近期，在9号文的基础上，国家发改委出台《关于推进电力市场建设的实施意见》(以下简称《实施意见》)，对推进电力市场建设做出了细化规定，明确了总体要求、实施路径、建设目标、主要任务、市场主体、市场运行、信用体系建设、组织实施等核心内容。那么，我国的电力市场应该是怎样的?在建设电力市场的过程中应该注意什么?
一、建设竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系是我国电力市场建设的总体要求
《实施意见》明确，我国电力市场建设的总体要求是，“遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，积极培育市场主体，坚持节能减排，建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，无歧视开放电网。具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制;逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”。
总体来看，我国电力市场的总体设计与我国当前各行业转型、市场化方向相一致，也充分考虑到了我国的基本国情、电力工业的发展现状，是一个具有较强操作性的市场化改革方案。其中，“建设形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”是整个电力市场总体要求的最终落脚点。
为实现这个目标，《实施意见》提出了电力市场建设的三个主要目标，即电力市场构成、市场模式分类、电力市场体系三个方面。《实施意见》指出，电力市场由长期市场与现货市场构成，市场模式主要为分散式与集中式，市场体系近期主要由区域和省(区、市)级电力市场组成。这基本回答了我国电力市场建设的核心问题。
首先，中长期市场与现货市场相结合的市场构成符合我国的市场化改革要求。从国外电力市场建设现状来看，电力市场中普遍存在中长期稳定市场和短期的动态交易市场，这种市场结构充分体现了风险与利益两种市场元素之间的相互关系。由于我国目前还处于市场化改革初期，因此以长期稳定交易为主能够很好地规避短期市场带来的风险，而短期市场则是长期市场的良好补充。
其次，分散式和集中式相结合的市场模式符合我国当前电力市场发展需求。大规模集中多方交易与分散化的双边市场交易相结合，是目前国际上比较成熟的市场交易模式，该模式赋予了发电、售电、用户对于交易对象、电量、价格的自主选择权，用户能够根据自身用电量大小、电能质量需求等因素选择合适的交易主体，进一步放大市场在资源配置中的决定性作用，是符合我国电力市场特征的市场模式。
最后，近期以区域和省(区、市)电力市场相结合的市场组织形式符合我国资源优化配置的要求。《实施意见》提出的市场组织形式能同时实现三个功能：电力电量省内平衡、完成区域内的电力市场交易、保证区域内电力市场的对外开放。同时，这样的市场组织形式能够有效推动省内电力资源的优化配置，缓解我国资源供需逆向分布的问题，通过促进市场化跨区交易，还能够推动清洁能源的跨省跨区消纳，提高清洁能源在终端消费的占比。
二、完善市场交易机制，促进新能源开发利用
《实施意见》中明确提出了电力市场建设的主要任务，包括九个方面：组建相对独立的电力交易机构、搭建电力市场交易技术支持系统、建立优先购电和优先发电制度、建立相对稳定的中长期市场交易机制、跨省跨区电力交易机制、现货交易机制、辅助服务交易机制、风险防范机制、可再生能源参与市场的新机制。
建立健全电力市场交易机制是新一轮电改的主要任务。这九个方面相互协调，互为补充，既能发挥市场机制在时间和空间两个维度上优化资源配置的重要作用，又能兼顾电力系统的运行特性，使市场与系统不冲突。这主要体现在以下三个方面：第一，中长期交易机制与现货交易机制互为补充，能够较好地避免中长期交易预测不准、交易量变动等问题;第二，跨省跨区电力交易机制、优先购电和优先发电制度能够最大程度发挥市场在空间范围内配置资源的优化作用，缓解我国能源供需逆向分布问题，促进清洁能源发电的开发利用;第三，辅助服务交易机制、风险防范机制相互结合，能够使系统运行与市场交易相协调，防止两者出现冲突，同时能够有效加强对市场操纵力的预防与监管。
特别需要强调的是，《实施意见》重点提出了要形成可再生能源参与市场竞争的新机制，并且要求规划内的可再生能源优先发电。这说明了节能减排的重要性，同时也反映了以计划为基础逐步走向市场而不是一步迈向市场的基本路径是促进我国清洁能源发展的合理途径。当然，限于新能源发电自身的波动性和间歇性等特征，大规模并网消纳还受到很多客观条件的限制。但是，未来可再生能源发电发展是大趋势，提高其电能占比也是必然，因此要进一步提高可再生能源的利用效率，在形成可再生能源交易新机制的过程中，要重点关注以下问题：
第一，要积极发展用户侧的分布式电源，建立分布式光伏参与市场竞争的价格机制、市场机制，进一步完善9号文中 “自发自用，余量上网”的分布式光伏发电开发思路;
第二，设计“负瓦”经营模式，积极做好需求侧管理，通过供需双侧可控资源，协调系统电力电量平衡;
第三，完善我国跨省跨区电力交易机制，使得我国东北、西北以及西南地区的可再生能源电力能够输送到中东部等负荷集中地区进行消纳，实现全国更大范围的电力资源优化配置。
三、设计市场准入标准，健全市场信用体系
电力工业是具有社会普遍服务属性的公共事业，因此有必要设计电力市场准入标准，保证参与市场交易的主体都是信用良好、具有社会责任感的企业。因此，规范市场参与主体，提高市场效率是我国电力市场建设的根本保证。
