省间交易电量已完成3544亿度，同比增长16.8%。前6个月，南方电网区域内省内市场化交易电量1515.8亿千瓦时，同比增长36.4%，平均电价降低0.08元/千瓦时，降低用电成本约121.3亿元。
省间交易
方面，跨区跨省市场化交易电量1426亿千瓦时，同比增长50%，占省间交易电量的33%，其中，省间电力直接交易电量311亿千瓦时，同步增长3.8%；省间清洁能源交易电量完成1805亿千瓦时，同比增长8.6%，占省间交易电量的41.7%，其中，水电同比减少1.9%;风电、太阳能等新能源省间外送电量同比增长50%。南方电网区域内省间市场化交易电量113.6亿千瓦时，占西电东送总量的12.9%。
山东则成为唯一一个允许售电公司点对点跨省交易的省份。（详见：
山东2019年全省交易电量1600亿千瓦时 锡盟、扎鲁特跨省线路变成挂牌交易
）
增量配电改革推进不力地区被约谈 第四批增量配网名单开始报送
2018年，为了扎实推进增量配电业务改革试点工作，8月份以来，国家发改委、国家能源局组成六个组分别对江苏、贵州、辽宁、河南、广东、甘肃、宁夏、重庆、云南、福建、浙江、上海、湖北、湖南等14个省（市、区）开展实地督导调研。
督导调研过程中发现，一些地方相关责任部门改革推进不力，试点项目进展总体缓慢；一些电网企业或干预招标，或强制要求控股，阻碍社会资本进入，在供电区域划分、接入系统等环节设置障碍，导致部分项目迟迟难以落地。
为了确保中央电力体制改革决策部署不折不扣得到落实，推动增量配电业务试点加快落地见效，9月28日，国家发改委向各省、自治区、直辖市发改委、能源局、经信委（工信委、工信厅）、国网、南网、内蒙古电力公司下发了《关于对增量配电业务试点项目进展缓慢和问题突出地区进行约谈的函》，首批约谈的地区主要涉及辽宁、浙江、江西、山东、河南、四川等六省。
六省约谈之后，国家发改委、国家能源局又发布了《关于建立增量配电业务改革试点项目直接联系制度的通知》，通知中称，为及时跟踪了解试点项目进展情况，研究解决改革试点中存在的问题，加快推进试点项目落地见效，国家发展改革委、国家能源局决定选取部分重点试点项目作为直接联系项目。其中包括12个直接联系试点项目。直接联系项目业主每月5日前向直接联系司局书面报告项目进展情况和存在的主要问题，提出意见建议。
敦促第三批增量配电业务试点地区加快建设之后，12月26日，国家发展改革委、国家能源局综合司联合发布《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》（下称《通知》），要求各地加快组织报送第四批试点项目，在目前已基本实现地级以上城市全覆盖的基础上，将试点向县域延伸。
《通知》提出，增量配电业务改革试点是电改9号文件确定的3个有序放开的改革重点之一，文件明确要求鼓励社会资本投资配电业务，探索社会资本投资配电业务的有效途径，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。
《通知》强调，遵循国家政策要求开展增量配电业务试点，试点区域不要出现将公用电厂变相转为自备电厂、依托自备电厂开展试点等情况；要避免重复建设、交叉供电，确保电力供应安全可靠。
对于电网企业参与或涉及存量资产的试点项目，电网企业还要加快办理电网投资建设、资产评估、股东意见等手续，避免层层设置环节、推诿扯皮、强行干涉，保障试点项目顺利推进。电网企业要全力支持试点项目。
《通知》要求，各地要精心选择试点项目。积极鼓励社会资本参与增量配电业务，条件较好地区要努力实现县一级试点项目的覆盖。为保障试点后的投资收益和顺利推进，选择试点时要求项目应达到一定的面积和投资规模。鼓励县级以上工业园区（经济开发区）、产业园区、拥有配电网存量资产控股权的地方电网、趸售县等各类主体开展增量配电业务改革试点。
各地尽快筛选符合条件的试点项目，在征求相关部门、单位和电网企业意见后，形成报告，于2019年1月20日前报送至国家发展改革委（运行局、体改司）和国家能源局（电力司）。
短时间内连续出台相关政策，足以看出国家加快推进增量配电业务改革的急迫性。
甘肃、山西电力现货试运行 广东中长期现货年底紧张模拟
