新一轮电力改革已经来到了第4个年头，作为改革核心的电价和电力交易体制，都取得了不俗进展。人们在聚焦电价降了多少的时候，电力市场改革也做出了深刻改变。
数据显示，2016年市场化电量占比为19%；2017年为26%；2018年达到了30%以上；2019年市场化电量比例将会进一步提升。市场化、去壁垒将成为今年电力交易市场改革的关键词。
另外，随着特高压的建设，西北富风、光地区的新能源消纳得到了有效解决。特高压+市场化，使西部的新能源可以输送到更远、有需求的地区，这对于电价和电力市场的改革推进都十分有益。
在电力市场改革渐入佳境之时，也存在着批发市场侧的协同、大范围优化资源配置能力需要提升、新能源消纳及如何参与市场交易等问题，有待解决。并且，在配额制开始实行下，电力现货市场也面临着体系重构。
在日前举办的 “2019（第三届）电力市场国际峰会”上，各级主管部门领导和国内外专家以“现货交易下的电力市场发展与展望”为主题，进行了深入研讨，给出了电力市场改革的一些答案。
市场交易电量两年翻番，机遇和挑战并存
2018年，电力交易市场化作为电力体制改革的重头戏，取得了亮眼成绩。根据国家发展改革委的数据显示，2018年我国电力市场化交易电量约2.1万亿千瓦时，再次刷新了记录。与2016年的1万亿千瓦时相比，两年实现了翻番。
“9号文发布以来，我国电力市场建设从几个方面取得了成绩，尤其是发用电计划快速的放开，使交易电量大幅度的增长，将近三分之一的电量是由于市场交易形成。”北京电力交易中心书记、副主任谢开在2019（第三届）电力市场国际峰会上发表演讲时说到。
谢开表示，现在我国已经形成两个国家级交易机构，每个省也形成了省交易机构，现在是2+33的电力交易机构格局，已经形成了协调运作的电力市场交易平台；市场成员数目大幅度快速增长，2018年底在国家电网公司北京电力交易中心电力市场平台上注册的市场主体达到7.8万家。
电力市场建设的成绩亮眼，改革中也面临着许多挑战：
批发市场侧的协同问题：中长期交易对现货市场的协同，省间市场和省内市场协同，市场交易和电网运行的协同。
大范围优化资源配置能力需要提升的问题：目前在省间交易的开展中还主要依据单个通道组织交易；应该考虑整个输电网络间的耦合关系来进行优化，从而提升资源配置的效率。
新能源消纳压力依然很大：目前新能源市场化机制不健全，保障消纳和市场化消纳衔接需要进一步的研究加强，省间对新能源消纳的壁垒依然存在，需要进一步的破除。
分布式能源如何参与市场交易也是面临的一个新挑战：去年，分布式发电同比增长了82%，也变成了一个比较重要的市场参与者。
新一代电力系统对电力市场的挑战：随着大量电力电子装置在电网中的应用，电网的电力电子化趋势明显，包括新能源、直流等等装置大量的使用，这些都对电力市场设计提出了新的要求。
新能源消纳的通道和市场化新局面
作为我国能源转型的重要组成部分和未来电力的主力提供者，新能源在电力改革中中也扮演了重要角色。新能源如何更好的参与市场交易，实现环保、消纳和经济收益的多方共赢，成为了新的关注焦点。
“我国清洁能源资源与负荷的分布特点决定了需要在全国范围内配置资源，统筹消纳空间，发挥不同地区间资源互补和跨时空调剂的作用。随着特高压电网和清洁能源快速发展，平衡格局从分省分区就地平衡向全网统一平衡转化。”国家能源局西北监管局市场处处长蔺宝生在2019（第三届）电力市场国际峰会上表示。
西北地区作为我国的富风、光地区，在新能源消纳和市场化运作方面，积攒了丰富经验。西北电网的特点是面积最大、电压等级高，并且省间联系紧密、区域统一运行、各省特性不同、全网互补性强。其中特高压网络的不断建设，让更多的清洁能源从西部源源不断的输送到东部。
此外，蔺宝生处长还表示，西北跨省辅助服务市场建设从2018年12月份开始试运行，共享储能在试点工作中发挥了重要作用：随着辅助服务市场的推进，储能电站利用率有很大的提高，既带来了储能项目的收益，也有利于更大范围内促进新能源的消纳，特别是有利于形成推进独立辅助服务提供商的身份，为下一步参与很多辅助服务品种打下基础。
此外，现货市场的建设，也是有利于发挥区域经济能源互补特点、解决新能源消纳。比较于省级市场，区域市场有利于削弱打破省间壁垒，发挥资源优化配置潜力，通过市场化手段进一步促进西北地区乃至全国的电力市场改革工作。
同时，清华大学学位委员会电机系分委会主席、教授夏清也表示，电力交易现货市场的建设，能够以基准电价在时间尺度上转移促进新能源的消纳；并且在输电权的建设上，应考虑双边交易对资源的利用程度，考虑电网全部的成本，这样才是源网规划建设上最佳的配置。
2019年，电力市场化建设将同降电价一起，成为电改进入深水区的双引擎；清洁能源消纳，将随着特高压、电力现货市场、辅助市场的建设，以及配额制的落地，得到有效解决并为电改作出贡献。
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