自2015年中发9号文下发以来，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，我国电力市场的建设进程加快推进，多元化的市场主体格局正在形成，市场主体意识不断增强。到目前为止，国家电网经营区域内28个交易机构全部组建，搭建了公开、透明的交易平台，市场主体参与数量和范围逐步扩大，市场化交易电量不断攀升，省内和省间交易品种日渐丰富，清洁能源消纳水平持续提升，改革红利逐步释放并普惠社会。
在电力市场化建设取得阶段性成果的同时，我国电力市场仍然面临着市场体系不完整、能源低碳转型任务艰巨、持续扩大市场化交易规模面临挑战等严峻形势。因此，在下一步市场运营中，仍需有效统筹省间和省内交易，统筹中长期交易与现货交易，进一步提升电力市场风险防控能力，加强电力市场技术支撑，为我国电力市场健康有序发展奠定坚实基础。
2017年电力市场运营情况
从目前市场主体参与的情况来看，截至2017年底，在国家电网经营区域内市场主体的注册成员达到55700余家，发电企业27000余家;电力用户26000余家，其中大概有近13000家是零售用户，另外13000余家是直接参与交易的用户;售电公司注册2233家。2017年电力用户和售电企业注册数量呈爆发式增长，较2016年增长了3.7倍(见图1)。
从市场交易总量来看，2017年市场化交易电量在国网区域内首次突破1万亿千瓦时，达到1.2万亿千瓦时，占整个国网售电量的比例达31.2%，其中电力直接交易近9000亿千瓦时，释放红利295亿元(见图2)。
从省间交易情况和资源优化配置情况来看，2017年全国省间电力交易总额8735亿千瓦时，其中华北、东北和华东交易量和交易规模增长较快，但市场化占比最高的是西北地区，实现了90%以上的市场化省间交易。目前的交易类型主要是分四大类，包括省间合约交易、用户和售电公司参加的直接交易、合同转让及发电权交易和省间现货交易。各月省间市场化交易价格相对平稳。随着2017年下半年供需形势收紧，各省市场化交易平均落地价格同步有所上涨。
从省内交易情况来看，目前省内交易主要是由用户直接参与或售电公司代理的直接交易。随着发用电计划的逐步放开，各省(除西藏外)电力直接交易电量快速增加，江苏、山东、浙江、河南、安徽、山西、四川7个省电力直接交易量突破500亿千瓦时，辽宁、福建、湖北、陕西4个省电力直接交易电量突破300亿千瓦时。
从新能源消纳情况来看，2017年新能源消纳达到较好水平，实现了“双升双降”的目标，其中弃电量和弃电率均实现下降，整体弃风弃光总量下降了52亿千瓦时，弃电率从16.3%下降到11%。
从售电业务情况来看，目前已经有15个省允许售电公司代理用户进入市场参与电力直接交易。据统计，在已注册的2000多家售电公司中，有20%多的售电公司参与了市场交易，代理电量为2100亿千瓦时左右，占目前市场交易量的20%。大部分售电公司目前还是处于起步状态，尚未参与市场交易(见图3)。
电力市场面临的形势和挑战
顶层设计：完整市场体系的设计和建设成为当务之急。目前我国中长期电力交易经过多年的发展已经趋于成熟，各省都已下发省内中长期交易相关规则，确立了市场模式并开展交易。但是从目前情况来看，据不完全统计，各省的交易规则据总共有300多种，而且相互之间差异较大。仅以中长期交易的偏差考核来看，免考核范围有2%的，也有3%等各种数值的;有按月考核的，也有按季度、年度考核的;有采用滚动调整的，也有采用预挂牌等方式的。仅就单个省内市场而言，可能并不会产生矛盾。但是随着市场范围的扩大，尤其省间市场规模的扩大，作为电力用户、售电企业或者发电企业，如果要参与不同省份和省间的购售电交易，需要对相关各省市场的交易规则进行深入了解，操作也较为复杂，市场主体较为茫然。同时，这也不利于市场的互联互通和相互融合，对于全国电力市场的发展是明显的制约。
同时，目前国家已经确定了8个省级现货交易试点，作为进一步深化电力市场改革的重要举措，其中国网区域内有6个试点。现货交易需要与中长期交易进行紧密的耦合，必须统筹设计和建设。从国网区域六家现货交易试点看，目前浙江和山西进展相对较快，已经初步提出了在操作层面的实施方案。从现货市场建设试点的方案看，几个现货市场试点单位在市场模式、交易组织、交易结算等方面都存在巨大差异。因此，下一步电力市场的建设应该尽快在顶层设计层面，对市场体系的整体进行详细设计，统筹推进市场建设，使之更好地促进资源的自由流动和清洁能源消纳，方便市场主体参与交易，为未来的市场融合做好准备。
