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發改體改〔2022〕118號 各省、自治區、直轄市人民政府，國務院各部委、各直屬機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司，中國核工業集團有限公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤（集團）有限公司、中國廣核集團有限公司： 黨中央、國務院部署實施新一輪電力體制改革以來，我國電力市場建設穩步有序推進，多元競爭主體格局初步形成，市場在資源優化配置中作用明顯增強，市場化交易電量比重大幅提升。同時，電力市場還存在體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易存在市場壁壘等問題。為加快建設全國統一電力市場體系，實現電力資源在更大范圍內共享互濟和優化配置，提升電力系統穩定性和靈活調節能力，推動形成適合中國國情、有更強新能源消納能力的新型電力系統，經國務院同意，現提出以下意見。 一、總體要求 （一）指導思想。以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹黨的十九大和十九屆歷次全會精神，完整、準確、全面貫徹新發展理念，遵循電力運行規律和市場經濟規律，適應碳達峰碳中和目標的新要求，更好統籌發展和安全，優化電力市場總體設計，健全多層次統一電力市場體系，統一交易規則和技術標準，破除市場壁壘，推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，加快形成統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。 （二）工作原則。 總體設計，穩步推進。做好電力市場功能結構的總體設計，實現不同層次市場的高效協同、有機銜接。堅持問題導向，積極穩妥推進市場建設，鼓勵因地制宜開展探索。 支撐轉型，安全可靠。完善體制機制，創新市場模式，促進新能源的投資、生產、交易、消納，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。協同推進市場建設與電網運行管理，防范市場建設風險，確保電力系統安全穩定運行。 立足國情，借鑒國際。立足我國能源資源稟賦、經濟社會發展等實際國情，借鑒國際成熟電力市場建設經驗，發揮國內市場優勢，適應電力行業生產運行規律和發展需要，科學合理設計市場模式和路徑。 統籌兼顧，做好銜接。統籌考慮企業和社會的電力成本承受能力，做好基本公共服務供給和電力市場建設的銜接，保障電力公共服務供給和居民、農業等用電價格相對穩定。 （三）總體目標。到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與省（區、市）/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，國家市場與省（區、市）/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。 二、健全多層次統一電力市場體系 （一）加快建設國家電力市場。充分發揮北京、廣州電力交易中心作用，完善電力交易平臺運營管理和跨省跨區市場交易機制。根據電力基礎設施建設布局和互聯互通情況，研究推動適時組建全國電力交易中心，引入發電企業、售電公司、用戶等市場主體和有關戰略投資者，建立依法規范、權責分明的公司法人治理體系和運營機制；成立相應的市場管理委員會，完善議事協調和監督機制。 （二）穩步推進省（區、市）/區域電力市場建設。充分發揮省（區、市）市場在全國統一電力市場體系的基礎作用，提高省域內電力資源配置效率，保障地方電力基本平衡。貫徹京津冀協同發展、長三角一體化、粵港澳大灣區建設等國家區域重大戰略，鼓勵建設相應的區域電力市場，開展跨省跨區電力中長期交易和調頻、備用等輔助服務交易，優化區域電力資源配置。 （三）引導各層次電力市場協同運行。有序推動國家市場、省（區、市）/區域電力市場建設，加強不同層次市場的相互耦合、有序銜接。條件成熟時支持省（區、市）市場與國家市場融合發展，或多省（區、市）聯合形成區域市場后再與國家市場融合發展。推動探索組建電力交易中心聯營體，并建立完善的協同運行機制。 （四）有序推進跨省跨區市場間開放合作。在落實電網安全保供支撐電源電量的基礎上，按照先增量、后存量原則，分類放開跨省跨區優先發電計劃，推動將國家送電計劃、地方政府送電協議轉化為政府授權的中長期合同。建立多元市場主體參與跨省跨區交易的機制，鼓勵支持發電企業與售電公司、用戶等開展直接交易。加強跨省跨區與省內市場在經濟責任、價格形成機制等方面的動態銜接。加快建立市場化的跨省跨區輸電權分配和交易機制，最大程度利用跨省跨區富裕通道優化電力資源配置。 三、完善統一電力市場體系的功能 （一）持續推動電力中長期市場建設。進一步發揮中長期市場在平衡長期供需、穩定市場預期的基礎作用。完善中長期合同市場化調整機制，縮短交易周期，提升交易頻次，豐富交易品種，鼓勵開展較長期限的中長期交易，規范中長期交易組織、合同簽訂等流程。推動市場主體通過市場交易方式在各層次市場形成分時段電量電價，更好拉大峰谷價差，引導用戶削峰填谷。 （二）積極穩妥推進電力現貨市場建設。引導現貨市場更好發現電力實時價格，準確反映電能供需關系。組織實施好電力現貨市場試點，支持具備條件的試點不間斷運行，逐漸形成長期穩定運行的電力現貨市場。推動各類優先發電主體、用戶側共同參與現貨市場，加強現貨交易與放開優先發用電計劃、中長期交易的銜接，建立合理的費用疏導機制。 （三）持續完善電力輔助服務市場。推動電力輔助服務市場更好體現靈活調節性資源的市場價值，建立健全調頻、備用等輔助服務市場，探索用戶可調節負荷參與輔助服務交易，推動源網荷儲一體化建設和多能互補協調運營，完善成本分攤和收益共享機制。統籌推進電力中長期、現貨、輔助服務市場建設，加強市場間有序協調，在交易時序、市場準入、價格形成機制等方面做好銜接。 （四）培育多元競爭的市場主體。