2018年已經過去了，新電改沒有淡出視野，而且持之以恒的繼續深入，在推動者的大智慧下表現出了頑強的生機。行業內通常會把三年作為一個階段， 2018年是中發9號文印發后的三年末和四年初，某種意義上講銜接了新電改第一階段的尾和第二階段的頭，是新電改的轉段之年。從歷次電改的經驗來看，第二階段之初非常關鍵，往往事關當輪改革能否繼續推進。通常，第一階段是啟動階段，全面推進、進展顯著，但到了第一階段末尾改革措施的瓶頸逐漸顯現，改革紅利遞減效應明顯。因此，若要深化電改，第二階段必須背負起“啃硬骨頭、突出重圍”的歷史責任。新電改的轉段之年也不例外：上半年增量配網試點、發用電計劃放開試點、輸配電價核定試點、交易機構相對獨立運行等試點齊頭并進，下半年則集中火力在電力現貨市場試點，尤其在工作方式上，電力現貨市場建設試點和增量配網試點組織領導力度大大增強。第二階段工作在第一階段全面推動的基礎上，產生了向重點方向、重點環節突破的趨勢，當然，第二階段任務仍然艱巨，需要繼續攻堅克難。
“波瀾不興”的“四大行業”放開
2018年，據估算全年發用電計劃放開達到2.1萬億千瓦時以上，其中直接交易電量超過1.6萬億千瓦時，同比增幅在30%左右，直接交易電量占全社會用電量不到25%。經歷過三年的“規模簡單放大”式的發用電計劃放開后，2018年發用電計劃出現了“結構性”放開的新方式——建材、鋼鐵、有色、煤炭行業用電計劃自年中全面放開，這可能成為發用電計劃放開的的新特點。當時，部分行業研究者認為全面放開建材、鋼鐵、有色、煤炭行業用電計劃，可在2018年下半年增加放開發電計劃2000億千瓦時以上。從實際執行情況來看，全國各省四大行業放開進展較慢，相關通知印發較遲，地方有關部門總體采用鼓勵進入市場政策，并未強制放開相關企業用電。出現這種情況的主要原因，一方面是經過前三年發用電計劃大幅放開后，傳統的計劃調度機制難以承接進一步放開發用電計劃，因為多標準的調度優化方式造成調度機構在可再生能源消納、直接交易、系統安全穩定運行三個“雞蛋”上跳舞，負擔越來越重、顧此失彼；另一方面是對電價敏感的高耗能企業已經基本入場交易，地方政府進一步大幅擴大交易規模的原生動力減弱。
“兩極分化”的售電公司
2018年，在近半數已注冊售電公司未參加直接交易的基礎上，出現了成批量第三方售電公司退出市場交易；與此同時，發售一體化的售電公司快速成長，絕大部分發電企業（公司）注冊了一家以上的售電公司，并且基本上都參與了直接交易，“售電公司們”出現了明顯的“兩級分化”。當然，這種趨勢是正常的現象，一方面任何行業的市場化一定是有進有出，淘汰是競爭的必然結果，沒有什么企業是穩賺不虧的，有關部門對退出（售電公司）“熟視無睹”（有形之手不亂動）可以有效規避作為市場化標志的售電公司，遇到困難不找“市場”找“市長”的怪現象，是培育市場主體的必由之路。另一方面部分獨立售電公司的退出與我國的售電業務改革尚未跨越門檻（電力現貨市場背景下的售電業務）有很大關系。電力市場化國家的售電放開基本上指在現貨市場模式下的放開。目前我國電力現貨市場試點尚未完全落地，個別地區仍將市場化等同于降價，在這種大環境下，售電公司出現任何問題都不讓人吃驚。具體說來，在沒有現貨市場的情況下，各地獨立售電公司開展的“售電業務”采用的就是“吃價差”的盈利模式，與發電企業營銷人員在原直購電（優惠電）模式下開展的工作沒有大的區別，甚至與計劃體制下發電企業的營銷工作沒有區別。因此，經過三年嘗試后，獨立售電公司飽受詬病，被很多方面認為是沒有創造價值的“皮包公司”。
“負重前行”的輸配電價改革
2018年，全國范圍內輸配電價第一個監管周期的核定工作基本完成，輸配電價水平持續降低。華北、華東、華中、東北、西北區域電網2018~2019年輸電價格核定工作完成，規定了華北、華東、華中、東北、西北區域電網首個監管周期兩部制輸電價格水平。繼三年來降低一般發電企業電價后，國家發改委調低寧東直流等專項工程2018~2019年輸電價格；國家發改委印發《關于核定部分跨省跨區專項工程輸電價格有關問題的通知》，調整調低靈寶直流等21個跨省跨區專項工程輸電價格，用以繼續降低用能成本，并就降低價格形成差額資金的分配，在送受兩端及電網之間的分配比例進行了明確。各地積極落實國家降低一般工商業電價要求，各省經過努力基本完成一般工商業電價降低10%的目標。從年度來看，輸配電價改革動靜很小，但是整體性很強，步伐堅定，目標明確，在多變的宏觀經濟背景下，負重前行。
