截至10月31日，由国家发展改革委、国家能源局联合发布的电力现货市场首批试点中，山西、广东、山东、甘肃四省已陆续转入正式运行。
第二批试点中，除上海市以外，均已完成整月连续结算试运行。
非试点地区中，大约50%的地区已启动结算试运行。
此外，省间电力现货市场也转入正式运行，
电力现货市场建设全面进入加速期。
同时，一些制约电力现货市场可持续发展的问题也更为凸显。
为此，
需要进一步明确电力现货市场的主要特征、面临挑战和应对策略。
统一性。
现货市场是由各地现货市场组成的有机整体，不存在市场分割，且按照统一规则、标准和监管等整体运行。
开放性。
允许不同类型的经营主体自由参与现货市场。各地现货市场相互开放，电力商品能够在更大范围自由交易。
竞争性。
经营主体能够及时、全面和准确地获得各类信息，公平参与市场。供需双方通过竞争方式确定市场交易量和价格。
有序性。
经营主体在现货市场规则下开展经营活动，确保市场运行有序。同时，经营主体在监管体系下开展市场交易，确保市场监管有序。
合理性。
电力现货市场设计遵循了电力系统运行规律和市场经济规律，被各个经营主体认可，具备可行性。
高效性。
电力现货市场能够促进资源优化配置，提高资源利用效率。同时降低交易成本，提高市场交易效率。
激励性。
通过现货价格信号激励发电企业调整出力，实现资源最优配置。同时激励用户移峰填谷，促进新能源消纳。
融合性。
国家、区域和省级现货市场能够相互融合，提高资源配置效率。同时，能与碳市场等外部市场融合，提高市场整体效率。
市场规则有待健全。
部分地区交易时序、交易组织、交易流程等规则不合理，影响了现货市场健康发展。不同地区交易模式、交易品种、交易结算等规则不统一，制约了跨省跨区现货市场交易。
市场衔接有待加强。
现货市场与中长期市场、现货市场与辅助服务市场、现货市场与绿证市场、现货市场和碳市场、省内现货市场与省间现货市场等衔接还不顺畅，降低了电力资源配置效率、影响了现货市场高效运行。
市场活力有待释放。
大部分地区仍然实施“双轨制”模式，导致竞争不充分、资源配置扭曲，降低了市场活力。省间壁垒、输电通道不足等限制了电力资源在更大范围内优化配置，抑制了市场活力。
市场功能有待完善。
与新能源、新型电力系统特性相适应的现货市场机制缺失，影响了能源绿色低碳转型。现货价格信号的引导功能需要强化，以便释放更多灵活性资源、引导电网优化投资等。
系统成本有待疏导。
新能源大规模并网后，导致接入成本、平衡成本、备用成本等系统成本快速上升。
按照“谁受益、谁承担”原则，电力用户应当分摊部分系统成本，然而，
该成本未能通过现货价格传导至电力用户。
价格机制有待深化。
省内现货价格需要真实反映成本，避免价格扭曲，
但部分地区的负电价已严重背离发电成本。
省间现货价格形成机制未能和省内现货价格机制有效衔接，影响了资源配置效率。
风险防控有待增强。
随着电力现货市场改革的推进，经营主体面临电价波动、收入不确定、交易规则变动等诸多风险，
如何建立有效的风险防控机制，助力经营主体规避不同类型风险，成为当前急需解决的难题之一。
监管水平有待提升。
现货市场监管主要存在如下不足：
一是新型主体的法律地位和权责界定不清晰；二是信息披露不全面、不及时；三是部分地区存在过度干预市场行为；四是监管职能分散，导致监管效率损失。
优化现货市场顶层设计。
首先，现货市场设计要满足安全、清洁、低碳、灵活等多重目标。其次，现货市场设计要适应新型电力系统运行规律。第三，现货市场设计要兼顾不同主体利益诉求，营造更加公平的竞争环境。最后，现货市场设计要注重系统性、整体性和协同性，将中长期市场、辅助服务市场、容量市场等纳入一体考虑、协同设计。
构建统一电力现货市场。
建设统一电力现货市场，需要在推进各地电网互联互通和基础设施设备升级的基础上，重点做好七个统一：一是市场交易规则的统一；二是市场基本制度的统一；三是交易数据标准的统一；四是交易平台标准的统一；五是运营技术标准的统一；六是市场服务规范的统一；七是市场监管体系的统一。
加快不同市场有效衔接。
首先，开展高频次中长期分时电力交易，促进中长期和现货市场衔接。其次，通过调频和现货电能量市场联合出清，实现辅助服务市场与现货市场衔接。第三，建立联合调度、价格联动等协调机制，推进省间和省内现货市场衔接。最后，通过价格传导机制、区块链技术等，推动碳市场、绿证市场和现货市场衔接。
提升现货市场适应能力。
一方面，提高适应新能源的能力。优先组织集中式新能源参与日前市场，需求不足部分再由火电通过日前市场满足。针对分布式新能源，通过虚拟电厂或微电网开展供需内部交易，余缺部分再参与日前市场交易。另一方面，提高适应其他新型主体的能力。建立反映新型主体成本和价值的现货市场交易机制。
合理传导新增系统成本。
按照“谁收益、谁分摊”原则，新能源企业和用户需要承担促进新能源消纳的新增系统成本。除自身承担部分系统成本外，还可借助金融手段转嫁部分系统成本。通过绿色投资资金、绿色金融债券、资产证券化、股权融资等方式，将部分系统成本传导至投资者，促进电力现货市场健康发展。
完善现货价格形成机制。
首先，将部分系统成本纳入新能源报价之中，合理反映新能源真实的边际成本。其次，
引导用户报量报价，合理反映真实供需关系。
然后，
合理设置交易报价上限和下限，释放准确的现货市场价格信号。
最后，建立省间现货和省内现货价格联动机制，进一步优化资源配置效率和促进清洁能源消纳。
加大市场风险防控力度。
首先，通过源网荷储技术和机制创新等，规避电力供需不平衡风险；其次，加强申报电量、电价、交易行为等监测、防范市场风险。然后，
建立电力期货、期权等金融市场，对冲现货市场价格波动风险。
最后，通过构建信用评价体系、规范交易行为等，降低经营主体合同履约风险。
健全现货市场监管体系。
首先，加强法制化市场监管，明确新型主体的权责和行为规范等。其次，建设智慧监管平台，推动监管标准化、规范化、数字化和智能化建设。然后，推进信用监管，提升现货市场监管效率，促进电力行业信用体系建设。最后，推动协同监管，加强能源局与发展改革委、财政部等部门的深度协作。
