1990年4月開始，英國率先推行全面的電力市場改革并取得一定的成果。之后許多國家，如美國、澳大利亞、新西蘭、挪威、瑞典、德國、日本、新加坡、泰國以及中國等相繼開展了不同程度的電力市場改革。
解除壟斷、引入競爭機制、增強電力工業活力、優化資源配置、提高效益，已經成為現代電力工業發展的必然趨勢。
隨著電力市場化改革的不斷推進，許多省市相繼成立了電力交易中心。有專家分析，各地電力交易中心投入市場化運作，為電企和用戶直接交易提供了平臺，將促進大用戶直購電數量的增加，隨著交易規模的不斷擴大，電力市場化下的電價下降也將成為可能。
“新電改”開啟以來，首家真正意義上具配售電牌照的“混改”公司有望近日成立。圍繞電力市場建設的更多改革步驟將接踵而至。隨著電力市場備受關注，自電改9號文出臺以來，各地電力改革探索不斷深入，發改委也在近日同意云南、貴州兩省作為首批綜合電改試點，彰顯了國家推進電力市場化改革與發展的堅定決心。
因此，新一輪電改意義重大，務必“軟硬”兼施：“軟”的層面，應從制度上以價格的自由競爭為改革核心，“放開兩邊，管住中間”；“硬”的層面，應從技術上以特高壓電網和儲能產業的發展為代表，為電能自由交易、輸配奠定物理基礎。
近日，輸配電價又有了新動態。當前我國輸配電價改革較多地關注了準許收入的核定以加強對電網企業的管制，而對于如何使輸配電價成為經濟高效的價格信號，仍然缺少深入而廣泛的探討。
2014年末在深圳破冰；2015年先在蒙西電網起步，后在湖北、寧夏、安徽、云南、貴州五省擴圍；2016年更是擴大至北京、天津、冀南、冀北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12個省級電網以及華北區域電網；2017年有望實現全國覆蓋。輸配電價的確定關系重大，難度也極大。
越來越多的文件下發，越來越重要的電力市場， 也許是聽到大家的心聲，近日國家能源局為進一步規范電力調度交易工作，維護電力市場秩序，按照《國家能源局關于印發2015年市場監管重點專項監管工作計劃的通知》（國能監管〔2015〕183號）部署，2015年6月至7月，國家能源局組織各派出機構開展了全國電力調度交易與市場秩序專項監管。
那么我們來重點看一下2016年2016年全國電力市場存在問題分析。
目前，我國大部分調度獨立控制區按行政區劃設置；同時，個別長期一體化運行的區域，出現了發電調度運行“化區域為省”的現象，導致出現負荷峰谷互補能力有所降低、備用容量和調頻需求增加、電網運行難度增加、資源優化配置能力下降等問題。
建國后，京津唐電網長期為統一調度區。2009年，華北電網公司根據國家電網公司要求調整了調度管轄范圍，天津市電力公司獨立制定日發電計劃。京津唐地區電力系統運行出現了調頻備用等輔助服務需求增加、省間聯絡線控制難度加大等問題。
從實際運行情況來看，天津電網2014年被取消獨立控制區205次，其中冬季供熱期123次，以滿足冀北風電夜間消納、京津唐全區系統備用、天津電網發電廠檢修試驗等需求。
當前電力調度普遍采用分調度區獨立的原則安排旋轉備用，除華東進行區域旋轉備用共享嘗試外，其他區域普遍沒有統一按照區域預留旋轉備用，現有大電網互聯互濟的作用未能充分發揮。在分省備用的情況下，不少省份實際旋轉備用偏高。
1.2014年1月10日，河南省電網旋轉備用率20.9%；2015年1月10日，河南省電網旋轉備用率19.2%。
2.江蘇省電網2015年2、3月份平均旋轉備用率分別為10.90%與9.50%。
3.調峰缺乏激勵機制，電力企業建設運行調峰電源積極性不高
有償調峰等輔助服務缺乏市場定價機制，機組電力的價值難以有效體現。近階段，新建機組以發電量最大化為目標，長遠上看削弱了電網調峰能力，降低了電力系統運行效率。
四川為水電大省，需要大量調峰電源，但是經濟激勵措施不夠，燃煤機組調峰缺乏積極性。2014年，實際運行中燃煤機組最低負荷均高于50%，不及行業一般水平，間接影響了水電消納。
部分電力調度機構管理不夠規范，發電機組并網運行管理嚴肅性不足
為保證電力系統安全、穩定、經濟運行，各有關部門依據法律法規制定了系統的標準、規程、規范性文件，但部分電力調度機構管理不夠規范。
3.電力直接交易行為存在政府干預、違背交易規則、未按有關政策執行等問題
在電力直接交易總量和覆蓋省份不斷增長的同時，部分地方出現了有關部門干預交易、電網企業未執行國家核定輸配電價、重視電量交易而忽略電力運行特性等問題。
除指令性的跨省區送電外，按照國家有關規定,跨省區交易應以市場為導向,以滿足各地電力需求和實現資源優化配置為目標,按照市場交易規則組織交易。但部分電網公司未按照國家政策和規則要求的市場原則組織規范、合理的跨省區交易；個別地方政府部門干預市場，影響電能資源合理流動。
1.江西省能源局對江西省電力公司參與跨省跨區市場交易作出規定，要求年度外購電計劃不得超過100億千瓦時（含三峽、葛洲壩國家計劃電量），臨時（3天以內）和短期（3-10天）購電計劃不得超過10億千瓦時。
