8月7日，国家发改委官网正式发布了《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》)。

有序引导用电侧参与现货市场报价

　　《意见》指出，合理设计电力现货市场建设方案，市场主体范围应涵盖各类发电企业和供电企业、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。统筹协调电力中长期交易与现货市场，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。

　　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。

　　《意见》又指，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。

因地制宜、科学合理选择电力市场模式

　　《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。

　　《意见》明确，统筹协调省间交易与省(区、市)现货市场。各类跨省跨区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。经过安全校核的日前跨区跨省送电曲线作为受(送)端省份电力现货市场电力的边界条件，偏差部分按照受(送)端省份现货市场规则进行结算。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中长期合同，约定典型送电曲线及输电容量使用条件。

建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场

　　《意见》提到，要统筹协调电力中长期交易与现货市场。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。中长期双边交易形成的电量合同，可由交易双方自行分解为分时曲线。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。推动形成中长期交易价格与现货市场价格科学合理的互动机制。

　　《意见》也表示要统筹协调电力辅助服务市场与现货市场。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。建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制， 鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场。

　　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。