2017年8月，国家发改委、国家能源局选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，加快探索建立电力现货交易机制，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系，为调度运行提供市场化手段，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，进一步释放改革红利。并要求原则上应于2019年6月底前模拟试运行。
2018年8月31日，南方(以广东起步)电力现货市场启动试运行。4个月后，2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场启动试运行，并根据试运行情况完善市场规则和系统功能，适时开展调电运行。浙江于今年5月30日启动试运行，采用循序渐进方式开展模拟试运行工作，渐次提高交易频度和交易深度。6月20至21日，四川、福建、山东电力现货市场试运行相继启动。
电改进入攻坚期
在新一轮电改逐渐开放售电市场和新增配电网项目后，启动电力现货市场成为电改阶段的主要任务。电力市场主要由中长期市场和现货市场构成，其中中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易，主要定位于落实国家能源战略、促进清洁能源大范围消纳、稳定市场供需、帮助市场主体规避价格风险；现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易，以及辅助服务等交易，主要定位于解决中长期交易与实际运行之间的偏差，形成时序价格，适应新能源出力波动的特点。
第一批8个现货试点地区均结合自己的实际情况制定了电力市场的运营系统现货交易和现货结算具体功能的要求和系统建设方案。
在8个试点地区中，广东、浙江、山东的电力输入比例较高，蒙西、甘肃、山西、四川的电力输出比例较高，福建集煤电、核电、水电等多类型电源于一体，可见打破地域分割运行的现货市场是现实的客观需求。同时也有利于促进新能源的消纳和资源的有效配置。
结合8个试点地区的实际情况我们对比了8家现货交易市场的建设情况发现各个市场均有不同的区域特点：
南方（广东）：
因为南方各省电源结构较单一，区域内缺少资源优势的互补条件，广东贵州等省区均以燃煤发电为主，而云南则以水电为主，若仅在各省区内开展现货交易不利于区域内发电结构的优化配置。南方选取了区域现货市场建设，并以广东作为先期的试点启动试运行。
2018年8月，南方能监局就发布了《关于征求南方（以广东起步）电力现货市场系列规则》，这也是我国首个电力现货市场交易规则正式问世。《规则》形成了“1+8”模式的电力现货市场规则体系。“1”是指《广东电力市场运营基本规则》，“8”是指以基本规则为基础，对中长期交易、现货电能量交易、调频市场交易、市场结算、信息披露、市场准入退出管理和信用管理等8个方面制定的实施细则。
广东现货市场共经历了三个阶段的模拟运行：第一阶段从2018年9月到2018年底，主要目的是让市场主体参与报价，并对交易系统进行测试，模拟运行结果不作为调度和结算依据。第二阶段是2019年1月至4月，市场出清的结果作为调度执行的依据，但不结算，一般选择月初的1到2个交易日，旨在按照目前现有中长期的价差模式下，配合调度按照全月同进度的目标来调控，便于调度执行。第三个阶段从今年5月份开始选择了两天的模拟运行情况，作为结算和调度的依据。”在用户侧，则采用全省统一节点电价，可以在市场初期降低用户侧参与市场的难度。
基于广东的电网电源和负荷的特点，广东市场采取了电能量市场和辅助服务市场结合的市场模式。其中，电能量市场包含基于差价合约的以日为日期单位以上日期的周期的中长期市场和全电量竞价的日前及实时现货市场。辅助服务市场主要是包括了集中竞价的调频辅助服务市场。
