自2018年8月底廣東電力現(xiàn)貨市場啟動(dòng)試運(yùn)行開始，到2019年6月底蒙西電力現(xiàn)貨市場啟動(dòng)模擬試運(yùn)行為止，首批8個(gè)現(xiàn)貨試點(diǎn)省區(qū)均開展了試運(yùn)行結(jié)算。從市場規(guī)則設(shè)計(jì)和市場運(yùn)行情況看，電力市場建設(shè)盡管取得一定成效，但還存在諸多問題和亟待完善頂層設(shè)計(jì)的地方。對發(fā)電企業(yè)而言，應(yīng)對現(xiàn)貨市場還需加強(qiáng)內(nèi)功修煉，深入開展研究工作，加大軟硬件投入以更好地適應(yīng)電力市場競爭需要。

（來源：微信公眾號(hào)“能源新時(shí)代” ID:newenergyera 作者：管中窺豹2020）

一、現(xiàn)貨市場建設(shè)情況

（一）8個(gè)試點(diǎn)省區(qū)現(xiàn)貨規(guī)則主要特點(diǎn)

1、市場模式

從市場模式看，既有采取分散式的省區(qū)也有采取集中式的省區(qū)：

分散式：8個(gè)試點(diǎn)省區(qū)中采取分散式市場的有福建、蒙西，中長期交易合約電量均分解到日曲線進(jìn)行物理執(zhí)行。其中，福建采取固定典型曲線分解，蒙西采用負(fù)荷側(cè)典型曲線分解。

集中式：廣東、山東、浙江、甘肅、山西、四川6省區(qū)現(xiàn)貨市場模式采取集中式，中長期交易合約轉(zhuǎn)為金融性質(zhì)，僅作為結(jié)算依據(jù)。其中，政府授權(quán)合約等優(yōu)先發(fā)電電量在山西、四川、甘肅3省物理執(zhí)行，其余省區(qū)采用差價(jià)合約結(jié)算。

2、現(xiàn)貨電能量市場

（1）市場空間：8個(gè)試點(diǎn)省區(qū)對省內(nèi)現(xiàn)貨市場空間進(jìn)行了規(guī)定：①中長期市場，省間交易優(yōu)先組織、優(yōu)先出清，結(jié)果作為省內(nèi)市場的邊界條件；②現(xiàn)貨交易中，山西、四川、甘肅規(guī)定省內(nèi)日前現(xiàn)貨市場預(yù)出清，確定省內(nèi)開機(jī)方式和發(fā)電預(yù)計(jì)劃，在此基礎(chǔ)參與省間交易，省間交易優(yōu)先安排并結(jié)算。

（2）申報(bào)方式：發(fā)電側(cè)均按出力區(qū)間非遞減報(bào)價(jià)；用電側(cè)福建、甘肅、蒙西不參與報(bào)量報(bào)價(jià)，其他省區(qū)僅報(bào)量均不報(bào)價(jià)。

（3）價(jià)格出清機(jī)制：8個(gè)省區(qū)均采取“集中競價(jià)、統(tǒng)一出清”方式，但出清模型各不相同。發(fā)電側(cè)電價(jià)出清機(jī)制在福建、蒙西、四川3省市場采取系統(tǒng)邊際電價(jià)出清，廣東、浙江、山東、山西4省市場采取發(fā)電側(cè)節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)。用戶側(cè)電價(jià)出清機(jī)制在山西、山東、浙江、廣東4省市場采取用戶側(cè)節(jié)點(diǎn)加權(quán)平均電價(jià)，福建、蒙西2省用戶不參與市場報(bào)價(jià)，四川市場用戶接受日前出清電價(jià)，甘肅市場用戶按分區(qū)邊際電價(jià)最高價(jià)進(jìn)行結(jié)算。

（4）出清周期與限價(jià)：浙江市場日前采取30分鐘為一個(gè)出清時(shí)段，實(shí)時(shí)市場5分鐘為一個(gè)出清時(shí)段；其他省區(qū)日前和實(shí)時(shí)市場均以15分鐘為一個(gè)出清時(shí)段，其中，蒙西設(shè)置了4小時(shí)一個(gè)交易時(shí)段，15分鐘一個(gè)出清時(shí)段的日內(nèi)市場。

