關於推進電力市場建設的實施意見

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為貫徹落實《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)有關要求，推動電力供應使用從傳統方式向現代交易模式轉變，現就推進電力市場建設提出以下意見。

一、總體要求和實施路徑

(一)總體要求。

遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律，積極培育市場主體，堅持節能減排，建立公平、規範、高效的電力交易平台，引入市場競爭，打破市場壁壘，無歧視開放電網。具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制；逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。在全國範圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系。

(二)實施路徑。

有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，不斷擴大參與直接交易的市場主體範圍和電量規模，逐步建立市場化的跨省跨區電力交易機制。選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場；總結經驗、完善機制、豐富品種，視情況擴大試點範圍；逐步建立符合國情的電力市場體系。

非試點地區按照《關於有序放開發用電計劃的實施意見》開展市場化交易。試點地區可根據本地實際情況，另行制定有序放開發用電計劃的路徑。零售市場按照《關於推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。

二、建設目標

(一)電力市場構成。

主要由中長期市場和現貨市場構成。中長期市場主要開展多年年、季、月、周等日以上電能量交易和可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。

(二)市場模式分類。

主要分為分散式和集中式兩種模式。其中，分散式是主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節的電力市場模式；集中式是主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易採用全電量集中競價的電力市場模式。各地應根據地區電力資源、負荷特性、電網結構等因素，結合經濟社會發展實際選擇電力市場建設模式。為保障市場健康發展和有效融合，電力市場建設應在市場總體框架、交易基本規則等方面保持基本一致。

(三)電力市場體系。

分為區域和省(區、市)電力市場，市場之間不分級別。區域電力市場包括在全國較大範圍內和一定範圍內資源優化配置的電力市場兩類。其中，在全國較大範圍內資源優化配置的功能主要通過北京電力交易中心(依托國家電網公司組建)、廣州電力交易中心(依托南方電網公司組建)實現，負責落實國家計劃、地方政府協議，促進市場化跨省跨區交易；一定範圍內資源優化配置的功能主要通過中長期交易、現貨交易，在相應區域電力市場實現。省(區、市)電力市場主要開展省(區、市)內中長期交易、現貨交易。同一地域內不重複設置開展現貨交易的電力市場。

三、主要任務

(一)組建相對獨立的電力交易機構。按照政府批准的章程和規則，組建電力交易機構，為電力交易提供服務。

(二)搭建電力市場交易技術支持系統。滿足中長期、現貨市場運行和市場監管要求，遵循國家明確的基本交易規則和主要技術標準，實行統一標準、統一接口。

(三)建立優先購電、優先發電制度。保障公益性、調節性發用電優先購電、優先發電，堅持清潔能源優先上網，加大節能減排力度，並在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市場為主的電力電量平衡機制。

(四)建立相對穩定的中長期交易機制。鼓勵市場主體間開展直接交易，自行協商簽訂合同，或通過交易機構組織的集中競價交易平台簽訂合同。優先購電和優先發電視為年度電能量交易簽訂合同。可中斷負荷、調壓等輔助服務可簽訂中長期交易合同。允許按照市場規則轉讓或者調整交易合同。

(五)完善跨省跨區電力交易機制。以中長期交易為主、臨時交易為補充，鼓勵發電企業、電力用戶、售電主體等通過競爭方式進行跨省跨區買賣電。跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電，承擔相應輔助服務義務，其他跨省跨區送受電參與電力市場。

(六)建立有效競爭的現貨交易機制。不同電力市場模式下，均應在保證安全、高效、環保的基礎上，按成本最小原則建立現貨交易機制，發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。

(七)建立輔助服務交易機制。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易。在現貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易，中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。用戶可以結合自身負荷特性，自願選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務。

(八)形成促進可再生能源利用的市場機制。規劃內的可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，鼓勵跨省跨區消納可再生能源。

(九)建立市場風險防範機制。不斷完善市場操縱力評價標準，加強對市場操縱力的預防與監管。加強調度管理，提高電力設備管理水平，確保市場在電力電量平衡基礎上正常運行。

四、市場主體

(一)市場主體的範圍。

市場主體包括各類發電企業、供電企業(含地方電網、躉售縣、高新產業園區和經濟技術開發區等，下同)、售電企業和電力用戶等。各類市場主體均應滿足國家節能減排和環保要求，符合產業政策要求，並在交易機構註冊。參與跨省跨區交易時，可在任何一方所在地交易平台參與交易，也可委托第三方代理。現貨市場啟動前，電網企業可參加跨省跨區交易。

(二)發電企業和用戶的基本條件。

1.參與市場交易的發電企業，其項目應符合國家規定，單位能耗、環保排放、並網安全應達到國家和行業標準。新核准的發電機組原則上參與電力市場交易。

2.參與市場交易的用戶應為接入電壓在一定電壓等級以上，容量和用電量較大的電力用戶。新增工業用戶原則上應進入市場交易。符合準入條件的用戶，選擇進入市場後，應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。對於符合準入條件但未選擇參與直接交易或向售電企業購電的用戶，由所在地供電企業提供保底服務並按政府定價購電。用戶選擇進入市場後，在一定周期內不可退出。適時取消目錄電價中相應用戶類別的政府定價。

五、市場運行

(一)交易組織實施。電力交易、調度機構負責市場運行組織工作，及時發布市場信息，組織市場交易，根據交易結果制定交易計劃。

(二)中長期交易電能量合同的形成。交易各方根據優先購電發電、直接交易(雙邊或集中撮合)等交易結果，簽訂中長期交易合同。其中，分散式市場以簽訂實物合同為主，集中式市場以簽訂差價合同為主。

