2022年3月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（【2022】129号），明确加快推进电力现货市场的总体要求，第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。
截至目前，首批八个试点地区大部分已进入长周期连续运行阶段，第二批六个电力现货试点上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行，其中江苏目前已经过调电试运行，完成首次结算试运行。
eo梳理了第二批试点地区以及非试点地区的现货市场建设进展以及规则要点，供读者参考。
湖北：用户侧“不报量不报价”
2022年7月1日—7月7日，湖北第一次电力现货市场模拟试运行；10月31日—11月6日，湖北进行了第二次现货模拟试运行。
规则要点【《湖北电力现货市场第一次模拟试运行工作方案》】
市场模式：统调公用燃煤电厂采取“报量报价”的方式申报，以机组为单位申报出力及价格信息；新能源采取“报量不报价”的方式申报，保证优先出清，以场站为单位申报。试运行期间，新能源申报次日96点发电预测曲线、不申报价格；用户侧主体采取“不报量不报价”的方式，中长期分解曲线作为参与现货市场结算依据。
与中长期衔接：湖北省电力现货市场采用全电量竞价模式，省内中长期市场交易以差价合同作为结算依据管理市场风险，中长期市场交易结果不作为调度执行依据。
与辅助服务衔接：在市场建设初期开展调频辅助服务交易，与现货电能量市场解耦运行，不再开展调峰辅助服务交易。待条件成熟后，调频辅助服务市场与现货电能量市场联合出清。
价格机制：现货电能量交易采用节点边际电价机制，通过集中竞价方式形成分时节点电价作为市场电量价格。
河南：用电侧采用全网统一结算电价
2022年6月28日—7月4日，河南开展了日前和实时市场全周期试运行；8月4日河南电力现货市场完成第二次整周模拟试运行。
第二次电力现货模拟试运行按照“集中式市场、全电量竞价”模式开展日前和实时市场全周期运营，采用“发电侧市场化燃煤机组报量报价、增量平价新能源报量和用户侧报量”形式进行市场模拟出清，共有7家增量平价新能源场站、115台市场化燃煤机组、21家售电公司（代理181家110千伏及以上用电企业）和1家电力大用户作为市场主体参与。
第二次电力现货模拟试运行通过调整电厂报价范围（由200—800元/MWh调整为0—1500元/MWh）和电厂电能量费用报价起点（由机组额定有功功率的50%调整为40%），采取调峰辅助服务市场与电能量市场协调出清方式，对市场规则、结算机制等进行验证。
规则要点【《河南省电力市场运营基本规则（试行）》】
价格机制：发电侧采用节点电价或分区电价，用电侧采用全网统一结算电价。
结算方式：日前市场根据日前市场出清电量与中长期合同分解电量的偏差电量，按照日前市场价格进行结算。实时市场根据实际电量与日前市场出清电量的偏差电量，按照实时市场价格进行结算。
限价设置：省电力市场管理委员会对市场申报价格和结算价格设置上限及下限提出建议，经省发展改革委同意后执行，以规避市场操纵及恶意竞争。
上海：首个直辖市电力现货市场
2022年7月22日至2022年7月28日，上海电力现货市场首次模拟试运行，为期一周。
上海电力现货市场是我国首个直辖市电力现货市场，这也标志着华东区域四省一市电力现货市场全部启动。
参与模拟试运行的市场主体包括16家电厂的燃煤机组及调峰燃气机组和8家具备条件的电力用户及售电公司。
上海电力现货市场首日交易组织顺利，市场运行平稳，7月23日日前市场出清电量为34980.3万千瓦时，最大出清电力1840万千瓦，市场出清均价585.3元/兆瓦时。
规则要点【《上海电力现货市场实施细则》（模拟试运行版）】
市场模式：上海电力现货市场环节包括日前市场和实时市场。日前市场采用发电侧报量报价、用户侧报量不报价、全电量申报、节点边际定价、集中优化出清的市场模式。实时市场沿用日前发电侧报价曲线，结合实际负荷及其他市场边界条件进行实时出清。
与省间交易衔接：日前市场完成申报环节后，调度机构须根据市场边界条件、申报信息进行日前预出清，分析电力供需平衡情况，当上海市备用充足时，调度机构可组织上海市内主体参与日前省间现货交易；日内省间现货交易窗口开启阶段，调度机构根据日内平衡计划，考虑电网安全约束、机组物理约束等市场边界条件，可组织上海市内主体参与日内省间现货市场交易。
与中长期交易衔接：市场化差价合约由售电公司、电力用户及电网公司与发电企业进行中长期电力交易形成。在参与日前市场申报前，市场主体应通过市场化电力曲线交易等环节形成运行日96点分时合约曲线，作为结算依据。
结算模式：采用“日清月结”的结算模式。日前市场根据日前市场出清价格进行全电量结算。实时市场根据实际上网电量（或实际用网电量），与日前市场的出清电量的差值进行偏差结算，偏差结算价格为实时市场价格。
江苏：第二批试点首个启动结算试运行