广东市场主要是通过中长期来锁定大部分的交易价格，从而去规避现货交易市场的风险。并通过现货市场形成价格，引导中长期的价格形成。同时通过辅助调频市场保障电力系统的实时稳定。
甘肃：
甘肃的电力产能表现为过剩，弃风，弃光等现象突出，同时省内的新装机表现出规模大装机占比高达42%，而用量少的特点，故新能源的外送需要量大。同时新能源的外送需要调峰的配合，所以甘肃的电力现货市场的建设也有利于改善新能源的弃风、弃光现象。此前，2017年8月，甘肃已经是全国范围内首批参与富余新能源跨省区现货交易的区域。在2018年的1月-10月，甘肃成交现货电量30亿千瓦时，现货交易电量使得甘肃弃风、弃光率下降12%。
甘肃的电力现货市场则在2017年的基础上，将发电侧由新能源电厂扩展到火电、水电、新能源发电等全部电厂，用户侧市场则由过去的省外用户扩展到省内、省外两个市场。火电与新能源的有效竞争、合理协调、互为补充将成为电力市场中的关键一步。
山西：
山西提出了“全电力优化、新能源优先”的现货市场模式。此次电力现货市场充分适应山西省的资源禀赋，构建“集中式”市场模式。结合其燃煤机组、供热机组、清洁能源比例高的特性，优先保障新能源消纳，选择统筹决策的“集中式”市场模式，设计11类交易品种，形成发电侧竞争、用户侧参与、统一平衡的现货市场。全部火电机组和新能源机组进入市场，统一优化发电曲线，新能源机组优先安排发电，优先保障消纳；日前和实时市场开展分时电力竞争，内嵌电网安全约束，解决保障供热与新能源消纳的矛盾，实现电力电量优化平衡，最大程度释放电力优化空间。
以中长期合约规避风险，以现货交易发现价格，是山西电力现货市场试点建设方案的主要特点。根据方案，山西将合理设计中长期交易与现货交易的衔接机制。以中长期交易为主，现货交易为补充。在功能定位方面，中长期规避风险、锁定收益，现货发现价格、调节供给，保障电力平衡，实现市场均衡。在调频市场中，现货市场确定机组组合后，开展调频集中竞价，由中标机组提供调频服务，优化提升电网频率稳定率。
山西省的电力现货市场设计还积极拓展增量外送空间，电力现货交易以中长期交易锁定外送市场空间，以现货交易拓展增量外送空间。省外送交易主要是促进清洁能源消纳和能源大范围优化与配置，扩大晋电外送规模。省内交易主要是确保电力供需平衡和电网安全稳定运行，建立电力平衡型市场。在交易中，现货交易中省内日前预出清，富余发电能力参与外送。
浙江：
浙江在电力现货市场的建设中聘请组织了国内外顶尖开发团队，以美国PJM市场为蓝本设计，历时一年半完成。
浙江电力现货市场包括日前市场和实时市场，初期主要面向浙江省统调电厂、110千伏及以上大用户、售电公司，以半小时为结算周期，发电侧采用节点电价，用户侧采用统一加权平均电价，通过电能量市场与辅助服务市场联合出清，保障市场出清最优化。
除风电和光伏外，省级以上调度的燃煤机组、燃气机组、核电机组、水电机组均参与市场。外来电送电计划未放开。
在浙江现货市场中，发电侧按照机组所在节点电价作为现货电能量价格，用户侧采用全系统节点的加权平均电价作为市场用户现货电能量价格。为控制风险，结合实际情况设置价格上下限。在实际结算中，采用偏差结算方式，日前、实时现货市场与双边合约及政府合约的偏差用日前、实时现货市场价格结算。
浙江电力现货市场模拟试运行共分为三个阶段：分时段模拟阶段（2019年6-7月）、连续模拟阶段（2019年8-9月）和深化模拟阶段（2019年10-11月）。
山东：
山东电力现货市场按照“统一市场、两级运作”原则，以“电能量市场+辅助服务市场”“先省间、后省内”为整体架构设计。
电力现货市场采全电量竞价模式，基于节点边际电价出清模式确定两侧现货价格。现货电能量市场包括日前、日内和实时三个时间维度、采用全电量优化。初期主要面向山东省直调电厂、符合条件的大用户、售电公司，以小时为结算周期，发电侧采用节点电价，用户侧采用统一加权平均电价，通过电能量市场与辅助服务市场协调出清，保障市场出清最优化。其中，现货电能量市场包括日前市场、日内机组组合和实时市场，辅助服务市场目前仅开展日前调频服务市场。
