2015年至今，电力改革已经进行3年时间。近期相关部门发布《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》（简称《通知》）。《通知》推动各类发电企业进入市场，如风电、太阳能替代煤电，将电力交易扩容，2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。
电力市场化改革的有效推进，是新一轮电力改革成功的关键。显然，电力市场化改革的方案除了对改革方向和原则进行明确外，还应该考虑具体的实施方式。比如如何建立有效的市场交易机制，具体的路径要如何设计，市场主体如何培育，价格机制如何设计等等。《通知》则对电力市场化改革如何落实的问题，进行了明确并提供了进一步具体实施意见。
笔者认为，《通知》体现了政府改革的决心。在市场环境下，参与主体的行为都是以自身利益最大化为目标的。竞争性电力市场建立后，很可能出现这样的情况：能够通过参与到市场化交易而减少电价的用户，会主动转变为市场化交易，这部分用户的平均电价也较低。而在市场化交易下，电价可能会上升的用户，则不会主动参与市场交易。由于供电成本在短时间内不可能发生太大的变化，市场的蛋糕总量做大空间相对有限，因此当一部分用户的电价下降后，可能就意味着另一部分用户的电价需要上升。现有的交叉补贴规模和机制可能无法适应未来的补贴需求。而如果通过提高交叉补贴规模来填补该空缺，又有可能导致市场化交易用户承担的交叉补贴负担加重，影响用户参与市场交易的积极性。
当然，最终如果符合要求的用户都必须参与到市场化交易中，该问题就会得以解决。但问题的关键是在市场化改革的过程中，在用户自愿选择的情况下，如何设计出有效的机制扩大市场化交易的规模。笔者认为，一种方式是提高未参与到市场交易的电价，减少交叉补贴压力，并给企业更强的激励参与到市场交易。另一种方式是在过渡期内通过财政直接补贴的方式，减少交叉补贴的缺口。
近期煤炭价格保持高位，也逐渐给电力市场化改革带来压力。中国目前的电力系统基本上还是煤电系统。一般来说，在煤炭成本较低的时候推进改革会比较容易。因为改革后的电力价格会下降，用户参与到市场化交易的积极性也更高，地方政府参与和推动改革的积极性也高。但是目前煤炭价格达到了几年来的高位，火电企业生产成本快速上升，并已经接近甚至高于盈亏平衡点。另一方面，近两年电力需求增长也比较快，如果今后电力需求持续上涨而逐渐接近平衡，在这种平衡条件下的市场化交易很有可能意味着电价上升，而且未来电价的不确定性也会比较高，这会影响到市场主体参与的积极性。因此，电力市场化改革能否成功，可能还需要其它外部条件的配合推动。除了政府利用这个时间窗口，加快市场化建设，还需要维持比较稳定的煤炭价格，比如合理界定煤炭行业去产能政策，加快先进产能的投产释放等。
《通知》中明确了电力用户的用电价格由三部分相加组成，包括发电企业、售电企业协商确定的价格、政府有关部门明确的输配电价以及政府性基金。但是，关于输配电价如何确定，可能由于发布过其他相关规定，而没有明确的说明。事实上，在用电负荷高峰，输配电网的容量限制可能是影响边际供电成本很重要的因素。如果只是采用目前的固定输配电价，将有可能导致在用电高峰，特别是夏季用电高峰电网容量不足的现象。因此，在确定输配电价时，可能也要考虑峰谷需求的不同，进行差异化定价。另外可以考虑引入尖峰定价机制。最好在市场机制发展到一定程度后，可以把输配电价的制定也引入到竞争环节中。
《通知》多次提到用户应承担可再生能源配额的消纳责任。但是具体的可再生能源配额确定却是比较困难。相对交易制度，配额制虽然有效，但却是高成本的消纳方式。因为配额制在实施的过程中，为了满足配额的任务，消费者必须付出时间精力去搜索和采购可再生能源，这是一种隐性的成本，也会给企业的电力管理增加了额外的负担。如果按目前对可再生能源直接采取补贴的方式（实际上是交叉补贴），企业已经承担了可再生能源的消纳义务。而可再生能源发电企业在接收到补贴后，可以以更低的上网电价参与到竞价中。
另外，关于风电、太阳能等可再生能源的保障利用小时数具体该如何确定，参考欧洲电网的经验，甚至有可再生能源企业愿意接受负电价，其原因就是考虑到补贴后，即使电价为负，可再生能源企业也能够获得收益。需要鼓励降低成本增加可再生能源的价格竞争力，消纳的问题应该更多地设法通过市场化的手段解决。
近三年来电改政策频出，近期相关部门发布了关于推进电力交易机构规范化建设，要求实施方案9月底上报并于年底完成，以加速电力交易机构规范化建设。要求非电网企业资本股比应不低于20%，鼓励按照非电网企业资本占股50%左右完善股权结构，这种打破电网企业垄断的措施，在电力改革过程中无疑将产生积极作用。