有序放開發用電計劃，分類推動燃氣、熱電聯產、新能源、核電等優先發電主體參與市場，分批次推動經營性用戶全面參與市場，推動將優先發電、優先購電計劃轉化為政府授權的中長期合同。嚴格售電公司準入標準和條件，引導社會資本有序參與售電業務，發揮好電網企業和國有售電公司重要作用，健全確保供電可靠性的保底供電制度，鼓勵售電公司創新商業模式，提供綜合能源管理、負荷集成等增值服務。引導用戶側可調負荷資源、儲能、分布式能源、新能源汽車等新型市場主體參與市場交易，充分激發和釋放用戶側靈活調節能力。 四、健全統一電力市場體系的交易機制 （一）規范統一市場基本交易規則和技術標準。發展改革委、能源局組織有關方面制定市場準入退出、交易品種、交易時序、交易執行結算等基本交易規則，以及統一的交易技術標準和數據接口標準。各地組織省（區、市）電力交易中心依照基本交易規則制定本地交易細則。推動交易中心之間在技術和數據標準方面有效銜接、總體一致。 （二）完善電力價格形成機制。改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳導機制，統一規范各地電力市場價格規則，有效平衡電力供需。有序推動工商業用戶全部進入電力市場，確保居民、農業、公益性事業等用電價格相對穩定。鼓勵清潔取暖用戶通過參與電力市場降低采暖成本。強化電網輸配電準許收入監管，推動電網企業輸配電業務和購售電業務分開核算，妥善處理政策性交叉補貼。提升跨省跨區輸電價格機制靈活性，探索跨省跨區交易按最優路徑組合等方式收取輸電費用。 （三）做好市場化交易與調度運行的高效銜接。在保障電網安全運行和電力可靠供應的前提下，統籌優化電力市場運行與電網調度運行，健全完善電網企業相關業務流程和制度標準。加強電力交易中心與電網企業業務協同，推動規劃、營銷、計量、財務、調度等信息的互通共享。提升電網智能化水平，加強電力運行調度和安全管理，依法依規落實電力市場交易結果。 （四）加強信息共享和披露。推動全國電力市場主體注冊信息共享。落實信息披露制度要求，規范披露流程，依法依規披露電網安全約束條件、跨省跨區可用輸電能力等關鍵信息。建設統一信息披露平臺，健全信息安全保障機制，確保電力運行信息安全可控。 五、加強電力統籌規劃和科學監管 （一）健全適應市場化環境的電力規劃體系。統籌可再生能源和常規電源規劃布局，加強全國電力規劃與地方電力規劃、電源規劃與電網規劃、電力規劃與市場建設之間的銜接，注重發揮市場價格信號對電力規劃建設的引導作用。 （二）完善現代電力市場監管體制。提升對電力市場科學監管能力，加強監測預警，強化電力交易機構和調度機構的運營監控和風險防控責任，做好對電力市場信息披露情況的監督和評價。加強對電網企業自然壟斷性業務的監管，健全電網公平開放監管制度，強化運行安全和服務質量評價。 （三）健全電力市場信用體系。健全市場主體自律和社會監督機制，完善電力市場信用評價體系，開展市場主體信用評價工作，推動分級分類監管，實現市場主體信用信息共享，健全守信激勵和失信懲戒機制，構建以信用為基礎的新型監管機制。 （四）完善電力應急保供機制。加快應急備用和調峰電源能力建設，建立健全成本回收機制，通過容量成本回收機制、輔助服務市場等實現合理經濟補償。健全市場應急處置機制，優先保障民生用電供應，確保電力供應安全。 六、構建適應新型電力系統的市場機制 （一）提升電力市場對高比例新能源的適應性。嚴格落實支持新能源發展的法律法規和政策措施，完善適應高比例新能源的市場機制，有序推動新能源參與電力市場交易，以市場化收益吸引社會資本，促進新能源可持續投資。建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同。鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核。在現貨市場內推動調峰服務，新能源比例較高的地區可探索引入爬坡等新型輔助服務。 （二）因地制宜建立發電容量成本回收機制。引導各地區根據實際情況，建立市場化的發電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節電源的投資建設。 （三）探索開展綠色電力交易。創新體制機制，開展綠色電力交易試點，以市場化方式發現綠色電力的環境價值，體現綠色電力在交易組織、電網調度等方面的優先地位。引導有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網企業優先執行綠色電力的直接交易結果。做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接。 （四）健全分布式發電市場化交易機制。鼓勵分布式光伏、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易，完善微電網、存量小電網、增量配電網與大電網間的交易結算、運行調度等機制，增強就近消納新能源和安全運行能力。 七、加強組織實施 （一）強化組織落實。要始終堅持和加強黨的領導，把黨的領導貫穿全國統一電力市場體系建設全過程。要加強電力統籌規劃、政策法規、科學監測等工作，科學指導電力規劃和有效投資。發展改革委、能源局要加強對統一電力市場體系建設的總體指導，統籌考慮能源資源稟賦、電價水平、電網安全運行等條件，加強系統研究、協調推進，健全應急調控預案和保障供應機制，完善相關配套政策，強化組織協調、監督管理和風險防范。各省（區、市）政府要明確牽頭部門和任務分工，按照總體部署扎實做好本地電力市場建設，推進綜合協同監管。 （二）營造改革氛圍。組織開展電力市場建設的專項研究培訓，鼓勵引導相關市場主體發揮各自優勢，主動適應新型電力系統建設和市場化方向，積極參與電力市場建設。通過新聞發布會等形式，加強對全國統一電力市場體系建設的宣傳引導和政策解讀，凝聚電力市場發展共識，營造良好改革氛圍。 （三）及時跟蹤評估。電力交易機構和調度機構按照職責分工做好市場運行信息的記錄、匯總、分析和披露等工作，及時準確反映電力市場運行狀況。發展改革委、能源局對電力市場運行狀況開展定期評估，及時總結經驗，加強對各地電力市場建設的督促指導。
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