2022年1月25至27日，江苏省成功组织电力现货市场首次模拟试运行，7月1日至7日，江苏省顺利完成首次电力现货市场结算试运行，是第二批电力现货试点中首家完成模拟试运行和调电试运行的省区。结算试运行采用“全电量集中竞价+中长期差价结算”的市场模式。发电侧136台统调公用燃煤和核电机组参与，用户侧3家批发用户及56家售电公司参与。
规则要点【《江苏省电力现货市场运营规则（V1.0版）》】
市场主体：包括发电企业、一类用户（直接参与批发市场交易的电力用户）、售电公司、独立辅助服务提供者等。
市场模式：日前电能量市场采用报量报价的方式组织交易，采用全电量竞价、集中优化的方式出清。实时电能量市场采用全电量竞价、集中优化的方式进行出清。
与省间交易衔接：根据政府间协议、国家跨省区分电计划、省间中长期交易、省间现货交易、华东区域辅助服务市场等形成的跨省区省间联络线计划曲线，作为省内市场的边界条件，原则上不跟随市场主体的实际发用电而变化。
与辅助服务市场衔接：现货市场运行期间，现货电能量市场代替调峰辅助服务市场。结合现货市场建设情况与实际需求，开展备用辅助服务市场建设，逐步实现备用、调频等辅助服务市场与电能量市场联合出清。视省内新能源发展情况，适时探索建设爬坡等辅助服务市场品种。初期，调频辅助服务市场与电能量市场协调运行、顺序出清，黑启动等辅助服务暂沿用现行组织方式。
与中长期交易衔接：参与现货交易的一类用户、售电公司应签订较高比例的中长期电力交易合同。市场主体必须按价区签订中长期电力交易合同，约定电力曲线或电力曲线形成方式，在现货市场按照约定电力曲线完成结算交割。
结算原则：以日为周期发布现货部分电量、电费计算结果，以月度为周期发布正式结算依据，以月度为周期开展电费结算。
辽宁：东三省中率先进入现货时代
2022年6月20日，辽宁电力现货市场开展第一次模拟试运行，在东三省率先进入现货时代。
规则要点【《辽宁省电力市场运营基本规则及六项配套规则（征求意见稿）》】
市场主体：满足准入条件的各类发电企业、配售电企业、电力用户等。发电侧起步阶段，省内全部燃煤机组、集中式风电和光伏（不含暂未参与市场的平价及低价项目）、核电机组参与现货市场；其他类型电源暂不参与现货市场。起步阶段，中长期市场用户均应参与现货市场。
与省间交易衔接：日前省内和省间现货市场采取“分别报价、分别出清”的组织方式。省间中长期交易结果作为省间现货交易的基础，与省间电力现货交易共同构成省内现货市场边界。
与中长期交易衔接：现货市场运行时，中长期交易合约仅作为结算依据管理市场风险，不作为调度执行依据。中长期交易合约应约定功率曲线或曲线形成方式，现货市场运行后，仅具有财务结算意义，不物理执行。
与辅助服务市场衔接：调频市场组织方式为日前申报、日内以小时为周期出清。日前，调频市场与现货市场没有衔接问题；日内，在整点时刻前，电力调度机构开展调频市场出清，确定中标机组及其中标调频容量，并相应调整中标机组的出力上下限，参与实时市场出清。
价格机制：现货市场采用节点边际电价机制定价。经政府主管部门和能源监管机构同意，可对电能量市场和调频市场申报价格和市场出清价格设置上限及下限。
安徽：初期设置申报和出清价格上下限
2022年3月30日，安徽电力现货市场模拟试运行正式启动。
规则要点【《安徽电力现货市场建设工作方案（征求意见稿）》】
市场模式：现货电能量主要包括日前市场和实时市场。市场初期采用“中长期差价合约+全电量集中优化”的集中式市场模式，发电侧报量报价，用户侧不报量报价，接受现货价格，实现发电侧成本传导。
结算方式：日前市场出清形成的发电出力曲线，与中长期合同分解形成曲线之间的偏差量，按照日前市场的分时节点电价进行结算。发电机组实际执行的出力曲线，与日前市场形成的发电出力曲线之间的偏差量，按照实时市场的分时节点电价进行结算。
电力现货市场建设初期，为保障市场平稳运行，避免价格大幅波动和市场利益过度调整，设置市场申报和出清价格的上限与下限，具体价格区间由政府确定。
其余非试点地区进展：
青海：
2022年11月，青海省能源局发布电力现货配套细则，青海现货电能量市场交易实施细则（初稿）中指出，现阶段，采取“发电侧报量报价、用户侧不报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。
参与现货电能量市场的发电侧市场主体包含燃煤火电机组、水电机组（龙羊峡电厂及小水电除外）、新能源场站（扶贫光伏电站、分布式光伏电站、光伏特许权电站、领跑者新能源项目、光热电站、平价无补贴项目、竞争性配置项目除外）、储能电站；用户侧市场主体包括售电公司、批发用户和电网企业代理购电工商业用户。
江西：
2022年6月，江西发布《江西省电力市场运营基本规则及九项配套规则（征求意见稿）》，江西电力现货市场采用集中式市场设计，电力现货市场主体初期包含集中式风电、光伏电站等，新能源电站采取“报量不报价”的模式组织开展申报；现阶段不参与现货市场的常规机组包括水电机组、抽蓄机组和应急备用机组等。辅助服务市场与现货电能量市场分开运行、协调出清。申报价格下限暂定为0元/兆瓦时，申报价格上限暂定为1500元/兆瓦时。
