随着电力体制改革推进 ，全国电力市场化交易规模不断扩大 。

中电联于近期发布了全国电力市场交易信息 ，今年前两个月 ，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量2672.9亿千瓦时 ，其中全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为2117.9亿千瓦时 ，占全社会用电量的比重为20.8% 。分区域来看 ，国网和南网区域中长期电力直接交易电量占该区域全社会用电量的比重分别为16.4% 、36.2% 。

以下图表数据来源 ：中电联 、北京电力交易中心 、广州电力交易中心 、广东电力交易中心 ，江苏 、广东 、浙江等省发改委官网

如图1所示 ，2017年—2019年 ，全国市场化交易电量规模逐年扩大 ，但市场化交易电量占全社会用电量的比重有所下降 。2019年 ，市场化交易电量占全社会用电量比重达到30.1% ，但相比2018年下降了0.1% 。

扩大市场化交易规模是新一轮电力体制改革成果的重要体现 ，对于降低用户用电成本具有重要作用 。

在今年1月召开的国务院常务会议上 ，会议指出 ，要继续实施以制造业为重点的减税降费措施 ，推动降低制造业用电成本和企业电信资费 ，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易 。有专家认为 ，在目前电力过剩的情况下 ，扩大市场化交易规模将进一步降低企业用能成本 。

国家发改委公布的信息显示 ，2017年 ，按照新增4000亿市场化电量 、每千瓦时平均降低约4.5分测算 ，推动竞争性环节电价市场化为用户节约电费约180亿元 。

在全国电力市场中长期交易中 ，省内电力直接交易电量占比较高 ，省间电力直接交易（外受）电量占比相对较低 。如图2所示 ，2019年 ，省间电力直接交易电量占市场交易电量的比重为6.8% ，相比2018年的16.8% ，降幅明显 。

截至目前 ，部分省（自治区 、市）公布了2020年电力市场化交易规模 ，如图3所示 ，其中江苏 、广东和浙江分别以3150亿千瓦时 、2600亿千瓦时和2000亿千瓦时位列前三 。

上述三个省份也在加快电力市场化改革步伐 。江苏提出在2020年扩大资源优化配置范围 ，完善市场交易机制 ，建立电力现货市场交易体系；2021年以后进一步放开优先发电 、优先购电计划 ，完善辅助服务和现货交易机制 ，丰富交易品种 ，推进市场自我发展与完善 。

浙江则计划在2020年正式启动电力现货市场不间断结算试运行 ，再通过1-2年时间 ，全面放开发用电计划 。广东电力现货市场首次全月结算试运行工作正在稳步推进中 。

如图4所示 ，从2019年中长期电力直接交易电量规模来看 ，江苏 、广东和山东分别位列前三位 ，而广东 、山东的非中长期直接交易电量远高于江苏 。

如图5所示 ，从中长期电力直接交易电量占全社会用电比重来看 ，云南最高 ，所占比重为57.7% 。蒙西 、江苏和青海所占比重接近50% 。

在跨区跨省电力市场中 ，省间电力直接交易电量增长迅速 ，如图7所示 ，2019年达到10619亿千瓦时 。

由于我国电力消费主要集中在中东部 ，清洁能源资源分布在西部和北部 ，因此跨区跨省电力交易对于促进可再生能源大范围消纳至关重要 。

如图7所示 ，北京电力交易中心的数据显示 ，2019年风电光伏外送电量达到880亿千瓦时 ，同比增长22.6% ，占省间清洁能源消纳电量的19% 。这在一定程度上缓解了弃风弃光率 ，2019年全国弃风弃光率分别为4%和2% ，同比下降了3%和1% 。