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据悉，北极星输配电网络由国家发改委、国家能源局近日联合发行《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，有人认为，进一步深化电力市场化改革，根据市场规律和电力系统运行规律，建立以中长期交易为主、以现货交易为辅的电力市场，完善市场化电力平衡机制和价格形成机制，促进清洁低碳形成。

详细信息如下：

国家发展和改革委员会办公厅国家能源局综合司发出《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》通知

能源法规变更[2019] 828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、经信委(工信委、京申请)、北京市市委、能源局分别派出了监督机构。国家电网有限公司、南方电网公司、中国华能、中国大唐、中国华电

为了贯彻党的十九大精神，加快电力市长/市场体系建设，国家发展改革委、国家能源局组织编制了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，现印发给你们，请结合实际推进实施。如果出现重大问题，请及时向国家发展改革委、国家能源局报告。

国家发展和改革委员会办公厅

国家能源局综合部

2019年7月31日

关于深化电力现货市长/市场建设试点工作的意见

为了贯彻党的十九大精神，加快电力市长/市场体系建设，现就深化电力现货市场建设试点工作提出以下意见。

一、总体要求

(一)整体思维。

以习近平新时期中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大精神，认真落实党中央关于电力体制改革的决策部署，进一步深化电力市场化改革，遵循市场规律和电力系统运行规律，建立以中长期交易为主、现货交易为辅的电力市场，完善市场化电力平衡机制和价格形成机制，促进清洁低碳安全高效的能源体系形成。

(b)基本原则。

坚持市长/市场主导。进一步发挥市场的定价作用，建立现货交易机制，用灵活的市长/市场价格信号引导电力生产和消费，加快发展电力规划，激发市长/市场主体活力，提高电力系统调节能力，促进能源清洁低碳发展。坚持因地制宜。综合考虑各地供需情况、互联网来源结构、输电情况、市场化基础、经济社会发展水平等因素，结合实际、当地条件，研究制定电力现货市场建设方案，鼓励各地差异化探索。

坚持统一和秩序。统筹规划与市长/市场、当前、长期、省际、中长期、现货交易之间的关系，全面设计、分阶段实施，积极稳妥有序地推进。

坚持安全可靠。进行细致的市长/市场模拟，提前发现问题，有效预防风险。市长/市场交易和系统运行相互衔接，制定好市长/市场应急处理计划，确保电力的安全可靠供应。

二、电力现货市长/市场建设方案的合理设计

(三)电力市长/市场模式的科学论证。根据当地条件科学合理地选择电力市长/市场模式，保证市长/市场模式的开放性、兼容性和可扩展性。原则上，电网阻塞截面较多的地区应选择集中电力市长/市场模式开始。

电网阻塞截面少、发电侧市场集中度高的地区最好选择分布式电力市长/市场模式开始。

(四)合理选择现货市长/市场构成。现货市场主要开展日电、日内、实时电能交易，通过竞争形成分时市长/市场出清价格，同时进行备用、频率等辅助服务交易。试验区可与选定的电力市长/市场模型相结合。

典礼、同步或分阶段建立日电市长/市场、日内市长/市场、实时市长/市场/实时平衡市场。

(5)合理确定现货市场的主体范围。市长/市场主体范围应涵盖各种发电企业和供电企业(地方电网、废船县、高新产业园区和经济技术开发区、增量配电网示范项目等)、销售企业、直接参与电力现货交易条件的电力用户等。

(6)有利于地方市长/市场建设。电力现货示范应符合国家地区协调发展的要求，根据服务京津协同发展、长江三角洲一体化发展、广东、港澳台湾建设等重大战略，按照统一开放、竞争有序的市场体系要求，为未来市场间交易和市长/市场融合创造条件，促进清洁能源更大范围的消耗。

三、电力现货市长/市场收敛机制的整体调整和调整

(七)统筹协调省际交易和省(区、市)现货市场。各种跨省中长期优先发展合同和中长期市场化交易合同双方都要以交易曲线为结算依据事先达成协议。经过安全检查的日前，地区间跨省输电曲线是接收(发送)方电力现货市场电力的边界条件，偏差部分按照接收(发送)方现货市场规则结算。在基于国家计划的跨地区跨省输电计划解除之前，纵贯性电网企业或政府授权的其他企业代表可以与发展中国家、输电方协商签订三方中长期合同，商定典型的输电曲线及输电能力使用条件。

(八)统筹调整电力中长期交易和现货市场。中长期交易可以以实物合同、差额合同等一种或多种形式签订。中长期双边交易形成的电力合同，交易双方可以自行分解为分时曲线。中长期交易实物合同应在其分解曲线满足电网安全约束的前提下执行。首先，在发展优先购买的情况下，根据市长/市场建设进展，包括中长期交易。推动中长期交易价格与现货市场价格形成科学合理的互动机制。

(九)统筹调整电力辅助服务市场和现货市场。配合电力现货试点，积极推进电力辅助服务市长/市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制的市场化。鼓励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。

第四，建立和完善电力现货市场的运行机制。

(十)有序引导现货市场报价。根据市长/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。

发电侧单边申报和发用电侧双边申报形成的电力现货价格，均应作为用电侧电力现货结算价格基础，引导电力用户形成对系统友好的用电习惯。

（十一）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。市场建设初期，保障利用小时数以内的非水可再生能源可采用报量不报价方式参与电力现货市场。

