国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知

发改办体改〔2023〕813号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、广西壮族自治区工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限责任公司，内蒙古电力（集团）有限责任公司：

为加快全国统一电力市场体系建设，推动构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，有效助力构建新型能源体系，现就进一步加快电力现货市场建设工作通知如下：

一、总体要求

推进电力现货市场建设是贯彻党的二十大精神，落实新发展理念，促进能源高质量发展的重要举措。经过几年探索，电力现货市场在优化资源配置、提升电力安全保供能力、促进可再生能源消纳等方面作用显著。为加快全国统一电力市场体系建设，推动电力资源在更大范围共享互济和优化配置，在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，进一步激发各环节经营主体活力，助力规划建设新型能源体系，加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场。

二、进一步明确现货市场建设要求

（一）推动现货市场转正式运行。各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。第一责任单位要委托具备专业能力和经验的第三方机构开展评估并形成正式评估报告。在满足各项条件的基础上，报国家发展改革委、国家能源局备案。

（二）有序扩大现货市场建设范围。福建尽快完善市场方案设计，2023年底前开展长周期结算试运行。浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行。四川结合实际持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制。辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行。其他地区（除西藏外）加快推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合运行。

（三）加快区域电力市场建设。南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行。2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行。

（四）持续优化省间交易机制。省间电力现货市场继续开展连续结算试运行，2023年底前具备连续开市能力。推动跨省跨区电力中长期交易频次逐步提高，加强与省间现货协调衔接，探索逐日开市、滚动交易的市场模式。

三、进一步扩大经营主体范围

（五）加快放开各类电源参与电力现货市场。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。

（六）不断扩大用户侧主体参与市场范围。现货市场运行的地方，电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，通过场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价等方式、作为价格接受者参与现货市场出清结算。加快开展用户侧参与省间现货交易的相关问题研究。

（七）鼓励新型主体参与电力市场。通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。持续完善新型主体调度运行机制，充分发挥其调节能力，更好地适应新型电力系统需求。

四、统筹做好各类市场机制衔接

（八）做好现货与中长期交易衔接。更好发挥中长期交易在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，优化中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提高交易频次，完善交易品种，推动中长期与现货交易更好统筹衔接。考虑新能源难以长周期准确预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例。开展现货交易地区，中长期交易需连续运营，并实现执行日前七日（D-7日）至执行日前两日（D-2日）连续不间断交易。绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。

（九）加强现货交易与辅助服务衔接。加强现货与辅助服务有序协调，在交易时序、市场准入等方面做好衔接。现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导，其他辅助服务品种按照“成熟一个、疏导一个”原则确定疏导时机及方式，具体由国家发展改革委会同国家能源局另行确定。做好省间、省内现货市场与区域辅助服务市场的衔接融合，提升电力资源优化配置效率。

（十）完善电力市场价格体系。现货试点地区要加强中长期、辅助服务与现货、省间与省内市场在价格形成机制方面的协同衔接。各地现货市场出清价格上限设置应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接，价格下限设置可参考当地新能源平均变动成本。严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制，不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预。推动批发市场分时电价信号通过零售合同等方式向终端用户传导，引导用户优化用电行为。

（十一）探索建立容量补偿机制。推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。

五、提升电力现货市场运营保障能力

（十二）加强市场建设运营基础保障。省间、省内现货市场连续运行地区要优化调度、交易机构组织机构设置，加强组织人员基础保障，进一步明确现货市场运营岗位职责划分，运营岗位编制和人员到岗率应达到合理比例，实施专职专用。健全市场运营保密管理制度，设立现货市场独立运营场所。完善市场运营管理机制，形成相关管理办法，依规开展交易组织工作。强化市场运营能力建设，探索建立市场运营人员上岗考核制度，促进运营机构从业人员提升技术能力；加强市场运营系统保障能力，完善系统功能，提升自动化管理水平，并建立容灾备份系统。

（十三）规范开展信息披露工作。确保披露内容全面、准确、及时，为经营主体参与交易提供基础保障。提高电力现货市场信息披露服务水平，增加手机客户端等发布渠道，为经营主体信息获取提供便利。

（十四）加强电力现货市场风险防控能力。电力现货市场运营机构要做好现货市场运行情况的记录、分析、总结等工作，加强市场运行监测，有效防范市场运营风险，维护市场交易的公平、公正。构建市场运营评价体系，科学合理设置市场评价指标，提升市场运行综合评估能力，为市场建设督导、考核等工作提供量化支撑。

（十五）充分发挥市场管理委员会作用。充分发挥市场管理委员会在现货市场建设运营中的推动和支撑作用，各地第一责任单位、国家能源局派出监管机构结合实际需要，建立常态化市场规则修订机制，协调电力市场相关事项，推动经营主体深度参与市场建设全过程，充分体现各方主体意愿。

