8月7日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（简称《意见》），对如何加快推进电力现货市场建设做了明确具体的安排。电力改革向市场化方向推动，从过去有限开放的市场到大部分开放的市场，这将对供需双方产生深远的影响。

电力现货市场能够兼容新能源波动性、随机性等特点，有利于扩大新能源消纳空间。大型光伏地面电站、工商业光伏项目都可以参与进去，增加收益，促进消纳。

《意见》提出合理设计电力现货市场建设方案，市场主体范围应涵盖各类发电企业和供电企业、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。统筹协调电力中长期交易与现货市场，对于优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。

《意见》指出，现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展备用、调频等辅助服务交易。试点地区可结合所选择的电力市场模式，同步或分步建立日前市场、日内市场、实时市场／实时平衡市场。

统筹协调电力中长期交易与现货市场。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。对于优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。

配合电力现货试点，积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。有序引导用电侧参与现货市场报价。根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施情况，电力现货市场中，可采用发电侧单边申报量价的方式，采用负荷预测曲线作为需求，用电侧作为市场价格接受者；具备条件地区，用电侧可报量报价或报量不报价。

建立与现货市场衔接的用电侧电价调整机制。统筹考虑优先发电、优先购电结算情况，以及电力现货市场形成的价格信号，逐步建立完善用电侧价格调整机制。建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制，鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场。

此外，《意见》再次明确，要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制，非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数，各电力现货试点地区应设立明确时间表，选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参与电力现货市场，实现清洁能源优先消纳。

《意见》的出台意味着电力市场化改革再进一步，加快深化电力体制改革，不断提高电力交易市场化程度。

6月27日，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，明确将全面放开经营性电力用户发用电计划，进一步开放电力市场交易，支持中小用户参与市场化交易；要求按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障新能源消纳工作，弃风、弃光电量全额核定为可转让的优先发电计划。

政策的发布加速推进了电力市场建设。在经营性电力用户全面放开发用电计划，意味着没有计划电量，大部分电量在市场上按供需关系撮合。这将对电力市场的供需双方，发电侧和用户侧产生明显影响。

业内认为，电价形成机制将迎来“质变”。多年以来，电力行业因电价机制的非市场化而被产业投资者、二级市场投资者所诟病。中长期看，全面放开经营性发用电计划，“基准电价＋浮动机制”的市场化定价机制将占主导地位。电价由发电成本和电力供需情况决定。电价形成机制的改革将引发电力股投资框架的变化。随着清洁能源比例和电力市场化程度提升，清洁能源的价格竞争日趋激烈。