市场化电力交易2017年为工商企业减少电费支出603亿元，凸显电改红利｜中国电力市场发展报告①

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2017年，国家电网公司各交易中心市场交易电量12095亿千瓦时，同比增长49.6%，占售电量的比例达到31.3%。市场交易电量中，电力直接交易电量8931亿千瓦时，同比增长75.35%，降低用户用电成本295亿元。南方电网省内市场化交易电量合计2680亿千瓦时，占南网售电量的30.1%。

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2018年，我国电力市场化交易还将进一步推进，但年度、月度交易依然占据较大比重，而集中交易、双边交易依然是电力市场化交易的主要品种。另外，2018年，电力现货交易、辅助服务市场交易将是电力市场化交易新的推动力，对于激活华北、东北、西北电力市场的作用将逐步显现。

2017年，我国电力市场化交易获得巨大突破。全年电力市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，增长幅度较大。

2017年我国电力交易成交电量在年度交易中成交最多，占比高达69%，月度交易成交电量占28%。从交易的空间维度上看，2017年电力交易是以省内交易为主，省内直接交易占据了所有交易次数的63%，省内的合同电量转让交易占据了8%左右。

华东地区和华南地区的电力交易电量额度较高，占据全国电力交易量超过50%。广东最多，占全国交易电量总额的17%。其次为云南、山东、浙江，市场化交易电量占全国交易电量总额的10%以上。

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2018年，我国电力市场化交易额度将会进一步提升，从目前已经公布的省份看，江苏省市场化交易电量最高，达到1900亿千瓦时，其次为广东、山东，分别为1600亿千瓦时、1300亿千瓦时，黑龙江最低，仅为120亿千瓦时。

2018年，除了我国电力交易省内交易进一步提升以外，省间、跨区域电力交易也将成为我国电力市场的新的发力点。2018年2月，北京电力交易中心《省间电力中长期交易实施细则(暂行)》开始试行，这意味着国家电网辖区内省间交易开始全面推进。无疑，2018年，省间电力交易将成为电力市场的重要看点。

电力现货充分体现买卖主体自主参与，自主决策的特点，实现市场对电力资源的配置作用。电力现货交易可以体现新能源随机波动的特性，对新能源消纳可以起到重要的推动作用。

2017年9月5日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司印发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。

电力现货市场已经对地方清洁能源消纳起到了拉动作用。例如，甘肃省电力交易中心启动日前市场预出清和日内实时平衡市场，通过短期和超短期预测，风电场的富余电力通过系统报送到现货平台和省外的需求方匹配。通过这种方式，2017年，甘肃的新能源发电量同比增长27.75%，弃风弃光电量同比减少19.26%，通过跨省区现货交易消纳的新能源电量为28.19亿千瓦时，占新能源增发电量比例高达50%。