2017年8月，國家發改委和國家能源局發布了《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，提出以廣東起步，選擇8個地區作為電力現貨市場交易的試點。電力現貨交易市場的建立，對于推進電力市場化改革、建立市場化的電力交易體系具有重要意義。

現有的電力市場化改革路徑，大致可以分為三個階段：第一階段建立中長期交易市場，核定輸配電價的方式，讓需求側和供給側直接參與到市場交易中來。第二階段通過建立電力現貨交易市場，使電力價格能夠實時反映輸配電價以外的供求關系。通過價格信號來實現電力供需平衡。第三階段則是將電力現貨交易外延到輸電配電價的定價中，使電力價格真正動態反映實際成本。

但到目前為止，只有廣東、山西和甘肅三個地區啟動了電力現貨市場的試運行，其他省份的推進進展較為緩慢。導致電力現貨市場難以推進的原因應該主要有以下幾點：

首先，對電網安全性的憂慮。在非現貨交易市場中，需求側和發電側只是大致實現總量平衡，電力的調度和平衡任務其實是由電網來承擔的。電力現貨交易結果是要實時執行的，這意味著目前的電力系統運行方式將出現比較大的調整。

在市場參與主體都還沒有充足經驗的情況下，推進電力現貨交易可能對電網的穩定性和電價穩定性造成過大的影響。即使在美國等市場化較為徹底的成熟市場，在電力處于高峰狀態時，電力市場和電價也經常會處于不穩定的狀態，很容易在負荷高峰期間出現問題，這使得電網對于推進現貨交易存在顧慮。

其次，市場主體參與現貨市場的意愿似乎不高。非現貨交易市場操作模式較為簡單，也較易為市場主體所接受。電力現貨市場實施后，電力用戶需要確定未來一天的負荷曲線，差額部分則需要進入現貨市場進行購買。同時，發電企業也需要考慮自身調節負荷適應響應需求的成本。電力現貨價格波動加大，交易復雜程度也大大增加。

一方面，現有的人員素質和交易經驗可能無法應對，因此企業貿然進入的風險較大。另一方面，無論是對發電企業還是電力用戶而言，其電力管理成本將會上升，而且將會面臨更大的電價波動風險。非現貨交易市場中，發電企業可以增加額外的運行小時數，只要交易價格高于邊際成本就能獲益，而購電者則可以更低的價格購得電力，雙方都有動力參與交易。但在現貨市場中，由于交易者不一定能獲得電價降低的收益，但增加了價格管理的成本與不確定性，因此影響了參與意愿。

再次，金融對沖工具的缺乏也制約了電力現貨市場的建設。非現貨交易市場中，發電企業可以通過到期貨市場上購買動力煤合約實現對沖，或者可以規避燃料價格波動的風險。但是在現貨市場中，價格波動會更加頻繁，且不確定性更高。如果缺乏相應的對沖工具，或者缺乏有經驗的操盤手，市場主體對于參與現貨市場的交易也持更謹慎的態度。

根據目前電力現貨市場推進所存在的問題，建議如下：

第一，在推進現貨市場建設時，還是要經過充分考慮，采用更加穩妥的方式推進。可以先設置較長時間的模擬運行期，以積累足夠的交易經驗與人才儲備。同時在推進時，可以優先在一些用電需求量高，具備價格管理能力的企業進行試點，之后再推廣。同時，應該認識到非現貨交易市場的模式也具備一定的優勢，在條件不成熟的地區可能不適合過快地推進現貨市場的建立。

第二，考慮建立補償機制。現貨交易會增加企業的電力管理難度，如果有比較低的輸配電價作為補償，企業就可能有動力參與交易。可以考慮針對現貨交易的用戶，適當下調輸配電價水平，以激勵其參與市場交易。

第三，應建立多級交易機制。考慮到電力市場主體的多元性與復雜性，未來的市場設置可以包含保底市場、非現貨交易市場和現貨交易市場多個層級。在非現貨和現貨交易市場之間建立轉換機制。當加入現貨市場的交易者，發現自身無法適應現貨市場的需求時，應該允許其退回到非現貨交易機制中。

第四，推進電力金融市場的同步發展和組織現貨市場培訓。可以建立電力日前市場，通過建立短期期貨合約來為電價的波動提供對沖工具。可以鼓勵非電力市場主體參與到日前市場的交易中，通過市場的力量實現價格發現的功能。