电力现货市场是现代电力市场的标志。电力现货市场建设是我国在广泛开展大用户直接交易的基础上，进一步深化电力市场化改革，促进电力交易兼顾市场规律和电力系统运行规律，建立市场化电力平衡机制和完善市场化电力价格形成机制，建设清洁低碳、安全高效能源体系的重要举措。同时，电力现货市场建设是一项难以复制的复杂系统工程。由于我国电力体制、社会经济管理体制和电力工业发展状况等与国外建立电力现货市场的国家和地区不同，没有可直接照搬的经验，自2017年底我国8个省份开展电力现货市场试点建设以来，遇到了很多困惑以及需要政府有关部门协调和指导解决的问题。《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（以下简称“现货工作意见”）针对各地电力现货市场试点建设中存在的共性问题，及时地给出了明确的指导意见。
1、关于电力现货市场建设方案设计
“现货工作意见”明确要求合理设计电力现货市场建设方案，并提出以下四方面具体指导意见。
（一）要对电力市场模式进行合理选择和科学论证。
选择市场模式，首先要从确保具有良好的开放性、兼容性和可扩展性的原则出发，以利于促进跨省跨区电力交易、多个省域市场融合和区域电力市场建设，促进大范围资源优化配置。具体而言，一方面，鉴于各地电网结构、电源和负荷中心分布的差异，应结合本地电网阻塞情况，因地制宜地选择集中式市场模式或分散式市场模式。另一方面，集中式与分散式市场模式只是对电力市场模式的大分类。实际上，一个市场范围内的全部统调发电机组都在现货市场竞价上网的集中式电力市场，在国际实践中又有很多细分模式，涉及市场交易主体、报价形式、交易产品组合、出清价格机制、结算机制等多要素。市场设计方案需要经过多要素、全方位、多方案比对和综合分析后提出。比如从现货市场主体和报价方面设计上，可以选择：买卖双方报量报价、买方报量不报价、买方不报量价（单一购买者模式）、卖方不报价或只申报成本价（成本型电力库模式）等。考虑到我国以各省政府有关部门为主负责本地电力供应安全的电力体制，以及各省经济发展和电价水平差异较大的国情，相对而言，分散式市场模式的开放性、兼容性和可扩展性较好；但成本型电力库也可与未来的分散式区域电力市场兼容。因此，在细分模式设计上，也要遵循确保具有良好的开放性、兼容性和可扩展性的原则，审慎选择。
再者，从目前电力现货市场模拟试运行的情况来看，由于没有对市场模式及相应规则进行充分的仿真论证，多数试点省模拟试运行结果反映出一些方案和规则设计缺陷问题。电力市场仿真分析与模拟试运行结果分析不同；后者结果取决于设定市场模式和规则以及模拟试运行中市场主体的报价行为，而前者既可以对不同市场模式、同一市场模式下有一些不同规则的情景进行市场分析与评估，还可以对市场主体不同报价行为对市场的影响分析，并根据这些分析和评估完善市场建设方案或市场规则。在下一步完善市场模式和市场建设方案中，应该采用科学的仿真分析方法论证所设计的市场模式及其规则的合理性和可行性，避免在结算试运行和正式运行后，不合理的制度安排和市场规则给市场主体带来诸多困惑和过多利益损失，甚至对市场化失去信心。
（二）要合理规划现货市场发展路径，审慎选择建设初期交易市场组合。
根据理论和国际经验，电力现货市场可以开展日前电力交易、日内电力交易、实时电力交易，还需要配套开展调频和备用等辅助服务交易。但是否同时开展这些电力交易，以及这些市场交易机制之间在市场主体、报价方式、电力平衡、电费结算以及在优化出清软件现实技术等方面的内在逻辑关系与如何相互配合，还需要充分结合本省实际，深入研究和精心设计。原则上，现货市场发展路径设计应从长计议、从简起步，便于分析市场试运行中出现问题的原因和解决方案，循序渐进、稳步发展。
电力现货市场建设初期开展什么交易，不应以追求市场的先进性为目标，而应以需求为导向，着眼于利用什么市场机制来破解或缓解本省电力工业运行和发展面临的主要矛盾。任何市场模式和市场机制都有其适用条件，适合的才是最好的。例如，条件适合的现货试点省份可以考虑从日前预调度计划配合实时电力市场起步，适时再增加日前电力市场，逐步发展和形成完善的电力现货市场体系。
（三）合理确定电力现货市场主体范围，兼顾市场风险防范和激励需求侧响应。
