电力现货市场是电力市场体系中的重要组成部分，能够有效发现电力商品价格，为电力短期供需平衡提供市场化手段，促进清洁能源消纳等。推进电力现货市场建设是本轮电力体制改革的重要任务之一。2019年上半年，第一批8家电力现货市场建设试点全部进入模拟试运行，标志着我国电力市场建设又向前迈进了一大步。

电力现货市场建设取得积极成效

2017年8月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、蒙西等8个地区作为第一批试点，开启我国电力现货市场建设实践。两年来，我国电力现货市场建设取得了积极成效，标志着我国在创新探索具有中国特色的电力市场建设道路上取得了突破性进展。

第一批省级现货市场试点全面启动模拟试运行。国家电网有限公司经营区域内6家试点单位已全部进入模拟试运行阶段，电力现货市场运行平稳有序，市场出清结果符合预期目标，正在根据试运行情况不断完善市场规则和技术支持系统。

山西电力现货市场于2018年12月27日启动模拟试运行，已经开展模拟推演、调电试运行、按日结算试运行三个阶段工作，于2019年9月1日完成首次按日试结算。甘肃电力现货市场于2018年12月27日启动模拟试运行，已经开展模拟推演、调电试运行两个阶段工作。浙江、四川电力现货市场分别于2019年5月30日、6月20日，福建、山东电力现货市场于6月21日启动模拟试运行。

跨区域省间富余可再生能源现货交易平稳有序。跨区域省间富余可再生能源现货交易，是提高新能源利用率、积极探索以市场化方式消纳可再生能源的创新之举，于2017年8月18日正式启动试运行。两年来，市场运行平稳，参与市场主体不断增加，申报积极性不断提高，市场交易活跃，成交情况反映了供需形势变化。

截至目前，送端10个省份近1700家可再生能源发电企业、受端14个省电力公司参与交易，累计交易电量超过142亿千瓦时。

电力现货市场顶层设计进一步完善

为进一步推进电力现货市场建设试点工作、加快电力市场体系建设，国家发展改革委、国家能源局于2019年8月7日联合发布了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（以下简称《意见》），从现货市场建设方案、衔接机制、运营机制、配套机制等方面对深化电力现货市场建设试点工作提出了具体要求。

●明确电力现货市场建设方案关键要素。《意见》主要从电力现货市场模式选择、组成形式和市场主体范围等方面进行了明确。作为中发9号文配套文件之二《关于推进电力市场建设的实施意见》的延伸，《意见》沿用了“集中式”和“分散式”市场模式的概念。各试点省份在设计现货市场模式时应从省情出发，根据电网结构和供需情况合理选择。

●提出电力现货市场的统筹衔接机制。《意见》首次对省间与省内现货市场、中长期与现货市场、电力辅助服务市场与现货市场的衔接机制进行了明确，为下一阶段形成省间与省内市场有机统一、中长期与现货市场有序衔接、辅助服务市场与现货市场协同优化的电力市场格局奠定基础。

●提出用户侧、清洁能源等参与现货市场的关键机制。《意见》提出，市场初期用户侧可作为价格接受者，按照现货市场价格结算，随着市场发展和计量条件的完善，适时按照报量报价或报量不报价方式参与现货市场交易。同时，《意见》鼓励清洁能源通过报量不报价等方式参与现货市场，利用市场化手段促进清洁能源的消纳利用。

●提出完善电力现货市场配套机制。为保证现货市场的平稳起步，《意见》提出完善用电侧价格调整机制以传导价格信号、探索跨省区输电价格和省内输配电价机制等措施，作为电力现货市场的有效补充。

对下一步电力市场建设的关键思考

●进一步完善现货市场运营配套机制。

各省现货市场试点在模拟试运行过程中，不同程度上暴露了一些规则设计方面的问题。

第一，中长期交易与现货市场的衔接仍不完善。目前各省开展的中长期交易是以现货市场建立前的大用户直接交易为基础形成的交易机制。现货市场运行后，中长期交易需要与现货市场相适应，由市场主体签订带交易曲线的中长期合同，发挥稳定市场供需与价格、规避市场风险的作用。

第二，市场力监测与防范机制尚不健全。目前8个试点省份尚未建立完善的市场力监测与防范机制，仅通过市场限价方式防范风险。若市场限价过低，可能会影响现货市场发现价格信号、引导资源合理配置的作用；若限价过高，在供需形势紧张、行使市场力等个别时段，现货市场价格可能会飙升，超出电力用户承受范围。因此，需要积极探索建立合理有效的市场力防范机制，规避价格波动风险，确保市场平稳有序开展。

