據不完全統計，各省的交易規則有300多種，且相互之間差異較大。如果要參與不同省份和省間的購售電交易，操作較復雜，市場主體較為茫然。

國家發改委8月16日透露，今年上半年全國完成電力市場化交易電量1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%，占全社會用電量的32.4%，占經營性行業用電量的58.3%。同時，2016-2018年，全國電力市場化交易比重逐年提高，累計釋放改革紅利超過1800億元。

中國電力企業聯合會同日發布的《2019年6月全國電力市場交易信息》（以下簡稱“《信息》”）顯示，今年1—6月，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為8847.7億千瓦時，同比增長約40%；全國各電力交易中心組織開展各類交易電量合計11350.8億千瓦時，同比增長約50%。

從試點啟動到縱深推進，電力市場化交易規模持續擴大，國家發改委發布的數據即是例證，今年上半年，電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，企業用電負擔再減300億元。

市場化交易電量大增

《信息》顯示，今年上半年，全國電力市場中長期電力直接交易電量占全社會用電量比重為26%，國家電網區域、南方電網區域中長期電力直接交易電量分別為6262.4億千瓦時，1893.1億千瓦時，各占該區域全社會用電量的比重23.3%、33.5%。

《信息》還分析，今年上半年，全國各電力交易中心組織開展的各類交易電量中，省內中長期交易電量、省間交易（中長期和現貨）電量分別為9241億千瓦時、2109.8億千瓦時。其中，省間電力直接交易406.1億千瓦時、省間外送交易（網對點、網對網）1658.8億千瓦時、發電權交易44.9億千瓦時。

分區域看，北京電力交易中心于7月底發布信息指出，今年上半年國家電網有限公司經營區域各電力交易中心市場交易電量8026億千瓦時，同比增長24.6%；電力直接交易電量6242億千瓦時，同比增長23.9%。

值得一提的是，廣州電力交易中心表示，今年上半年，南方五省區跨區跨省市場化交易電量243億千瓦時，同比增長2倍多。其中，廣東電力市場規模進一步擴大，上半年累計交易電量達1658.2億千瓦時，同比增長25.4%，超過2018年全年交易總電量。

利好政策出臺活躍市場

上半年市場化交易電量增幅明顯，得益于多項電力體制改革措施密集落地。

今年1月，第二輪輸配電成本監審工作正式開始，3月啟動輸配電定價成本監審工作的實地審核，5月調整和修訂了輸配電定價成本監審辦法。

同樣在1月，國家發改委、國家能源局又印發《關于進一步推進增量配電業務改革的通知》，對增量配電網的投資建設與運營作出進一步要求。截至8月，國家發改委、國家能源局共批復了四批404個增量配電業務改革試點項目。

截至今年6月30日，我國首批8個電力現貨試點——南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅全部啟動模擬試運行。

除了輸配電價、現貨市場和增量配電等重點領域，政府積極擴大一般工商業用戶參與電力市場化交易的規模，通過市場機制進一步降低用電成本。今年6月底，國家發改委下發《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業，經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開。

光大證券研報分析，假設政策順利推進，經營性電力用戶發用電計劃全面放開，則市場化交易電量占比的理論空間為53%，較2018年提升23個百分點，預計2020年起電力市場化交易有望顯著釋放。

交易規則不統一制約跨省售電

新一輪電改推進過程中，仍有挑戰不容忽視。

北京電力交易中心執行董事、主任史連軍曾公開表示，完整市場體系的設計和建設是當務之急。“據不完全統計，各省的交易規則有300多種，且相互之間差異較大。僅就單個省內市場而言，可能并不會產生矛盾。但是隨著市場范圍的擴大，尤其是省間市場規模的擴大，作為電力用戶、售電企業或者發電企業，如果要參與不同省份和省間的購售電交易，需要對相關各省市場的交易規則進行深入了解，操作也較為復雜，市場主體較為茫然。”

同時，8個現貨試點單位在市場模式、交易組織、交易結算等方面存在巨大差異。近日，國家發改委、國家能源局在《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》答記者問中也明確表示，從試點情況來看，試點地區有關方在一些重點共性問題存在分歧，普遍希望國家層面盡快出臺指導性意見。

北京電力交易中心書記、副主任謝開則認為，躉售電力市場的協同問題，尤其是中長期交易和現貨市場、省間市場和省內市場、市場交易和電網運行亟需進一步協同。“新能源的市場化機制還不健全，市場壁壘仍需進一步破除，分布式電源在電力市場中的定位和相關交易機制也需進一步探索。此外，交直流、送受端、源網荷之間的耦合關系更加緊密，新一代電力系統對電力市場的設計提出了新的要求。”