2016年，我國電力市場供大于需的格局仍未發生改變。但隨著我國電力體制改革的推進，特別是電力市場建設的諸多嘗試，我國電力市場的供需結構、主體和行為等在發生不斷變化。從適應社會經濟發展新變化的角度看，2016年我國電力市場建設成績斐然，從歷史的角度看，我國電力市場建設仍處于起步階段。

回顧2016年，我國電力市場建設從制度頂層設計、計劃向市場轉變、市場主體培育、交易組織、降低工商業用電成本等諸多方面，取得了可喜成績。展望2017年，我國電力市場建設依然長路漫漫、荊棘叢生。許多政策空白需要及時填補，許多“走偏”的改革行為需要及時糾正。

然而，不管如何，在我國拉開能源體制改革特別是市場化改革大幕的最近幾年，電力市場應該是最熱鬧的領域，改革猶如一把火，點燃了所以市場參與主體、關聯主體的主動或者被動熱情，2017年的電力市場仍然會越燒越旺。

市場化速度和主體參與熱情超出預期

本輪電力體制改革的動力，或者說電力市場建設的動力，是中央希望構建有效競爭的市場結構，發揮市場在資源優化配置中的決定性作用。但是，改革落到地方的實際行動上，動力變成了通過電力市場降低電價、支持實體經濟發展，改善投資環境，防止經濟下滑。

這種改革動力的演變帶來了“一好一壞”兩個結果，好的是，市場建設速度和規模超出了預期，壞的是，市場建設的目標和手段離初衷越來越遠。

從電力體制改革試點運行情況來看，全國各地電力市場試點建設熱鬧非凡。截至2017年1月，輸配電價改革試點省份擴大到除西藏、港、澳、臺以外的全部省份，已有21個省(區、市)開展了電力體制改革綜合試點，9個省(區、市)和新疆生產建設兵團開展了售電側改革試點，3個省(區)開展了可再生能源就近消納試點，形成了以綜合試點為主、多模式探索的格局。

輸配電價改革試點實現省級電網全覆蓋，為電力市場交易奠定了堅實基礎。中發9號文件出臺后，試點范圍逐步擴大到除西藏以外的所有省級電網和華北區域電網，2017年上半年輸配電價核定工作將全面完成。2016年12月，國家發展改革委制定出臺了《省級電網輸配電價定價辦法》，明確了省級電網共用網絡輸配電價制定的原則和方法，并建立了對電網企業的激勵和約束機制。

2016年，《關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》發布，煤電機組發電量由非市場化電量和市場化交易兩部分組成，市場化交易電量逐步擴大規模，通過直接交易等市場化方式形成，發電企業與售電企業、用戶簽訂的發購電協議。

電力交易機構組建工作也在快速推進，為電力市場化交易搭建了公平規范的交易平臺。區域層面，組建了北京、廣州電力交易中心，成立了市場管理委員會。省級層面，南方電網公司營業范圍內，云南、貴州、廣東、廣西、海南五省(區)全部以股份制形式成立了電力交易機構;國家電網公司范圍內，山西、湖北、重慶三省(市)也完成了股份制電力交易機構組建工作。

2016年，廣東率先在全國進行有售電公司參與的月度集中競價。2016年成交電量159.8億千瓦時，平均結算價差從4月的-147.926厘/千瓦時，一路回落至9月的-37.421厘/千瓦時，呈現出價跌量升的局面，發電企業整體讓利空間圍繞1.5億元/月波動。在7次競價交易中，售電公司從最開始的13家猛增至154家，其中有53家售電公司完成了交易，市場占有率71.37%，大用戶自行購電成交比例為28.63%。2016年10月，進入廣東售電目錄的企業達到210家。

同時，向社會資本放開配售電業務的進程也在加快，競爭性電力市場初具規模。《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》相繼出臺，建立了市場主體準入退出機制和以信用監管為核心的新型監管制度。此外，105個增量配電業務改革試點項目，為社會資本參與增量配電業務提供了示范，在這些試點項目中，除了工程公司、工業用戶、科技公司、節能公司、環保公司、服務企業等社會企業不斷加入外，各大發電集團改變了等待觀望的態度，紛紛試水配售電業務。

規模繼續擴大后的理性思考

應該說，縱觀2016年，全國各區域、各省通過綜合考慮經濟結構、電源結構、電價水平、送受電規模、市場基礎等因素，結合本地實際情況，不斷推進發用電計劃改革，加快了市場化改革進程。同時，也為降低工商業用能成本、穩定經濟增長做出了積極貢獻，2016年我國企業用電成本減少約1000億元，占2016年供給側改革降成本近萬億元的10%。

展望2017年，隨著發用電計劃的不斷放開，我國電力市場化交易規模將不斷擴大。2016年，全國包括直接交易在內的市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。每度電平均降低電價約7.23分，為用戶節約電費超過573億元。2017年，隨著新電改試點范圍覆蓋全國，發用電計劃將進一步縮小，市場化電量有望提高至全社會用電量的30%~50%。

2016年，在國家電網經營區域內，市場交易電量同比增長58.8%，市場交易電量占售電量比例達到22%。共有15138家次電力用戶通過交易平臺參與電力直接交易，通過北京及省級電力交易平臺分別實現電力直接交易電量353億千瓦時、4740億千瓦時，合計5093億千瓦時，總規模為2015年的2.6倍。

其中，北京電力交易中心組織市場化交易近160筆，2000余家市場主體登錄平臺參與了交易，全年完成省間市場交易電量1918億千瓦時，相當于北京、天津兩地全年用電量之和。據國家電網體改辦副主任魏玢透露，2017年，國家電網將爭取市場化交易電量突破1萬億千瓦時。

在南方電網區域，2016年1至10月，共組織省內市場化交易電量1326.2億千瓦時，占網內售電量19.5%，全網全年市場化交易電量規模約1440億千瓦時，同比增長94%。南方電網公司通過輸配電價改革、落實煤電價格聯動、開展市場化交易等，累計為用戶節約用電成本241.5億元。

其中，2016年云南全年共有3757家企業參與了交易，較2015年增長2.6倍，累計成交電量590億千瓦時，同比增長84.4%，占全省大工業用電量的85.4%，占全部用電量的53.8%，交易合同履約率超過96%，較2015年提高7個百分點。利用跨省區電力交易機制，實現西電東送增送市場化電量164.7億千瓦時，同比增長170.1%，為發電企業增收31.4億元。

然而，市場電量無底線降價、比重無序擴大，再加上電煤價格的持續上揚，我國發電企業的生存空間承受了多重擠壓。華電集團企法部主任陳宗法認為，2016年初，燃煤發電上網電價下降了3分/千瓦時，再加上2015年下調2分/千瓦時的翹尾影響，影響發電利潤超過千億元。同時，雙邊交易、集中競價交易、跨區跨省送電等市場化方式實現交易電量大幅增加，市場電量比重快速增加到近30%，盡管“折價”交易幅度縮小，仍對發電行業形成了很大的沖擊。

展望2017年，堅持市場化改革、有序放開發用電計劃、逐步擴大市場化電量比例、加快電力電量平衡從以計劃手段為主向以市場手段為主轉變，仍然是我國電力體制改革和電力市場建設的重要內容。可以預見，我國電力市場建設將越來越完善，參與主體將越來越廣泛，市場交易規模將越來越大，電力市場化之火，將越燒越旺。