2017年年底召开的全国能源工作会议要求，把构建能源体系作为新时代能源工作的总抓手。而着力建设公平有序的市场运行体系则是构建能源体系的重要内容之一。
我们知道，无论是电力行业还是整个能源领域，所进行的改革无不是以构建有利于资源优化配置的市场体系为基本特征的。
而就在能源工作会议召开前后，业内的几个动作，让电力体制改革迈出的实质性步伐延伸得更远，让电力市场的构成要素更加完备、运转动力更加强劲。
2017年12月25日，海南电力交易中心正式成立，当地电力市场有关各方终于有了自己的实体“操作间”。作为最后一个省级电力交易平台，海南电力交易中心的成立虽然有点姗姗来迟，但毕竟没有错过2017年电力市场的建设大潮。
补齐省级电力交易平台最后一块拼图的同时，作为电力市场核心构成要件的输配电价改革在覆盖省级电网之后，又进一步走向纵深，国家发展改革委一口气印发3份文件，明确了区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格制定办法，同时也给出了地方电网和增量配电网配电价格的制定依据。
至此，新一轮电力体制改革已在全国广泛开展，完成两个国家级和全部省级交易机构的组建，输配电定价实现体系性全覆盖，发用电计划有序放开，市场化交易机制逐步完善，配售电业务加速放开，全国在交易机构注册的售电公司约2600家，8个地区启动电力现货市场建设试点，东北等地区电力辅助服务市场建设取得良好成效，市场化交易电量逐年大幅增长。预计我国2017年市场化交易电量达1.6亿千瓦时，约占全社会用电量的25%。
电力市场构成要素进一步完备，市场化交易水平逐步提升，显示出我国电力市场正一步步走向完善，也必将带动整个能源市场不断走向成熟。
全国能源工作会议召开期间，本刊接触到从事光伏新能源电力开发等业务的晶科电力科技股份有限公司、作为地方能源主管部门的江苏省能源局、作为国家能源局派出机构的南方能源监管局等单位工作人员，看他们为构建能源电力市场都做了些什么、想做些什么。
分布式发电市场
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2017年12月19日，国家发展改革委印发《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》明确，2018年1月1日以后投运的光伏电站标杆上网电价，按照所处资源区分别降价0.1元。该通知还明确，自2019年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。
2017年12月28日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，决定组织分布式发电市场化交易试点，并要求于2017年12月31日前完成试点方案编制，进行交易平台建设准备，在2018年1月31日前完成交易平台建设和制订交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易，2018年6月30日前对试点工作进行总结评估，完善有关机制体系，视情况确定推广范围及时间。
★市场回声
晶科电力科技公司：实现分布式能源市场升级发展
我国分布式能源发展呈现新气象
在能源革命战略思想的指引下，我国分布式能源发展呈现出新形态、新气象。
能源革命新要求为分布式能源发展指明方向。在各级政府、各市场主体积极探索下，分布式能源涌现出了屋顶光伏、光伏+农业、光伏扶贫、天然气热电冷联供、光储充一体化以及地热（空气源）供暖系统、多能互补等新模式、新形态，进入新的发展阶段。
国家政策为分布式能源发展提供持续动力。比如分布式光伏呈现快速发展势头，2016年新增装机比2015年增长200%，2017年前三季度同比增长300%以上，进入快速上升通道。
技术进步为分布式能源发展提供强有力支撑。比如光伏组件技术，2010~2016年，光伏组件效率以每年约0.3个百分点的速度提升，价格快速下降，光伏“领跑者”计划又加速了新技术的市场化应用，光伏“平价上网”目标正逐步实现，分布式能源将迎来大发展。
