广交会，明天见！

除了建设特高压电网，实现清洁电力的远距离跨省跨区输送之外，提出全面推进分布式光伏发电等分布式电源建设，发展以清洁能源为主的分布式发电就地消纳用能模式。

第三产业用电10.51亿千瓦时，同比增长8.10%。该局排除万难确保了500千伏回隆输变电、首回110千伏海底电缆建设等10项重点电网工程项目有序投运，初步形成两中心、四分区网架结构（即以500千伏蝶岭站、回隆站为中心，形成东、南、西、北四个片区的主干电网），显著提升了电网的供电能力

随着汇通能源装机4.95万千瓦的二期风电项目、装机容量2千瓦的九十九泉风光同场太阳能光伏发电项目、装机容量3千瓦的巴音二期风光同场太阳能发电项目的相继并网发电，加上之前建设的7个风电项目和华伊卓资热电80千瓦火电项目，卓资县累计并网的火电、风电、光伏发电装机容量突破140万千瓦，电力产业已成为卓资的支柱产业随着汇通能源装机4.95万千瓦的二期风电项目、装机容量2千瓦的九十九泉风光同场太阳能光伏发电项目、装机容量3千瓦的巴音二期风光同场太阳能发电项目的相继并网发电，加上之前建设的7个风电项目和华伊卓资热电80千瓦火电项目，卓资县累计并网的火电、风电、光伏发电装机容量突破140万千瓦，电力产业已成为卓资的支柱产业同时，随着工业经济回升，2016年全年浙江工业用电累计2761亿千瓦时，增长6.85%，同比提高7.3个百分点。其中第一产业用电量26亿千瓦时，同比增长9.5%。从国家电网浙江省电力公司获悉，2016年，浙江全社会用电量稳步增长，达到3873亿千瓦时，同比增长8.98%，增幅位居东部沿海发达省份第一。

第二产业用电量2815亿千瓦时，同比增长6.7%。在全行业用电分析中，2016年增幅排在前三位的是金融、房地产、商务及居民服务业，交通运输、仓储、邮政业，信息传输计算机服务软件业，与去年相比增幅分别为20.30%，18.98%，17.09%。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。

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%。在南方电网区域，2016年1~10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%。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。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。

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。同时，也为降低工商业用能成本、稳定经济增长作出了积极贡献，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%。

输配电价改革试点近乎实现省级电网全覆盖，为电力市场交易奠定了坚实基础。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，《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、用户签订发购电协议。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。

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、主体和行为等发生深刻变化。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。展望2017年，我国电力市场建设则依然任重道远。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，电力市场是最热闹的领域，改革犹如一把火，点燃了所有市场参与主体、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。

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。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。

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%。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。

2016年10月，进入广东售电目录的企业达到210家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。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%。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。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。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。

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。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。

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。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。

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。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。

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。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。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。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。

2016年10月，进入广东售电目录的企业达到210家。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。

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。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。

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。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。

2016年，我国电力市场供大于需的格局仍未发生改变。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。展望2017年，我国电力市场建设依然长路漫漫、荆棘丛生。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。

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。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。

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。《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。

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。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。