且要求江西省電力公司在發生購電需求時，要事先征得江西省能源局同意。2014年江西省能源局還要求江西省電力公司退還了市場化交易電量7.33億千瓦時。
2.國家電網公司通過計劃形式安排跨省區電能交易。2014年，國家電網分配湖南省跨省區外購電計劃152.7億千瓦時。其中：國家指令性計劃97.8億千瓦時（三峽79.6億千瓦時，葛洲壩18.2億千瓦時）；國網計劃交易54.9千瓦時（特高壓購華北32.6億千瓦時，購西北22.3億千瓦時）。
由于水電大發，夏季用電負荷不高，雖然經多次協調，但交易結果仍達到了42.71億千瓦時（主要以煤電為主，其中特高壓購華北26.66億千瓦時，購西北電量16.05億千瓦時），湖南省內發電空間受到大幅擠壓，全省統調公用火電機組年均利用小時低至3300小時。火電企業普遍要求調減跨省區外購的、非國家指令性計劃電量（主要指火電）。
個別電力調度交易機構違反發電權交易有關規定，部分省份政府部門干預發電權交易，發電權交易體現市場意愿不足。
部分省份發電權交易違反有關規定
1.2015年，中電投烏蘇熱電公司和華電喀什三期發電公司替代華電喀什二期發電公司一期2×5萬關停機組發電，實際結算電價為0.348元/千瓦時，未執行被替代方批復脫硫上網電價0.363元/千瓦時，新疆電力公司違反了《西北區域發電權交易監管實施細則》規定。
2.2014年底，吉林省電力公司在全年實際發電量已基本確定的情況下，于2014年12月26日組織集中發電權交易，共交易17筆，合計交易電量53576萬千瓦時，掩蓋了吉林省各發電企業合同進度參差不齊的事實，規避合同完成率均衡性監管。
3.專項監管期間，甘肅省電力公司未能提供甘肅華能酒泉風電與華能陜西（秦嶺）電廠發電權交易合同，存在合同簽訂時間較晚的問題。
4.甘肅省《委托替代發電合同書》中部分合同條款不符合要求，甘肅省電力公司統一設定將沒有政府職能的國家電網公司作為合同糾紛的“仲裁者”。
2014年，部分地區年度計劃電量安排未能體現節能減排發電調度的原則，部分調頻調峰電廠未按其功能定位確定電量計劃，部分省份年度發電計劃調整存在較大隨意性，而且部分地方政府隨意調整電力企業之間的部分電費
部分省份年度計劃安排欠公平、欠科學
1.云南金安橋水電站2015年購售電合同中枯期基數電量較少，比同流域同等裝機規模水電廠平均低10%。
2.2014年，湖南省經信委下達的發電計劃以安全約束為由，為耒陽電廠30萬千瓦機組發電小時數增加900小時，為株洲電廠增加300小時，并在下半年專函說明，年度計劃中因安全約束增加的利用小時是固定值，不參與年度電量計劃進度平衡。以上兩廠增加計劃利用小時的主要目的并非安全約束，而是運行方式安排對上述電廠發電進度平衡存在一定程度約束，并非需要絕對量的利用小時。發電企業普遍反對固化“安全約束利用小時”，要求根據全省公用火電企業計劃完成率同步調整控制。
部分網省公司未落實國家能源局《新建電源接入電網監管暫行辦法》（國能監管〔2014〕107號）以及國家能源局派出機構有關文件對于制定制度、公開信息、書面答復、抄送協議的要求，在新建電源接入電網工作中存在超時限辦理以及配套送出工程滯后于電源建設進度、影響機組發電等問題。
8.新建機組進入商業運營審批取消后，電網企業相關流程的管理有待規范
國家能源局取消商業運營行政審批以后，各電網公司對相關流程的管理有待規范。在進入商業運營審核、商業運營電價執行、差額資金分配等方面，電網企業存在管理審核不嚴、執行較為隨意、占用發電企業差額資金等情形，其中，部分電網公司未對差額資金進行分配，累計沉淀近6億元。
1.廣西富川頭嶺風電場、容縣楊村風電場商轉均未取得調度機構出具的并網調試意見。廣西桂林、賀州等地級調度機構在桂林川江電站、賀州四維二級電站完成調試后，未按要求向發電企業出具并網調試意見，造成以上電站無并網調試意見商轉。
2.山西大唐太原第二熱電廠、山西國錦煤電有限公司新建機組完成整套設備啟動試運行90天內，并未具備商業運營條件，但電網公司在未向山西能源監管辦申請核查確認進入商業運營時點的情況下，自行執行商運電價。
太原第二熱電廠、宏光電廠、壽陽國新熱電、侯馬熱電、國錦煤電5家電廠未按照要求對商業運營情況進行備案。上述行為不符合《國家能源局關于取消新建機組進入商業運營審批有關事項的通知》國能監管〔2015〕18號有關規定。
9.部分電網企業存在價格違規與財務結算不規范等問題
部分電網企業存在電費結算不公平不及時、電費結算比例不均衡、承兌匯票結算不公平等問題。
陜西地電未及時結算部分電費
陜西地方電力公司榆林電網在用電低谷時段向陜西主網反送電量2287萬千瓦時，陜西省電力公司向榆林電網結算電費538.47萬元，截至檢查之日，榆林電網仍未向發電企業結算。
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