2017年是新一轮电力体制改革政策落地实施的关键一年，成果如何备受关注。据透露，去年，国网公司经营范围内，除西藏外的省级电网输配电价已全部批复，初步建立科学的省级电网输配电价形成机制，为有序放开发、用电竞争性环节价格，加快电力市场建设奠定了坚实基础。

全年降低用户电费支出超700亿元

“输配电价改革取得了阶段性成果，有效释放了改革红利。”王延芳说，通过输配电价改革、取消城市公用事业附加费、电铁还贷电价等措施，国网公司2017年共降低用户电费支出超过700亿元，有效降低实体经济用能成本。

电力交易市场化是新电改的重头戏。记者了解到，2017年，国网经营范围内，27家省级电力交易中心全部实现公司化相对独立运作，两级交易平台实现定期开市、协调运营，交易品种持续创新。发起成立全国电力交易机构联盟，搭建全国交易机构交流合作、信息共享的重要平台，18个省完成市场管理委员会组建或方案批复。

与此同时，交易机构运作水平不断提升，基本实现“一地注册、全网通用”，对市场主体的接入能力、市场服务能力和信息公开共享能力全面提升。数据显示，2017年国网经营范围内市场交易电量1．2万亿千瓦时，同比增长49．6％，占售电量的31．2％，市场化交易规模大幅增长。

在增量配电改革试点方面，国家电网公司体改办体改二处处长黄李明表示，公司经营范围内已批复试点项目150个，覆盖109个地市。截止目前，第一批试点项目中，公司已与相关方签订合作协议的项目37个，引入民营资本36家。河北曹妃甸、福建宁德、江苏扬中、河北沧州临港等10个项目已经注册成立混合所有制公司并启动运营。

下一步，国网将深化全国统一电力市场建设，推动建立规范的省级中长期交易机制，配合做好现货市场建设试点，实现与省间、中长期交易有效衔接，有效破除省间壁垒。同时，充分发挥全国电力交易机构联盟作用，持续提升交易机构运作水平，加快发用电计划放开，不断扩大市场化交易规模。

现货交易有效促进可再生能源消纳

电网是新能源消纳的关键环节。截至2017年底，国网经营区风电、太阳能发电合计装机2．4亿千瓦、同比增长33％。风电、太阳能发电量3333亿千瓦时、同比增长39．8％，占总发电量的比例达6．8％、同比上升1．7个百分点。风电、太阳能发电弃电量、弃电率先实现“双降”。

记者发现，新能源消纳能力的提升得益于多个方面的努力。在电力输送方面， 2017年国网完成750千伏及以下新能源并网及输送工程投资95亿元，建成新能源并网及送出线路2742公里；建成“两交五直”特高压跨区输电工程，新增设计输电能力超过4600万千瓦；完成一批省内输电通道建设，提高新能源外送能力400万千瓦。

在新能源消纳方面，一方面，国网落实有序放开发用电计划要求，将更多的电量空间留给新能源发电。甘肃、青海、新疆已取消火电机组计划电量，冀北、山东、辽宁、吉林、黑龙江等省减少年度计划电量950亿千瓦时。另一方面，创新新能源消纳机制，蒙东电力公司协调用户按光伏发电曲线集中灌溉，灌溉期光伏发电量同比增加1．3亿千瓦时；吉林电力公司推广新能源电采暖，增加消纳新能源2亿千瓦时。

值得注意的是，在落实跨省区年度、月度等中长期交易后，跨区输电通道仍有一定的富余送电能力。为充分利用跨区通道能力，减少弃水、弃风、弃光电量，国网提出了通过现货市场交易缓解新能源消纳矛盾的设想，并创新性开展了跨区域富余可再生能源电力现货交易试点工作，有效促进了可再生能源的跨区消纳，特高压输电通道在市场方式下大范围内配置资源的作用开始显现。

“2017年，通过现货交易消纳可再生能源69．22亿千瓦时，不但有效缓解了可再生能源消纳矛盾，还提高了跨区通道利用率。现货交易试点以来，市场运行平稳，可再生能源电力交易活跃，交易对象不断扩大。”国家电力调度控制中心水电及新能源处处长和青说。