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国家发展改革委 国家能源局:关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见
发布日期:2022-03-22 15:23:22
发布人:山东省太阳能行业协
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      近日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》 (发改体改〔2022〕118号)提出:

      到2025年,全国统一电力市场体系初步建成国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行,电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营,跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

      到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,适应新型电力系统要求,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,市场主体平等竞争、自主选择,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

     (一)提升电力市场对高比例新能源的适应性。
      严格落实支持新能源发展的法律法规和政策措施,完善适应高比例新能源的市场机制,有序推动新能源参与电力市场交易,以市场化收益吸引社会资本,促进新能源可持续投资。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制,引导新能源签订较长期限的中长期合同。鼓励新能源报量报价参与现货市场,对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。在现货市场内推动调峰服务,新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。

     (四)健全分布式发电市场化交易机制。

      分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易,完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制,增强就近消纳新能源和安全运行能力。

     文件原文如下:
                                                    国家发展改革委 国家能源局关于

                                          加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 
                                                      发改体改〔2022〕118号
 
       各省、自治区、直辖市人民政府,国务院各部委、各直属机构,国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司,中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润(集团)有限公司、中国广核集团有限公司:

       党中央、国务院部署实施新一轮电力体制改革以来,我国电力市场建设稳步有序推进,多元竞争主体格局初步形成,市场在资源优化配置中作用明显增强,市场化交易电量比重大幅提升。同时,电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。为加快建设全国统一电力市场体系,实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置,提升电力系统稳定性和灵活调节能力,推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统,经国务院同意,现提出以下意见。

        一、总体要求

     (一)指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神,完整、准确、全面贯彻新发展理念,遵循电力运行规律和市场经济规律,适应碳达峰碳中和目标的新要求,更好统筹发展和安全,优化电力市场总体设计,健全多层次统一电力市场体系,统一交易规则和技术标准,破除市场壁垒,推进适应能源结构转型的电力市场机制建设,加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

    (二)工作原则。

     总体设计,稳步推进。做好电力市场功能结构的总体设计,实现不同层次市场的高效协同、有机衔接。坚持问题导向,积极稳妥推进市场建设,鼓励因地制宜开展探索。

支撑转型,安全可靠。完善体制机制,创新市场模式,促进新能源的投资、生产、交易、消纳,发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。协同推进市场建设与电网运行管理,防范市场建设风险,确保电力系统安全稳定运行。
      立足国情,借鉴国际。立足我国能源资源禀赋、经济社会发展等实际国情,借鉴国际成熟电力市场建设经验,发挥国内市场优势,适应电力行业生产运行规律和发展需要,科学合理设计市场模式和路径。
统筹兼顾,做好衔接。统筹考虑企业和社会的电力成本承受能力,做好基本公共服务供给和电力市场建设的衔接,保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。

    (三)总体目标。到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行,电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营,跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,适应新型电力系统要求,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,市场主体平等竞争、自主选择,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

      二、健全多层次统一电力市场体系

     (一)加快建设国家电力市场。充分发挥北京、广州电力交易中心作用,完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制。根据电力基础设施建设布局和互联互通情况,研究推动适时组建全国电力交易中心,引入发电企业、售电公司、用户等市场主体和有关战略投资者,建立依法规范、权责分明的公司法人治理体系和运营机制;成立相应的市场管理委员会,完善议事协调和监督机制。

    (二)稳步推进省(区、市)/区域电力市场建设。充分发挥省(区、市)市场在全国统一电力市场体系的基础作用,提高省域内电力资源配置效率,保障地方电力基本平衡。贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域重大战略,鼓励建设相应的区域电力市场,开展跨省跨区电力中长期交易和调频、备用等辅助服务交易,优化区域电力资源配置。

     (三)引导各层次电力市场协同运行。有序推动国家市场、省(区、市)/区域电力市场建设,加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。条件成熟时支持省(区、市)市场与国家市场融合发展,或多省(区、市)联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。推动探索组建电力交易中心联营体,并建立完善的协同运行机制。

     (四)有序推进跨省跨区市场间开放合作。在落实电网安全保供支撑电源电量的基础上,按照先增量、后存量原则,分类放开跨省跨区优先发电计划,推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制,鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制,最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置。

      三、完善统一电力市场体系的功能

     (一)持续推动电力中长期市场建设。进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用。完善中长期合同市场化调整机制,缩短交易周期,提升交易频次,丰富交易品种,鼓励开展较长期限的中长期交易,规范中长期交易组织、合同签订等流程。推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价,更好拉大峰谷价差,引导用户削峰填谷。

     (二)积极稳妥推进电力现货市场建设。引导现货市场更好发现电力实时价格,准确反映电能供需关系。组织实施好电力现货市场试点,支持具备条件的试点不间断运行,逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场。推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场,加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接,建立合理的费用疏导机制。

     (三)持续完善电力辅助服务市场。推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值,建立健全调频、备用等辅助服务市场,探索用户可调节负荷参与辅助服务交易,推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营,完善成本分摊和收益共享机制。统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设,加强市场间有序协调,在交易时序、市场准入、价格形成机制等方面做好衔接。

