2017年伊始，业界期盼已久的电改重量级“靴子”陆续落地。
先是1月4日，“国家发改委出台输配电价定价办法”的消息出台，此后，国家发改委正式公布《电力中长期交易基本规则(暂行)》，明确“计划调度+直接交易为主的中长期”交易模式操作方法及流程。这一“操作手册”，为未来3年的市场化交易确定了“顶层设计”。
重磅政策称得上“开门红”，2017年，将迎来电改的第二轮爆发期，在保持速度、鼓励参与之外，“有序推进”的基调也将继续保持。
这意味着，电改能否以一种多赢的方式进行，也是决定其成效的关键要素。
就本轮电改的几个重点而言：
作为红利释放最为集中的环节，售电侧改革的“鲶鱼效应”无疑最为重要，在直接调整利益的同时，将继续发挥巨大的吸引和放大效应，对整个行业产生强烈冲击;
而作为基础和核心的输配电价改革，也会给业界以稳定预期，坚定改革发展的信心;
有序放开发用电计划、电力市场建设和电力交易机组建和规范运行、燃煤自备电厂监督管理等三方面尚待新的突破。
但这一切，应根据轻重缓急，掌控节奏推进。
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。
