7月16日，国家发改委、国家能源局对外发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（以下简称《通知》），力推电力市场化交易。电力市场化改革，再迈大步伐。

党的十九大和新一年中央经济工作会议对电力行业改革发展提出新的要求，电力市场化改革不仅是行业发展问题，更将在支撑我国经济实现高质量发展，推动生态文明建设中起到重要作用。自2015年启动新一轮电改，3年来，电力市场化取得了实质性进展，主要表现在市场机制的缺失正在补位，资源配置效率有效提升，市场化的定价机制正在形成，市场化交易比重日益提高，改革红利逐步释放。

交易主体放开力度加大

发电企业

国家积极推进各类发电企业进入市场。9号文颁布实施后核准的煤电机组投产后一律纳入市场化交易；有序放开水电参与电力市场化交易；积极推进风电、太阳能发电、核电等进入市场参与交易，鼓励分布式发电市场化交易。拥有燃煤自备电厂的企业，成为合格市场主体后，也可以参与交易。

用电用户

符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易。

支持高新技术、互联网、大数据、高端制造业等高附加值的新兴产业以及各地明确的优势特色行业、技术含量高的企业参与交易，可不受电压等级及用电量限制。

支持工业园区、产业园区和经济技术开发区等整体参与交易。

大工业用户外的商业企业也可放开进入市场，可先行放开用电量大、用电稳定的零售、住宿和餐饮服务行业企业（例如酒店、商场等），并逐步放开商务服务、对外贸易及加工、金融、房地产等企业参与交易。

在制定完善保障措施的条件下，稳妥放开铁路、机场、市政照明、供水、供气、供热等公共服务行业企业参与交易。

各地可以结合实际情况，自行确定用户电压等级及用电量限制，扩大放开的范围。

售电公司

售电企业履行相关程序后，可视同大用户与发电企业开展电力直接交易，从发电企业购买电量向用户销售，或通过交易机构按规则参与各类交易。

鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务。

鼓励电能服务商、负荷集成商、电力需求侧管理服务商等扩大业务范围，帮助用户开展电力市场化交易。

交易规模扩大

随着发用电计划不断缩减，电力市场化交易规模迅速扩大，市场化交易比重逐年攀升。

2016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%。

2017全国除西藏、海南外，其余各省区市均组织开展市场化交易，全年交易电量累计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。

2018年上半年，电力市场化交易继续推进，交易品种形式不断创新丰富，市场化交易电量累计突破8000亿千瓦时，同比增长24.6%。

市场化定价机制

鼓励交易双方在签订电力市场化交易合同时自主协商，约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等，由发电企业和电力用户、售电企业自愿协商或市场竞价等方式形成。鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。

释放红利

电力市场化改革推动电力价格下降，企业用电成本降低，终端用户获得实实在在的改革红利。改革后的平均输配电价比现行购销差价每千瓦时减少1分钱，改革核减32个省级电网准许收入约480亿元。

2016电力行业共降低企业用电成本超过1000亿元，其中市场化交易电量每千瓦时平均降低约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。

2017直接交易电量每千瓦时较原政府目录电价下降0.05元，为工商企业减少电费支出603亿元，同比增长5.2%。

2018据《中国能源报》报道，2018年煤炭、钢铁、有色、建材四个行业用户发用电计划全面放开后，预计可增加市场化交易电量3500亿千瓦时，可使市场化交易电量占全社会用电量的比例提高5个百分点，可至少节约用电成本约130亿元。

各地电力交易成绩单

近期，全国有5个省市相继发布了2018年上半年电力市场半年报，从五个省市发布的数据来看，全社会用电量总体呈上升态势，其中重庆增幅最大，增速比例在两位数。而从交易电量来看，广东已超额完成上半年交易电量任务，总成交电量已达1322.9亿千瓦时。另外，云南的清洁能源交易电量占比高达96.0%，居全国首位，四川上半年年度市场化交易电量也创下新高，山东参与交易的电力用户达1788家。

广东：超额完成上半年交易电量任务，售电公司竞争激烈

2018年上半年，广东市场化交易总成交电量1322.9亿千瓦时，平均成交价差-70.5厘/千瓦时。其中，年度双边协商交易998.2亿千瓦时，年度合同电量集中交易96.4亿千瓦时，1-6月份月度集中竞争交易总成交电量288.3亿千瓦时。