第三，需要探索建立合理的容量补偿机制。部分机组承担着电网安全运行责任或为电网运行提供快速灵活调节能力，但由于边际成本相对较高，难以在单一电能量现货市场中回收固定成本。为此，在下一步电力市场建设中，需要重点考虑过渡时期机组容量成本回收机制，通过差价合约等方式，保障机组合理收益，实现可持续发展。

●充分考虑计划与市场衔接问题。

2019年6月，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，提出除部分非经营性用户外，发用电计划全面放开。这极大丰富了市场主体的数量和类别，为现货市场的建设和运行提供了坚实基础。同时，计划与市场双轨制运行的国情对市场规则的设计提出了挑战。

市场建设初期，电网运行安全、清洁能源消纳、国计民生保障等问题都可以通过计划电量进行调控和保障，随着现货市场规模逐步扩大，计划电量调节能力逐步减弱，以上通过计划电执行的职能未来都需要逐步通过市场化的机制和手段来解决。这要求在现货市场规则的设计中充分考虑计划与市场的衔接问题，发挥市场在资源配置中的决定性作用，逐步由传统的计划管理转变为通过市场配置电力资源的方式。

●积极研究全国电力市场的建设路径。

从国外经验来看，建设大范围资源优化配置的电力市场是普遍的发展趋势。美国西部能量不平衡市场（WesternEIM）不断吸纳新成员、扩大市场范围，为北美西部地区的清洁能源提供消纳空间。欧盟持续推进统一电力市场建设，目前已形成日前和日内跨境统一市场，充分实现了各国能源结构互补，共同助力实现欧盟清洁发展目标。

我国能源供需逆向分布，地区间能源资源禀赋、经济发展水平差异显著，清洁能源迅猛发展等特点，决定了必须在全国范围统筹能源配置。建设大范围资源优化配置的全国电力市场是我国未来必然的发展趋势，但目前国家对于全国电力市场的建设路径尚未形成统一方案，需要进一步开展前瞻性研究，为未来省内与省间市场融合发展提供顶层设计。

●探索辅助服务市场与电能量现货市场的逐步融合。

过去几年，在电力现货市场尚未启动时，各地为解决新能源并网带来的调峰压力，积极开展市场化探索，建立了区域或省级调峰辅助服务市场，取得了良好效果。电力调峰本质上是在电网实时运行中对发电机组出力的调节，在成熟电力市场体系中一般通过实时平衡市场解决。

为实现交易品种间的有序衔接、确保各市场高效组织运行，下一步需要探索省级调峰辅助服务市场与现货电能量市场的有机融合，在更大范围内开展深度调峰交易，实现调峰资源共享，同时在省内建立调频辅助服务市场，并逐步实现与电能量市场的联合优化出清，提高市场组织效率。

●建立促进清洁能源消纳的电力市场交易机制。

现货市场具有兼容新能源出力波动性强、预测难度大、发电边际成本低的特点，对于促进新能源消纳具有重要保障作用。在现货市场的竞争机制下，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，可以有效促进新能源消纳。

2019年5月，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，确定了各省级行政区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标，进一步提升了可再生能源的消纳需求。推动可再生能源参与电力现货市场竞争是促进可再生能源消纳的重要途径，但需要统筹考虑可再生能源参与市场交易和指导价政策之间的有效衔接，落实国家对可再生能源消纳的有关要求。

参考英国经验，可以建立针对可再生能源的差价授权合约机制，可再生能源通过竞拍获得差价合约保障，在此基础上参与电力现货市场竞争获得收益，竞争收益不足的部分由政府补足，超出合约的盈利部分返还政府，由此实现在合理控制补贴总额的基础上，通过市场化手段促进清洁能源发展。

●适应未来多元化电力市场主体特点。

随着人工智能、区块链、边缘计算等技术的进步，以及分布式光伏、储能、电动汽车等分布式能源的发展，虚拟电厂、负荷聚集商等新兴市场主体应运而生。新兴市场主体具有极强的灵活性和可拓展性，能够显著提高系统运行的灵活性和经济性对电力系统运行产生的影响日益显著。电力市场建设应逐步适应新兴电力市场主体的特点，通过设计合理的市场机制和商业模式，结合区块链、虚拟电厂等先进技术，引导新兴市场主体积极参与电力市场，激发市场主体活力，促进源网荷储良好互动，有效保障电网实时供需平衡，促进能源清洁低碳转型目标的实现。