根據中電聯日前發布的《2016年一季度全國電力供需形勢分析預測報告》，今年一季度，我國全社會用電量1.35萬億千瓦時、同比增長3.2%，增速同比提高2.4個百分點、環比上年四季度提高3.7個百分點，用電形勢有所好轉。然而，全國主要電力企業一季度基建新增發電裝機2815萬千瓦，是歷年同期新增裝機最多的一年，發電裝機容量的增長遠超同期全國電力消費增速，使火電發電量將在今年延續負增長態勢，設備利用小時數繼續下降。

　　具體到地方上，寧夏等地區用電負荷增長乏力，新能源裝機容量迅速增長、外送電量大幅減少。安徽省等電力發展空間較大的區域裝機容量也快速增長，電力供大于求，隨著省內直供電份額急劇擴大，火電市場競爭愈加激烈。

　　2016年是“十三五”開局之年，適逢電力體制改革開始全面推進，在真正的電力交易市場機制尚未實際確立并發揮作用之際，直購電市場成為電力企業，尤其是火電企業的必爭之地。

　　直購電對于滿足發電企業和用電企業的買賣需求都有積極作用，我國對于直購電工作的探索也由來已久。2002年《電力體制改革方案》印發，提出要開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作，2004年原國家電監會、國家發展改革委聯合下發《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》，提出開展大用戶向發電企業直接購電的試點工作，標志著直購電試點起步。試點工作開展至今已有十余年的時間，試點省份個數也增長至24個。

　　但同時也產生了一些問題。試點初期，直購電工作更多地成為地方政府發展地方經濟的行政手段，市場色彩被淡化，對高耗能企業等提供變相的優惠電價政策違背了國家的本意。2009年3月，國家三部委聯合下發《關于清理優惠電價有關問題的通知》，其中明確表示：凡是以發、用電企業雙邊交易等名義，擅自降低發電企業上網電價或用電企業銷售電價、對高耗能企業實行優惠電價措施的，應全面停止執行。這一政策的出臺直接促使全國大部分試點省份直購電交易陷入停滯，直至2013年《國務院關于取消和下放一批行政審批項目等事項的決定》出臺，取消了直購電試點行政審批，直購電試點工作才再次快速展開。

　　根據預測，今年全年火電設備利用小時或降至4000小時左右，加之燃煤發電上網電價下調，火電企業生產效益被進一步壓縮，發展面臨更大的挑戰。分析人士認為，在這一背景下，直購電對于用戶的價格優惠使火電企業直接交易部分電量的度電利潤大幅下降。即便如此，在電力供大于求的大環境下，確保發電量已成為各電廠最實際的利益，只要仍有盈利空間，火電企業就要爭取與大用戶簽訂用電合同，盡可能多地確保發電量。根據統計，2014年全國大用戶直購電交易電量1540億千瓦時，約占全社會用電量的3%；2015年直購電占比達到了全社會用電量的5.4%，預測2016年有望達到全社會用電量的10%。

　　低電價對火電企業造成一定壓力，而對用電企業則有效“減負”。直購電工作對于電價的影響十分明顯。2015年4月及今年1月，國家兩度下調燃煤發電上網電價和工商業用電價格，第一次平均下調約每千瓦時2分錢，第二次平均下調約每千瓦時3分錢。而根據各地區自身具體情況及行業不同，發電企業給與大用戶的電價優惠幅度也不盡相同。據統計，浙江省2015年參與直購電試點的企業共完成交易電量148億千瓦時，平均交易電價每千瓦時下降3.85分；山西省2015年第三批電力直接交易共完成交易電量21.39億千瓦時，平均交易電價每千瓦時下降7分。激烈的市場競爭，使得直購電交易電價的下調幅度比政策調控帶來的影響更大。

　　今年3月發布的《國家能源局綜合司關于征求做好電力市場建設有關工作的通知（征求意見稿）意見的函》提出，要以擴大直接交易電量規模的方式逐漸放開發用電計劃，要求2016年力爭直接交易電量比例達到本地工業用電量的30%，2018年實現工業電量100%放開，并制定和完善包含中長期交易和現貨交易的電力市場試點方案。對此，有學者分析，“十三五”末期電力體制改革基本完成后，火電企業近九成電量將通過市場交易完成。屆時，電力價格的下行將對火電經濟效益造成明顯影響。

　　在新常態下，經濟增速放緩，傳統工業普遍面臨產能過剩的難題，整體經營情況不容樂觀，高新技術領域成為新焦點。各地政府在政策要求下，也開始逐漸脫離對傳統高耗能工業的依賴，對新興行業給予便利，比如針對屬于國家產業政策鼓勵類、高新技術企業、戰略性新興產業的企業，根據情況放寬電壓等級要求，四川省政府更是明確表示要有序推進符合條件的重點產業園區實施直購電試點。

　　今年3月，北京、廣州兩大國家級電力交易中心獲批成立。兩個月內，全國已有新疆、青海、寧夏、天津、吉林、江蘇、內蒙古東部、黑龍江、山東、河北十個區域相繼成立省級電力交易中心。近年來，亦有部分地區的風電、光伏等可再生能源參與到直購電市場的當中。

　　分析人士指出，作為現階段主要的市場交易形式，直購電將成為電力企業開展工作的重點，其市場競爭也將進一步加劇。