“无现货， 不市场”。建立电力市场的前提是电能可以像商品一样交易， “一手交钱、一手交货”的现货市场被视为核心环节， 其与中长期市场“两条腿”并驾齐驱， 实现电力资源在更大范围内共享 互济和优化配置。
首批电力现货试点南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃 8 各地区 于 2017 年敲定、2019 年 6 月底全面启动模拟试运行，此后相继推进按周、按月、按季度、按年连 续结算。2022 年 4 月，两部委发文，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北 6 省市为第二批电 力现货试点。
(一)第一批市场运行情况
1.广东
2019 年 5 月启动现货结算试运行，自 2021 年 11 月起连续结算运行超过 17 个月。 广东现货规 则体系，包括《广东电力市场运营规则》和现货电能量交易、中长期电能量交易、现货结算、注册 管理和信息披露管理 5 个实施细则。
根据《关于 2023 年电力市场交易有关事项的通知》(粤能电力〔2022〕90 号)，市场主要出现 以下变化： ①市场交易规模全年 5500 亿千瓦时，与 2022 年持平； ②可按“固定价格+联动价格+浮 动费用”模式签订零售合同，浮动费用上限 2 分/千瓦时； ③新能源机组参与到现货交易； ④年度交 易规模上限 3000 亿千瓦时，较 2022 年下降 150 亿千瓦时；⑤储能等新兴市场主体试点将参与电能 量市场交易；⑥建立核电中长期收益回收机制；⑦支持省外电源与广东省用户侧主体开展“点对点” 交易。
2.山西
山西集中式现货市场由日前市场和实时市场组成， 市场架构为“中长期+现货+辅助服务”。截至 目前， 山西电力现货试点试行规则已更新至第 13 版。从今年 3 月起，《山西省电力市场规则汇编(试 运行 V13.0)》支撑山现货市场连续试运行。13 版主要优化补充了： ①优化省间与省内现货市场衔 接； ②新能源功率预测曲线申报与交易曲线申报解耦； ③日前披露的新能源预测曲线由未来 3 天增 加到 5 天； ④新能源可选“报量报价”模式参与日前申报； ⑤明确平价新能源可自愿入市， 且入市 后不得退市；⑥明确新能源配储可自愿转为独立储能参与现货市场。
3.蒙西
现货结算试运行采用发电侧全电量竞价、用户侧与中长期的偏差部分电量参与现货出清的模式， 按照发电侧报量报价、用户侧不报量不报价的方式参与市场。作为全国首个“单轨制”电力现货市场，蒙西在新能源参与现货市场、用户侧分区域结算、设置特定的风险防范机制等多方面开展机制创新。 此外，蒙西的现货市场规则中，出现了许多不同于我国其他现货试点的设计， 如不开设日前市场、 采用用户侧分区节点加权平均价而非发电侧节点加权平均价作为参考结算点价格等。2022 年 10 月 份， 蒙西现货规则中将原结算电价按照合约电价的 90%进行补偿范围修改为 85%，进一步拉大发电 企业的结算电价差。
4.浙江
2023 年， 浙江省电力市场体现“三不变”：市场化用户分类不变；兜底、代理政策不变；分时交 易模式不变。“七大变化”分别为：①市场范围扩大；②交易参数不同；③零售市场设“上下限价格”； ④零售用户偏差考核模式不同；⑤零售用户购电呈现“套餐制”；⑥售电公司信息公开要求更严格清 晰； ⑦结算方式不同。零售用户以往结算为各市场主体与电网企业进行电费结算，2023 年结算权收 归省电力交易中心。
5.甘肃
2022 年 5 月，甘肃要求参与市场的新能源发电企业严格落实电力中长期合同签订任务，确保 90%电量必须签订中长期合同， 同年 7 月规定带补贴电站需 100%参与中长期。2023 年基数电量甘 肃分配情况有变：常规风电 203 小时，常规光伏 170 小时。要求集中式新能源电站省内年度中长期 签约量达到风电 1100 小时左右， 光伏 960 小时左右，该持仓比例约占大部分电站全年发电能力的 80%左右。
6.山东
山东省向全体电力市场主体印发“《关于做好 2023 年全省电力市场交易有关工作的通知》。主 要体现五大变化：①市场规模略增长；②发电侧新能源市场化程度加深；③推动开展绿色电力交易 和绿证交易；④年度交易变化：先竞价，后双边，保留月度交易； ⑤谷电用户或可进入电力市场。 此外，山东发布的工商业分时电价政策，其尖峰谷浮动系数， 以及时段，与容量补偿电价保持一致。
7.四川