8個(gè)省區(qū)均對現(xiàn)貨市場申報(bào)價(jià)格或出清價(jià)格進(jìn)行限價(jià)。

（5）關(guān)于新能源、水電、核電等電源類型參與方式

8個(gè)省區(qū)根據(jù)裝機(jī)結(jié)構(gòu)分別對新能源、水電、核電、儲(chǔ)能機(jī)組和供熱機(jī)組的市場參與方式提出了規(guī)定。

8個(gè)省區(qū)各類機(jī)組參與市場情況。

（注：Ο表示參與，×表示不參與，-表示無此類電源）

山西：供熱機(jī)組、必開機(jī)組最小出力以下部分不參與市場，水電、抽蓄、燃?xì)狻⒚簩託夂妥詡錂C(jī)組不參與市場，新能源優(yōu)先出清，只申報(bào)96點(diǎn)發(fā)電預(yù)測曲線不申報(bào)電價(jià)；

山東：供熱機(jī)組、單一電價(jià)儲(chǔ)能機(jī)組和自備機(jī)組有條件參與市場，核電參與市場；

浙江：統(tǒng)調(diào)水電可參與市場，新能源不參與市場；

福建：核電、水電、風(fēng)光電、抽蓄、燃?xì)夂妥詡錂C(jī)組不參與市場；

四川：棄水期，僅水電參與現(xiàn)貨電能量市場，非棄水期，僅火電參與現(xiàn)貨電能量市場；

甘肅：水電、新能源特許權(quán)及扶貧機(jī)組不參與競價(jià)，作為價(jià)格接受者參與現(xiàn)貨市場，不報(bào)價(jià)格優(yōu)先出清；

廣東：A類機(jī)組不參與現(xiàn)貨市場（風(fēng)、光、水、核、地調(diào)）；

蒙西：水電、抽蓄、自備電廠不參與現(xiàn)貨市場。

3、輔助服務(wù)市場

8個(gè)試點(diǎn)省區(qū)除了蒙西外均開展了輔助服務(wù)市場，市場主要交易品種有調(diào)頻、深度調(diào)峰、備用。山東、福建、甘肅區(qū)域調(diào)峰市場優(yōu)先出清，作為省內(nèi)市場邊界。

調(diào)頻：除蒙西外，各省調(diào)頻市場均采用“集中競價(jià)、統(tǒng)一出清”方式。山西、山東在運(yùn)行日機(jī)組組合確定后單獨(dú)開展調(diào)頻市場，且規(guī)定參與調(diào)頻市場的機(jī)組不能參與能量市場（含深度調(diào)峰）；

浙江采取省內(nèi)調(diào)頻、短期備用與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清方式；四川、甘肅與電能量市場分別優(yōu)化、獨(dú)立出清；廣東與電能量市場分開出清，調(diào)頻市場出清后修改機(jī)組出力范圍，參與電能量市場。福建調(diào)頻市場單獨(dú)開展，實(shí)時(shí)平衡市場系統(tǒng)平衡由調(diào)頻機(jī)組負(fù)責(zé)，調(diào)頻機(jī)組不參與實(shí)時(shí)平衡市場交易。

深度調(diào)峰：山西、甘肅和福建設(shè)置了深度調(diào)峰市場，采用“集中競價(jià)、統(tǒng)一出清”方式，山西風(fēng)火深度調(diào)峰與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清，需啟動(dòng)深調(diào)市場時(shí)，依據(jù)日前市場出清結(jié)果安排火電依次深調(diào)，新能源等比例增發(fā)；甘肅則分別優(yōu)化、獨(dú)立出清，火電機(jī)組50%出力以下部分參與深調(diào)市場競價(jià)，減少出力按照現(xiàn)貨價(jià)格與增出力新能源發(fā)電權(quán)交易。福建為“集中競價(jià)、獨(dú)立出清”方式，深度調(diào)峰僅火電機(jī)組參與，按照60%出力以下按報(bào)價(jià)與下調(diào)容量乘積給予補(bǔ)償，啟停調(diào)峰有火電、單機(jī)5萬千瓦及以上水電機(jī)組參與，滿足啟停次數(shù)要求后根據(jù)日前啟停調(diào)峰報(bào)價(jià)按臺(tái)次補(bǔ)償。

