8月7日，国家发改委(NDRC)、国家能源局(NEA)发布《关于深化现货市场建设试点工作的意见》，对合理设计现货市场建设方案、统筹现货市场衔接机制、建立健全现货市场运行机制、提升现货市场运行能力、规范现货市场运行平台建设等方面进行了详细指导。
在一个成熟完整的电力市场体系中，现货市场是核心环节。与计划属性强的大用户直接交易和中长期交易相比，现货市场能够充分反映不同时间段、不同地点的边际发电成本和电力供需情况，从而更好地发现电价信号。业内都知道，没有现货，就没有市场。这类似于期货和现货的区别。电的特殊之处在于商品交割的供需瞬时平衡。因此，电力现货市场的时间范围往往扩展到实时交割前的几个小时甚至一天，一般包括日前市场、日前市场和实时市场的部分或全部。
2015年3月开始的新一轮电力体制改革提出了“逐步建立远期交易规避风险、现货市场发现价格、交易品种齐全、功能完善的电力市场”的目标。2017年8月，国家发改委、国家能源局选择南方、孟茜、浙江、陕西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为首批加快现货电力市场建设试点，要求试点在2018年底前启动现货电力市场试运行。由于进度不及预期，能源局频繁监督现场试点建设。去年11月，第一批试点地区现货试点模拟试运行时限调整至2019年6月底，并提出了各试点电力现货市场建设的报备制度。随着今年6月下旬四川、福建、孟茜电力现货市场开始模拟试运行，首批8个电力现货市场试点已全部开始模拟试运行。
《意见》鼓励因地制宜、科学合理地选择电力市场模式。原则上应选择集中电力市场模式，在电网阻塞断面多的地区启动；在阻塞断面少、发电侧市场集中度高的地区，宜选择分散式电力市场模式启动。在现货市场中，电能交易主要在事前、事中和实时进行，分时市场的清算价格通过竞争形成，同时还进行备用、调频等辅助服务。试点地区可结合选定的电力市场模式，同步或分步建立日市场、日市场、实时市场/实时平衡市场。现货市场的主体应涵盖各类发电企业、供电企业、售电企业、有条件直接参与电力现货交易的电力用户等。
前八个试点在电力结构、电网建设、电力供需、跨省跨区用电、电力市场化进度等方面各有特点，这意味着相应设计的现货交易规则也有较大差异。如南方电力现货市场是试点中唯一具有区域性质的现货市场；浙江电力现货市场是国家电网运行区域内净能量输入省的第一个电力现货市场。四川现货电力市场建设应充分考虑水电装机比例高、峰枯发电特性差异大、电网输电安全约束多等因素。孟茜电网新能源装机容量大，占比高，消纳难度大。电力用户有多年的长期交易经验，对电价高度敏感。
关于中长期交易与现货市场的衔接，《意见》表示，中长期交易可以采用实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。对于中长期实物合同，应在满足电网安全约束的前提下实施分解曲线。根据市场建设进展情况，将优先发电和优先购电纳入中长期交易。配合现货电力试点，积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。
在实践中，意见提出引导电力侧有序参与现货市场报价。根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施，在现货电力市场中，发电侧可以单方申报数量和价格，以负荷预测曲线作为需求，用电侧作为市场价格接收方。有条件的地区，电方可以报价，也可以不报价。各现货电力试点地区要制定明确的时间表，通过报价量或不报价量选择清洁能源参与现货电力市场，实现清洁能源优先消纳。在市场建设初期，小时内的非水可再生能源可用于参与电力现货市场。根据各现货电力试点区域的电网结构和阻塞情况，可选择节点边际电价、区域边际电价和系统边际电价等价格机制。
今年7月5日，国家发改委经济体制改革司、国家能源局法制改革司联合召开了推进现货电力试点工作阶段性总结会，听取了8个现货电力试点地区模拟试运行情况的汇报和建议。据官方发布，会议还研究制定了试点结算试运行、连续结算运行等下一步工作计划和时间表，加快电力现货市场建设。
根据《意见》，国家发展改革委、国家能源局将从市场运行保障、市场运行效率、社会福利增加、清洁能源消耗等方面，对现货电力市场运行情况、电力市场规则执行情况、技术支持系统运行情况进行全方位后评价。，及时总结，不断促进市场机制的完善，不断推动现货试点范围的扩大。作为配套机制，主管部门还将结合电力现货市场建设，研究完善与电能市场价格机制相适应的省际输电价格机制和省内输配电价格机制。
