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》）以及《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》（以下简称《实施方案》），加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电力体制改革又迈出重要步伐。

2017年市场化交易电量达到全社会用电量的26%，度电平均降价约5分

2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场化交易得以大力推进，我国逐步建立了规则明确、组织有序、形式多样、主体多元的市场化交易体系。

改革在市场化、降成本等方面效果初显。2017年，各地签订直接交易年度、月度合同以及平台集中交易合同电量，加上跨省区市场化交易、发电权交易等其他交易品种，累计完成市场化交易电量1.63万亿千瓦时，同比增长45%；市场化交易电量达到全社会用电量的26%，度电平均降价约5分。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%。

去年底中央经济工作会议提出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。今年的《政府工作报告》也提出加快要素价格市场化改革。为此，电力市场化交易改革顺势而为，迎难而上。

大幅提高市场化交易电量规模，要计划放开，取消限制。《通知》提出，进一步推动发用电计划放开，发电侧除了清洁能源、调节性电源等优先发电之外，用户侧除了居民、农业、重要公用事业和公益性服务等优先购电之外，其他经营性的发用电都应放开。各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易。同时支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。

大幅提高市场化交易电量规模，要提高供给侧的参与度，推进各类发电企业进入市场。《通知》要求，2015年《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》颁布实施后核准的煤电机组，投产后一律纳入市场化交易，同时推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电等进入市场。拥有燃煤自备电厂的企业，按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，也将有资格按交易规则参与交易。

大幅提高市场化交易电量规模，还得提高需求侧的积极性，放开符合条件的用户进入市场。《通知》提出，进一步放开用户电压等级及用电量限制，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。

“《通知》支持高新技术、互联网、大数据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。”国家发改委经济运行调节局局长赵辰昕表示，《通知》还支持工业园区、产业园区和经济技术开发区等整体参与交易；条件允许地区，大工业用户外的商业企业也可放开进入市场；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。

四行业成改革着力点，建立“基准电价+浮动机制”的价格形成机制

为确保电力市场化交易比重有明显提高，2018年我国选择煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户，率先全面放开发用电计划试点，进一步扩大交易规模，完善交易机制，形成新的改革突破口和着力点。

“这4个重点行业市场化程度较高，在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易，市场经验丰富，试点全面放开发用电计划具有较好基础。”赵辰昕说。

根据《实施方案》，这4个行业电力用户遵循“应放尽放”等基本原则，用户全电量参与交易；具备条件的用户，同步放开发用电计划和电价，由用户和发电企业自主协商确定供电方式和价格机制。

试点企业参与改革的甜头是实实在在的。根据《实施方案》，重点行业电力用户与清洁能源开展市场化交易，可适当减免交叉补贴；鼓励参与跨省跨区市场化交易的市场主体消纳计划外增送清洁能源电量，并可通过协商适度降低跨省跨区输电价格。