市场交易电量

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

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

13.77亿千瓦时，同比上升35.70%;上网电量224.54亿千瓦时，同比减少1.58%;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

瓦时，同比减少1.58%;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

仍然存在市场机制不健全、不完备的问题。例如，可再生能源保障性收购与市场化交易如何衔接?新能源如何参与现货市场试点，如何设计火电参与市场交易电量比例促进新能源消纳?如何进一步完善辅助服务市场，充分调动

特高压直流线路外送江苏电网电量增加45.85亿千瓦时，同比增长78.84%;首次开拓浙江送电市场，实现晋电入浙零的突破。 同时，密切跟踪周边省份电力供需情况，开展天津、河南、江西和湖北电网增供交易电量23.5亿千瓦时，共同拉动晋电外送电量保持快速增长。

从国网公司获悉，1-6月，清洁能源消纳电量稳步提升。国网经营区清洁能源交易电量6526亿千瓦时，同比增长15.3%，其中，风电、光伏发电等新能源交易电量2314亿千瓦时，同比增长16.4
%。电力市场化交易有力推动了新能源消纳，上半年，国网经营区新能源利用率96.1%，同比提高2.8个百分点。这意味着该公司完成了2019年新能源利用率达95%以上的目标任务。 同时，国网还积极落实现货市场

上半年，山西通过雁门关淮安特高压直流线路外送江苏电网电量增加45.85亿千瓦时，同比增长78.84%;首次开拓浙江送电市场，实现晋电入浙零的突破。 同时，密切跟踪周边省份电力供需情况，开展天津、河南、江西和湖北电网增供交易电量23.5亿千瓦时，共同拉动晋电外送电量保持快速增长。

直流线路外送江苏电网电量增加45.85亿千瓦时，同比增长78.84%;首次开拓浙江送电市场，实现晋电入浙零的突破。 同时，密切跟踪周边省份电力供需情况，开展天津、河南、江西和湖北电网增供交易电量23.5亿千瓦时，共同拉动晋电外送电量保持快速增长。

精度约为80%，与国际先进水平仍有一定差距，需要从技术和机制层面激励提升。 同时，在西北区域市场体系建构的过程中，现行大部分交易机制未能实现有竞争性的市场交易，交易电量增长有限，交易电价相对固定
，集中表现在本地电力需求不足，外送潜力未完全发挥，区域调峰能力有待提升，新能源预测精度不准和市场及调度机制不完善五个方面。 研究报告指出，经济水平与新能源发展水平不平衡，是导致新能源消纳困难的一个