6月20日、21日，四川、福建、山东电力现货市场相继启动模拟试运行。至此，公司首批6家现货市场建设试点单位全面启动试运行，圆满完成2019年上半年现货市场试点建设任务，标志着我国电力市场化改革迈出了关键而实质性的一大步。

　　国家电网公司按照中发〔2015〕9号文件精神，把电力体制改革作为公司全面深化改革的主攻方向，不折不扣落实输配电价改革、增量配电改革试点、交易机构独立规范运作、现货市场建设试点等各项电力改革任务。

　　推进交易机构股份制改造和独立规范运作是电力市场建设的重点工作之一。公司认真落实中央有关要求，配合地方政府加快推进交易机构股份制改造。目前，北京电力交易中心有限公司增资扩股实施方案已获得国务院国资委批复；24家省级电力交易机构股份化改造工作加快推进，为进一步深化交易机构独立规范运行创造了良好条件、奠定了坚实基础。

　　积极推进电力市场建设，围绕构建全国统一电力市场加强沟通汇报和共享交流，构建全国统一电力大市场、促进能源资源大范围优化配置的共识正在不断凝聚。为持续深入推动中长期交易规范开展，北京电力交易中心组织修订了《跨区跨省电力中长期交易实施细则》，积极探索基于ATC的省间交易组织方式，研究起草省间、省内电力市场核心规则，推动健全统一的电力市场规则体系；加快推进电力现货市场建设试点，研究制订了《2019年电力现货市场建设试点突破年工作计划》，开展省间现货交易试点，推动省级现货市场试点建设、省级电力现货市场建设和两级现货市场联合运作和电力辅助服务市场建设；加强电力市场统筹设计，在现货试点过程中积极探索和整体推进包含中长期和现货的完整市场建设；以市场化手段加强清洁能源消纳力度，通过落实可再生能源消纳责任权重实施相关要求，深入研究消纳量监测核算和交易机制、消纳责任权重实施与电力交易街接机制，全力促进可再生能源消纳。同时，公司充分利用跨区省间通道富余输电能力，多措并举促进消纳可再生能源。

　　截至目前，共有送端10个省份近1700家可再生能源发电企业参与交易，受端14个省份参与购电，累计交易电量超130亿千瓦时。2019年上半年，公司系统辅助服务补偿总电量近80亿千瓦时，补偿总费用达40亿元，有效提升了系统调节能力，缓解了低谷调峰困难局面，促进了清洁能源消纳，实现了新能源与火电企业的互利共赢。

　　4月，结合第二个监管周期输配电价改革工作，国家发改委组织修订输配电定价成本监审办法。在此过程中，公司积极配合，与政府相关部门充分沟通，让电网投资有效性监管更符合业务实际。5月24日，国家发改委正式印发了修订后的《输配电定价成本监审办法》，为科学开展第二周期输配电价改革工作提供了有力的制度保障。

　　从实际运作情况看，各电力交易平台规范高效运作，常态化开展交易，通过进一步打破省间壁垒和市场分割，促进了市场交易电量的大幅增长。

　　1～6月，公司经营区域各交易中心总交易电量21948亿千瓦时，同比增长5.7%。其中，市场交易电量7973亿千瓦时，同比增长23.7%；电力直接交易电量6230亿千瓦时，同比增长23.7%，降低客户用电成本166亿元。目前，公司经营区内注册市场主体11.9万家，其中，发电企业2.82万家，电力用户8.74万家，售电公司0.34万家，市场活力明显提升。

　　活跃的市场交易促进了清洁能源消纳电量稳步提升。1～6月，公司经营区域内清洁能源交易电量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%。北京2022年冬奥会和冬残奥会场馆建设期、测试赛期和比赛期用电也将全部纳入绿电交易，预计交易电量总规模7亿千瓦时。

　　4月18日，国家发展改革委举行定时定主题新闻发布会，公布了增量配电改革试点工作取得的进展。增量配电改革试点有近八成在公司经营范围内，公司始终高度重视增量配电改革，把试点作为扩大配电网投资，促进供电企业改进管理、提高效率、提升服务的重要契机。公司领导多次强调要以开放负责的态度配合地方政府和投资主体做好增量配电改革。今年以来，通过进一步下放决策权限，精简管理流程，公司有效确保了公平无歧视开放电网，为加快推进增量配电改革作出了应有贡献，得到了有关部委、投资主体和电力客户的肯定和赞誉。

　　截至目前，全国共批复四批试点项目404个，公司经营区内前三批256个试点项目中，已确定业主121个，组建项目公司84个，并网53个，取得电力业务许可证49个。其中，第一批试点项目已经基本全部确定业主。依托增量配电改革试点，存量电网与增量配电网和合发展、国有企业与民营资本融合发展、配电监管业务和市场化业务协作发展的合作共赢格局正在形成。