10月已進入2024年長協簽約談判季，國家發展改革委、國家能源局近期又發布重磅文件《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》(發改體改[2023]813號)，預計明年電力市場活躍度將進一步提升。

本次文件不僅明確了具體電力現貨推進時間節點，更是針對目前甘肅、山東等電力現貨運行地區中發現的矛盾焦點，這與此前9月印發的國標文件《電力現貨市場基本規則(試行)》主旨一致，即按“基本共識+因地制宜”的原則，推動各地現貨開展，各市場銜接，加快構建全國統一電力市場體系。

文件要點：

一、試運行省份預計“轉正”

各省／區域、省間現貨市場連續運行一年以上

文件明確了轉正機制：，并依據市場出清結果進行調度生產和結算的，可按程序轉入正式運行。第一責任單位要委托具備專業能力和經驗的并形成正式評估報告可在滿足各項條件的基礎上，報國家發展改革委、國家能源局備案。

開展現貨交易地區，中長期交易需連續運營，并實現執行日前七日(D-7日)至執行日前兩日(D-2日)連續不間斷交易。

電力現貨市場應依序開展模擬試運行、結算試運行和正式運行。

根據《電力現貨市場基本規則(試行)》，比如，從2021年底啟動至今接近2年，屬于試結算結算。

正式運行的啟動前、后有具體規定。

現貨市場規則體系健全;市場風險防控、信息披露、信用管理等制度體系已建立;技術支持系統定期開展第三方校驗并向經營主體公開校驗報告;市場成員具備符合條件的人員、場所，市場成員之間的業務銜接實現 制度化、程序化。按照規則連續不間斷運行現貨市場，保障技術支持系統正常運轉，依據市場出清結果進行調度生產并結算，依法依規進行信息披露、市場干預、爭議處理， 實施市場監管和市場監測，具備開展現貨市場體系第三方校驗的條件。

有市場人士預計，山東、廣東、山西或可轉正。

二、明確省級、區域級、省間電力現貨試運行時間節點

1. 第一批8個電力現貨試點地區中，文件明確：

浙江

：浙江加快市場銜接，2024年6月前啟動現貨市場連續結算試運行;

四川

：結合實際持續探索適應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制。

福建

：盡快完善市場方案設計，2023年底前開展長周期結算試運行。

2. 第二批電力現貨試點地區

遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北

上海未在文件中提及，其余地區文件明確：等力爭在2023年底前開展長周期結算試運行。

3. 今年年內已經開展過電力現貨調電、試結算的地區：

河北南網、江西、陜西

文件明確：等力爭在2023年底前開展長周期結算試運行。

4.其他地區(除西藏外)加快推進市場建設，力爭在2023年底前具備結算試運行條件。鼓勵本地平衡較困難的地區探索與周邊現貨市場聯合運行。

5. 三大區域市場

南方區域

電力現貨市場在2023年底前啟動結算試運行。

京津冀電力市場

在條件成熟后，力爭2024年6月前啟動模擬試運行。

長三角，

2023年底前建立長三角電力市場一體化合作機制，加快推動長三角電力市場建設工作。

用戶側參與

6. 省間現貨市場，2023年底前具備連續開市能力。加快開展省間現貨交易的相關問題研究。

三、新能源市場化機制可因地制宜

1.2030年新能源全面參與市場交易

對新能源占比較高的省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例

2.考慮新能源難以長周期準確預測的特性，為更好地適應新能源參與現貨市場需求，研究!(例：甘肅2023年年度長協簽約電量767.07億千瓦時，新能源年度長協簽約電量為232.55千瓦時，占比30%。)

分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，

3.探索參與市場的有效機制。全國分布式光伏占比情況如下(數據截止2023年6月，來自國家能源局)。

4. 新能源如果暫未參與現貨市場，那么應視為價格接受者參與電力現貨市場出清，可按原有價格機制進行結算，但須按照規則進行信息披露，并與其他經營主體共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費用。

5.綠電交易納入中長期交易范疇，交易合同電量部分按照市場規則，明確合同要素并按現貨價格結算偏差電量。

四、建立容量補償機制，拉大現貨價格上下限

1.現貨出清上下限區間預計可進一步拉大

價格上限

各地現貨市場出清設置應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接;設置可參考當地新能源平均變動成本。

