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三年前，中国启动了第二轮电力市场改革。自此全国所有31个省全部成立了电力交易中心，积极开展了有所不同形式的改革尝试：例如放松购电业务、增量配电改革试点、展开电力辅助服务交易。这篇报告尝试从改革、机遇、挑战、规划等方面探究具备历史性意义的电改进程。本报告的续篇将深入探讨各省和跨省电力交易案例研究、电力企业战略和更加多的政策计划。

改革转型国家发改委核定了各省的输配电价，发布了计算出来方式。一些地区的配电网早已开始向非电网投资者对外开放，一般来说是地方的园区、开发区等。购电业务进程更进一步发展，现有多达3000家售电公司在各省的电力交易中心通过了登记审批。机遇2017年，电力市场化交易电量超过全年销售电量的33.5%，超过全社会用电量的25.9%。

通过市场化交易的电力价格往往高于全国平均值的网际网路电价（例如 2018 年第一季度，中电联发布比全国平均值的网际网路电价较低 9.5%）。挑战随着竞争的大大激化，发电企业能取得的电价有所减少，再加煤炭价格的下降等因素造成去年的发电收益明显大跌。

电网公司虽然仍然享有意味著独占优势，但仍之后主导售电和配电业务，造成增量配网的市场参与者容易利润。新的购电公司和用户将必须在灵活性定价机制下，提升管理风险和抓住机遇的能力。规划未来，更进一步的电价减少将主要归功于输配电价的上调，这可能会断裂一部分的电网利润。

下一步的改革计划还包括现货市场交易（将于2018年底仿真全面推行），而大范围的辅助服务市场交易和几乎的“输配分离出来”有可能到2020年后才有可能构建。

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