備用：浙江、四川設(shè)置了備用市場。浙江短期備用市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清，交易品種有10分鐘備用和30分鐘備用；四川特指燃煤火電短期備用市場，與電能量市場分別優(yōu)化、獨(dú)立出清，根據(jù)日前報(bào)價(jià)競爭結(jié)果，按PAB方式結(jié)算。

4、交易結(jié)算

8個(gè)試點(diǎn)省區(qū)主要交易結(jié)算方式根據(jù)交易類型確定，基數(shù)電量（優(yōu)先電量）均根據(jù)政府批復(fù)的上網(wǎng)電價(jià)結(jié)算；

山西、山東、四川、甘肅、廣東、蒙西：①中長期交易按照合同約定價(jià)格結(jié)算；②日前市場出清曲線與中長期交易曲線之間的偏差，按照日前市場出清結(jié)算；③實(shí)際執(zhí)行曲線與日前交易曲線之間的偏差，按照實(shí)時(shí)市場價(jià)格結(jié)算。

福建的交易結(jié)算具有一定特殊性：①中長期交易按照合同協(xié)商價(jià)格結(jié)算，同時(shí)，進(jìn)入現(xiàn)貨市場的基數(shù)日分解電量與實(shí)際交易電量之間的差量根據(jù)批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)和現(xiàn)貨市場交易價(jià)格的差價(jià)進(jìn)行結(jié)算。②實(shí)時(shí)平衡機(jī)制結(jié)算，機(jī)組調(diào)節(jié)服務(wù)根據(jù)實(shí)際上調(diào)（下調(diào)）電量與上調(diào)（下調(diào)）邊際價(jià)格結(jié)算，還需要減去考核費(fèi)用和分?jǐn)傎M(fèi)用。

（二）各省區(qū)現(xiàn)貨市場首次試運(yùn)行情況

1、廣東：廣東電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行按照模擬運(yùn)行、結(jié)算試運(yùn)行、正式運(yùn)行三個(gè)階段推進(jìn)。2018年8月31日啟動(dòng)南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場模擬運(yùn)行；2019年5月和6月，開展了兩次電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行。平均出清價(jià)格約0.3元/千瓦時(shí)，比煤機(jī)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低0.15元/千瓦時(shí)。

試結(jié)算情況：10月18-19日開展現(xiàn)貨環(huán)境下中長期市場交易和21-27日開展為期一周的現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行，發(fā)電側(cè)最高申報(bào)價(jià)格0.8元/千瓦時(shí)、最低申報(bào)價(jià)格0元/千瓦時(shí)、平均申報(bào)價(jià)格0.428元/千瓦時(shí)。但由于結(jié)算試運(yùn)行期間電力供需寬松，大部分電量已由中長期合同鎖定等原因，出清價(jià)格普遍偏低。日前、實(shí)時(shí)最高出清價(jià)格分別為0.895元/千瓦時(shí)、0.92元/千瓦時(shí)（低于出清價(jià)格上限1元/千瓦時(shí)）、最低出清價(jià)格均為0.07元/千瓦時(shí)、平均出清價(jià)格分別為0.256元/千瓦時(shí)、0.247元/千瓦時(shí)，明顯低于煤機(jī)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.453元/千瓦時(shí)（含脫硫、脫硝價(jià)格）。

2、山西：在8月份開展了調(diào)電不結(jié)算試運(yùn)行；9月1日開展了日結(jié)算試運(yùn)行；9月18-24日，開展連續(xù)7天現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行。

結(jié)算試運(yùn)行情況：發(fā)電側(cè)火電企業(yè)日均報(bào)價(jià)271.08-290.60元/兆瓦時(shí)；日前市場出清價(jià)格范圍0-300元/兆瓦時(shí)，平均價(jià)格165.34元/兆瓦時(shí)；實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格范圍0-330元/兆瓦時(shí)，平均價(jià)格169.12元/兆瓦時(shí)，日均價(jià)在153.35-189.02元/兆瓦時(shí)。

