电的发输配用全过程基本是瞬间完成的，电能供应和需求必须实时平衡，在当前无法大规模经济性存储电能的条件下，电力市场交易只有在时间上越来越接近生产运行实际，才能真正发现电能的经济价值，传导正确的市场信号，“无现货，不市场”基本成为各方共识。

由于现货市场对市场主体、配套机制等都有较高要求，考虑平稳过渡需要，目前我国电力市场化改革试点选择从中长期市场切入是应时之选，但构建科学有效现货市场，仍是未来电力市场化改革的关键一步。

典型现货市场模式与我国现货市场雏形

参照本轮电力体制改革系列配套文件划分思路，当前典型电力现货市场模式可分为两种。一种可以简称为分散式，主要代表是英国，该模式以中长期物理合同为主，大部分电量交易由中长期物理合同实现，现货市场（包括日前和实时市场）仅为小部分偏差电量调整。该模式能够较好地保障交易双方利益，降低电价大幅波动的风险。但大量中长期物理交易合同的存在，将显著减少电力调度机构的优化调度空间（非阻塞），影响电力系统运行整体优化效率。

另一种则是集中式，其典型代表是美国PJM市场，即以中长期金融合同搭配以日前和实时全电量竞价的现货市场模式。该模式中长期金融合同仅作为交易双方结算依据，不存在任何物理约束，只起到平抑电价波动风险的作用，现货市场则是全电量竞价，其结果为实际交易执行方式。该模式能够较好地体现电能实时价值，有助于实现电力系统整体经济优化调度，但存在电价大幅波动的风险。

从近期颁布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》来看，我国当前中长期交易基本是物理合同，偏差电量调整主要通过平衡月度预挂牌方式，形成一种“类现货市场”。在当前我国计划与市场双轨制运行，发用电计划放开比例较小的情况下，该方式应可以勉强解决交易偏差处理的问题，但随着发用电计划进一步放开，中长期物理合同刚性执行力度必然受到挑战，阻塞问题会日益突出，月度平衡压力将会扩大。

按照中长期交易基本规则思路，如果中间不做调整，在月度平衡无法满足偏差量调节需要时，将向日平衡偏差调节过渡。但分散式市场真的适合我国国情吗？

我国未来现货市场建设之路

与集中式相比，分散式市场解决阻塞成本相对较高，对复杂电源结构系统的系统优化能力严重受限，适合于阻塞问题不突出、电源结构相对单一的系统。相对英国而言，我国能源资源与负荷的逆向分布特点决定了跨区域电力输送普遍存在，断面输送能力带来的阻塞问题也层出不穷，高效率的阻塞解决方案是关系市场运行效率的关键；另外，我国南方、华中等地区电源结构复杂，依靠市场目前还不能完美解决复杂电源系统，尤其是梯级水电站的优化运行问题，当下风光等可再生能源的大规模发展，其波动性、耦合性等特点也使得系统优化运行空间更趋扩大，分散式市场将难免导致系统整体效率的大量损失。综合来看，基于中长期金融合约的集中式模式才更适合我国国情。

总的来说，中长期交易规则的发布对于指导我国当前电力市场化改革逐步推进具有重要积极意义，但应清醒看到该规则在市场化交易规模逐步扩大后的局限性，配合市场化规模扩大，尽早启动现货市场建设刻不容缓。结合我国国情，从有效解决阻塞问题、充分挖掘系统优化运行能力、提高电力系统整体运行效率等方面考虑，基于中长期金融合约的集中式现货市场是更好的选择。而如何解决好从当前中长期物理交易到未来集中式市场的过渡衔接，是下一步试点改革需要关注的焦点问题。