2018年11月8日，为推进电力现货市场建设速度，国家能源局综合司下发了一份《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》（以下简称《通知》），督促南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个第一批参与电力现货交易试点改革的省份和地区，应加快研究编制现货市场建设试点方案，抓紧研究起草市场运营规则，尽快开展技术支持系统建设相关工作；原则上应于2019年6月底前开展现货试点模拟试运行；同时要求电力交易机构、电力调度机构要改造系统建设主体责任，电网企业要给予充分的人、财、物支持。
《通知》附件中提到，8个试点区域由体改司等8个部门牵头，其中南方、山西、山东、甘肃由体改司和运行局2个部门牵头，其余4地各由1个部门牵头。
《通知》下发79天后，2018年12月27日上午，随着国家发展改革委党组成员、副主任连维良，国家电网有限公司董事长、党组书记寇伟共同启动水晶仪，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，这也是国网区域内最先开始现货模拟的两个试点城市。
甘肃、山西现货市场建设方案，借鉴了国际成熟经验，充分考虑了甘肃、山西能源集约开发外送、电网结构复杂等特点，建成后将基本形成交易品种齐全、功能完善的电力市场体系，市场结构实现中长期交易到现货交易的全周期覆盖，交易品种涵盖全部发电资源的能量交易和辅助服务交易，同时形成较为完善的规则体系和技术支持体系。
据了解，除甘肃、山西外，国网经营区山东、浙江、福建、四川等4个试点省公司已编制完成现货市场建设方案，正在按地方政府主管部门计划进行方案完善和规则编制等工作，确保2019年试运行。
国网区域的现货市场建设终于启动了，作为国内最先启动的广东电力现货市场中长期交易赶在12月的最后几天模拟。
12月24日，广东电力交易中心发布了《关于开展现货环境下年度集中竞争和双边协商模拟交易的通知》（以下简称《通知》），决定于2018年12月25-28日开展现货环境下年度集中竞争模拟交易和双边协商模拟申报。
除现货环境下的模拟，28日上午，广东电力交易中心继续公布2019年第一次月度竞价交易结果，总成交电量434524.21万千万时，较12月增加约6万4前9百万千万时，前10名售电公司成交量之和约占总成交量63.8%。
民营售电公司在艰难中前行 现货市场下转型或淘汰
在2015年发布的《关于推进售电侧改革的实施意见》中提出，通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。
意见的出台，为售电公司，特别是众多民营售电公司的出现铺平了道路。
公开资料显示，自2015年以来，全国逾万家售电公司完成注册，其中，经过电力交易中心公示的多达3500家。目前活跃于售电市场的既有民资背景的独立售电公司，也有电网、发电集团等国字头背景企业投建的售电公司。发电公司旗下售电公司运营缓慢平稳，而独立的售电公司正在承担风险艰难求生。据媒体报道，新疆、安徽、江苏、山东、广东，近期已陆续有售电公司退出电力交易市场，有些售电公司转让股权，甚至直接转让公司。今年以来，售电公司更是迎来一波注销潮。现在全国已经有316家售电公司注销，其中河北最多有54家，其次为广东有22家，这些注销的企业多为自然人股东构成的民营企业。除了注销外，还有50多家售电公司的营业执照被吊销。售电市场的竞争越来越激烈，通过竞价交易获得的价差被不断压缩、偏差考核带来的罚款风险加大，更多的售电公司开始退出市场。
“做售电来说，不管在哪个省，电厂的话语权都是强的，以后每个省的民营售电公司，经过三五年的发展，存活下来的，大约会在5到10家左右，剩下的或者死掉，或者兼并重组，或者变成电厂和大的售电公司的代理，这是一个发展趋势，这个趋势是改变不了的。”
江苏某知名售电公司总经理刘星（化名）此前在接受享能汇采访时表示，现有售电公司的盈利模式很简单，就是赚差价，这种模式没有什么风险，但涉及到保底，就会有风险，因为电厂不可能无缘无故把利润降得很低，必须和它有一些深层次合作，才有机会谈低价，而民营售电公司，在这方面没有优势可言。真正想往后走远的售电公司，需要有战略眼光，需要在前期就把需求侧管理平台、需求响应、电能辅助、电力工程、电力运维、工业大数据等版块布局完整，需要一个整体的体系在运行，而目前大部分的售电公司，还停留在说的阶段。（详见：
现货市场下 售电公司生存还是毁灭？
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