3、甘肅：2018年12月27日啟動(dòng)試運(yùn)行，2019年6月14日進(jìn)行了日前現(xiàn)貨市場出清結(jié)果試調(diào)度，7月17日開始實(shí)時(shí)市場試調(diào)度，9月20-26日開展結(jié)算試運(yùn)行調(diào)度。

結(jié)算試運(yùn)行情況：所有市場主體均參與市場申報(bào)。火電報(bào)價(jià)集中在210-360元/兆瓦時(shí)，光伏報(bào)價(jià)集中在50-140元/兆瓦時(shí)，風(fēng)電報(bào)價(jià)集中在50-200元/兆瓦時(shí)，日均報(bào)價(jià)110-124元/兆瓦時(shí)。日前市場出清價(jià)格范圍50-316元/兆瓦時(shí)，實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格范圍50-360元/兆瓦時(shí)，7日均價(jià)在96-217元/兆瓦時(shí)范圍內(nèi)波動(dòng)。

4、浙江：2019年9月18-19日順利開展調(diào)電試運(yùn)行，9月20-26日圓滿完成首次連續(xù)7天結(jié)算試運(yùn)行。

試結(jié)算運(yùn)行情況：7天試結(jié)算期間煤機(jī)日均報(bào)價(jià)287-331元/兆瓦時(shí)之間，燃機(jī)日均報(bào)價(jià)在679-716元/兆瓦時(shí)之間。出清價(jià)格與浙江省火電邊際發(fā)電成本接近，日前市場日平均價(jià)格在252.93-286.55元/兆瓦時(shí)之間，實(shí)時(shí)市場日平均價(jià)格在243.5-280.54元/兆瓦時(shí)之間。日前與實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格偏差較小。

輔助服務(wù)市場情況：調(diào)頻輔助服務(wù)市場容量需求100萬千瓦，調(diào)頻日最高價(jià)格為1648.28元/兆瓦。

5、四川：2019年9月26-30日開展連續(xù)5天調(diào)電試運(yùn)行，其中2天開展連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。

受豐水期供需形勢影響，日均低谷供需比4.31、日均高峰供需比2.29，現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行發(fā)電側(cè)均價(jià)偏低，水電出清價(jià)格基本為“地板價(jià)”（最低值為0元/兆瓦時(shí)，最高值為40元/兆瓦時(shí)）。

6、福建：2019年9月21-27日開展了連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。

試結(jié)算情況：市場平均出清價(jià)格373.13元/兆瓦時(shí)（較火電標(biāo)桿電價(jià)約低20元/兆瓦時(shí)），最高出清價(jià)格平均為397.86元/兆瓦時(shí)，最低出清價(jià)格平均為328.29元/兆瓦時(shí)。

7、山東：2019年9月20-26日，山東電力現(xiàn)貨市場組織開展了連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。

試結(jié)算情況：發(fā)電側(cè)日均報(bào)價(jià)299.50-339.92元/兆瓦時(shí)；日前市場出清價(jià)格在67.5-462.3元/兆瓦時(shí)之間，日均價(jià)格在279.38-391.02元/兆瓦時(shí)之間；實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格在0-504.6元/兆瓦時(shí)之間，日均價(jià)格在237.55-400.75元/兆瓦時(shí)之間。

總平均結(jié)算電價(jià)389.05元/兆瓦時(shí)，相對標(biāo)桿電價(jià)394.9元/兆瓦時(shí)下降5.85元/兆瓦時(shí)，較現(xiàn)有中長期電力交易結(jié)算價(jià)格高1.34元/兆瓦時(shí)。

8、蒙西：2019年6月28日啟動(dòng)模擬試運(yùn)行，9月21-27日開展連續(xù)7天結(jié)算試運(yùn)行。火電賣出報(bào)價(jià)主要集中在130-300元/兆瓦時(shí)，買入報(bào)價(jià)主要集中在0-175元/兆瓦時(shí)。

試結(jié)算運(yùn)行情況：日前市場出清價(jià)格最高999元/兆瓦時(shí)，最低147.5元/兆瓦時(shí)，平均價(jià)格為160.71-297.72元/兆瓦時(shí)。實(shí)時(shí)市場最高出清價(jià)格1000元/兆瓦時(shí)，最低出清價(jià)格為0-260.25元/兆瓦時(shí)，平均出清價(jià)格為238.90-526.35元/兆瓦時(shí)。

