2019年是电力现货市场建设试点建设的突破年。近日，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等多个方面提出详实指导，如鼓励各地差异化探索、建立促进清洁能源消纳的现货交易机制等。
在业内人士看来，这是对八个电力现货试点地区初步经验总结的基础上，国家层面对中国现代电力市场建设的顶层再设计，将有利于相关工作的加速推进。
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，业内素有“无现货、不市场”之说。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”。
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》明确，要因地制宜、科学合理选择电力市场模式，确保市场模式有良好的开放性、兼容性和可扩展性。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。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。
按照规定，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。
《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。
同时，要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。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。