截止2018年6月底，共有7081家市场主体获得市场准入资格，参与市场交易的主体6322家，占总数的89.3%。其中已经获得准入的售电公司393家，对比2017年底增长仅有5.1%，真正参与到市场交易的售电公司有143家，占准入售电公司总数的36.4%。另外在上半年已有2家售电公司主动退出市场。可以看出，目前广东售电公司注册潮热度退去，目前处于市场挑选的过程，加上市场收益趋向平稳，接下来售电公司的竞争会更加残酷。

广东中长期电力市场已累计稳定运行超过5年。目前广东电力市场已拥有较为成熟的双边协商、集中竞价、挂牌交易等交易方式，形成一二级衔接、场内外互补的批发市场品种架构。

云南：交易电量稳步增长 清洁能源交易电量居全国首位

云南2018年上半年市场化交易情况呈现出三个特点：电量稳步增长，电价保持合理。上半年省内市场化交易电量400.99亿千瓦时，同比增长24.39%，交易电量连续四年保持两位数以上增速。其中，清洁能源交易电量385亿千瓦时，占比高达96.0%，居全国首位。年度、月度、日前交易电量比例为45.43%、52.66%、1.91%。成交均价0.20580元/千瓦时。

截至2018年6月底，云南电力市场共97家售电公司完成市场准入程序，共完成电力用户委托服务授权4944户。售电公司参与交易数从27家增加到42家，每月成交电量稳步上升。上半年售电公司累计交易电量达269.58亿千瓦时，占全部交易电量的67.32%，售电公司己经成为云南电力市场中的重要成员。

四川：年度市场化交易电量创新高

上半年四川全社会用电量1143亿千瓦时，同比增长11.1%，超全国平均增速17个百分点。工业和居民生活是拉动用电增长的主力市场。上半年年度市场化交易电量创新高，其中省内市场化交易电量672亿千瓦时，超过2017年全年37亿千瓦时。其中直接交易565.89亿千瓦时，燃煤机组停发替代26.25亿千瓦时，留存电量80亿千瓦时。外购电量126.90亿千瓦时，同比增长7.81%。全口经外送电量421.25亿千瓦时，同比下降3.09%。

截止6月底四川电力交易平台共注册市场主体2376家，其中统调发电企业298家(包含发电厂共394家)，电力用户1911家，较2017年增加582家，同比增长43.8%。参与2018年市场交易的电力用户共1253家，占注册电力用户总数的6.56%。四川电力交易中心注册售电公司176家。其中，167家售电公司已注册生效，9家正在批复流转中。参与2018年市场交易的售电公司共58家，占注册电力用户总数的34.7%。

重庆：降低电力用户参与直接交易准入门槛

1-6月，重庆市市场化电量111.4亿千瓦时(市内发电权5.37亿千瓦时，直接交易20.52亿千瓦时，专项直供5.57亿千瓦时,售电公司79.94亿千瓦时)，同比增长19.48%。完成省间交易购售电量为112.73亿千瓦时(含偏差)，同比增长10.17%。完成发电权交易9.3亿千瓦时(跨区跨省3.93亿、市内5.37亿)，其中关停机组3.93亿千瓦时(全部为重庆电厂)。截至6月底，交易平台注册市场成员共计2129家，其中：发电企业18家，电力用户2002家，售电公司109家。

今年上半年，重庆专门发文降低重庆市电力用户参与直接交易准入条件，主城及渝西地区年用电量100万千瓦时及以上的大工业用户可自行参与直接交易，售电公司可代理该地区年用电量50万千瓦时及以上的大工业用户参与直接交易。渝东南、渝东北地区年用电量50万千瓦时及以上的大工业用户可自行参与直接交易，也可通过售电公司代理参与；渝东南、渝东北地区市级工业园区内大工业用户不受电量门槛限制，可通过售电公司代理参与直接交易，这也在一定程度上活跃了重庆电力市场。

山东：电力市场化交易量达1259亿千瓦时

2018年上半年，全省全社会用电量完成2816.44亿千瓦时，同比增长2.89%。电力市场化交易量达1259亿千瓦时，参与交易的电力用户1788家。山东电力交易中心已累计组织鲁固直流等特高压通道跨省区交易29次，达成交易电量193亿千瓦时，消纳省外清洁能源57亿千瓦时，对更好利用清洁能源起到了积极推动作用。