發(fā)電側(cè)中長期合約平均價(jià)格235.7元/兆瓦時(shí)，試運(yùn)行期間蒙西供需形勢較為緊張，現(xiàn)貨交易結(jié)算平均價(jià)格327.3元/兆瓦時(shí)，較中長期合約價(jià)提高91.6元/兆瓦時(shí)。21-27日現(xiàn)貨交易最高結(jié)算電價(jià)421.0元/兆瓦時(shí)，最低結(jié)算電價(jià)151.8元/兆瓦時(shí)。其中，日前交易最高結(jié)算電價(jià)283.8元/兆瓦時(shí)，最低結(jié)算電價(jià)150.0元/兆瓦時(shí)，平均結(jié)算電價(jià)214.3元/兆瓦時(shí)；日內(nèi)及時(shí)實(shí)交易最高結(jié)算電價(jià)1000.0元/兆瓦時(shí)，最低結(jié)算電價(jià)55.7元/兆瓦時(shí)，平均電價(jià)318.2元/兆瓦時(shí)。

二、現(xiàn)貨市場運(yùn)行存在的問題（刪節(jié)版）

（一）現(xiàn)貨市場規(guī)則設(shè)計(jì)過于復(fù)雜。從規(guī)則本身看，省級(jí)特色太過明顯，國家對現(xiàn)貨市場規(guī)則缺乏統(tǒng)一頂層設(shè)計(jì)，各省區(qū)規(guī)則設(shè)計(jì)過于復(fù)雜，在雙軌制運(yùn)行中差異較大。

（二）現(xiàn)貨市場短期試運(yùn)行無法體現(xiàn)現(xiàn)貨市場真實(shí)價(jià)值，市場還有待完善。由于市場供需總體寬松，大部分發(fā)電企業(yè)為兌現(xiàn)中長期合同、爭取現(xiàn)貨市場電量，報(bào)價(jià)采取短期邊際成本，導(dǎo)致現(xiàn)貨價(jià)格大幅低于中長期合同價(jià)格。

（三）現(xiàn)貨市場運(yùn)行相關(guān)機(jī)制不完善。

一是中長期合約曲線分解與現(xiàn)貨交易調(diào)節(jié)偏差的問題。

二是新能源參與市場的問題。

三是是技術(shù)支持系統(tǒng)不夠完善導(dǎo)致出清時(shí)間較長。

四是不平衡資金問題突出。

五是其他一些列問題。

（四）輔助服務(wù)市場與電能量市場、兩個(gè)細(xì)則考核間的銜接問題

一是輔助服務(wù)市場尚不能與現(xiàn)貨電能量市場協(xié)調(diào)銜接。

二是“兩個(gè)細(xì)則”考核是計(jì)劃體制下對輔助服務(wù)的相關(guān)補(bǔ)償、考核機(jī)制，與現(xiàn)貨市場相關(guān)規(guī)則存在交叉重復(fù)考核。

（五）擱淺成本沒有市場回收機(jī)制。

由于電力市場化不斷深入，中長期+現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行，通過市場優(yōu)化資源配置將導(dǎo)致部分機(jī)組可能長期無法參與電能量市場競爭，且當(dāng)前缺乏容量市場機(jī)制解決電源投資成本回收問題。

（六）現(xiàn)貨市場試結(jié)算運(yùn)行過短，無法完全檢驗(yàn)現(xiàn)貨市場作用。

（七）應(yīng)對現(xiàn)貨市場的人才儲(chǔ)備和培養(yǎng)不足

三、現(xiàn)貨市場對發(fā)電企業(yè)的影響（刪節(jié)版）

一是現(xiàn)貨市場的模式對發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營帶來革命性的變化。現(xiàn)貨模式使得發(fā)電機(jī)組的發(fā)電時(shí)間、發(fā)電出力、啟停機(jī)全部取決于日前和實(shí)時(shí)市場的出清結(jié)果。與傳統(tǒng)運(yùn)營模式相比，機(jī)組運(yùn)行方式的可預(yù)測性、計(jì)劃性均發(fā)生變化。

