10月12日，國家發改委、國家能源局印發《關于進一(yī)步加快電力現貨市場建設工(gōng)作的通知(zhī)》（以下(xià)簡稱“通知(zhī)”）。通知(zhī)提出，加快放(fàng)開(kāi)各類電源參與電力現貨市場。按照 2030 年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分(fēn)步實施方案。分(fēn)布式新能源裝機占比較高的地區，推動分(fēn)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(tǐ)，應視爲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(tǐ)共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費(fèi)用。

鼓勵新型主體(tǐ)參與電力市場。通過市場化方式形成分(fēn)時價格信号，推動儲能、虛拟電廠、負荷聚合商(shāng)等新型主體(tǐ)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。爲保證系統安全可靠，參考市場同類主體(tǐ)标準進行運行管理考核。持續完善新型主體(tǐ)調度運行機制，充分(fēn)發揮其調節能力，更好地适應新型電力系統需求。

通知(zhī)進一(yī)步明确現貨市場建設要求：

(一(yī))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(yī)年以上，并依據市場出清結果進行調度生(shēng)産和結算的，可按程序轉入正式運行。第一(yī)責任單位要委托具備專業能力和經驗的第三方機構開(kāi)展評估并形成正式評估報告。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(dà)現貨市場建設範圍。福建盡快完善市場方案設計，2023年底前開(kāi)展長周期結算試運行。浙江加快市場銜接，2024年6月前啓動現貨市場連續結算試運行。四川結合實際持續探索适應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制。遼甯、江蘇、安徽、河南(nán)、湖北(běi)、河北(běi)南(nán)網、江西、陝西等力争在2023年底前開(kāi)展長周期結算試運行。其他地區(除西藏外(wài))加快推進市場建設，力争在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(nán)方區域電力現貨市場在2023 年底前啓動結算試運行。2023年底前建立長三角電力市場一(yī)體(tǐ)化合作機制，加快推動長三角電力市場建設工(gōng)作。京津冀電力市場在條件成熟後，力争 2024 年6月前啓動模拟試運行。

(四)持續優化省間交易機制。省間電力現貨市場繼續開(kāi)展連續結算試運行，2023 年底前具備連續開(kāi)市能力。推動跨省跨區電力中(zhōng)長期交易頻(pín)次逐步提高，加強與省間現貨協調銜接，探索逐日開(kāi)市、滾動交易的市場模式。

進一(yī)步擴大(dà)經營主體(tǐ)範圍

(五)加快放(fàng)開(kāi)各類電源參與電力現貨市場。按照 2030 年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分(fēn)步實施方案。分(fēn)布式新能源裝機占比較高的地區，推動分(fēn)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(tǐ)，應視爲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(tǐ)共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費(fèi)用。

(六)不斷擴大(dà)用戶側主體(tǐ)參與市場範圍。現貨市場運行的地方，電網企業要定期預測代理購電工(gōng)商(shāng)業用戶用電量及典型負荷曲線，通過場内集中(zhōng)交易方式(不含撮合交易)代理購電，以報量不報價等方式、作爲價格接受者參與現貨市場出清結算。加快開(kāi)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(tǐ)參與電力市場。通過市場化方式形成分(fēn)時價格信号，推動儲能、虛拟電廠、負荷聚合商(shāng)等新型主體(tǐ)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。爲保證系統安全可靠，參考市場同類主體(tǐ)标準進行運行管理考核。持續完善新型主體(tǐ)調度運行機制，充分(fēn)發揮其調節能力，更好地适應新型電力系統需求。

統籌做好各類市場機制銜接

(八)做好現貨與中(zhōng)長期交易街接。更好發揮中(zhōng)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(zhōng)長期合同市場化調整機制，縮短交易周期，提高交易頻(pín)次，完善交易品種，推動中(zhōng)長期與現貨交易更好統籌銜接。考慮新能源難以長周期準确預測的特性，爲更好地适應新能源參與現貨市場需求，研究對新能源占比較高的省份，适當放(fàng)寬年度中(zhōng)長期合同簽約比例。開(kāi)展現貨交易地區，中(zhōng)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(zhōng)長期交易範疇，交易合同電量部分(fēn)按照市場規則，明确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街接。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(pín)輔助服務費(fèi)用可向用戶側疏導，其他輔助服務品種按照“成熟一(yī)個、疏導一(yī)個”原則确定疏導時機及方式，具體(tǐ)由國家發展改革委會同國家能源局另行确定。做好省間、省内現貨市場與區域輔助服務市場的銜接融合，提升電力資(zī)源優化配置效率。

(十)完善電力市場價格體(tǐ)系。現貨試點地區要加強中(zhōng)長期、輔助服務與現貨、省間與省内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(xià)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(zhōng)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幹預。推動批發市場分(fēn)時電價信号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爲。

(十一(yī))探索建立容量補償機制。推動開(kāi)展各類可靠性電源成本回收測算工(gōng)作，煤電等可靠性電源年平均利用小(xiǎo)時數較低的地區可結合測算情況，盡快明确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。