（十二）合理选择现货市场价格形成机制。根据各电力现货试点地区的电网结构和阻塞情况，可选择采用节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等价格机制。对于电网阻塞线路多、阻塞成本高的地区，可选择节点边际电价机制；对于电网阻塞线路少、阻塞成本低的地区，可选择分区边际电价或系统边际电价机制。阻塞管理形成的盈余或成本，应及时在发用电侧市场主体间合理分摊。

电力现货试点地区可视实际需要探索开展输电权交易。电力现货市场价格形成机制设计应避免增加市场主体间的交叉补贴。

（十三）科学设定现货市场限价。电力现货市场申报和出清限价设置应以促进用户侧削峰填谷、消纳清洁能源和防范价格异常波动为基本原则，避免因上下限设置不合理而影响价格信号发挥作用。

五、强化提升电力现货市场运营能力

（十四）建立健全现货市场运营工作制度。市场运营机构应加强相关工作制度建设，不断提升市场运营水平。建立电力市场运营工作规范，明确调度机构、交易机构相关岗位职责。建立市场运营涉密信息管理制度，规范信息交换和使用程序，防范关键信息泄露。

建立市场运营关键岗位和人员回避制度，保障市场运营公开公正。

（十五）提高市场运营机构的组织保障水平。电网企业应在电力现货试点地区第一责任单位等部门和国家能源局派出机构的指导下，加快优化现货市场运营主体的组织机构设置，加强现货市场专业队伍建设，强化现货市场专职人员培训，确保技术支持系统开发建设、运行管理等工作顺利开展，保障满足现货市场建设和运营需要。

（十六）加强电力系统运行管理。严格落实电网安全运行控制标准要求，规范调用电网备用、调频资源，严格按照电力系统安全稳定导则计算电网阻塞断面的传输限值。调度机构可按照事前制定的规则处理电网故障、供需失衡等异常情况，保障电力系统安全可靠运行。

（十七）健全市场信息披露机制。按照保障交易的原则，电力交易机构在汇总各市场成员信息基础上，根据不同时间要求和公开范围，对外披露电力现货市场信息，包括交易规则、交易公告、输电通道可用容量、系统负荷预测、系统可再生能源功率预测汇总数据、市场成交信息等，保障市场公开、公平和公正。采用节点边际电价的地区应提供输电断面、网架拓扑结构、各节点电价、阻塞费用分摊、设备停运信息、非市场机组运行等信息，引导市场主体主动有效参与市场。

六、规范建设电力现货市场运营平台

（十八）规范技术支持系统开发建设。参照《电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南（试行）》要求，建立与电力现货市场建设相适应的信息化平台。市场运营机构应向市场主体提供现货市场技术支持系统功能模块体系，明确出清目标函数及实现过程，形成必要说明文档；做好技术支持系统运行情况分析，解决系统存在的问题，做好定期记录、汇总、披露等工作。

（十九）规范技术支持系统运行管理。技术支持系统建设执行招投标程序，并接受监督。技术支持系统投入试运行前，电力现货试点地区第一责任单位应会同有关部门组织对市场出清软件系统进行第三方标准算例校核。在系统运行各阶段，应建立公正、规范和透明的工作机制。对确需人为干预而进行的系统调整，应符合市场规则，严格做好人工调整记录，并向市场成员披露；系统关键市场参数的设定标准与取值，应经电力市场管理委员会审议通过，并报地方政府有关部门和国家能源局派出机构同意后执行；关键市场

参数的调整应建立记录日志，及时向市场成员公布实际参数值。

七、建立完善电力现货市场配套机制

（二十）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。

（二十一）完善与现货市场配套的输配电价机制。探索结合电源侧、负荷侧接入电网位置单独计算系统接入成本。结合电力现货市场建设，研究完善与电能量市场价格机制相适应的跨省区输电价格机制和省内输配电价机制。

（二十二）提高电力系统长期供应保障能力。持续做好电力系统长期供应能力评估分析，统筹降成本和稳供应，设计合理市场机制有效引导电力投资。加快研究、适时建立容量补偿机制或容量市场，保证电力系统长期容量的充裕性。

（二十三）加强电力市场监管。强化电力市场科学监管，完善市场监管组织体系。统筹发挥市场监管和行业自律的作用，综合运用信用监管和行政管理手段，对市场成员执行市场规则的行为进行监管，重点对操纵市场、违反市场规则等行为实施监管，维护公平竞争秩序。

（二十四）开展现货市场运营绩效评估。国家发展改革委、国家能源局负责组织制定电力现货市场评价指标体系。从市场运行保障、市场运行效率、社会福利增加、清洁能源消纳等方面，对电力现货市场运行、电力市场规则执行和技术支持系统运行等情况进行全方位后评估，及时总结、不断推动完善市场机制，并不断推动扩大现货试点范围。

八、做好电力现货市场建设组织实施

电力现货试点地区尚未明确工作分工的，要抓紧明确。试点地区政府有关部门、国家能源局有关派出机构、有关电网企业、电力交易机构等，要按照工作分工，协同做好以下工作：

（二十五）加快研究制定现货市场建设方案和运营规则，加快开发建设现货市场相关技术支持系统；

（二十六）配套制定包括市场模拟在内的市场试运行方案，提前发现问题，及时完善市场规则和技术支持系统；

（二十七）加强市场运行跟踪分析、监测和预警，持续完善规则和系统，保障现货市场平稳可持续运行；

（二十八）提前制定市场应急预案，防范潜在风险，科学有序处置突发情况，确保电力安全可靠供应。

九、附 则

（二十九）本意见由国家发展改革委、国家能源局负责解释。

本文部分内容来源于 国家发改委，版权归原作者所有。

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