电力改革为分布式能源发展注入新活力。多能互补、互联网+智慧能源、新能源电网、增量配电业务、分布式发电市场化交易试点示范等政策，加快了“发-配-售-综合业务”一体化商业模式的形成。
三大问题制约分布式能源市场发展
当前，我们需要着力化解各类制约性因素，为分布式能源健康发展创造良好环境。
一是城市规划不协调问题。分布式能源项目在申报过程中，有时会因为不符合城市规划、基础设施没有配套而无法实施。
二是配网不适应问题。分布式发电并网运行使传统的无源配网变成了复杂的有源配网，带来了运行、技术及安全等问题，因此改变配网调度运行方式并对配网进行智能化升级势在必行。
三是政策执行不到位问题。有的地方对分布式光伏定义理解模糊，对电网接入和项目备案附加地方条件。
三点建议推动分布式能源市场健康发展
推动分布式能源市场健康发展，需要从智能电网建设、完善电力市场、加快完善标准体系几个方面进行改革创新。
一是大力推进智能电网发展。国家层面应进一步研究制定配套改革政策措施，推进智能电网、微电网自动化改造步伐，推动互联网+智慧能源、新能源微电网以及储能技术加快发展。
二是进一步推动开放竞争的电力市场建设。创造政策环境让各类市场主体享有公平准入机会，尽快通过政府考核其运营管理效率来核定电网企业的盈利水平，激发电网接纳分布式电源的主动性。
三是加快研究制定标准体系。传统集中式能源在业务模式、技术标准、运维方式等方面已无法满足分布式能源的要求。有关部门应加强研究，抓紧制定设计、验收、安全等标准，为分布式能源良性发展打下坚实基础。
天然气市场
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自2017年入冬以来，全国各地出现天然气和LNG供应紧张的状况，一方面是天然气供不应求，不少地方开始限气，石家庄更是启动了天然气保供应应急预案；另一方面，由于缺气，LNG价格开始大涨，并不断创出新高。
2017年12月，国家发展改革委、环境保护部、住房和城乡建设部、国家能源局等多部委密集下发紧急文件，要求确保群众温暖过冬。2017年12月7日，华能北京热电厂应急备用燃煤机组恢复运行，北京重启燃煤取暖。
2017年12月25日，国家发展改革委、国家能源局印发通知，要求各地把优先保障居民采暖用能放在首位，根据能源供应情况、居民经济承受能力和用能习惯，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜油则油，因地制宜及时采取有效措施，全力做好迎峰度冬能源供应。
★市场回声
江苏能源局：做好“放管服”，发展天然气大市场
天然气市场监管体系更加健全
近几年来，江苏天然气市场开拓速度加快，利用结构优化，发展势头良好。2016年全省天然气利用量180亿立方米，较2010年增长137%，占一次能源消费比重约7%。2017年1~11月天然气利用量199亿立方米，同比增长27%。天然气对江苏优化能源消费结构，促进节能减排发挥了重要作用。
在天然气行业管理方面，江苏省深入推进简政放权、放管结合、优化服务，加强规划政策引导，健全行业监管体系。编制了省“十三五”天然气发展专项规划、公路液化天然气汽车加气站专项规划、内河液化天然气船舶加气站专项规划等，各地编制了城镇燃气发展专项规划。同时，顺应天然气供需市场变化，江苏省及时将监管重点逐渐转向市场准入、交易行为、价格成本、安全生产等领域，建立起较为完善的行业监管体系。
天然气供应侧亮点纷呈
近年来，江苏省在天然气市场供应方面取得巨大成效，主要做法总结如下。
首先，坚持天然气直供，减少中间收费环节。全省天然气供应主要有中石油、中石化、广汇能源等，除中石化部分气源通过省天然气公司管网统一销售外，各供应商皆直接面对用户，独立运行、自主竞争。各城镇燃气企业和大用户按照国家核定的省门站价用气，没有加价环节，供应企业市场开拓积极性高，用户用气成本相对较低。
