随着首批8个电力现货市场试点全部启动模拟试运行，8月7日，国家发改委、国家能源局公布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(下称《意见》)，就合理设计电力现货市场建设方案、统筹协调电力现货市场衔接机制、建立健全电力现货市场运营机制、强化提升电力现货市场运营能力、规范建设电力现货市场运营平台等提出详实的指导意见。
      在一个成熟完备的电力市场体系中，现货市场属于核心环节。相比于计划属性较强的大用户直接交易和中长期交易，现货市场能充分反映不同时段、不同地点的边际发电成本和电力供需，从而更好地发现电力价格信号，业内素有“无现货、不市场”之说。这类似于期货与现货的差别。电力特殊之处在于，商品交割的瞬时供需平衡性。因此，电力现货市场的时间范围往往会扩大到实时交割之前的数小时乃至一天，一般包括日前市场、日内市场和实时市场的部分或全部。
      2015年3月启动的新一轮电力体制改革提出“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”目标。2017年8月，国家发改委、国家能源局选取南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，加快推动电力现货市场建设，要求试点于2018年底前启动电力现货市场试运行。由于进展不及预期，能源局频频督战现货试点建设，在去年11月将第一批试点地区开展现货试点模拟试运行的时限调整为2019年6月底，并提出各试点电力现货市场建设报送制度。随着今年6月下旬四川、福建、蒙西电力现货市场启动模拟试运行，首批8个电力现货市场试点已全部启动模拟试运行。
      《意见》鼓励因地制宜、科学合理选择电力市场模式，原则上，电网阻塞断面多的地区，宜选择集中式电力市场模式起步;电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区，宜选择分散式电力市场模式起步。现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展备用、调频等辅助服务交易。试点地区可结合所选择的电力市场模式，同步或分步建立日前市场、日内市场、实时市场/实时平衡市场。现货市场主体范围应涵盖各类发电企业和供电企业(含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区、增量配网试点项目等)、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。
      首批8个试点的电源结构、电网建设、电力供需、跨省跨区电量、电力市场化进度各有特点，这意味着据此设计出的现货交易规则也差异较大。比如，南方(以广东起步)电力现货市场是试点中唯一具有区域性质的现货市场;浙江电力现货市场是国家电网经营区内第一个能源净输入省的电力现货市场;四川电力现货市场建设须充分考虑水电装机占比高、丰枯发电特性差异大、网架输电安全约束多等因素;蒙西电网新能源装机规模大，占比高，消纳难度大，电力用户已具备多年的中长期交易经验，对电价的敏感度较高。
      关于中长期交易与现货市场的衔接，《意见》称中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。中长期交易实物合同，其分解曲线应在满足电网安全约束的前提下予以执行。对于优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。配合电力现货试点，积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。
      实操方面，《意见》提出有序引导用电侧参与现货市场报价。根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施情况，电力现货市场中，可采用发电侧单边申报量价的方式，采用负荷预测曲线作为需求，用电侧作为市场价格接受者;具备条件地区，用电侧可报量报价或报量不报价。各电力现货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，实现清洁能源优先消纳。市场建设初期，保障利用小时数以内的非水可再生能源可采用报量不报价方式参与电力现货市场。根据各电力现货试点地区的电网结构和阻塞情况，可选择采用节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等价格机制。
      今年7月5日，国家发改委体改司、国家能源局法改司联合召开推进电力现货试点工作阶段性总结会，听取了8个电力现货试点地区模拟试运行情况的汇报和建议。根据官方披露的通稿，会议还研究制定了试点结算试运行、连续结算运行等下一步工作计划和时间表，加快推动电力现货市场建设工作。
      《意见》称，国家发改委、国家能源局将从市场运行保障、市场运行效率、社会福利增加、清洁能源消纳等方面，对电力现货市场运行、电力市场规则执行和技术支持系统运行等情况进行全方位后评估，及时总结、不断推动完善市场机制，并不断推动扩大现货试点范围。作为配套机制，主管部门还将结合电力现货市场建设，研究完善与电能量市场价格机制相适应的跨省区输电价格机制和省内输配电价机制。

（文章来源：澎湃新闻   杨漾）