2017年我国电力市场化交易占比超过四分之一

2017年，国家发展改革委会同各地相关部门和电力企业贯彻落实习近平新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神，深化供给侧结构性改革，有序放开发用电计划，大力推进电力市场化交易，电力市场建设初具规模，交易电量大幅增长，市场主体更多元，交易方式更灵活，交易行为更规范。

一、电力市场化交易电量同比增长45%，占比26%

截至2017年底，在各级电力交易机构注册的市场主体6万余家，其中发电企业2.8万余家，电力用户3万余家，售电公司2750余家。据统计，全国除西藏、海南外，其余各省区市均组织开展市场化交易，2017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，同比提高7个百分点。其中，省内电力直接交易累计1.21万亿千瓦时，同比增长51.8%;跨省区市场化交易电量2991亿千瓦时，同比增长45.7%;省内发电权交易电量1300亿千瓦时，同比增长2%。

二、直接交易为工商业企业减少电费支出超过600亿元

各地全部建立电力交易机构，出台交易规则，扩大交易主体，丰富交易品种，规范交易行为。除常规燃煤机组外，“三北”地区支持风电、光伏发电进入市场，西南地区放开水电进入市场，广西组织核电与大用户开展直接交易。除大工业用户外，各地还支持高新技术企业、高端制造业、大数据等企业进入市场，广东等地区放开用电量大的商业企业进入市场，多个地区积极放开售电公司参与交易，用电规模不大的中小电力用户也可委托售电公司交易而享受改革红利。尽管2017年燃料成本上涨，电力直接交易价格降幅有所收窄，但每度电仍较原政府目录电价下降0.05元/千瓦时，为工商企业减少电费支出603亿元，同比增长5.2%。

三、跨省跨区电力市场化交易有效减少弃水弃风弃光

北京、广州两个交易中心积极开展跨省跨区送电，初步统计，跨省跨区清洁能源送出电量5870亿千瓦时，占总送电量的54.5%。其中，电力交易机构在落实优先发电计划的基础上，创新交易机制，通过挂牌、水火替代、集中竞价、合同转让交易等方式开展四川、云南水电送出市场化交易，完成西南水电送出2638亿千瓦时，增长10.2%，为减少西南水电弃水发挥了积极作用。同时，实现风电、光伏发电跨省外送市场化交易电量366亿千瓦时，同比增加26%，极大缓解了“三北”地区弃风弃光压力，市场化机制进一步促进了清洁能源消纳。

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