电力现货市场是一个电力批发市场，发电企业自然是这个市场的交易主体。电力现货市场的理论基础是边际成本定价。无论是系统边际成本定价，还是节点边际成本定价，亦或是分区边际成本定价，都是以一个市场范围内全部统调机组都可以参加现货市场竞争为前提。如果规定可能成为边际成本定价的机组，不参加现货市场竞争，现货市场形成的价格就是被扭曲的，现货市场建设就失去了发现价格的作用，进而也就不能实现促进资源优化配置和引导电力投资的目的。因此，原则上，所有统调发电机组都应该成为电力现货市场的交易主体；当然，为保障电网安全运行和可靠供电需要，必开机组可以例外。
近几年我国开展了大用户与发电企业直接交易、增量配电改革试点、售电侧放开等一系列电力体制机制改革，应该将供电企业（含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济开发区、增量配电网试点项目等）、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户也纳入到电力现货市场主体中。要引导用电侧有序参与现货市场。
（四）电力现货市场建设方案要有利于区域市场和统一开放、竞争有序的市场体系建设，促进清洁能源更大范围消纳。
电力现货市场试点建设是落实国家能源发展战略和区域经济协调发展战略的重要组成部分。电力现货市场试点建设方案的设计，特别是市场模式及其实现路径的设计，应按照建设统一开放、竞争有序的市场体系的要求，充分考虑易于多个省域市场间交易和市场融合，避免市场重构、重建而造成巨大改革成本，甚至有碍区域电力市场发展。应尽快研究设计和适时开展以长三角地区、粤港澳大湾区和京津冀地区为核心的区域电力现货市场试点建设，以降低电力和能源资源在区域范围优化配置的成本，进一步促进清洁能源更大范围消纳，同时促进区域内产业布局优化和升级，支持京津冀协同发展、长三角一体化发展、粤港澳大湾区建设。
2、关于电力现货市场衔接机制的统筹协调
电力现货交易是负有电力平衡责任的电力交易。以往的省间中长期交易和省内中长期交易都是电量交易，只负有约定时期（一年或一个月）内电量平衡责任。试点省电力现货市场试运行后，省间中长期交易和省内中长期交易都要提前（至少在日前市场开始前）约定交易曲线。“现货工作意见”就省间与省（区、市）内现货交易、中长期与现货市场、电力辅助服务市场与现货市场的统筹协调，提出明确的指导意见。
（一）省间交易与省（区、市）现货市场的统筹协调方式。
省间电力交易直接影响省内现货市场的电力平衡和市场出清。考虑到与试点建设省域电力现货市场机制的协调运作，跨区跨省交易需提前约定日前送电曲线，经安全校核后作为受（送）端省份电力现货市场的边界条件，偏差部分按照受（送）端省份电力现货市场规则进行结算。同一受（送）端省份，涉及多家送电企业的跨区跨省交易时，偏差电量按照受（送）端省份电力现货市场规则结算后，可根据跨区跨省交易规则在多家送电企业间进行不平衡费用分配。
各类跨区跨省中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方，均需提前约定交易曲线作为结算依据。以国家计划为基础的跨区跨省送电计划放开前，可由受端省份电网企业或政府授权的其他企业代表与发电方、输电方协商签订三方长期合同，约定典型送电曲线及输电容量使用条件，以保障计划内电能输送优先和国家计划的执行。
（二）省内电力中长期交易与现货市场的统筹协调方式。
中长期交易有多种形式，市场主体可以根据现货市场规则和自身的发用电特性等选择签订实物合同、差价合同等其中一种或多种形式的合同。中长期双边交易合同应由交易双方自行分解为分时电力曲线，作为合同结算依据。实物合同需通过电网安全校核后，再予以执行。在现货市场试点省份，电力交易中心组织的中长期合同交易，应该是带时标的标准电力合同交易。
随着电力现货市场试运行后，优先发电、优先购电计划要按照中长期交易合同进行管理，建立市场兜底而不是计划兜底的电力电量平衡机制。
（三）电力辅助服务市场与现货市场的统筹协调方式。
随着电力现货市场的建立，发电企业提供的电力产品被细分为电能量和调频、备用等电力辅助服务产品；并且，同一台发电机组利用等额容量提供其中一种产品就有失去提供其他产品的机会成本。因此，配合电力现货市场试点建设，要积极推进电力辅助服务市场建设，逐步实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。在电力现货市场试点建设初期，为了集中精力建设好电能量现货交易机制，可暂不同时建设辅助服务市场，但应该在现货市场规则中明确调频和备用等辅助服务计划安排的原则，尽量做到公平、高效。
