新一轮电力市场化改革启动以来，我国电力市场建设取得了令人瞩目的成绩。电力市场化交易电量规模不断攀升，改革红利惠及广大用户。2019年上半年，国家电网有限公司经营区域市场交易电量8026亿千瓦时，同比增长24.6%。其中，电力直接交易电量6242亿千瓦时，电力用户用电成本166亿元。积极发挥了市场机制作用，提高了清洁能源消纳水平。2019年上半年，省间清洁能源消纳1902亿千瓦时，同比增长6.7%。

近期，国家发改委、能源局密集出台《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》等政策文件，标志着电力市场建设将进一步提速。当前，第一批八家电力现货市场试点已进入模拟试运行。

与国外电力市场相比，我国面临煤电装机占比高、清洁能源快速发展、电网结构不断变化、计划与市场双轨制等国情和形势，电力现货市场建设难度和复杂程度空前。因此，电力现货市场建设试点总体上应坚持“稳妥推进，逐步推广”的原则，根据模拟试运行情况持续完善第一批电力现货试点省份的市场规则和技术支持系统，将市场规则完善、运转情况良好的省份作为现货市场建设样板地区，形成较好的示范效应，并逐步将试点经验推广至其他地区。下一步，电力现货市场建设重点还需要关注以下三方面。

第一，统筹推进中长期交易和现货市场建设。

中长期交易与现货交易共同组成了完整的电力市场体系，中长期交易稳定市场供需和价格、帮助市场主体规避风险，现货交易提高市场竞争效率、与中长期交易共同促进价格发现。其中，现货市场临近电能实时交割，是电力市场实现物理和经济特性有机结合的重要环节。因此，系统性的电力市场设计应该从现货市场入手，再围绕现货市场设计中长期、辅助服务市场，形成完整的电力市场体系。

目前，各省开展的中长期交易主要是在现货市场建立前、基于原有大用户直接交易所形成的交易机制。对于正在开展电力现货市场试点的省份和地区，需要尽快对中长期交易规则进行修订，确保中长期交易与现货交易的有序衔接，共同构建统一开放、竞争有序的电力市场体系。

第二，妥善做好计划向市场的过渡机制设计。

我国经济较快发展，正处于从计划向市场转轨过程中，市场经济环境仍不完善。为防止电力市场价格波动给国民经济和社会稳定造成较大影响，政府计划需要逐步被市场交易所取代，我国电力市场会长期存在“市场+计划”双轨制。如何实现计划向市场的平稳过渡是当前市场建设中亟需解决的重要问题。从国外电力市场建设经验来看，政府授权合约机制、建立发电企业搁浅成本处理机制是普遍采用的过渡机制。考虑与我国优先发用电制度的衔接，可探索建立政府授权合约机制，覆盖优先发用电和暂未放开的计划电量部分。同时，应尽早开展发电企业搁浅成本测算并研究提出解决方案，避免搁浅成本对电力市场规则设计产生干扰，保障电力市场平稳有序发展。

第三，合理引导可再生能源参与电力现货市场。

目前我国实施的可再生能源上网电价加固定补贴模式，难以有效激励可再生能源企业降低成本、改进技术，并且会增加政府补贴负担。推动可再生能源参与电力现货市场竞争是解决当前新能源消纳困境的重要途径。

考虑到我国可再生能源产业仍需要政策扶持，可参考英国经验，建立针对可再生能源的差价授权合约机制，可再生能源通过竞拍获得差价合约保障，在此基础上参与电力现货市场竞争获得收益，竞争收益不足的部分由政府补足，超出合约的盈利部分返还政府，可以实现在合理控制补贴总额的基础上，最大化促进清洁能源发展。