电力市场建设是我国新一轮电力体制改革的核心任务。今年以来，为贯彻落实中发9号文及其配套文件总体要求、发挥市场在资源配置中的决定性作用，各地陆续成立了相对独立的电力交易机构，北京、广州电力交易中心主要从事跨省区电力交易，其他绝大部分省份也都已经组建了省级电力交易中心。同时，基于电力交易中心的交易平台，通过双边交易、集中竞价交易等市场化方式实现的交易电量比例也逐步增加。截至7月底，北京电力交易中心组织跨区跨省交易电量达784亿千瓦时，国网公司经营区域各省交易中心组织市场化交易电量达4729亿千瓦时，已占到售电量的12.7%。可见，市场化配置资源的作用初步显现，改革红利也得到释放。据统计，各省通过市场交易降低用户购电价格平均接近5分/千瓦时。总体来看，目前电力市场正在向前推进，并呈现出良好的发展态势，主要具有以下几个特点。
（一）相对独立的市场交易平台基本完成搭建，为市场主体参与交易奠定了良好基础。
电力市场的运营需要依托功能健全、公开透明的市场交易平台。目前我国大部分地区相对独立的电力交易机构组建已基本完成，为市场主体提供了公开透明、高效便捷的交易平台。通过电力交易平台组织开展交易能够更好地促进电力市场实现多买多卖，激发市场活力。目前，通过北京电力交易平台参与交易的市场主体已近4000家次；今年前7个月，国网公司经营区域内各交易机构新增注册电力用户2286户，是去年注册数量的5倍多。
（二）电力用户直接交易电量正在快速增长，我国电力行业正逐步从计划模式向市场模式转变。
随着改革的推进，用户选择权逐步放开、发电计划也逐步放开，各省电力用户与发电企业的市场化直接交易电量比例正在上升。今年以来，各省电力直接交易规模较快增长，前7个月国网公司经营区域内组织的交易电量已经较去年全年交易电量接近翻番，占到售电量的12.7%，其中安徽、山西、宁夏等7个省份的比例已超过20%。
（三）市场初期以中长期电能交易为主，市场主体可选择双边交易和集中交易等多种交易方式。
目前各交易机构在政府有关部门指导下，普遍建立了中长期电力交易机制，按年（季）度和月度组织电力用户与发电企业开展直接交易。随着市场机制、技术条件等的逐步成熟，未来可逐步引入与之匹配的现货市场，由调度机构负责组织，发挥满足电力供需实时平衡、发现电力商品实时价值、保障电网安全运行等作用；并根据需要在各级交易平台探索开展容量、可再生能源配额等更为丰富的交易品种。同时，市场主体参与直接交易的方式也呈现多样化。交易中心搭建的公平高效的交易平台为发电企业和用户开展直接交易提供了便利条件，目前交易平台上的集中竞价交易和双边交易并存，市场主体可灵活选择。
（四）通过市场化交易降低了用电成本、拉动了经济增长，市场红利初步显现。
今年前7个月各省通过市场化方式组织的交易降低用户购电价格4.93分/千瓦时，减少电费支出216亿元，促进工业企业增加生产、拉动企业多用电约362亿千瓦时。此外，通过跨区跨省市场化交易实现了更大范围的供需直接见面，将供给侧市场竞争的红利直接传导到用户侧。2月29日，北京电力交易中心组织开展了我国首笔跨区电力直接交易———银东直流跨区直接交易。西北地区符合准入条件的824家发电企业和山东30家电力用户参与了交易，交易共达成电量90亿千瓦时。发电侧竞争形成的降价利好全部传导至用户侧，山东电力用户购电价格平均降低约0.065元/千瓦时，共降低购电成本5.4亿元。可减少山东当地燃煤机组排放二氧化碳718万吨、二氧化硫17万吨。
（五）市场化交易进一步促进了清洁能源的消纳。
通过跨区跨省资源流动和大范围配置，可以增强电力系统消纳清洁能源的能力，推动节能减排、雾霾治理和低碳转型目标的实现。今年上半年，国网公司经营区域内清洁能源跨区跨省交易电量合计达到1568亿千瓦时（约占跨区跨省交易总量的45.3%），同比增长20%。其中，新能源跨区跨省交易电量合计187亿千瓦时，同比增长47%；四川水电跨区跨省外送电量420亿千瓦时，同比增长6.7％。
我国新一轮电力市场建设已经取得了积极进展，市场效益初步显现。未来随着电力体制改革的加快推进，需要进一步放开发用电计划，加大市场化交易力度。这也要求加快建立符合我国国情的市场机制和规则，同时加强市场监管和风险防范，在经济新常态下使改革红利进一步得到释放。
