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关于深化电力现货市场建设试点工作的意见

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为贯彻落实党的十九大精神，加快电力市场体系建设，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）总体思路。
以习近平新时代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
中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，完善市场化电力电
量平衡机制和价格形成机制，促进形成清洁低碳、安全高效的能源
体系。
（二）基本原则。
坚持市场主导。进一步发挥市场决定价格的作用，建立完善现
货交易机制，以灵活的市场价格信号，引导电力生产和消费，加快
放开发用电计划，激发市场主体活力，提升电力系统调节能力，促
进能源清洁低碳发展。
坚持因地制宜。综合考虑各地供需形势、网源结构、送受电情
况、市场化基础和经济社会发展水平等因素，结合实际、因地制宜，
研究制定电力现货市场建设方案，鼓励各地差异化探索。
坚持统筹有序。统筹好计划与市场、当前与长远、省内与省间、
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中长期与现货交易之间的关系，总体设计、分步实施，积极稳妥、
有序推进。
坚持安全可靠。做实做细市场模拟，提前发现问题，切实防控
风险。推动市场交易和系统运行相互衔接，做好市场应急处理预案，
保障电力安全可靠供应。
二、合理设计电力现货市场建设方案
（三）科学论证电力市场模式。因地制宜、科学合理选择电力
市场模式，确保市场模式有良好的开放性、兼容性和可扩展性。原
则上，电网阻塞断面多的地区，宜选择集中式电力市场模式起步；
电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区，宜选择分散式电力
市场模式起步。
（四）合理选择现货市场组成。现货市场主要开展日前、日内、
实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展
备用、调频等辅助服务交易。试点地区可结合所选择的电力市场模
式，同步或分步建立日前市场、日内市场、实时市场/实时平衡市场。
（五）合理确定现货市场主体范围。市场主体范围应涵盖各类
发电企业和供电企业（含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济
技术开发区、增量配网试点项目等）、售电企业、具备直接参加电
力现货交易条件的电力用户等。
（六）有利于区域市场建设。电力现货试点应符合国家区域协
调发展要求，服务京津冀协同发展、长三角一体化发展、粤港澳大
湾区建设等重大战略，按照建设统一开放、竞争有序的市场体系要
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求，为未来市场间交易和市场融合创造条件，进一步促进清洁能源
更大范围消纳。
三、统筹协调电力现货市场衔接机制
（七）统筹协调省间交易与省（区、市）现货市场。各类跨省
跨区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方，均需提前
约定交易曲线作为结算依据。经过安全校核的日前跨区跨省送电曲
线作为受（送）端省份电力现货市场电力的边界条件，偏差部分按
照受（送）端省份现货市场规则进行结算。以国家计划为基础的跨
区跨省送电计划放开前，可由受端省份电网企业或政府授权的其他
企业代表与发电方、输电方协商签订三方中长期合同，约定典型送
电曲线及输电容量使用条件。
（八）统筹协调电力中长期交易与现货市场。中长期交易可以
实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。中长期双边交易形成
的电量合同，可由交易双方自行分解为分时曲线。中长期交易实物
合同，其分解曲线应在满足电网安全约束的前提下予以执行。对于
优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。推动形
成中长期交易价格与现货市场价格科学合理的互动机制。
（九）统筹协调电力辅助服务市场与现货市场。配合电力现货
试点，积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服
务补偿机制市场化。建立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。
四、建立健全电力现货市场运营机制
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（十）有序引导用电侧参与现货市场报价。根据市场发育程度、
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
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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
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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
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（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。
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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。

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