谢邀，按照我对题主问题的理解和对新一轮电力体制改革的观察，写一下看法。
题主所说"跟两年前相比并没有感觉到多大变化"，这要看是在电力体制改革的那一方面没有感觉到多大的变化。假设题主不是电力相关行业的从业者，不是大企业的负责人，如果从身边接触到的人和事，从各种媒体上得到的信息来看新一轮电改，确实很难有切身的体会来感知改革的进程变化。首先是居民的生活用电价格，总体上保持稳定，所以，新一轮电力体制改革对我们大多数人具体生活的影响微乎其微。再者，媒体上报道的各项电力体制改革措施，诸如"电力交易机构的成立"，"输配电价改革"，"售电侧改革"等主题的文章，不是个中相关的，就更是觉得离我们太远了。
以下就以从业者的观点，来看看这两年新一轮电改到底做了些什么事情。具体的讨论点，就从中发【2015】9号文，给出的几个新电改的重点任务展开。
1. 有序推进电价改革，理顺电价形成机制
谈到电价，先说说电价的构成，电价蛋糕一切为三，分为上网电价，输配电价，政府性基金，三项价格的总和，就是最终用户需要付出的购电价格。三个部分电价的概念，在此不详细解释，可以参考相关文章，我自己也总结过一篇小文章供参考。
聊聊电价
本轮改革，输配电价需要政府"按准许成本加合理收益"单独核定，意味着电网这一块的利润会被锁定，电网的利润要挤出来一些，按发改委公布的数字，是每度电少了一分钱。政府性基金这块更复杂，短期内不会有大的调整。所以电价改革后，主要能动的一部分蛋糕，就是上网电价，上网电价将通过市场交易价格来最终确定。
这项任务，输配电价核定中，省级核定已经完成。
2017年7月26日，国家发改委就输配电价改革及价格市场化程度测算的有关情况召开新闻发布会。发改委价格司巡视员张满英在会上透露，截至今年6月底，首轮输配电价改革试点已全面完成，实现了全国全覆盖。输配电价改革后，平均输配电价，比现行购销价差，平均每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。
区域电网和跨省跨区输配电价的工作正在进行，2017年12月8日讨论稿开始征求意见，2017年12月29日，讨论稿已经完成意见征集并进行了修改，正式发布，整个的工作进程不可谓不快。
电价形成机制会涉及到电价交叉补贴，文件写着"妥善处理"，从目前的改革进度来看，仍在收集交叉补贴数据和讨论阶段。
值得注意的是，九号文对电价定价有一句描述：
其他没有参与直接交易和竞价上网的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。
这说明什么？这说明关系到人民群众生活的电价，依旧可以期望有稳定的价格水平。再直白一些，关系民生的用电，依旧可以享受电价的补贴，这补贴，会由那些用户去承担？大概率还是工商业用电和发电企业。
衡量此轮电改成功的一个重要标志，是电量的价格信号将由市场给出，但目前来看，并不是很乐观。
工商业对民用电的补贴，始终是个绕不开的问题，企业减负，改善营商环境，政府发出降电价的信号，政府有形的手，翻手一拍，把另一只无形的手挡了一下，须知电价的改革，降价并不是最终和唯一的目的。火电由于电煤的涨价，过剩的产能，看起来已经被剥了一层皮，煤电联动的政策，到现在看起来并没有连续性，上网电价只是降价，没有涨价，不然企业如何减负？2017年年底中国神华和国电集团的合并，把煤和发电的对立缓解了，但本质的问题并没有解决。各种问题盘根错节，电价改革进入深水区。
2.推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制
电力交易体制改革为正在进行时，市场主体准入标准已经确定和公布，多方直接交易正在各地逐渐展开，交易方式也成多样化，长协，集中竞价，挂牌，合同电量转让，发电权交易等等，以点带面，逐渐在全国铺开。基于电网的技术特殊性，与电力交易机制相配套的偏差电量考核，辅助服务分担共享，跨省跨区交易等机制的设计和试行也并行不悖。
各地的电力市场交易规则在颁布后，经过实际操作，不断地进行修正以适应逐渐扩大的电力交易市场，随着交易电量的不断增加，更多市场主体的介入，新的问题会不断产生，电力交易也会面向更广阔的省间区域间市场，区域和跨省跨区输配电价的定价方法已经出台，在文件指导和程序上已经没有什么障碍，只需快马加鞭。
3.建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台
电力交易机构的实体就是电力交易中心，把原来在国网电力调度中心的交易职能分离出来组建。目前，两个国家级交易中心（北京和广州）和各省级电力交易中心已经成立，在接下来的运作中，必须逐渐厘清与电力调度机构的关系，向电力市场各交易主体以具体的行动去阐释相对独立的含义。
