中新社北京10月13日电 (记者 马海燕)今年上半年中国市场交易电量达到8026亿千瓦时，占总售电量的36.6%。这意味着约三分之一的电量通过双边协商、集中竞争等方式来执行，不再执行原来目录电价和上网电价。

　　资料图：变电站。 中新社发 钟欣 摄

　　由中国人民大学国家发展与战略研究院和应用经济学院联合主办的“电改四周年：进程评估与行业愿景——2019中国电力体制改革研讨会”13日在北京举行。北京电力交易中心有限公司市场部副主任李竹分享了以上数据并表示，通过电力市场化交易释放改革红利166亿元人民币，预计市场化交易电量今年年底占比会突破40%。

　　2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台，开启了新一轮电力体制改革。经过四年多时间，国家电网公司经营区域内各电力交易中心共注册市场成员11.9万家，发电企业28266家，电力用户达87830家，售电公司达3415家，是2015年放开之前的4.5倍。

　　李竹说，中国电力市场建设现在进入一个快车道，市场协同的特征愈发明显，有各种省间交易，也有省内交易，通过大范围的配置促进了能源转型，市场效益初步显现，一方面降低了用电成本，另一方面促进了节能减排。

　　从资源禀赋上来看，风力、太阳能(3.160, 0.00, 0.00%)基本上分布在中国西部，但是负荷基本上分布在中东部。整个西北电网送出的电力占其发电能力24.7%，浙江、江苏、上海超过20%的电力来自外地。

　　经过20多年，中国一直没有形成比较完整的电力市场。李竹说，其中一个重要原因是电力商品具有特殊的经济属性，随着新能源的大量发展，对于整个电力系统的灵活性提出了更高要求，“我们需要建立一个市场秩序下平衡优化的能量市场，确保系统时时刻刻的平衡”。

　　至于到底是建省间市场、区域市场、国家市场还是建几级联合市场，李竹表示，目前市场运营以及优化能力决定了还是两级，即省间市场和省内市场协调运作模式作为起步，最终目标还是建成统一的电力市场。(完)