    (四)培育多元竞争的市场主体。有序放开发用电计划,分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场,分批次推动经营性用户全面参与市场,推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。严格售电公司准入标准和条件,引导社会资本有序参与售电业务,发挥好电网企业和国有售电公司重要作用,健全确保供电可靠性的保底供电制度,鼓励售电公司创新商业模式,提供综合能源管理、负荷集成等增值服务。引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易,充分激发和释放用户侧灵活调节能力。

      四、健全统一电力市场体系的交易机制

     (一)规范统一市场基本交易规则和技术标准。发展改革委、能源局组织有关方面制定市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则,以及统一的交易技术标准和数据接口标准。各地组织省(区、市)电力交易中心依照基本交易规则制定本地交易细则。推动交易中心之间在技术和数据标准方面有效衔接、总体一致。

     (二)完善电力价格形成机制。改革完善煤电价格市场化形成机制,完善电价传导机制,统一规范各地电力市场价格规则,有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场,确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。鼓励清洁取暖用户通过参与电力市场降低采暖成本。强化电网输配电准许收入监管,推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算,妥善处理政策性交叉补贴。提升跨省跨区输电价格机制灵活性,探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。

     (三)做好市场化交易与调度运行的高效衔接。在保障电网安全运行和电力可靠供应的前提下,统筹优化电力市场运行与电网调度运行,健全完善电网企业相关业务流程和制度标准。加强电力交易中心与电网企业业务协同,推动规划、营销、计量、财务、调度等信息的互通共享。提升电网智能化水平,加强电力运行调度和安全管理,依法依规落实电力市场交易结果。

     (四)加强信息共享和披露。推动全国电力市场主体注册信息共享。落实信息披露制度要求,规范披露流程,依法依规披露电网安全约束条件、跨省跨区可用输电能力等关键信息。建设统一信息披露平台,健全信息安全保障机制,确保电力运行信息安全可控。

     五、加强电力统筹规划和科学监管

    (一)健全适应市场化环境的电力规划体系。统筹可再生能源和常规电源规划布局,加强全国电力规划与地方电力规划、电源规划与电网规划、电力规划与市场建设之间的衔接,注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。

    (二)完善现代电力市场监管体制。提升对电力市场科学监管能力,加强监测预警,强化电力交易机构和调度机构的运营监控和风险防控责任,做好对电力市场信息披露情况的监督和评价。加强对电网企业自然垄断性业务的监管,健全电网公平开放监管制度,强化运行安全和服务质量评价。

   (三)健全电力市场信用体系。健全市场主体自律和社会监督机制,完善电力市场信用评价体系,开展市场主体信用评价工作,推动分级分类监管,实现市场主体信用信息共享,健全守信激励和失信惩戒机制,构建以信用为基础的新型监管机制。

    (四)完善电力应急保供机制。加快应急备用和调峰电源能力建设,建立健全成本回收机制,通过容量成本回收机制、辅助服务市场等实现合理经济补偿。健全市场应急处置机制,优先保障民生用电供应,确保电力供应安全。

      六、构建适应新型电力系统的市场机制

     (一)提升电力市场对高比例新能源的适应性。严格落实支持新能源发展的法律法规和政策措施,完善适应高比例新能源的市场机制,有序推动新能源参与电力市场交易,以市场化收益吸引社会资本,促进新能源可持续投资。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制,引导新能源签订较长期限的中长期合同。鼓励新能源报量报价参与现货市场,对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。在现货市场内推动调峰服务,新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。

     (二)因地制宜建立发电容量成本回收机制。引导各地区根据实际情况,建立市场化的发电容量成本回收机制,探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式,保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

     (三)探索开展绿色电力交易。创新体制机制,开展绿色电力交易试点,以市场化方式发现绿色电力的环境价值,体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力,推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。

    (四)健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易,完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制,增强就近消纳新能源和安全运行能力。

    七、加强组织实施

   (一)强化组织落实。要始终坚持和加强党的领导,把党的领导贯穿全国统一电力市场体系建设全过程。要加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作,科学指导电力规划和有效投资。发展改革委、能源局要加强对统一电力市场体系建设的总体指导,统筹考虑能源资源禀赋、电价水平、电网安全运行等条件,加强系统研究、协调推进,健全应急调控预案和保障供应机制,完善相关配套政策,强化组织协调、监督管理和风险防范。各省(区、市)政府要明确牵头部门和任务分工,按照总体部署扎实做好本地电力市场建设,推进综合协同监管。

    (二)营造改革氛围。组织开展电力市场建设的专项研究培训,鼓励引导相关市场主体发挥各自优势,主动适应新型电力系统建设和市场化方向,积极参与电力市场建设。通过新闻发布会等形式,加强对全国统一电力市场体系建设的宣传引导和政策解读,凝聚电力市场发展共识,营造良好改革氛围。

    (三)及时跟踪评估。电力交易机构和调度机构按照职责分工做好市场运行信息的记录、汇总、分析和披露等工作,及时准确反映电力市场运行状况。发展改革委、能源局对电力市场运行状况开展定期评估,及时总结经验,加强对各地电力市场建设的督促指导。

 
                                                                    国家发展改革委
                                                                     国 家 能 源 局
                                                                     2022年1月18日



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