在发电企业方面，《实施意见》指出，“参与市场交易的发电企业，其项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家标准和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易”。这项规定是贯彻国家节能减排发展战略的必然要求，也是提高可再生能源发电的市场比例、推动传统化石能源发电产业清洁化发展的重要手段。
在用户方面，《实施意见》指出，“参与市场的用户应当为用电量较大、接入等级在一定电压等级以上的用户，并且这部分用户在进入市场后一定周期内不可退出”，这样的规定能够提高市场运行的稳定性，防止出现市场主体频繁退出、恶性竞争等问题。同时，参与电力市场的用户不再按照政府定价购电，适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价，这样的规定能够明确电力市场与传统政府定价之间的界限，使市场手段与行政手段相协调，避免出现定价机制混乱的问题。
为进一步规范市场主体的交易行为，《实施意见》还提出要建立健全市场信用体系，措施主要体现在三个方面：一是建立针对不同市场主体的信用评价制度，二是建立市场主体年度信息公示制度，三是建立守信激励和失信惩戒制度。上述三项制度比较全面地涵盖了信用体系建设的各个方面，能够起到规范市场经济秩序、促进我国电力市场快速健康发展的作用。
四、改进市场运行机制，提高市场运营效率
《实施意见》对我国电力市场如何运行给出了明确的规定，可以说已经照顾到了包括交易组织实施、中长期交易电能、日前发电计划、日内发电计划、竞争性环节电价形成、市场结算、安全校核、阻塞管理、紧急事故处理、市场监管、市场干预等各方面内容，其中尤其明确规定了电力市场与发用电计划之间的界限，为提高市场运行效率，保证市场平稳运行提供了保障。
第一，市场交易与发电计划相协调。《实施意见》明确了中长期电力电量交易、竞争性环节电价形成的具体过程，并给出了日内和日前发用电计划设计过程。《实施意见》给出的运行规则深入细致，市场各参与主体可首先根据自身未来较长一段时间的电能需求进行中长期电力交易，初期以单一电量电价为主，随着试点范围的扩大和推广，可以向着更多交易衍生品等方向发展。同时，现货市场作为中长期交易的补充，各地区可根据自身情况采用区域电价和节点边际电价等电价机制。同时，在日内发电计划设计过程中引入调整竞价机制，进一步强化了市场优化资源配置的作用，有利于为中长期电力交易以及临时交易提供良好支撑。
第二，市场交易与系统运行相协调。《实施意见》明确提出了市场结算、安全校核、阻塞管理、紧急事故处理等多项系统运行规则，设立上述与市场交易相协调的系统运行机制，能够有效降低市场交易与系统运行发生冲突的可能性，解决系统出现紧急情况时经济性和安全性取舍的问题，以安全性为先的基本要求能够在最大程度上保证系统的稳定可靠性，同时也与我国基本国情相符。
第三，发挥市场监管的关键作用。在我国电力市场的运行过程中，仅有市场化手段是不够的，还需要国家行政手段这只“看得见的手”来协调市场主体。为此，《实施意见》明确了区域电力市场和省(区、市)电力市场的市场监管主体，明确了各监管主体的权责，重点强调了各监管机构的三个职能：完善监管办法和监管措施;实时监管市场交易主体行为，防止操纵市场、影响公平竞争的市场行为;监管交易机构和调度机构，保证其公平、公正、公开运营。
五、组织市场建设应“试点为主、逐步推广”
《实施意见》重点提出了电力市场建设的组织实施方案，其核心思路是在电力体制改革领导小组的领导下，“试点为主、逐步推广”。选择这样的实施步骤，其主要原因是目前我国电力市场建设仍处于起步阶段，各省、各地区的发电资源、电网建设情况不同，要想一步建成完善的电力市场显然是不可能的，因此应当在条件较为成熟、改革难度较小的地区先行开展市场建设试点，吸取经验、不断改进后，再向其他具备条件的地区推广。这样的实施步骤与我国的基本国情、电力工业发展现状相适应，是有助于实现改革目标、具有较强可操作性的改革方式。在各个不同的实施阶段，应当采用不同的组织实施策略：
(一)市场筹建。《实施意见》指出，“由电力体制改革工作小组根据区域交易机构设置的有关原则，确定区域市场试点方案;省级人民政府确定牵头部门并提出省(区、市)市场试点方案。试点方案经国家发展改革委、国家能源局组织专家论证后，修改完善并组织实施”。市场建设初期，交易机制不完善、部分地区缺乏电力建设的经验，《实施意见》明确的市场组织方式能够充分考虑各个地区的经济发展情况、电力工业发展情况，有利于各地区因地制宜地设计电力市场试点方案。同时，各地区还需将试点方案上交国家发改委和能源局进行专家论证，从而有助于保证试点方案的科学性和合理性，也能使试点方案与国家的能源规划相协调。
(二)规范完善。《实施意见》主要提出了以下三点：对比分析不同试点面临的问题和取得的经验，继续放开发用电计划，视情况扩大试点范围。在试点到一定阶段、取得了一定经验后，应当采用先进的评价技术与评价手段，在不同试点方案之间进行比较评价，优化选择较为成功的试点方案，选择适当的地区进行推广，满足条件的地区，还可以将市场的范围进一步扩大到输电权交易以及容量市场等方面。这样的市场中期建设方案，能够推动各地区市场建设经验的相互交流，降低市场化改革风险，避免走改革弯路，是我国中期市场建设的不二选择。
(三)推广融合。《实施意见》主要提出三点：在试点地区建立规范、健全的电力市场体系，研究提出促进全国范围内市场融合实施方案，探索在全国建立统一的电力期货和衍生品市场。在市场建设后期，除了建立健全市场体系外，还应当进一步扩大市场范围，主要包括两个方面：首先，在试点地区市场体系较为成熟的阶段，可以有选择地开展市场金融衍生品的交易试点，初步建设交易机制更为完善、交易商品更为丰富的电力市场;其次，促进各级电力市场的相互融合和发展，推动多种类电力市场之间的相互交叉、渗透。