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近期电力市场化改革的动作在加快，继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后，又开始向建立电力现货市场迈进。

8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（下称《通知》），确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。

按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。

随着电力体制改革的推进，电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示，目前亟待加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。

目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。

试点原则上按现有电力调度控制区（考虑跨省跨区送受电）组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。

根据国际经验看，这两大规则的协调一致性非常重要。既不能影响了安全运营，又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值，来引导供需双方的行为。如果做不到，电力现货市场就变成了空架子，体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。

按照上述《通知》要求，试点地区要围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。

此外，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，要实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。