六、强化组织保障

（十六）强化组织落实。国家发展改革委、国家能源局要加强对统一电力市场体系建设的总体指导协调。各省（区、市）政府要按照2017年以来现货市场建设相关文件要求，明确任务分工，完善电力现货市场工作机制，强化监督管理、风险防范、培训宣传等工作。

国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

2023年10月12日

延伸阅读

近日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）（以下简称《通知》），《通知》认可了电力现货市场在优化资源配置、保证电力安全供应、促进可再生能源消纳等方面的显著作用，对几年来各地方现货市场建设工作给予了肯定，表明建设现货市场是建设新型电力系统过程中平衡能源“不可能三角”的重要道路。为加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，助力我国经济社会绿色转型，《通知》在总结前期工作的同时，对下一步电力现货市场的推广与深化做了相关部署，主要有以下亮点。

亮点一：扩大了现货建设范围

电力现货市场的建设工作从未懈怠，各地一直进行紧锣密鼓的准备工作，厚积薄发，已经到了加快推进的临界点。国家层面也始终重视并关注各地市场建设情况，如今更是对各地现货市场建设的实际情况做出评估后，出台文件一次性统筹推进，针对性地对各地提出明确的时间节点。《通知》明确，对于真实按照市场出清结果进行调度和结算的，经过一年以上时间检验过的省、省间现货市场，已经具备转正式运行条件，一批试点地区大部分省份已经满足条件；针对不具备转正式运行的一批试点省份、二批试点省份以及市场建设进度较高地区等省份，分类设定了长周期结算、结算试运行节点。《通知》对非试点省份中的河北南网、江西、陕西等地区提出了更高希望，表明国家对这些地方的市场建设工作作了充分的肯定。

亮点二：优化了市场间交易机制

国内电力现货市场建设始终坚持“大版块性质”的区域市场建设与“小拼图相连接性质”的省内+省间市场衔接方式并重。《通知》明确提出了南方区域市场要尽快启动结算，相当于一次性在我国电力市场建设版图中点亮南方五省，并同步进行了现货市场在区域内各省间的大范围资源优化配置工作，南方电网区域内的现货市场建设工作实现了跨越式的发展。省间交易机制也在进一步优化，现货市场是最接近实时平衡的市场，准确的新能源负荷预测也需要在更短周期进行，省间现货市场还具备进一步缩短交易周期的优化空间，《通知》要求省间现货市场建设下一步朝着更贴合实际的逐日开市进行调整，在周六周日也需要运行，有助于更好发挥各省资源余缺互济作用，提升新能源消纳水平，与省内现货市场在时间周期上进行紧密的衔接。

亮点三：电源侧参与市场主体更多

《通知》再次强调了新能源全面参与现货市场的基调，并在国家进行总体把握的前提下明确将分步实施建设权限下放地方，地方根据省（区域）内实际装机结构可自行制定实施方案，打破了原有僵化的“国家要求一步，地方执行一步”的改革路径。电力系统中的任何电量与负荷都会对整个市场的供需与价格产生影响，所谓全面参与市场，就是不漏掉一兵一卒，《通知》明确提出了分布式新能源发电上网电量也需要参与现货市场，而对于未参与现货市场的所有新能源主体，为稳妥起见虽然可以按照原有的价格机制结算，但是需要作为价格接受者参与市场出清，形成并披露真实的电力价值。根据新能源的真实价值，在近期可以改变新能源对现货市场“袖手旁观”的局面，新能源与所有市场主体公平承担市场不平衡责任将具备依据，所谓不平衡责任实际上就是新能源的消纳成本（相当于未运行现货市场地区的调峰成本），在远期来看将为后续市场的设计机制以及电源规划决策提供参考信息。

亮点四：用户侧参与市场更加深入

用户侧参与市场程度越深，供需关系越加真实，出清价格更贴近于实际。国家文件要求在省内市场中代理购电用户选择由电网代理入市，并不能通过电网进行风险转嫁，反而选择由电网代理表明了用户无条件接受市场价格的意愿，接受市场价格也意味着接受现货市场的价格风险。《通知》再次强调了电网企业根据预测的代理购电曲线，以报量不报价方式参与市场，接受市场价格，实际中电网企业并没有替代用户承担风险，代理购电用户尽早认识市场，尽快参与市场，通过在市场竞争中不断强化自身才是正确道路，并能在合理规避价格风险的同时推动市场的建设。在省间现货市场中，用户侧对价格风险已经有了充分的了解，电力用户参与省间现货交易的呼声越来越高，但是因为市场规则影响迟迟无法进入，《通知》再次强调了电力用户参与省间现货市场相关问题，明确推动电力用户参与省间现货市场，省间现货市场的竞争程度也会更加激烈。

