2017年上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团进入电力交易数据共享平台，根据共享的各电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，上半年市场化交易电量6442亿千瓦时，占比21.7%。广东、江苏、山东交易电量排前三，青海、蒙西、广东销售电量市场化率排前三。

市场化交易电量6442亿千瓦时

上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%;华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。

广东、江苏、山东交易电量排前三

青海、蒙西、广东销售电量市场化率排前三

分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时;外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。

煤电：交易平均电价0.315元/千瓦时

上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%;市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。

气电：机组标杆电价降幅0.245元/千瓦时

上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。

水电：云南、四川省间（含跨区）交易占比48%、40.5%

上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80% 和28%。

风电：青海省实现100%风电上网电量市场化

上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%;市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。

光伏发电：市场交易电量18.1亿千瓦时

上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%;市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。

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