2017年我国电力市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重达26%左右，为工商企业减少电费支出603亿元，电改红利对于降低企业经营成本，促进区域经济发展起到了重要的作用，2018年市场化交易将进一步激活电力市场。
2017年，国家电网公司各交易中心市场交易电量12095亿千瓦时，同比增长49.6%，占售电量的比例达到31.3%。市场交易电量中，电力直接交易电量8931亿千瓦时，同比增长75.35%，降低用户用电成本295亿元。南方电网省内市场化交易电量合计2680亿千瓦时，占南网售电量的30.1%。
分析显示，2017年，我国电力交易市场，南方五省、华东区域不管是交易频次，还是交易额度均有较大突破，对全国电力市场起到了绝对的引领作用，但是，华中、西北、东北区域相对缓慢，电力市场活跃度较低。
2018年，我国电力市场化交易还将进一步推进，但年度、月度交易依然占据较大比重，而集中交易、双边交易依然是电力市场化交易的主要品种。另外，2018年，电力现货交易、辅助服务市场交易将是电力市场化交易新的推动力，对于激活华北、东北、西北电力市场的作用将逐步显现。
2018年省间交易完成突围 年度、月度交易额将上升
2017年，我国电力市场化交易获得巨大突破。全年电力市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，增长幅度较大。
从交易时间维度上看
2017年我国电力交易成交电量在年度交易中成交最多，占比高达69%，月度交易成交电量占28%。从交易的空间维度上看，2017年电力交易是以省内交易为主，省内直接交易占据了所有交易次数的63%，省内的合同电量转让交易占据了8%左右。
从不同区域电力交易额度上看
华东地区和华南地区的电力交易电量额度较高，占据全国电力交易量超过50%。广东最多，占全国交易电量总额的17%。其次为云南、山东、浙江，市场化交易电量占全国交易电量总额的10%以上。
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2018年，我国电力市场化交易额度将会进一步提升，从目前已经公布的省份看，江苏省市场化交易电量最高，达到1900亿千瓦时，其次为广东、山东，分别为1600亿千瓦时、1300亿千瓦时，黑龙江最低，仅为120亿千瓦时。
2018年，除了我国电力交易省内交易进一步提升以外，省间、跨区域电力交易也将成为我国电力市场的新的发力点。2018年2月，北京电力交易中心《省间电力中长期交易实施细则(暂行)》开始试行，这意味着国家电网辖区内省间交易开始全面推进。无疑，2018年，省间电力交易将成为电力市场的重要看点。
2018年电力现货市场 有望克服清洁能源消纳难题
电力现货充分体现买卖主体自主参与，自主决策的特点，实现市场对电力资源的配置作用。电力现货交易可以体现新能源随机波动的特性，对新能源消纳可以起到重要的推动作用。
2017年9月5日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司印发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。
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电力现货市场已经对地方清洁能源消纳起到了拉动作用。例如，甘肃省电力交易中心启动日前市场预出清和日内实时平衡市场，通过短期和超短期预测，风电场的富余电力通过系统报送到现货平台和省外的需求方匹配。通过这种方式，2017年，甘肃的新能源发电量同比增长27.75%，弃风弃光电量同比减少19.26%，通过跨省区现货交易消纳的新能源电量为28.19亿千瓦时，占新能源增发电量比例高达50%。
除了区域电力现货市场外，2017年，跨区电力现货市场也完成试水，并且有力促进西北区域的清洁能源消纳。2017年8月18日，国家电网调度中心开启跨区域省间富余可再生能源电力现货市场试运行，河南、湖北、江西3省日前交易共竞价成交西北富余新能源690万千瓦时，占总部日前交易总成交电量的49.5%;成交电价较各省火电标杆上网电价平均降低约51%。
2017年10月19日，国家发改委、国家能源局发布《关于促进西南地区水电消纳的通知》，要求发挥北京、广州区域电力交易平台作用，完善市场规则和交易机制，推进跨省跨区水电市场化交易，鼓励开展电力现货市场试点。2018年2月，北京电力交易中心《省间电力中长期交易实施细则(暂行)》开始试行。
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2018年，跨区跨省可再生能源电力现货交易交易频次、交易额度将进一步增长，对于我国西北、西南区域清洁能源消纳将起到更加良好的推动作用。
2018年更多试点省份积极探索 备战2019电力辅助服务市场开启
2017年，是我国电力辅助服务市场建设的试水之年，并在东北地区取得了卓有成效的成果。预计2018年，将有更多区域开启电力辅助服务市场建设，为2019年全面建设电力辅助服务市场积极探索。
2016年，11月份，东北能源监管局连续出台《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》，东北电力辅助市场试点改革正式启动。中电传媒电力传媒数据研发中心跟踪显示，2017年，东北地区建设电力调峰辅助服务市场，使深度调峰的发电机组得到市场化定价的经济补偿，以价格信号激励发电企业在系统调峰困难时主动减发，为其他电源腾出消纳空间。
数据显示
东北电力调峰辅助服务市场机制运营以来，全网调用有偿调峰服务38.88亿千瓦时，支付补偿费用16.63亿元，有偿调峰服务平均价格0.428元/千瓦时;补偿火电应急启停调峰93台次，补偿金额10670万元。同期，东北全网风电受益电量共计131.80亿千瓦时，承担分摊费用4.79亿元。
由于电力辅助服务市场的调节，东北地区弃风问题得到缓解。截至2017年11月底，辽宁电网的弃风率降到5.85%，吉林电网弃风率降到17.54%，黑龙江电网弃风率降到11.04%，蒙东电网弃风率降到12.26%。
除东北地区以外，2017年，我国山东、山西、新疆、福建、甘肃等地也纷纷出台辅助服务市场化建设试点方案。根据《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》发展目标，2018年～2019年，探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。2019年～2020年配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
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2018年，我国电力辅助服务市场依然处于试点探索期，本年度会有更多省出台辅助服务市场建设方案，为2019-2020年我国电力服务市场建设的发展目标打下基础。
(数据来源：国家能源局、中国电力企业联合会、中电传媒电力传媒数据研发中心、各电力交易中心等。)