其次，坚持构建多元市场格局，促进市场良性竞争。江苏省下游城市燃气企业、电厂、直供大工业用户有100多家，包括国有资本、民营资本、中外合资、外商独资等各类投资主体，竞争相对充分。为创造用户与供应商双向选择条件，全省以输气管道和LNG接收站等基础设施建设为抓手，鼓励包括民营企业在内的各类社会资本进入天然气供应市场，“十三五”期间将引入中海油、华电和协鑫集团3家供应商，供气主体和气源结构会进一步多样化，为天然气价格市场化竞争创造良好环境。
管网设施互联互通公平开放
为促进基础设施高效利用，增加资源保障能力，江苏积极推进LNG接收站公平开放和输气管网互联互通，国家能源局江苏监管办牵头出台《江苏省LNG接收站公平开放监管实施办法》，中石油江苏如东LNG接收站在全国率先对第三方开放。在国家能源局协调下，广汇能源LNG分销转运站外输管道实现与中石油干线管网联通代输。同时，在苏南积极推进大用户双（多）气源建设，在苏北、苏中规划了沿海输气管网，坚持管道设施公平开放，管道公司运销分离。此外，江苏还鼓励社会资本进入储气设施建设领域，上游中石油和中石化及下游港华燃气均在江苏建有地下储气库。
电力市场培育
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综合近期消息来看，当前我国电力体制改革迈出实质性步伐，完成两个国家级和全部省级交易机构的组建，输配电价改革实现体系性全覆盖，发用电计划有序放开，市场化交易机制逐步完善，配售电业务加速放开，全国在交易机构注册的售电公司约2600家，8个地区启动电力现货市场建设试点，东北等地区电力辅助服务市场建设取得良好成效，预计2017年我国市场化交易电量可达1.6亿千瓦时，约占全社会用电量的25%。
★市场回声
南方能监局：扎实推进南方区域电力市场化改革
发力培育南方电力市场
自2015年新一轮电力体制改革启动以来，南方五省区电力市场建设稳步推进，电改红利逐步释放。
一是牵头组织制定电力交易规则，推进多层次电力市场体系建设。陆续出台广东、广西电力市场交易基本规则，和广东年度合同电量集中交易实施细则、电力市场发电合同电量转让交易实施细则、调频市场交易规则等制度，初步构建起有效竞争的市场制度体系，电力市场交易品种逐步丰富，年度双边协商交易、年度集中竞争交易、月度集中竞争交易、月度发电合同转让交易以及辅助服务市场交易等有序启动。
二是积极培育市场主体，促进南方电力市场健康发展。规范市场主体准入标准，逐步扩大市场开放规模，多途径培育市场主体，特别是鼓励社会资本投资售电公司。截至2017年11月，在广东电力交易中心注册的市场主体有5396家，在广西电力交易中心注册的市场主体有600家。
三是改革红利逐步释放，有效推动电力行业结构转型和产业升级。鼓励市场主体通过竞价等方式确定电力、电量和价格，切实降低了实体经济用电成本。2017年1~11月，除海南以外，南方四省区均开展了电力市场化交易，全网省内交易电量达2490.5亿千瓦时。指导广州电力交易中心组织开展月度富余电能挂牌交易、月度发电合同转让交易及云贵水火置换交易，预计2017年富余水电省间市场化交易电量在260亿千瓦时左右。
强化市场监管不放松
同时，南方能监局还在不断创新措施和手段，切实加强电力市场监管。
首先是创新监管方式方法。市场准入监管上，督促电力交易机构实行交易系统电子化备案并公开通报不合格市场主体；市场行为监管上，在全国率先出台市场力控制监管联合工作机制，严肃处理违反公平竞争的不当行为；防范市场风险上，在广东首创售电公司履约保函机制，有效遏制售电市场肆意违约行为；机制建设上，出台广东及跨省跨区电力市场监管办法，确保监管无盲区。
其次是多手段实施精准监管。在广东率先启动对售电公司的监管，对售电公司准入条件保持和持续经营能力开展监管，对违规售电公司采取约谈、限制交易等监管措施。取消违规进入售电市场的用户企业成交电量及获利，开出新一轮电改以来的本局首张罚单。截至目前，共作出行政处罚56起。
最后是果断出手化解市场风险。针对2018年度广东电力市场长协交易中用户获利预期过高、部分发电企业脱离成本低价抢用户等问题，南方能监局按照“双随机”原则实施“不对称监管”，严厉打击部分发电企业和售电公司哄抬市价、扰乱市场等不正当竞争行为。
