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瓦时，通过开展西北区域置换、短期实时及甘新互济交易，多发新能源电量4.45亿千瓦时;通过开展省内直接交易，完成新能源大用户直接交易电量2.68亿千瓦时，就地消纳交易电量0.92亿千瓦时;特别是通过
积极开展富余新能源跨省区现货交易，完成交易电量32.49亿千瓦时，占国网交易总量的46.7%，占甘肃省新能源总发电量的12%。为更好地促进新能源消纳，甘肃现货市场机制设计紧密，结合甘肃电网新能源装机

。 (五)电力市场化交易规模持续扩大。从已公开的部分数据可见一斑：上半年，广东累计交易电量达1658.2亿千瓦时，同比增长25.4%，超过2018年全年交易总电量，节约用户用电成本约70亿元。新疆市场化
交易电量共计556.75亿千瓦时，已超过去年全年规模。广西电力交易中心市场化交易电量超过600亿千瓦时，创历史新高。云南1~5月交易电量359亿千瓦时，预计全年交易电量将超过1000亿千瓦时，同比增长超过

。市场交易电量的上网电价由市场形成;燃煤机组环保电价(脱硫、脱硝、除尘电价)、超低排放电价从有权限的环保部门确认的环保设施验收合格之日起执行;可再生能源发电项目(含竞价项目、光伏扶贫项目等)上网电价分摊
、批复具体项目上网电价。二、新建(含增容)的发电项目具备商业运行条件后，统调电量由省电力公司直接执行相应的标杆上网电价，调试期间电价按国家、省有关政策规定执行。市场交易电量的上网电价由市场形成

标杆上网电价，调试期间电价按国家、省有关政策规定执行。市场交易电量的上网电价由市场形成。三、燃煤机组环保电价(脱硫、脱硝、除尘电价)、超低排放电价从有权限的环保部门确认的环保设施验收合格之日起执行
。六、省电力公司应按简化手续、方便结算的原则，抓紧制定并公布实施细则，明确相关程序及发电项目申请电费结算所需的材料清单，确保及时结算电费，并真实、完整地记录和保存发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等

输配电价及收费。对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费，对纳入试点的就近直接
企业)共同明确易模式、交易电量、交易期限，交易价格、计量、结算，以及三方权利与义务等内容。三方具体权利及义务如下表所示：从目前试点项目上报方案来看，在交易平台的选择上大多项目以省交易平台

相关人士分析，这要得益于一系列内扩外送举措。疆内市场挖掘方面，一是开展新能源与燃煤自备电厂替代交易，今年上半年完成替代交易电量21.6亿千瓦时，降低疆内新能源弃电比10.2个百分点;二是开展大用
户打捆新能源直接交易，今年上半年完成直接交易电量19.3亿千瓦时，降低疆内新能源弃电比9.2个百分点。此外，燃煤自备电厂时段性参与调峰、组织清洁能源采暖专项市场、在发电权替代交易中打捆新能源等方式，进一步

《经济参考报》记者了解到，通过一系列直接降电价措施，两年内企业用电成本累计降低超过2100亿元，而今年上半年多地市场化交易电量超过去年全年规模，则进一步拉大了降价空间。下半年电改将迎来新一轮高潮
，广东电力市场主体突破10000家，总数达10899家。电力市场交易量也快速增加，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，节约用户用电成本约70亿元

%;上网电价均价(含税)0.49元/千瓦时，同比增加0.02元/千瓦时。 2019年1-6月，公司市场交易结算电量94.86亿千瓦时，同比增长30.01%。其中直供交易电量(双边、平台竞价)71.28
亿千瓦时，同比增长13.19%;短期交易6.38亿千瓦时，同比增长204.05%;跨省区交易电量和发电权交易(合同替代、转让)等17.20亿千瓦时(其中发电权转出6.91亿千瓦时)，同比增长118.07

798.60亿千瓦时，较同期分别增加0.97%和0.19%。参与市场化交易电量550.06亿千瓦时，占上网电量的68.88%，较同期增加27.85个百分点。平均上网电价331.21元/千千瓦时，较同期减少
0.52元/千千瓦时。公司2019年上半年累计完成发电量1710.29亿千瓦时，上网电量1615.06亿千瓦时，较同期分别增加3.15%和2.64%。参与市场化交易电量835.03亿千瓦时，占