2017年8月28日，国家发展改革委、国家能源局部署南方（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，加快组织推动电力现货市场建设工作。2018年广东、山西、甘肃率先启动现货市场试运行，2019年5月15日广东现货市场试结算，5月30日浙江现货市场启动试运行。

　　国内现货市场可大致分为集中式和分散式两种，集中式市场现货交易采用全电量集中竞价，主要以中长期差价合同等对冲现货市场风险；分散式市场现货交易主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节。目前8个试点省份中，广东、山西、甘肃、浙江、山东采用集中式，以PJM为蓝本，除优先发用电计划外，集中优化调度市场化电量；蒙西、四川、福建3省以分散为主、集中为辅，中长期合同采用发用双向交易，自调度决定日前执行曲线，余缺电量在现货市场调节。

　　现货市场背景下，电力市场交易体系按照时序可分为：中长期市场和现货市场；现货市场可细分为日前电能市场、日内电能市场、实时电能市场，以及辅助服务市场。

　　中长期市场形成的中长期合同电量是否分解成分时曲线，是当前中长期交易与现货背景下中长期交易的主要区别。现货背景下，中长期合同电量需要按照标准曲线或者发用双方自定义曲线分解至每小时，中长期曲线是物理交割还是金融交割决定现货市场是分散式还是集中式。分散式市场，短期负荷曲线减去中长期分解曲线即为日前市场的竞价空间；集中式市场中长期分解曲线用于对冲现货风险，仅有结算意义，日前市场的竞价空间是全部电量。

　　目前日前电能市场基本采用发电侧单边报价模式，参与市场的发电企业申报非递减的量价曲线，用户侧申报用电需求曲线，不申报价格。市场出清系统综合考虑省间交易结果、负荷预测等，满足发电机组和电网运行约束条件，以发电成本最小为优化目标，进行集中优化计算，出清形成运行日发电计划和分时节点电价。

　　由于日前负荷预测与实际总是存在偏差，基于日前负荷预测出清的日前机组出力计划不能完全吻合实际负荷，因此需要运行实时市场实现电能的发用平衡。实时电能市场在最接近实际运行的时段进行系统优化，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，综合考虑发电机组运行约束和电网约束，在日前与日内市场确定的开机组合基础上，以发电成本最小化为优化目标，出清形成实时发电计划和实时节点电价。

　　辅助服务市场包括调频市场和备用市场。调频市场中，调频机组申报调频容量和价格，系统按照调频性能对机组报价进行修正，按照报价由低到高的顺序依次成交，直至中标调频容量满足系统调频需求。备用市场的交易品种按照响应速度可分为旋转备用、非旋转备用和替代备用，备用的提供方包括电厂和可中断负荷，备用提供方申报价格和容量，系统按照备用成本最小或与电能量联合出清，形成备用市场价格和各提供方的中标备用容量。

　　现货市场对对电力资源优化配置有重要意义。一是完成中长期电量的交割，避免中长期交易对物理电网的调度运行产生影响，保证电网安全运行；二是以节点电价引导时序需求侧响应，引导用户削峰填谷，促进新能源消纳；三是以节点电价引导空间需求侧响应，节点电价反映电网阻塞，可激励分布式电源发展或负荷转移，降低电厂和负荷的电气距离，提高电网资产利用效率；四是用新的市场模式代替传统的调度模式，实现电网调度运行决策的革命；五是促进能源结构转型；六是全面提升资产效率，利用现货市场给出的经济信号提高资产利用效率，延缓投资；七是激活售电市场的活力；八是实现了对不同类型发电资源的价值补偿；九是为中长期市场交易提供价格风向标。

　　现货市场实现了电力资源的时空优化配置。以分时的价格引导源、网、荷、储的互动与协同，以空间的价格引导电力供需合理布局，将全面提升消纳新能源能力、资产利用率和电网安全性；，将开启售电、需求侧响应、储能、分布式电源的新业态！

　　（本文摘自夏清在集团公司创新大会上的演讲，作者为集团公司专家委员会专家委员，清华大学能源互联网创新研究院能源规划与运筹中心主任，教授。）