亮点五：中长期衔接现货进一步优化

电力现货市场建设从开始的“中长期为主，现货为补充”转变为现在的“中长期衔接现货市场进行优化设计”，电力现货市场在市场体系中的基础地位逐步显现，为了更贴近于现货市场，《通知》要求中长期交易周期进一步缩短，交易频次进一步提高，现货运行地区中长期交易需要做到连续开市，发用双方根据现货价格更加灵活调整中长期合约持仓。对于新能源占比高的地区，由于新能源出力的难以预测性，为市场带来较高的价格风险，发用双方均无法在长周期内进行价格的准确判断，为了不影响中长期交易发挥规避风险作用，《通知》允许对中长期签约比例要求进行适当放宽，新能源主体自行确定是否签约，市场主体获取了更高的交易自由度。中长期交易功能由电量平衡向规避风险进行转变，中长期交易得到了统一优化，绿电交易在明确绿色价值通过绿证进行回收之后，电能量部分与其他类型电量同质同价，共同纳入中长期管理范畴，公平参与偏差结算。

亮点六：辅助服务市场疏导与建设并行

辅助服务市场建设与现货市场建设息息相关，辅助服务需要通过现货市场体现真实价值，当前部分辅助服务品种完成了在调用环节的市场化，《通知》要求辅助服务市场下一步结合现货市场，在市场准入、需求确定、计价公式、限价设置等方面进行进一步完善，消除影响辅助服务真实费用形成与传导的客观因素，推动全部市场主体公平参与辅助服务市场并获得合理补偿、合理确定辅助服务需求、统一辅助服务计价公式、根据现货市场确定的机会成本以及综合考虑失负荷价值确定市场限价，形成真实的辅助服务费用，有序向辅助服务的受益主体，也就是全体用户进行疏导。对于未运行现货市场地区，现货市场与辅助服务市场建设应齐头并进并加快进度，省间辅助服务市场与区域市场也要加快衔接融合，加快推动在全国范围内形成统一的“现货+辅助服务+容量”电力市场模式。

亮点七：市场价格体系进一步完善

价格体系是市场建设的核心，《通知》要求价格体系要在当前基础上进一步完善，一是加强中长期、现货、辅助服务市场价格以及省内与省间价格形成机制的衔接，充分发挥现货市场发现价格、中长期在现货价格基础上稳定市场预期、辅助服务保障系统稳定运行作用；二是市场出清价格上下限将会进一步扩大，上限与需求响应价格相衔接，将发电侧顶峰成本以及用户侧用电意愿有机结合，下限根据新能源平均变动成本确定，新能源由于存在绿证、补贴等收益，是典型的“负成本”机组，在市场出现负价时依然有足够的发电意愿，设定负值价格下限有助于提升新能源市场竞争力、促进新能源消纳，是在对山东设定负价的市场模式充分认可的基础上对其加以推广，随着现货市场的不断完善，后续价格上下限价差还会进一步拉大，价格下限将会由全市场内“负成本”最大的机组进行确定；三是要求充分加强有为政府与有效市场的结合，减少在价格形成环节与结算环节的不正当行政干预，严格落实发电上网侧交易价格机制，充分发挥有效市场的资源配置作用；四是推动分时价格信号向用户侧传导，切实通过价格信号的引导作用，激励用户侧调整用电习惯，激发用户侧的灵活调节能力。

亮点八：运营机构走向专业化

《通知》明确提出了要加强市场运营机构的基础保障能力，对运营机构的专业性提出了更高要求。市场运营机构要设立独立的运营场所，健全市场运营保密管理制度，根据制度要求进行保密工作，防止市场主体因信息不对称影响公平竞争。市场运营组织机构方面要进行优化，明确划分市场运营岗位职责，岗位设定以及人员编制达到合理比率，岗位人员要做到专职专用并保证人员到岗，不断强化市场运营人员的专业素养，建立相应的上岗考核制度，不断提高从业人员的技术水平。在市场运营软件方面，《通知》提出要完善技术支持系统相关功能，建立具备注册、竞价、出清、结算、分析等全流程功能，并能够为电力现货市场安全、高效、稳定运行提供支撑，《通知》明确技术支持系统要建立容灾备份系统，两套系统同时运行并能够进行无缝衔接，保证现货市场运行不受技术支持系统故障的影响。

改革永远在路上，市场化改革就是不断深化、完善、再深化的过程。历经八年的现货市场建设过程就是不断印证必须建立现货市场的过程，特别是随着能源转型的不断深化，电力现货市场实时价格对系统平衡、引导规划的作用越发突显。但如今，现货市场建设已经处于历史性的转折，各市场功能定位的转变、各地区先进经验的推广、各机制间矛盾的堆积如何解决等等，都需要国家层面出台政策进行明确。《通知》的发布以快刀斩乱麻之势，强有力地解开了矛盾交织，对多年来市场建设工作作了全面深入的梳理，针对性地对各个节点提出进行大刀阔斧改革的要求，为后续市场体系如何建设以及完善指明了前进方向。我们应该相信，《通知》的印发将会在全国范围内掀起一股强烈的市场建设浪潮，并开启电力行业新局面，推动全国统一市场体系以及新型电力系统的早日建立。（《中国电力企业管理》稿件）