山东省电力现货市场建设试点，第一阶段初步建立现货市场机制（2019年6月底前），建设以日前电能量市场和日内实时平衡机制为主的电力现货市场，及建立市场成本核算体系和市场力防控机制，现货市场运营风险防范体系和信用体系等。第二阶段现货市场试运行（2019年7月～2021年），期间将进一步完善辅助服务市场机制，增加备用服务交易品种，研究建立与现货电能量市场联合出清的交易机制。第三阶段为现货市场成熟阶段，将探索开展电力期货、金融输电权、容量市场和衍生品等教育。
四川：
在四川省的电力结构中，水电占比超过60%，电力市场具有季节性特征，电力的供给存在风苦峰谷的矛盾。基于现实情况的考虑，电力现货市场初期主要面向四川省统调电厂、在四川电力交易中心注册的售电公司和市场化用户。
四川电力现货市场包括日前市场和实时市场，以15分钟为结算周期，最快可实现提前1小时交易。参与中长期交易的用户，如果发现购买的电力不够，可根据需求在现货市场购电，用不完的电还可以通过现货市场卖出去，价格按照实时电价上下波动。
四川是水电大省，发电能力受来水影响较大，供需形势呈现复杂的局面。丰水期供大于求被迫弃水，枯水期受电煤制约整体供应偏紧；考虑水电外送，夏季极端天气下高峰时段备用不足，低谷时段大量富余。电力现货市场通过充分竞争生成完整的价格信号，能够反映电力商品价值和供求关系，有利于引导四川省电力投资与消费。
四川电力现货市场建设将分三个阶段逐步实施。电力现货市场建成后，四川将初步形成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体系。
福建：
福建省采用中长期和现货交易相结合的方式，中长期交易定位于促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置、形成稳定的能源流向、稳定市场供需，帮助市场主体规避价格风险。而现货市场交易主要定位于平衡中长期交易与实际负荷之间的偏差，以及提高电力市场竞争的效率。中长期交易将在现货交易开市前进行，中长期交易之后汇总形成市场主体执行日的中长期电力交易合约，作为中长期交易与现货交易的界面及中长期的结算依据。
福建电力现货市场建设，在现有福建电力市场建设基础上，结合了福建省清洁能源占比高的实际情况，从解决当前存在的核电消纳和电网调峰困难，以及今后可再生能源快速发展带来的系统平衡等问题出发。福建电力现货市场目前是先开展发电侧的现货市场建设，之后在考虑引入用户侧，最后逐步建立发电侧和用户侧同时参与的现货市场交易。
福建电力现货市场建设包含两个阶段。第一阶段（2018～2021年），市场主体包括福建省调直调及许可的发电企业，集中式电化学储能电站等；后期条件具备后，适机引入符合条件的售电公司和批发用户。第二阶段（2022年起），市场主体包括省调直调及许可的发电企业、具备条件的售电公司和批发用户、集中式电化学储能电站等。
蒙西：
华北能源监管局出台的蒙西电力现货市场系列规则中：涵盖了包括中长期交易、日前交易、日内交易、实时交易、结算、信息披露和信用评级等领域。蒙西电力现货市场规则由“一个试点方案+一个基本规则+若干细则”组成。
蒙西现货市场采用“中长期为主+现货交易为补充”的市场架构，蒙西电力市场规则体系总体架构充分适应内蒙古自治区资源经济禀赋和产业结构布局。在中长期交易物理执行基础上，通过中长期交易电量日分解机制实现中长期交易和现货交易的有效衔接，以“发电侧单边竞价，系统边际出清”模式实现系统优化运行。且中长期和现货交易试行单一电量电价政策。现货市场采用分时节点电价作为市场价格。市场的运行初期以全网统一分时电价作为过渡。
通过对试点省份的探索讨论，可以看到，在一个成熟完备的电力市场体系中，现货交易占据很重要的地位，相比对大用户直接交易和中长期交易，现货能更充分反映不同时间周期和不同空间区域的发电成本和供需情况，能起到价格发现的作用是价格的信号。
