网讯：2019年是电力现货市场建设试点建设的突破年。又一推进电力现货市场建设的指导性意见出炉。
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》）。
《意见》提出，要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、规范建设电力现货市场运营平台等。
一位不愿具名的业内人士对界面新闻记者表示，《意见》是国家层面针对八个电力现货试点地区初步经验的总结，对试点地区出现的实际问题进行深化、细化，对存在问题的纠偏。也是对中国现代化电力市场体系首个顶层设计9号文配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》核心内容的重申，是国家层面对中国现代电力市场建设的顶层再设计。
该人士表示，伴随着各方面对电力现货市场的作用和核心地位认识日趋统一，试点地区“摸石头”和国家层面“再设计”将交替进行，成为中国电力市场化改革的新常态。
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。
《意见》表示，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。
对于市场主体，《意见》称，应涵盖各类发电企业和供电企业，包括地方电网、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，以及售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。
《意见》还表示，需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。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。
为配合电力现货试点，还将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。
《意见》还提出，要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。
此外，《意见》再次明确，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。
现货被称为电力市场“拼图”的关键一块，与中长期市场共同发挥着电力商品价格发现、完善交易品种、形成充分竞争的作用。对于新能源而言，这一市场则发挥着兼容波动性、随机性特点，扩大新能源消纳空间的功能。
2015年，中共中央发布文件〔2015〕9号《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台，中国正式启动的电力市场化改革。
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、甘肃八个地区作为第一批电力现货市场试点，以加快探索建立电力现货交易机制，发现电力商品价格，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
2018年8月，南方（以广东起步）电力现货市场试运行启动。当年12月，山西、甘肃电力现货市场也运行启动。
2019年5月，南方（以广东起步）电力现货市场发布国内首次电力现货结算结果。光大证券认为，电力现场市场的建设成为电力体制改革的重要突破口。
截至今年6月26日，全国首批八个电力现货市场建设试点全部启动试运行。