党中央、国务院高度重视新时代电力工业发展，多次强调要把全面深化改革摆在突出位置，进一步加大改革力度，同时对深化电力行业改革、降低企业用能成本、促进清洁能源发展等问题作了专门部署。
 

　　经过几年的推进，新一轮电力体制改革全面进入深水区、攻坚期。“电力体制改革作为经济体制改革的重要方面，要加大推动力度，建立完善的相关配套政策，特别是实行科学合理的市场化定价机制，大幅提高发用电计划放开比例，促进清洁能源消纳，提高市场化水平。”国家发展改革委党组成员、副主任连维良表示。
 

　　新一轮电力体制改革亮点多难点也多，国家电网有限公司以动真碰硬的决心和壮士断腕的勇气，按照中发〔2015〕9号文件精神，把电力体制改革作为公司全面深化改革的主攻方向，不折不扣落实各项电力改革任务。当前，公司坚持市场化改革方向，积极配合做好输配电价改革、增量配电放开、交易机构独立规范运作、现货市场建设等改革任务，电力市场化改革部署得到有效落地落实，同时也有效促进了清洁能源消纳。
 

　　市场主体活力有效激发
 

　　2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场启动试运行；2019年5月30日，浙江电力现货市场启动模拟试运行；2019年6月20日、21日，四川、福建、山东电力现货市场相继启动模拟试运行。至此，国家电网有限公司首批6家电力现货市场建设试点单位全面启动试运行，圆满完成2019年上半年电力现货市场试点建设任务，标志着我国电力市场化改革迈出了关键而实质性的一大步。
 

　　建设有序竞争的电力市场，是深化电力改革的核心任务。电力现货市场建设是电力市场建设的重要一环。自中发〔2015〕9号文件发布以来，公司全面贯彻落实中发9号文件及配套文件精神，高度重视和支持电力现货市场建设工作。2019年，为加快推动电力现货市场建设，公司成立了推进电力现货市场建设工作小组，研究公司电力现货市场建设的目标、思路、实施路径，协调各有关部门协同解决现货市场建设推进过程中遇到的重大问题。研究制订了《2019年电力现货市场建设试点突破年工作计划》，全面加强电力现货市场建设，推动省级电力现货市场建设和“省间—省”两级现货市场联合运作，成果显著。
 

　　首先，公司创新开展省间现货交易试点。为促进新能源消纳，充分利用跨区省间通道富余输电能力，积极探索以市场化方式消纳可再生能源，研究制订了跨区域省间可再生能源现货市场建设方案和规则，并根据《国家能源局关于同意印发〈跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）〉的复函》要求，于2017年8月18日正式启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点。自跨省区现货交易开展以来，市场运行平稳，参与市场主体不断增加，送受端申报积极性不断提高，成交电量逐年提升，市场电价反映了供需形势变化。目前，共有送端10个省份近1700家可再生能源发电企业参与交易，受端14个省份参与购电，累计交易电量超130亿千瓦时。
 

　　接下来，省级现货市场建设试点加快推进。总部各部门强化组织机制保障，统筹推进电力现货市场建设，各试点省公司作为试点实施牵头单位抽调精兵强将，主动配合地方政府开展市场建设方案和规则编制、技术支持系统建设等工作，确保现货市场建设工作顺利开展。目前，公司6家试点单位已全部启动试运行，稳步推进电力现货市场建设，其中，甘肃已于2019年7月2日开始阶段性调电运行，浙江启动模拟试运行后，渐次提高交易频度和交易深度。
 

　　此外，公司按照国家能源局要求，积极推动辅助服务市场建设，不断扩大市场参与主体范围，加大电力辅助服务补偿力度，推动补偿机制向市场竞争机制转型升级。2019年上半年，公司系统辅助服务补偿总电量近80亿千瓦时，补偿总费用达40亿元，有效提升了系统调节能力，缓解了低谷调峰困难局面，促进了清洁能源消纳，实现新能源与火电企业的互利共赢。
 

　　电力市场建设的成果显而易见，市场主体的活力得到有效激发。今年1~6月，公司经营区域各交易中心总交易电量21948亿千瓦时，同比增长5.7%。其中，市场交易电量7973亿千瓦时，同比增长23.7%；电力直接交易电量6230亿千瓦时，同比增长23.7%，降低客户用电成本166亿元。目前，公司经营区内注册市场主体11.9万家，其中，发电企业2.82万家，电力用户8.74万家，售电公司0.34万家。
 

　　新能源消纳得到有力支撑
 

　　电力改革的目的除了激活市场主体活力，还有一项重要意义——促进新能源消纳，助力打赢蓝天保卫战。
 

　　在公司落实电力体制改革的过程中，推进交易机构股份制改造和独立规范运作是电力市场建设的重点抓手之一。公司认真落实中央有关要求，配合地方政府加快推进交易机构股份制改造。目前，北京电力交易中心有限公司增资扩股实施方案已获得国务院国资委批复；24家省级电力交易机构股份化改造工作加快推进，为进一步深化交易机构独立规范运行创造了良好条件、奠定了坚实基础。
 

　　从实际运作情况看，各电力交易平台规范高效运作，常态化开展交易，通过进一步打破省间壁垒和市场分割，促进了市场交易电量的大幅增长。活跃的市场交易促进了清洁能源消纳电量稳步提升。
 

　　2018年，公司市场化交易电量已经突破1.6万亿千瓦时，同比增长32.5%，新能源交易电量达到3900亿千瓦时，同比增长35%，支撑了新能源消纳实现“双升双降”目标，为打赢蓝天保卫战作出了积极贡献。
 

　　今年，清洁能源消纳再传喜报。1~6月，清洁能源交易电量6526亿千瓦时，同比增长15.3%。其中，风电、太阳能等新能源电量2314亿千瓦时，同比增长16.4%。按照公司统一部署，为配合冬奥组委举办北京2022年冬奥会和冬残奥会场馆绿电供应签约仪式，场馆建设期、测试赛期和奥运会比赛期的涉奥用电，全部纳入绿电交易，预计交易电量总规模达7亿千瓦时。2019年完成冬奥场馆交易电量5060万千瓦时，助力冬奥会场馆全部采用“绿电”。
 

　　改革释放的红利不仅是这些，输配电价改革也在稳步推进。今年4月，结合第二个监管周期输配电价改革工作，国家发改委组织修订输配电定价成本监审办法。公司高度重视输配电定价成本监审办法修订工作，积极配合有关部委和地方政府，维持合理的输配电价制度框架，健全激励约束机制，努力实现降低社会用能成本与电网企业可持续发展的有效平衡。5月24日，国家发改委正式印发了修订后的《输配电定价成本监审办法》，为科学开展第二周期输配电价改革工作提供了制度保障。