2016年，我国电力市场供大于需的格局仍未发生改变。但随着我国电力体制改革的推进，特别是电力市场建设的诸多尝试，我国电力市场的供需结构、主体和行为等在发生不断变化。从适应社会经济发展新变化的角度看，2016年我国电力市场建设成绩斐然，从历史的角度看，我国电力市场建设仍处于起步阶段。
回顾2016年，我国电力市场建设从制度顶层设计、计划向市场转变、市场主体培育、交易组织、降低工商业用电成本等诸多方面，取得了可喜成绩。展望2017年，我国电力市场建设依然长路漫漫、荆棘丛生。许多政策空白需要及时填补，许多“走偏”的改革行为需要及时纠正。
然而，不管如何，在我国拉开能源体制改革特别是市场化改革大幕的最近几年，电力市场应该是最热闹的领域，改革犹如一把火，点燃了所以市场参与主体、关联主体的主动或者被动热情，2017年的电力市场仍然会越烧越旺。
市场化速度和主体参与热情超出预期
本轮电力体制改革的动力，或者说电力市场建设的动力，是中央希望构建有效竞争的市场结构，发挥市场在资源优化配置中的决定性作用。但是，改革落到地方的实际行动上，动力变成了通过电力市场降低电价、支持实体经济发展，改善投资环境，防止经济下滑。
这种改革动力的演变带来了“一好一坏”两个结果，好的是，市场建设速度和规模超出了预期，坏的是，市场建设的目标和手段离初衷越来越远。
从电力体制改革试点运行情况来看，全国各地电力市场试点建设热闹非凡。截至2017年1月，输配电价改革试点省份扩大到除西藏、港、澳、台以外的全部省份，已有21个省(区、市)开展了电力体制改革综合试点，9个省(区、市)和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点，3个省(区)开展了可再生能源就近消纳试点，形成了以综合试点为主、多模式探索的格局。
输配电价改革试点实现省级电网全覆盖，为电力市场交易奠定了坚实基础。中发9号文件出台后，试点范围逐步扩大到除西藏以外的所有省级电网和华北区域电网，2017年上半年输配电价核定工作将全面完成。2016年12月，国家发展改革委制定出台了《省级电网输配电价定价办法》，明确了省级电网共用网络输配电价制定的原则和方法，并建立了对电网企业的激励和约束机制。
2016年，《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》发布，煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成，市场化交易电量逐步扩大规模，通过直接交易等市场化方式形成，发电企业与售电企业、用户签订的发购电协议。
电力交易机构组建工作也在快速推进，为电力市场化交易搭建了公平规范的交易平台。区域层面，组建了北京、广州电力交易中心，成立了市场管理委员会。省级层面，南方电网公司营业范围内，云南、贵州、广东、广西、海南五省(区)全部以股份制形式成立了电力交易机构;国家电网公司范围内，山西、湖北、重庆三省(市)也完成了股份制电力交易机构组建工作。
2016年，广东率先在全国进行有售电公司参与的月度集中竞价。2016年成交电量159.8亿千瓦时，平均结算价差从4月的-147.926厘/千瓦时，一路回落至9月的-37.421厘/千瓦时，呈现出价跌量升的局面，发电企业整体让利空间围绕1.5亿元/月波动。在7次竞价交易中，售电公司从最开始的13家猛增至154家，其中有53家售电公司完成了交易，市场占有率71.37%，大用户自行购电成交比例为28.63%。2016年10月，进入广东售电目录的企业达到210家。
同时，向社会资本放开配售电业务的进程也在加快，竞争性电力市场初具规模。《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》相继出台，建立了市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度。此外，105个增量配电业务改革试点项目，为社会资本参与增量配电业务提供了示范，在这些试点项目中，除了工程公司、工业用户、科技公司、节能公司、环保公司、服务企业等社会企业不断加入外，各大发电集团改变了等待观望的态度，纷纷试水配售电业务。
规模继续扩大后的理性思考
应该说，纵观2016年，全国各区域、各省通过综合考虑经济结构、电源结构、电价水平、送受电规模、市场基础等因素，结合本地实际情况，不断推进发用电计划改革，加快了市场化改革进程。同时，也为降低工商业用能成本、稳定经济增长做出了积极贡献，2016年我国企业用电成本减少约1000亿元，占2016年供给侧改革降成本近万亿元的10%。
展望2017年，随着发用电计划的不断放开，我国电力市场化交易规模将不断扩大。2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。每度电平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。2017年，随着新电改试点范围覆盖全国，发用电计划将进一步缩小，市场化电量有望提高至全社会用电量的30%~50%。
2016年，在国家电网经营区域内，市场交易电量同比增长58.8%，市场交易电量占售电量比例达到22%。共有15138家次电力用户通过交易平台参与电力直接交易，通过北京及省级电力交易平台分别实现电力直接交易电量353亿千瓦时、4740亿千瓦时，合计5093亿千瓦时，总规模为2015年的2.6倍。
其中，北京电力交易中心组织市场化交易近160笔，2000余家市场主体登录平台参与了交易，全年完成省间市场交易电量1918亿千瓦时，相当于北京、天津两地全年用电量之和。据国家电网体改办副主任魏玢透露，2017年，国家电网将争取市场化交易电量突破1万亿千瓦时。
在南方电网区域，2016年1至10月，共组织省内市场化交易电量1326.2亿千瓦时，占网内售电量19.5%，全网全年市场化交易电量规模约1440亿千瓦时，同比增长94%。南方电网公司通过输配电价改革、落实煤电价格联动、开展市场化交易等，累计为用户节约用电成本241.5亿元。
其中，2016年云南全年共有3757家企业参与了交易，较2015年增长2.6倍，累计成交电量590亿千瓦时，同比增长84.4%，占全省大工业用电量的85.4%，占全部用电量的53.8%，交易合同履约率超过96%，较2015年提高7个百分点。利用跨省区电力交易机制，实现西电东送增送市场化电量164.7亿千瓦时，同比增长170.1%，为发电企业增收31.4亿元。
然而，市场电量无底线降价、比重无序扩大，再加上电煤价格的持续上扬，我国发电企业的生存空间承受了多重挤压。华电集团企法部主任陈宗法认为，2016年初，燃煤发电上网电价下降了3分/千瓦时，再加上2015年下调2分/千瓦时的翘尾影响，影响发电利润超过千亿元。同时，双边交易、集中竞价交易、跨区跨省送电等市场化方式实现交易电量大幅增加，市场电量比重快速增加到近30%，尽管“折价”交易幅度缩小，仍对发电行业形成了很大的冲击。
展望2017年，坚持市场化改革、有序放开发用电计划、逐步扩大市场化电量比例、加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变，仍然是我国电力体制改革和电力市场建设的重要内容。可以预见，我国电力市场建设将越来越完善，参与主体将越来越广泛，市场交易规模将越来越大，电力市场化之火，将越烧越旺。
