（一）相對獨立的市場交易平臺基本完成搭建，為市場主體參與交易奠定了良好基礎。
電力市場的運營需要依托功能健全、公開透明的市場交易平臺。目前我國大部分地區相對獨立的電力交易機構組建已基本完成，為市場主體提供了公開透明、高效便捷的交易平臺。通過電力交易平臺組織開展交易能夠更好地促進電力市場實現多買多賣，激發市場活力。目前，通過北京電力交易平臺參與交易的市場主體已近4000家次；今年前7個月，國網公司經營區域內各交易機構新增注冊電力用戶2286戶，是去年注冊數量的5倍多。
（二）電力用戶直接交易電量正在快速增長，我國電力行業正逐步從計劃模式向市場模式轉變。
隨著改革的推進，用戶選擇權逐步放開、發電計劃也逐步放開，各省電力用戶與發電企業的市場化直接交易電量比例正在上升。今年以來，各省電力直接交易規模較快增長，前7個月國網公司經營區域內組織的交易電量已經較去年全年交易電量接近翻番，占到售電量的12.7%，其中安徽、山西、寧夏等7個省份的比例已超過20%。
（三）市場初期以中長期電能交易為主，市場主體可選擇雙邊交易和集中交易等多種交易方式。
目前各交易機構在政府有關部門指導下，普遍建立了中長期電力交易機制，按年（季）度和月度組織電力用戶與發電企業開展直接交易。隨著市場機制、技術條件等的逐步成熟，未來可逐步引入與之匹配的現貨市場，由調度機構負責組織，發揮滿足電力供需實時平衡、發現電力商品實時價值、保障電網安全運行等作用；并根據需要在各級交易平臺探索開展容量、可再生能源配額等更為豐富的交易品種。同時，市場主體參與直接交易的方式也呈現多樣化。交易中心搭建的公平高效的交易平臺為發電企業和用戶開展直接交易提供了便利條件，目前交易平臺上的集中競價交易和雙邊交易并存，市場主體可靈活選擇。
（四）通過市場化交易降低了用電成本、拉動了經濟增長，市場紅利初步顯現。
今年前7個月各省通過市場化方式組織的交易降低用戶購電價格4.93分/千瓦時，減少電費支出216億元，促進工業企業增加生產、拉動企業多用電約362億千瓦時。此外，通過跨區跨省市場化交易實現了更大范圍的供需直接見面，將供給側市場競爭的紅利直接傳導到用戶側。2月29日，北京電力交易中心組織開展了我國首筆跨區電力直接交易———銀東直流跨區直接交易。西北地區符合準入條件的824家發電企業和山東30家電力用戶參與了交易，交易共達成電量90億千瓦時。發電側競爭形成的降價利好全部傳導至用戶側，山東電力用戶購電價格平均降低約0.065元/千瓦時，共降低購電成本5.4億元。可減少山東當地燃煤機組排放二氧化碳718萬噸、二氧化硫17萬噸。
（五）市場化交易進一步促進了清潔能源的消納。
通過跨區跨省資源流動和大范圍配置，可以增強電力系統消納清潔能源的能力，推動節能減排、霧霾治理和低碳轉型目標的實現。今年上半年，國網公司經營區域內清潔能源跨區跨省交易電量合計達到1568億千瓦時（約占跨區跨省交易總量的45.3%），同比增長20%。其中，新能源跨區跨省交易電量合計187億千瓦時，同比增長47%；四川水電跨區跨省外送電量420億千瓦時，同比增長6.7％。
我國新一輪電力市場建設已經取得了積極進展，市場效益初步顯現。未來隨著電力體制改革的加快推進，需要進一步放開發用電計劃，加大市場化交易力度。這也要求加快建立符合我國國情的市場機制和規則，同時加強市場監管和風險防范，在經濟新常態下使改革紅利進一步得到釋放。 來源：中國電力報