(三)日前發電計劃。分散式市場，次日發電計劃由交易雙方約定的次日發用電曲線、優先購電發電合同分解發用電曲線和現貨市場形成的偏差調整曲線疊加形成。集中式市場，次日發電計劃由發電企業、用戶和售電主體通過現貨市場競價確定次日全部發用電量和發用電曲線形成。日前發電計劃編制過程中，應考慮輔助服務與電能量統一出清、統一安排。

(四)日內發電計劃。分散式市場以5—15分鐘為周期開展偏差調整競價，競價模式為部分電量競價，優化結果為競價周期內的發電偏差調整曲線、電量調整結算價格、輔助服務容量、輔助服務價格等。集中式市場以5—15分鐘為周期開展競價，競價模式為全電量競價，優化結果為競價周期內的發電曲線、結算價格、輔助服務容量、輔助服務價格等。

(五)競爭性環節電價形成。初期主要實行單一電量電價。現貨市場電價由市場主體競價形成分時電價，根據地區實際可採用區域電價或節點邊際電價。為有效規避市場風險，對現貨市場以及集中撮合的中長期交易實施最高限價和最低限價。

(六)市場結算。交易機構根據市場主體簽訂的交易合同及現貨平台集中交易結果和執行結果，出具電量電費、輔助服務費及輸電服務費等結算依據。建立保障電費結算的風險防範機制。

(七)安全校核。市場出清應考慮全網安全約束。電力調度機構負責安全校核，並按時向規定機構提供市場所需的安全校核數據。

(八)阻塞管理。電力調度機構應按規定公布電網輸送能力及相關信息，負責預測和檢測可能出現的阻塞問題，並通過市場機制進行必要的阻塞管理。因阻塞管理產生的盈利或費用按責任分擔。

(九)應急處置。當系統發生緊急事故時，電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經濟性。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況時，政府有關部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現重大自然災害、突發事件時，政府有關部門、國家能源局及其派出機構可依照相關規定和程序暫停市場交易，臨時實施發用電計劃管理。當市場運營規則不適應電力市場交易需要，電力市場運營所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為並嚴重影響交易結果等情況時，國家能源局及其派出機構可依照相關規定和程序暫停市場交易。

(十)市場監管。切實加強電力行業及相關領域科學監管，完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段。充分發揮和加強國家能源局及其派出機構在電力市場監管方面的作用。國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場及區域電力交易機構實施監管；國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省(區、市)電力監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。

六、信用體系建設

(一)建立完善市場主體信用評價制度。開展電力市場交易信用信息系統和信用評價體系建設。針對發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶等不同市場主體建立信用評價指標體系。建立企業法人及其負責人、從業人員信用記錄，將其納入統一的信息平台，使各類企業的信用狀況透明，可追溯、可核查。

(二)建立完善市場主體年度信息公示制度。推動市場主體信息披露規範化、制度化、程序化，在指定網站按照指定格式定期發布信息，接受市場主體的監督和政府部門的監管。

(三)建立健全守信激勵和失信懲戒機制。加大監管力度，對於不履約、欠費、濫用市場操縱力、不良交易行為、電網歧視、未按規定披露信息等失信行為，要進行市場內部曝光，對有不守信行為的市場主體，要予以警告。建立並完善黑名單制度，嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，並向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，必要時可實施限制交易行為或強制性退出，並納入國家聯合懲戒體系。

七、組織實施

在電力體制改革工作小組的領導下，國家發展改革委、工業和信息化部、財政部、國務院國資委、國家能源局等有關部門，充分發揮部門聯合工作機制作用，組織協調發電企業、電網企業和電力用戶，通過聯合工作組等方式，切實做好電力市場建設試點工作。

(一)市場籌建。由電力體制改革工作小組根據電力體制改革的精神，制定區域交易機構設置的有關原則，由國家發展改革委、國家能源局會同有關省(區、市)，擬定區域市場試點方案；省級人民政府確定牽頭部門並提出省(區、市)市場試點方案。試點方案經國家發展改革委、國家能源局組織專家論證後，修改完善並組織實施。

試點地區應建立領導小組和專項工作組，做好試點準備工作。根據實際情況選擇市場模式，選取組建區域交易機構或省(區、市)交易機構，完成電力市場(含中長期市場和現貨市場，下同)框架方案設計、交易規則和技術支持系統基本規範制定，電力市場技術支持系統建設，並探索通過電力市場落實優先購電、優先發電的途徑。適時啟動電力市場試點模擬運行和試運行，開展輸電阻塞管理。加強對市場運行情況的跟蹤了解和分析，及時修訂完善有關規則、技術規範。

(二)規範完善。一是對比分析不同試點面臨的問題和取得的經驗，對不同市場模式進行評估，分析適用性及資源配置效率，完善電力市場。二是繼續放開發用電計劃，進一步放開跨省跨區送受電，發揮市場機制自我調節資源配置的作用。三是視情況擴大試點範圍，逐步開放融合。滿足條件的地區，可試點輸電權交易。長期發電容量存在短缺風險的地區，可探索建設容量市場。

(三)推廣融合。一是在試點地區建立規範、健全的電力市場體系，在其他具備條件的地區，完善推廣電力市場體系。進一步放開競爭性環節電價，在具備條件的地區取消銷售電價和上網電價的政府定價;進一步放開發用電計劃，並完善應急保障機制。二是研究提出促進全國範圍內市場融合實施方案並推動實施，實現不同市場互聯互通，在全國範圍內形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系。三是探索在全國建立統一的電力期貨、衍生品市場。

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