2019 年 6 月， 四川电力现货市场启动模拟试运行。今年 1 月， 四川省电力现货试点启动了电力 现货市场长周期连续结算试运行。四川是水电大省，发电能力受来水影响较大， 供需形势复杂。近 年来， 四川电网规模不断扩大， 网架结构不断加强。目前已建成“四直八交”交直流混联枢纽电网。 四川电力现货市场的技术支持系统，除了电力现货市场运营必需的数据准备、市场申报、竞价出清 等功能外， 还开发了针对梯级水力- 电力耦合约束进行联合出清的功能。
8.福建
福建电力现货市场 2019 年 6 月启动试运行。2020 年 8 月 18 日，福建电力现货市场正式转入不 间断结算试运行。2022 年电力交易要求燃煤发电企业全部上网电量通过市场化形成；推动全部 10千伏及以上用户直接进入电力市场；明确用于保障居民、农业等用电价格稳定的电源及新增损益的 分摊或分享方式；组织开展电力中长期分时段交易及结算工作；明确电网企业代理购电交易方式、 电价形成方式。
(二)第二批市场试运情况
1.上海
2022 年 7 月 22 日至 2022 年 7 月 28 日， 上海电力现货市场首次模拟试运行， 为期一周。参与 模拟试运行的市场主体包括 16 家电厂的燃煤机组及调峰燃气机组和 8 家具备条件的电力用户及售 电公司。7 月 23 日， 日前市场出清电量为 34980.3 万千瓦时， 最大出清电力 1840 万千瓦，市场出 清均价 585.3 元/兆瓦时。
2.江苏
2022 年 7 月 1 日至 7 日， 江苏省顺利完成首次电力现货市场结算试运行，9 月 23-29 日江苏电 力现货市场开展第二次结算试运行。发电侧市场主体报量报价参与日前市场，采用日前封存量价信 息参与实时市场。用户侧市场主体不报量不报价，参与实时市场结算。江苏省发改委日前发布《关 于开展 2023 年电力交易工作的通知》指出，积极推进工商业用户全部进入电力市场。
3.安徽
2022 年 3 月 30 日，安徽电力现货市场模拟试运行正式启动。现货电能量主要包括日前市场和 实时市场。市场初期采用“中长期差价合约+全电量集中优化”的集中式市场模式，发电侧报量报价， 用户侧不报量报价， 接受现货价格， 实现发电侧成本传导。
4.辽宁
2022 年 6 月 20 日，辽宁电力现货市场成功开展了第一次模拟试运行。辽宁省正按照“6 月模拟， 10 月调电， 12 月结算”分阶段开展现货市场试运行。同年 9 月， 辽宁电力现货市场开展第二次正式 模拟试运行。价格机制方面，辽宁省现货市场采用节点边际电价机制定价。
5.河南
2022 年 6 月 28 日—7 月 4 日， 河南省持续开展日前和实时市场全周期试运行。 11 月 16 日至 23 日，河南电力现货市场完成第一次短周期调电(结算) 试运行。试运行期间， 发电侧 116 台直调 燃煤机组参与市场量价申报， 86 台机组进入开机组合， 5 家集中式新能源报量不报价参与市场，用 户侧 21 家售电公司(代理 176 家电力大用户)和 1 家电力大用户报量不报价参与市场，电能量市 场、调频辅助服务市场和调峰辅助服务市场联合协调出清。
6.湖北
2022 年 7 月 1 日-7 月 7 日，湖北省开展为期 7 天的湖北电力现货市场模拟试运行。 10 月 31 日 — 11 月 6 日， 湖北进行了第二次现货模拟试运行。 11 月 23 日，湖北电力交易中心发布关于开展现货市场第三次模拟试运行期间中长期合同曲线分解工作的通知。湖北现货电能量交易采用节点边际 电价机制， 通过集中竞价方式形成分时节点电价作为市场电量价格。
(三)其他区域现货市场建设情 况
1.陕西
主要包括日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展调频、 备用等辅助服务交易。本次模拟试运行，省内 66 台统调燃煤机组、176 家新能源场站、1 家大工业 用户、 4 家售电公司作为市场主体， 全程参与现货市场模拟报价， 并模拟开展现货市场结算。预计 2023 年三季度正式运行。
2.江西
2022 年 11 月 24 日，江西省电力现货市场模拟试运行展开，全省包括 40 台市场化火电机组、
119 家新能源企业、 16 家售电公司及 6 家电力大用户在内的全部市场主体参与了模拟运行。模拟试 运行按照“集中式市场、全电量竞价”模式开展日前、实时电能量交易。
3.青海
2022 年 11 月，青海省能源局发布电力现货配套细则。规则明确，现阶段，燃煤火电机组以“报 量报价”的方式参与现货电能量市场；准入市场的新能源场站按照“报量报价”的方式参与现货电能 量市场，同时申报运行日发电预测曲线；水电机组无需申报量价曲线，由调度机构下发运行日发电 计划曲线， 优先出清， 接受现货市场价格；储能电站以“报量报价”方式参与现货电能量市场，同时 申报充放电运行上下限、存储电量状态 SOC 等。