2. 探索建立容量補償機制。推動開展各類可靠性電源成本回收測算工作，煤電等可靠性電源年平均利用小時數較低的地區可結合測算情況，盡快明確建立容量補償機制時間節點計劃和方案，探索實現可靠性電源容量價值的合理補償。

9月，坊間有傳出全國建立煤電容量補償電價機制的消息，建立煤電兩部制電價機制的，一來是通過電量電價靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化，二來是通過容量電價充分體現煤電容量支撐調節價值。

目前，山東已經執行容量補償電價，并按四季分峰谷，山東現貨市場下限為負價。

五、負荷側探索“新能源+儲能”等新方式參與電力市場

，探索“新能源+儲能”等新方式。

1.鼓勵新型主體參與電力市場。通過市場化方式形成分時價格信號，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優化電能質量等方面發揮積極作用為保證系統安全可靠，參考市場同類主體標準進行運行管理考核。

2. 費用分攤：現貨市場連續運行地區，調頻輔助服務費用可向用戶側疏導，其他輔助服務品種按照“成熟一個、疏導一個”原則確定疏導時機及方式。

3.加快開展用戶側參與省間現貨交易的相關問題研究。

文件原文：

國家發展和改革委員會辦公廳 國家能源局綜合司文件

發改辦體改〔2023〕813號

國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知

為加快全國統一電力市場體系建設，推動構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統，有效助力構建新型能源體系，現就進一步加快電力現貨市場建設工作通知如下：

一、總體要求

推進電力現貨市場建設是貫徹黨的二十大精神，落實新發展理念，促進能源高質量發展的重要舉措。經過幾年探索，電力現貨市場在優化資源配置、提升電力安全保供能力、促進可再生能源消納等方面作用顯著。為加快全國統一電力市場體系建設，推動電力資源在更大范圍共享互濟和優化配置，在確保有利于電力安全穩定供應的前提下，有序實現電力現貨市場全覆蓋，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，充分發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，進一步激發各環節經營主體活力，助力規劃建設新型能源體系，加快建設高效規范、公平竟爭、充分開放的全國統一大市場。

二、進一步明確現貨市場建設要求

（一）推動現貨市場轉正式運行。

各省/區域、省間現貨市場連續運行一年以上，并依據市場出清結果進行調度生產和結算的，可按程序轉入正式運行。第一責任單位要委托具備專業能力和經驗的第三方機構開展評估并形成正式評估報告可在滿足各項條件的基礎上，報國家發展改革委、國家能源局備案。

（二）有序擴大現貨市場建設范圍。

福建盡快完善市場方案設計，2023年底前開展長周期結算試運行。浙江加快市場銜接，2024年6月前啟動現貨市場連續結算試運行。四川結合實際持續探索適應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制。遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北、河北南網、江西、陜西等力爭在2023年底前開展長周期結算試運行。其他地區(除西藏外)加快推進市場建設，力爭在2023年底前具備結算試運行條件。鼓勵本地平衡較困難的地區探索與周邊現貨市場聯合運行。

（三）加快區域電力市場建設。

南方區域電力現貨市場在2023年底前啟動結算試運行。2023年底前建立長三角電力市場一體化合作機制，加快推動長三角電力市場建設工作。京津冀電力市場在條件成熟后，力爭2024年6月前啟動模擬試運行。

（四）持續優化省間交易機制。

省間電力現貨市場繼續開展連續結算試運行，2023年底前具備連續開市能力。推動跨省跨區電力中長期交易頻次逐步提高，加強與省間現貨協調銜接，探索逐日開市、滾動交易的市場模式。

三、進一步擴大經營主體范圍

按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，

(五)加快放開各類電源參與電力現貨市場。現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。暫未參與所在地區現貨市場的新能源發電主體，應視為價格接受者參與電力現貨市場出清，可按原有價格機制進行結算，但須按照規則進行信息披露，并與其他經營主體共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費用。

（六）不斷擴大用戶側主體參與市場范圍。

現貨市場運行的地方，電網企業要定期預測代理購電工商業用戶用電量及典型負荷曲線，通過場內集中交易方式(不含撮合交易)代理購電，以報量不報價等方式、作為價格接受者參與現貨市場出清結算。加快開展用戶側參與省間現貨交易的相關問題研究。