电能量与电力辅助服务产品细分后，电能量交易价格不再覆盖辅助服务成本，需要建立电力用户参与承担辅助付费用的机制，同时鼓励可中断负荷和储能设施等第三方参与辅助服务市场，为保障电网安全稳定运行和进一步消纳可再生能源提供更多的灵活性电力资源。
3、关于建立健全完善电力现货市场运营机制
“现货工作意见”提出了促进清洁能源消纳的现货交易机制，要求有序引导用电侧参与现货市场报价，合理选择现货市场价格形成机制。
（一）兼顾市场效率和风险，有序引导用电侧参与现货市场报价，促进需求侧响应和需求侧管理。
考虑到各地市场发育程度、计量设施情况和市场模式的不同，用电侧参加电力现货市场也有不同的方式：
1. 直接参加现货市场报量报价或报量不报价，直接参加现货市场结算。
2.作为市场价格接受者，不参加报价，可直接参加现货市场结算；现货市场采用日前或超短期预测负荷作为需求，用电侧可以通过需求侧管理降低用电费用，从而促进电力平衡。
3.通过中长期合同供电方代理参加现货市场结算等；这种方式可以通过中长期供电合同价格设计，间接地参加现货市场结算，从而引导用户优化用电方式、降低用电费用、促进电力平衡。
建立用电侧直接还是间接地参加现货市场结算的机制，都有助于引导电力用户形成对系统友好的用电习惯，但成效和风险不同。用电侧直接参与电力现货市场报价，能够实现需求侧响应，在供电紧张时段一定程度上影响现货市场价格、弱化发电侧市场力，应该是电力市场长远发展的方向；但在中长期电力供应偏紧或供过于求较严峻的形势下，现货市场价格波动大，发用电主体都面临较大风险。通过中长期合同供电方代理参加现货市场结算，只有在供电方适度竞争的情况下，才能显现较好的成效；但发用电主体面临的风险较小。
（二）建立促进清洁能源消纳的现货交易机制。
非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数，以兼顾促进非水可再生能源消纳和发展。各电力现货市场试点地区应设立明确时间表，选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参与电力现货市场，在实现清洁能源优先消纳的同时，促进清洁能源与灵活性电力资源的协同发展，保障电力系统安全、可靠、绿色和经济地发展。
（三）合理选择现货市场价格形成机制。
从理论上和国际实践上来看，节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等市场出清和价格机制的选择，主要取决于阻塞管理成本。原则上，对于阻塞线路多、阻塞成本高的地区，适宜选择节点边际电价机制；对于电网线路少、阻塞成本低的地区，适宜选择分区边际电价或系统边际电价机制。但在具体设计现货市场价格机制时，还要辩证地分析和审慎地选择。
节点边际电价出清机制在阻塞线路多、阻塞成本高的电力市场中，有明显的优势和适用条件。一方面，节点边际电价出清机制不仅反映了在不同时段电力资源的价值，而且还能反映在不同地点电力资源的价值，如果发电侧按照节点边际电价结算发电费，则有利于促进电力规划优化；如果用电侧按照节点边际电价结算用电费，则有利于促进电力用户公平分担发电成本。但是，如果市场结算价格采用统一的节点边际电价加权平均价，节点边际电价机制的这个作用就会失效。另一方面，节点边际电价出清机制能有效提高电力调度消除电网阻塞的管理效率。但是，采用节点边际电价出清和结算机制，需要配合建立金融输电权市场，才能合理、高效地分配阻塞盈余费用，从而为发电企业提供能有效对冲电网阻塞风险的工具。
（四）结合发电容量成本回收机制设计，科学设定现货市场限价。
电力现货市场申报和出清限价设置范围大，更有利于促进用户侧削峰填谷和清洁能源消纳，但市场价格大幅度波动给市场交易主体带来风险也大。电力现货市场申报和出清限价设置范围小，则会影响市场价格信号发挥作用。要兼顾促进市场效率和管控市场风险，需要结合当地采用的发电容量成本回收机制，对不同现货市场限价情景进行充分的市场仿真分析，再选择合理的现货市场限价。并且，随着有序放开发用电计划改革的推进，还需要及时分析和适时调整现货市场限价。
综上述所，在广泛调研和多方论证的基础上，“关于深化电力现货市场建设试点工作意见”对于我国8个电力现货市场试点建设遇到的共性问题、难点问题提出了明确和建设性的指导意见。现货市场试点地区应以需求为导向，结合本地急需利用电力现货市场机制解决的问题，深入理解和充分吸收“现货工作意见”的要求和建议，合理规划电力现货市场建设路径，选择市场建设初期的电力现货交易品种及其交易机制，有序和稳步建设、发展和完善我国电力现货市场体系。
