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2019年是电力现货市场建设试点建设的突破年。8月7日，国家发改委、国家能源局发布《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明确提出详尽指导，如希望各地差异化探寻、创建增进清洁能源消纳的现货交易机制等。在业内人士显然，这是对八个电力现货试点地区可行性经验总结的基础上，国家层面对中国现代电力市场建设的顶层再行设计，将不利于涉及工作的加快前进。

在一个成熟期完善的电力市场体系中，现货市场归属于核心环节，业内美称无现货、不市场之说道。2015年3月启动的新一轮电力体制改革明确提出，逐步创建以中长期交易回避风险，以现货市场找到价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。2017年8月，国家发改委、国家能源局挑选南方（以广东跟上）、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，减缓推展电力现货市场建设，拒绝试点于2018年底前启动电力现货市场试运营。由于进展不及预期，能源局屡屡迎敌现货试点建设，在去年11月将第一批试点地区积极开展现货试点仿真试运营的时限调整为2019年6月底，并明确提出各试点电力现货市场建设上报制度。

随着今年6月下旬四川、福建、蒙西电力现货市场启动仿真试运营，首批8个电力现货市场试点已全部启动仿真试运营。《意见》具体，要因地制宜、科学合理自由选择电力市场模式，保证市场模式有较好的开放性、兼容性和可扩展性。

应以，电网堵塞断面多的地区，宜自由选择集中式电力市场模式跟上；电网堵塞断面较少且发电外侧市场集中度低的地区，宜自由选择分散式电力市场模式跟上。试点地区可融合所自由选择的电力市场模式，实时或具体方法创建日前市场、日内市场、动态市场/动态均衡市场。按照规定，现货市场主体范围不应涵括各类发电企业和供电企业（不含地方电网、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）、购电企业、不具备必要参与电力现货交易条件的电力用户等。《意见》明确提出，有序引领用电外侧参予现货市场报价。

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，可使用发电外侧单边申报量价的方式，使用负荷预测曲线作为市场需求，用电外侧作为市场价格接受者；具备条件地区，用电外侧可报量报价或报量不报价。同时，要创建增进清洁能源消纳的现货交易机制。

非水可再生能源适当优先发电量不应覆盖面积确保利用小时数。各电力现货试点地区不应成立具体时间表，自由选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参予电力现货市场，构建清洁能源优先消纳。市场建设初期，确保利用小时数以内的非水可再生能源可使用报量不报价方式参予电力现货市场。

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