到2023年底，预计全国大部分省区将具备电力现货市场试运行条件。这为可再生能源带来了新的机遇，可通过“新能源+”的组合进入现货市场。 储能着力推动分布式新能源参与装机比例高的地区，建立有效的并网电力市场交易机制。

尚未参与现货市场的新能源发电主体将被视为价格接受者。他们将在现有定价机制的基础上参与电力现货市场的清算。但它们将被要求披露相关信息，并与其他商业实体平等合作，以确保市场公平，并承担相关的不平衡成本。

扩大参与现货市场的用户方主体范围。在有现货市场的地区运营的电网企业将预测工商业用户的用电量和典型负荷曲线。这些企业将通过市场集中交易的方式代表这些用户购电，以报价数量作为价格，而不是单独报价。电力接收方将参与现货市场的清算和结算。

研究用户方参与跨省现货交易的相关问题，推动跨地区现货市场互联互通、高效发展。新实体，例如 储能系统鼓励虚拟电厂、负荷聚合商参与电力市场。通过市场化方式形成分时电价信号，优化电能质量，使这些新主体能够积极参与调峰填谷等活动。

为确保电力系统的安全性和可靠性，运行和管理评估将采用市场上类似实体遵循的标准和指南进行。完善主调度运行机制，更好适应电力系统发展需要。此外，还明确了现货市场清算价格的上限和下限。上限以高峰需求为依据，鼓励规范供电，并与需求侧响应电价挂钩。下限将根据当地新能源的平均可变成本确定，从而在现货市场上创造更加平衡和可预测的定价结构。

总之，中国正在大力发展和扩大全国各省区的电力现货市场。鼓励新能源，特别是与储能相结合的新能源参与这些市场。通过集中交易将工商业用户引入现货市场，新主体的参与提升了电能质量，优化了电网。这些措施旨在创建更加透明、高效、平衡的电力市场。

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