各交易中心的市场管理委员会都已经成立，理论上代表着电力市场各方，"维护电力市场的公平、公开、公正，保障市场主体的合法权益"。容易使人产生疑问的是，电力交易机构和电网公司在公司资产上的联系，相对独立的描述，是否会弱化市场管理委员会的功能？电力调度这一公器仍作为电网公司的内设机构，是否会以"安全之名"和"技术之义"，影响到电力交易机构的规范有效运作？
现在，我们还看不到以上问题的最终答案，仍是且行且看。
4.推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用
此条为第二条市场化交易机制建立后的实践推动，市场有了，作为市场交易物的电力电量，当然应该由市场这只看不见的手去调节，过去沿用的发用电计划，相应进行改革。当然，步子不能迈得太大，需小步快走有序推进。
必要的公益性发电计划（居民，农业，重要公用事业等）先保留，民生为要，稳定第一，保障优先购电权。然后在节能减排的大前提下，坚持清洁能源优先上网，保障其优先发电权。随着发电计划放开，对电力系统的稳定安全运行提出了更高的要求，提升电力供需平衡保障水平成为一个非常重要的环节。
保留的计划暂且不表，清洁能源优先上网的政策，其在执行过程中落实的情况并不理想，2017年弃水，弃风，弃光的问题虽得到改善，但比率仍较高，有关省弃水率约有10%，弃风率20%到30%，弃光率10%到20%。为此，发改委和能源局在2017年11月8号还印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，"确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降。到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。"
保证电力供需平衡是关系到此轮新电改成败的问题，回想2002年5号文的电改，在东北和华东推行竞价上网，东北受阻，华东进展顺利，但看上去突如其来的电荒，成为一个转折点，电改各方借势角力，最终令当时的电改陷入暂时停顿。没有相对宽松的电力供应，电力变成了紧缺资源，电改难以为继。
电力改革，必须以保障电网的安全运行为基石，长期以来，我国电网稳定安全运行这一块，是值得夸赞的。随着全国特高网电网的逐渐完善互联，对电网的稳定运行也提出了新的课题，期望电力人再接再厉！
5.稳步推进售电侧改革，有序向社会资本发开售电业务
跳出电改局内圈子，从外部角度来看，本轮电改最吸引眼球，得到最多关注的应该是售电，作为配套新电改而诞生的新兴市场主体，注定在将来会成为社会普通民众与电力市场产生联系的决定性一环，各种美好的愿景之花，电动汽车，电池储能，智能用电，终将开放在售电公司这一新的土壤之上。
全国售电公司的数量至2017年至万家，"忽如一夜春风来，千树万树梨花开"，电力市场化的春天，似乎随着售电公司的绽放而到来，不料却有倒春寒之感，许多售电公司只是先注册，真正进入市场的，发现如今的市场似鸡肋，现实骨感，未富先衰，"可怜未老头先白"。
当下，它们要面对发电企业的抱团，在偏差考核下战战兢兢，电力市场蛋糕还未做大，僧多粥少，体会着真正春天来临之前的冷意，所幸，倒春寒是"冻皮不冻骨"，眼光朝前看，冬天已经过去。
6.开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制
各级别市场主体和大电网实现电力电量的交互交易，是电力市场发展的高级形态，有利于节能减排，提高资源的利用率。实现这一交互式的发展，首先为电网开放公平接入，各市场主体，不论大小，不论出身，可以无歧视无障碍上网。能源互联网概念，脱胎于互联网，应该也必须具有互联网的属性，所以类似的，能源互联网上，没有人关心，这电量是人发的，还是一条狗发的。
分布式电源技术，微电网技术，储能技术的快速发展，光伏风电成本的不断降低，已经使分布式电源接入电网成为现实，分布式发电绿色清洁能源的禀赋，也非常契合节能环保的电力市场化倡导主题，分布式光伏发电也为国家精准扶贫提供了新的思路。
2017年11月14日，国家发展改革委、国家能源局发布" 关于开展分布式发电市场化交易试点的通知 "，为分布式发电打开了市场化之门。
分布式电源的发展如火如荼，农村已经到户，城市已经到开发区等大用户，那何时可以到达城市的全家万户，实现和电网的交互呢？目前，还没有非常具体的政策文件出台，那是充满美好想象的一幕，我们需耐心地等待。
以上，就是对新一轮电改几个重点任务的概括和进展简述，疏漏定有，但脉络大致如此。从我的观察，总体的思路，是把整个电力市场的大框架，电力市场的大主体先建立起来，然后，在电力市场各个大的主题内部精耕，慢慢做细做实。
当下的电力改革，正如波涛汹涌的江河，流向电力市场的海洋，期间必有湾流的曲折，但乘着国家改革的大势，终不可停顿，只会激流勇进。
来源：知乎 www.zhihu.com
作者：Jack Long
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