(七)鼓勵新型主體參與電力市場。通過市場化方式形成分時價格信號，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優化電能質量等方面發揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。為保證系統安全可靠，參考市場同類主體標準進行運行管理考核。持續完善新型主體調度運行機制，充分發揮其調節能力，更好地適應新型電力系統需求。

四、統籌做好各類市場機制銜接

研究對新能源占比較高的省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例。

(八)做好現貨與中長期交易銜接。更好發揮中長期交易在平衡長期供需、穩定市場預期的基礎作用，優化中長期合同市場化調整機制，縮短交易周期，提高交易頻次，完善交易品種，推動中長期與現貨交易更好統籌銜接。考慮新能源難以長周期準確預測的特性，為更好地適應新能源參與現貨市場需求，開展現貨交易地區，中長期交易需連續運營，并實現執行日前七日(D-7日)至執行日前兩日(D-2日)連續不間斷交易。綠電交易納入中長期交易范疇，交易合同電量部分按照市場規則，明確合同要素并按現貨價格結算偏差電量。

（九）加強現貨交易與輔助服務銜接。

加強現貨與輔助服務有序協調，在交易時序、市場準入等方面做好銜接。現貨市場連續運行地區，調頻輔助服務費用可向用戶側疏導，其他輔助服務品種按照“成熟一個、疏導一個”原則確定疏導時機及方式，具體由國家發展改革委會同國家能源局另行確定。做好省間、省內優化配置效率。

（十）完善電力市場價格體系。

現貨試點地區要加強中長期、輔助服務與現貨、省間與省內市場在價格形成機制方面的協同銜接。各地現貨市場出清價格上限設置應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接，價格下限設置可參考當地新能源平均變動成本。嚴格落實燃煤發電上網側中長期交易價格機制，不得組織專場交易，減少結算環節的行政干預。推動批發市場分時電價信號通過零售合同等方式向終端用戶傳導，引導用戶優化用電行為。

(十一)探索建立容量補償機制。推動開展各類可靠性電源成本回收測算工作，煤電等可靠性電源年平均利用小時數較低的地區可結合測算情況，盡快明確建立容量補償機制時間節點計劃和方案，探索實現可靠性電源容量價值的合理補償。

五、提升電力現貨市場運營保障能力

(十二)加強市場建設運營基礎保障。省間、省內現貨市場連續運行地區要優化調度、交易機構組織機構設置，加強組織人員基礎保障，進一步明確現貨市場運營崗位職責劃分，運營崗位編制和人員到崗率應達到合理比例，實施專職專用。健全市場運營保密管理制度，設立現貨市場獨立運營場所。完善市場運營管理機制，形成相關管理辦法，依規開展交易組織工作。強化市場運營能力建設，探索建立市場運營人員上崗考核制度，促進運營機構從業人員提升技術能力;加強市場運營系統保障能力，完善系統功能，提升自動化管理水平，并建立容量備份系統。

(十三)規范開展信息披露工作。確保披露內容全面、準確、及時，為經營主體參與交易提供基礎保障。提高電力現貨市場信息披露服務水平，增加手機客戶端等發布渠道，為經營主體信息獲取提供便利。

(十四)加強電力現貨市場風險防控能力。電力現貨市場運營機構要做好現貨市場運行情況的記錄、分析、總結等工作，加強市場運行監測，有效防范市場運營風險，維護市場交易的公平、公正。構建市場運營評價體系，科學合理設置市場評價指標，提升市場運行綜合評估能力，為市場建設督導、考核等工作提供量化支撐。

(十五)充分發揮市場管理委員會作用。充分發揮市場管理委員會在現貨市場建設運營中的推動和支撐作用，各地第一責任單位、國家能源局派出監管機構結合實際需要，建立常態化市場規則修訂機制，協調電力杖場相關事項，推動經營主體深度參與布場建設全過程，充分體現各方主體意愿。

六、強化組織保障

(十六)強化組織落實。國家發展改革委、國家能源局要加強對統一電力市場體系建設的總體指導協調。各省(區、市)政府要按照2017年以來現貨市場建設相關文件要求，明確任務分工，完善電力現貨市場工作機制，強化監督管理、風險防范、培訓宣傳等工作。

國家發展改革委辦公廳

國家能源局綜合司

2023年10月12日