“懸空居多”的增量配網試點
2018年，增量配網試點范圍繼續擴大，已批復項目進展低于預期。第三批增量配網試點名單發布后，全國增量配網試點已達320個，基本實現全國地級市全覆蓋，如果這320個項目能夠落地，短時間之內就會與同區域原有配電企業形成同質競爭，有效提高全國配電服務水平、降低配電業務成本。增量配網試點本質上屬于電力投資體制改革，雖然2018年供區劃分取得一定突破，但是對于增量配網試點必需的“輸、配電業務分開核價”沒有提上議事日程，加之增量配網試點項目直接沖擊電網企業傳統業務領域，與傳統電網企業關系處于“磨合期”，現存各項規章制度都無操作性的規定，造成試點項目落地困難。相關部門一方面繼續啟動第四批試點選擇工作，一方面約談進展較慢的地區政府和相關電力企業，建立起與重點試點項目的部委司局直接聯系機制，加大工作力度，希望在重點項目上取得突破、摸索可復制經驗，進而通過“樣板工程”帶動其他試點項目形成“狼群效應”。
“平穩股改”的交易機構
2018年，國家啟動了交易機構股份制改造工作，新一輪電改前三年南方電網所屬6個交易機構為股份制，國家電網覆蓋范圍僅湖北、重慶、山西交易機構為股份制。相關部門印發《關于推進電力交易機構規范化建設的通知》，推進電力交易機構股份制改造。要求國家電網公司、南方電網公司和各省（區、市）按照多元制衡的原則，對北京電力交易中心、廣州電力交易中心和各省（區、市）電力交易中心進行股份制改造，非電網企業資本股比應不低于20%，鼓勵按照非電網企業資本占股50%左右完善股權結構。據了解，大部分電網全資交易機構擬按照出讓30%股份的標準，進行股份制改造。總體上講，我國的交易機構獨立運營工作是走在市場交易發展前頭的。從一般規律來說，交易機構的獨立程度與市場發育息息相關，國外交易機構一般指組織電力現貨交易的機構。這是由于集中式市場中的中長期交易帶有金融屬性，通常在金融交易機構進行，分散式市場中的中長期交易由于其實物合同屬性多由雙邊交易完成，其余金融性質的中長期交易仍由金融交易機構組織進行。因此，未來交易機構如何定義（什么是交易機構），如何獨立運營，可能還需要根據電力現貨市場建設的進展統籌予以考慮，如果分離出來不是真正的交易機構，可能會出現交易機構改革的“無用功”。
“星星之火”的電力現貨試點
2018年，醞釀已達兩年之久電力現貨市場建設試點開始呈現“星星之火”的勢頭，自8月31日南方（以廣東起步）電力現貨市場試點印發規則體系征求意見以來，我國電力市場建設終于在市場規律和電力特性結合上露出曙光。廣東進入模擬試運行階段，緊隨其后山西、甘肅也于年底完成了電力現貨市場建設試點初步方案的制定工作。雖然南方（以廣東起步）電力現貨市場啟動模擬試運行、山西和甘肅完成初步方案制定，但是電力現貨市場概念界定、市場模式選擇、調度與交易職責分工、外來電與本地協調等問題在試點過程中爭議較大，電力現貨市場與傳統計劃調度機制（有形之手）還在博弈過程之中。為此，國家發改委、國家能源局印發《關于健全完善電力現貨市場建設試點工作機制的通知》，國家部委建立起與試點省份對口聯系工作機制，加快試點建設工作進程。
“艱難平等”的可再生能源
2018年，繼可再生能源從三年前“貴族化的光榮孤立”（不參加市場交易）到“平民化的眾生平等”（參與市場交易）后，可再生能源的投資機制出現了大幅的改革，陸上風電項目采用競價招標業主，光伏上網補貼大幅下降，鼓勵光伏、風電平價上網。從目前的發展方向看，可再生能源要成為主力能源或者達到高比例穿透率有兩大門檻要邁過，一是要自己提供系統運行所需的輔助服務，這在歐洲現貨市場環境下已經開始了探索；二是在上一條背景下，要實現可再生能源上網現貨價格低于傳統能源。只有做到這兩點可再生能源的轉型才能依靠市場機制，才有真正的生命力。說老實話，靠拿財政補貼的項目“腰桿兒”要是還很硬氣，顯然是自尊心不夠的表現。當然，做到第二點有一些困難，如何判斷可再生能源一定會比考慮了環保成本的傳統能源便宜，是一個見仁見智的難題，急需要有個機制來量化確定環保成本。2018年，這個機制已經基本具備出臺條件，可再生能源強制配額制度開展了第二次、第三次征求意見工作，擬由電力用戶和售電公司共同承擔強制配額，企業擁有的綠證可在一定次數內允許轉讓交易，意圖將可再生能源補貼直接走到用戶側，降低新增可再生能源的財政補貼壓力。
