据不完全统计，各省的交易规则有300多种，且相互之间差异较大。如果要参与不同省份和省间的购售电交易，操作较复杂，市场主体较为茫然。
国家发改委8月16日透露，今年上半年全国完成电力市场化交易电量1.1万亿千瓦时，同比增长29.3%，占全社会用电量的32.4%，占经营性行业用电量的58.3%。同时，2016-2018年，全国电力市场化交易比重逐年提高，累计释放改革红利超过1800亿元。
中国电力企业联合会同日发布的《2019年6月全国电力市场交易信息》(以下简称“《信息》”)显示，今年1—6月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为8847.7亿千瓦时，同比增长约40%；全国各电力交易中心组织开展各类交易电量合计11350.8亿千瓦时，同比增长约50%。
从试点启动到纵深推进，电力市场化交易规模持续扩大，国家发改委发布的数据即是例证，今年上半年，电力直接交易电量平均降价幅度3.4分/千瓦时，企业用电负担再减300亿元。
市场化交易电量大增
《信息》显示，今年上半年，全国电力市场中长期电力直接交易电量占全社会用电量比重为26%，国家电网区域、南方电网区域中长期电力直接交易电量分别为6262.4亿千瓦时，1893.1亿千瓦时，各占该区域全社会用电量的比重23.3%、33.5%。
《信息》还分析，今年上半年，全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量中，省内中长期交易电量、省间交易(中长期和现货)电量分别为9241亿千瓦时、2109.8亿千瓦时。其中，省间电力直接交易406.1亿千瓦时、省间外送交易(网对点、网对网)1658.8亿千瓦时、发电权交易44.9亿千瓦时。
分区域看，北京电力交易中心于7月底发布信息指出，今年上半年国家电网有限公司经营区域各电力交易中心市场交易电量8026亿千瓦时，同比增长24.6%；电力直接交易电量6242亿千瓦时，同比增长23.9%。
值得一提的是，广州电力交易中心表示，今年上半年，南方五省区跨区跨省市场化交易电量243亿千瓦时，同比增长2倍多。其中，广东电力市场规模进一步扩大，上半年累计交易电量达1658.2亿千瓦时，同比增长25.4%，超过2018年全年交易总电量。
利好政策出台活跃市场
上半年市场化交易电量增幅明显，得益于多项电力体制改革措施密集落地。
今年1月，第二轮输配电成本监审工作正式开始，3月启动输配电定价成本监审工作的实地审核，5月调整和修订了输配电定价成本监审办法。
同样在1月，国家发改委、国家能源局又印发《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》，对增量配电网的投资建设与运营作出进一步要求。截至8月，国家发改委、国家能源局共批复了四批404个增量配电业务改革试点项目。
截至今年6月30日，我国首批8个电力现货试点——南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃全部启动模拟试运行。
除了输配电价、现货市场和增量配电等重点领域，政府积极扩大一般工商业用户参与电力市场化交易的规模，通过市场机制进一步降低用电成本。今年6月底，国家发改委下发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。
光大证券研报分析，假设政策顺利推进，经营性电力用户发用电计划全面放开，则市场化交易电量占比的理论空间为53%，较2018年提升23个百分点，预计2020年起电力市场化交易有望显著释放。
交易规则不统一制约跨省售电
新一轮电改推进过程中，仍有挑战不容忽视。
北京电力交易中心执行董事、主任史连军曾公开表示，完整市场体系的设计和建设是当务之急。“据不完全统计，各省的交易规则有300多种，且相互之间差异较大。仅就单个省内市场而言，可能并不会产生矛盾。但是随着市场范围的扩大，尤其是省间市场规模的扩大，作为电力用户、售电企业或者发电企业，如果要参与不同省份和省间的购售电交易，需要对相关各省市场的交易规则进行深入了解，操作也较为复杂，市场主体较为茫然。”
同时，8个现货试点单位在市场模式、交易组织、交易结算等方面存在巨大差异。近日，国家发改委、国家能源局在《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》答记者问中也明确表示，从试点情况来看，试点地区有关方在一些重点共性问题存在分歧，普遍希望国家层面尽快出台指导性意见。
北京电力交易中心书记、副主任谢开则认为，趸售电力市场的协同问题，尤其是中长期交易和现货市场、省间市场和省内市场、市场交易和电网运行亟需进一步协同。“新能源的市场化机制还不健全，市场壁垒仍需进一步破除，分布式电源在电力市场中的定位和相关交易机制也需进一步探索。此外，交直流、送受端、源网荷之间的耦合关系更加紧密，新一代电力系统对电力市场的设计提出了新的要求。”
