自2015年中發9號文下發以來，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，我國電力市場的建設進程加快推進，多元化的市場主體格局正在形成，市場主體意識不斷增強。到目前為止，國家電網經營區域內28個交易機構全部組建，搭建了公開、透明的交易平臺，市場主體參與數量和范圍逐步擴大，市場化交易電量不斷攀升，省內和省間交易品種日漸豐富，清潔能源消納水平持續提升，改革紅利逐步釋放并普惠社會。

在電力市場化建設取得階段性成果的同時，我國電力市場仍然面臨著市場體系不完整、能源低碳轉型任務艱巨、持續擴大市場化交易規模面臨挑戰等嚴峻形勢。因此，在下一步市場運營中，仍需有效統籌省間和省內交易，統籌中長期交易與現貨交易，進一步提升電力市場風險防控能力，加強電力市場技術支撐，為我國電力市場健康有序發展奠定堅實基礎。

2017年電力市場運營情況

從目前市場主體參與的情況來看，截至2017年底，在國家電網經營區域內市場主體的注冊成員達到55700余家，發電企業27000余家;電力用戶26000余家，其中大概有近13000家是零售用戶，另外13000余家是直接參與交易的用戶;售電公司注冊2233家。2017年電力用戶和售電企業注冊數量呈爆發式增長，較2016年增長了3.7倍(見圖1)。

從市場交易總量來看，2017年市場化交易電量在國網區域內首次突破1萬億千瓦時，達到1.2萬億千瓦時，占整個國網售電量的比例達31.2%，其中電力直接交易近9000億千瓦時，釋放紅利295億元(見圖2)。

從省間交易情況和資源優化配置情況來看，2017年全國省間電力交易總額8735億千瓦時，其中華北、東北和華東交易量和交易規模增長較快，但市場化占比最高的是西北地區，實現了90%以上的市場化省間交易。目前的交易類型主要是分四大類，包括省間合約交易、用戶和售電公司參加的直接交易、合同轉讓及發電權交易和省間現貨交易。各月省間市場化交易價格相對平穩。隨著2017年下半年供需形勢收緊，各省市場化交易平均落地價格同步有所上漲。

從省內交易情況來看，目前省內交易主要是由用戶直接參與或售電公司代理的直接交易。隨著發用電計劃的逐步放開，各省(除西藏外)電力直接交易電量快速增加，江蘇、山東、浙江、河南、安徽、山西、四川7個省電力直接交易量突破500億千瓦時，遼寧、福建、湖北、陜西4個省電力直接交易電量突破300億千瓦時。

從新能源消納情況來看，2017年新能源消納達到較好水平，實現了“雙升雙降”的目標，其中棄電量和棄電率均實現下降，整體棄風棄光總量下降了52億千瓦時，棄電率從16.3%下降到11%。

從售電業務情況來看，目前已經有15個省允許售電公司代理用戶進入市場參與電力直接交易。據統計，在已注冊的2000多家售電公司中，有20%多的售電公司參與了市場交易，代理電量為2100億千瓦時左右，占目前市場交易量的20%。大部分售電公司目前還是處于起步狀態，尚未參與市場交易(見圖3)。

電力市場面臨的形勢和挑戰

頂層設計：完整市場體系的設計和建設成為當務之急。目前我國中長期電力交易經過多年的發展已經趨于成熟，各省都已下發省內中長期交易相關規則，確立了市場模式并開展交易。但是從目前情況來看，據不完全統計，各省的交易規則據總共有300多種，而且相互之間差異較大。僅以中長期交易的偏差考核來看，免考核范圍有2%的，也有3%等各種數值的;有按月考核的，也有按季度、年度考核的;有采用滾動調整的，也有采用預掛牌等方式的。僅就單個省內市場而言，可能并不會產生矛盾。但是隨著市場范圍的擴大，尤其省間市場規模的擴大，作為電力用戶、售電企業或者發電企業，如果要參與不同省份和省間的購售電交易，需要對相關各省市場的交易規則進行深入了解，操作也較為復雜，市場主體較為茫然。同時，這也不利于市場的互聯互通和相互融合，對于全國電力市場的發展是明顯的制約。

同時，目前國家已經確定了8個省級現貨交易試點，作為進一步深化電力市場改革的重要舉措，其中國網區域內有6個試點。現貨交易需要與中長期交易進行緊密的耦合，必須統籌設計和建設。從國網區域六家現貨交易試點看，目前浙江和山西進展相對較快，已經初步提出了在操作層面的實施方案。從現貨市場建設試點的方案看，幾個現貨市場試點單位在市場模式、交易組織、交易結算等方面都存在巨大差異。因此，下一步電力市場的建設應該盡快在頂層設計層面，對市場體系的整體進行詳細設計，統籌推進市場建設，使之更好地促進資源的自由流動和清潔能源消納，方便市場主體參與交易，為未來的市場融合做好準備。