二是現(xiàn)貨市場價(jià)格嚴(yán)重偏低，影響2020年年度合同的簽訂和市場開拓。現(xiàn)貨市場試運(yùn)行嚴(yán)重偏低的價(jià)格，給電力用戶不準(zhǔn)確的價(jià)格信號(hào)，導(dǎo)致對市場價(jià)格不合理預(yù)期，進(jìn)一步加大價(jià)格下行壓力，可能導(dǎo)致中長期合同簽訂比例過低，削弱中長期合約對沖風(fēng)險(xiǎn)的能力。

三是輔助服務(wù)費(fèi)用提高導(dǎo)致新能源成本分?jǐn)傇黾印Ｄ壳埃o助服務(wù)成本過多在發(fā)電企業(yè)之間分?jǐn)偅F(xiàn)貨市場輔助服務(wù)成本沒有完全從用戶側(cè)疏導(dǎo)，增加新能源企業(yè)經(jīng)營壓力。

四是對發(fā)電企業(yè)的管理水平提出更高要求。現(xiàn)貨市場運(yùn)行模式，要求市場主體具有完善的內(nèi)部管理機(jī)制和管理流程。

四、發(fā)電企業(yè)應(yīng)對策略建議（刪節(jié)版）

按照連主任對現(xiàn)貨市場建設(shè)提出的“穩(wěn)、試、清、慎”要求，發(fā)電企業(yè)應(yīng)主動(dòng)應(yīng)對現(xiàn)貨市場，完善體制機(jī)制和運(yùn)營模式，充實(shí)隊(duì)伍、加強(qiáng)研究，推動(dòng)市場競爭力的不斷提升。

一是完善營銷體制機(jī)制，適應(yīng)市場改革需要。隨著電力市場化改革的不斷深入，發(fā)用電計(jì)劃全面放開、電價(jià)形成機(jī)制改革，市場化交易品種逐步豐富，交易模式逐步轉(zhuǎn)變?yōu)榕l(fā)、零售、服務(wù)市場以及未來的金融市場。電力市場體制的改變要求必須對營銷體制機(jī)制進(jìn)行調(diào)整完善，提升競爭力。

二是參與市場交易規(guī)則的完善和銜接工作。發(fā)電企業(yè)要參與試點(diǎn)省區(qū)加強(qiáng)交易規(guī)則和省內(nèi)、省間市場研究，總結(jié)試運(yùn)行期間存在的問題，積極參與各省交易規(guī)則的完善修訂工作，推進(jìn)市場公平有效運(yùn)行。

三是做好中長期交易和現(xiàn)貨市場銜接和價(jià)格策略制定。現(xiàn)階段要加強(qiáng)中長期交易合同簽訂的研究工作，價(jià)格機(jī)制要能夠彌補(bǔ)固定投資成本、資金成本和滿足利潤需要。做好與現(xiàn)貨市場報(bào)價(jià)策略的銜接和市場報(bào)價(jià)競爭。

四是積極推進(jìn)容量市場的建設(shè)研究工作。開展電源固定成本的市場回收機(jī)制的研究，更貼近現(xiàn)貨市場以邊際成本報(bào)價(jià)、中長期交易規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)、容量市場回收投資的市場架構(gòu)。

五是高度重視市場結(jié)算和風(fēng)險(xiǎn)管理工作。未來一旦開辟金融輸電權(quán)等電力金融衍生交易，通過電網(wǎng)交易中心以外的場外結(jié)算業(yè)務(wù)也將出現(xiàn)，傳統(tǒng)的交易結(jié)算模式將徹底改變，結(jié)算風(fēng)險(xiǎn)和用戶違約風(fēng)險(xiǎn)將隨之上升，風(fēng)險(xiǎn)防范需從市場交易到結(jié)算到賬全流程管控。

六是建立監(jiān)測數(shù)據(jù)庫，做好市場競爭支撐工作。作為優(yōu)化配置各類電力資源的有效手段，應(yīng)對現(xiàn)貨市場，需要從意識(shí)、制度、規(guī)則、人力、平臺(tái)等方方面面的支撐與探索。

原標(biāo)題:關(guān)于現(xiàn)貨市場建設(shè)和發(fā)電企業(yè)應(yīng)對建議