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　　近日，国家发展改革委
、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》的通知 。其中提出
，支持各地探索完善新能源全面入市下的现货市场机制
。做好市场竞争与系统运行的衔接，优化现货市场出清机制 ，形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号。开展日前交易的地区
，以发用电两侧经营主体自主申报的量价信息出清和结算，通过日前价格信号激励用户合理安排生产计划、参与系统调节 。加快完善可靠性机组组合环节 ，以负荷预测和新能源功率预测为基础
，优化形成机组组合，保障市场环境下的电力安全可靠供应
。完善各类市场经营主体参与现货市场机制。推动发用两侧共同参与现货市场 ，鼓励虚拟电厂 、智能微电网
、新型储能等新型经营主体和用电侧主体“报量报价 ”参与现货市场竞争
，探索按节点/分区电价申报及结算 。支持“电源+储能
”作为联合报价主体参与现货市场
。

　　原文如下：

　　国家发展改革委 国家能源局关于

　　印发《电力现货连续运行地区

　　市场建设指引》的通知

　　各省、自治区 、直辖市
、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局 、内蒙古自治区工业和信息化厅
、辽宁省工业和信息化厅、广西壮族自治区工业和信息化厅 、重庆市经济和信息化委员会
、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅 ，北京市城市管理委员会
，国家能源局各派出机构，有关中央企业：

　　为持续完善电力市场机制设计 ，我们组织制定了《电力现货连续运行地区市场建设指引》。现印发给你们，请结合实际做好落实 。

　　电力现货连续运行地区市场建设指引

　　为加快建设全国统一电力市场体系
，构建主体多元 、竞争充分、功能完备的电力市场，引导电力现货市场连续运行的省（区
、市）优化电力市场设计 ，更好发挥电力市场在促进电力资源优化配置、保障电力安全供应及支撑新型电力系统建设等方面的作用
，制定本指引
。其他地区可参考借鉴。

　　一 、优化现货市场交易机制

　　支持各地探索完善新能源全面入市下的现货市场机制 。做好市场竞争与系统运行的衔接，优化现货市场出清机制 ，形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号。开展日前交易的地区
，以发用电两侧经营主体自主申报的量价信息出清和结算，通过日前价格信号激励用户合理安排生产计划
、参与系统调节
。加快完善可靠性机组组合环节 ，以负荷预测和新能源功率预测为基础
，优化形成机组组合，保障市场环境下的电力安全可靠供应。

　　完善各类市场经营主体参与现货市场机制 。推动发用两侧共同参与现货市场 ，鼓励虚拟电厂、智能微电网 、新型储能等新型经营主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争
，探索按节点/分区电价申报及结算
。支持“电源+储能 ”作为联合报价主体参与现货市场。

　　二
、加快完善中长期市场交易机制

　　优化中长期交易组织方式 。实现中长期交易精细化开展，加快推动中长期交易分时段组织与 D-2连续开市 ，不断提升交易灵活性
。支持新能源、核电企业与电力用户之间签订多年期协议，稳定投资预期和长期收益。

　　完善中长期签约及限价机制 。国家统筹考虑电力供需形势 、电力保供要求
、电力市场建设进展等因素
，明确中长期交易签约比例要求，各地在签约要求范围内结合实际动态调整、做好落实
。完善煤电中长期交易限价 ，逐步实现月度 、月内等较短时间尺度中长期交易限价范围与现货市场限价贴近
，具体由价格主管部门会同有关部门确定。

　　三
、因地制宜健全辅助服务市场体系

　　完善调频辅助服务市场 。规范调频容量需求标准，基于调节速率、调节精度 、响应时间等细分性能 ，建立以调节效果为导向的市场机制
，推动调频市场与电能量市场联合出清，实现整体成本最优
。

　　增加辅助服务市场品种。鼓励各地探索建立备用辅助服务市场 ，合理确定备用需求
，通过市场竞争发现备用服务价值，并逐步与电能量市场联合出清 。鼓励新能源装机占比较高的地区探索建立爬坡等辅助服务市场。

　　扩大参与辅助服务市场主体范围
。鼓励包括新型经营主体在内的各类主体根据自身特性 ，以聚合等多种方式参与辅助服务市场
，更好发挥灵活调节资源作用。各类市场经营主体按照所提供的辅助服务获取收益，按照国家相关文件要求分担辅助服务费用 。

　　四、研究建立可靠容量补偿机制

　　建立容量评估机制
。探索建立发电机组可靠容量评估机制 ，综合考虑发电机组类型
、出力特性、厂用电率 、检修停机等因素，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数
，客观反映其对电力系统发电容量充裕度的实际贡献。

　　研究建立面向各类电源的容量补偿机制 。结合各地电力市场成熟度，建立容量补偿机制 ，对电力系统可靠容量给予合理补偿
。省级价格主管部门会同有关部门按照基本回收市场边际机组固定成本的原则
，结合电能量和辅助服务等市场收益情况，统筹考虑能源电力规划
、电力供需关系、用户承受能力等因素 ，合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整。有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价
，以市场化手段保障系统容量长期充裕，条件成熟时建设容量市场 。

　　五 、打造规范透明的零售市场

　　丰富零售市场交易方式
。搭建零售线上交易平台 ，研究建立零售套餐价格事前估算机制
，引导零售用户通过平台比选方式签约，降低交易成本
、促进市场竞争。

　　加强批发与零售市场价格传导 。完善零售市场套餐模板 ，鼓励售电公司和零售用户灵活配置零售套餐、签订分时合约
，促进批零价格传导 、挖掘用户侧调节潜力
。适应电力用户新能源消费意愿，创新引入绿电零售套餐等新品种。提升零售市场透明度 。市场运营机构应定期发布批发市场均价
、零售市场均价等信息 ，破除零售市场信息壁垒。鼓励市场运营机构提供市场信息推送、用电账单分析等服务，促进零售市场信息向用户充分传导
。

　　六 、完善市场干预与处置机制

　　建立市场力监测与管控机制。结合各机组报价一致性
、发售一体报价关联性、成本偏离程度 、系统阻塞情况等内容
，建立市场力监测与管控机制，合理设定监测指标的持续时长、触发频度
、偏离程度等市场力管控触发阈值 ，配套建立市场力管控措施
，常态化开展市场力评估监测，促进市场有效竞争 。

　　规范电力市场干预机制
。明确市场干预与处置的启动条件、实施主体和处置流程 ，分级分类 、依法依规开展电力市场干预。做好市场干预的记录
、上报、披露 、复盘分析等全流程闭环管控流程
，按要求向经营主体披露市场干预信息 。

　　七
、持续提升市场运营能力

　　完善电力市场信息披露机制
。统一规范市场运营机构信息披露科目、查询路径 、时间颗粒度
、数字格式，在保障信息安全的前提下开放信息披露数据接口；建立信息披露问题反馈机制 ，通过网络、电话等多种方式畅通问题反馈途径
，并及时答复解决。

　　加强市场运营业务流程标准化管理 。市场运营机构应建立注册 、申报
、出清、安全校核 、计量、结算等电力市场全流程业务的标准化管理机制，推动相关业务规范交互和时序耦合
。持续提升市场技术支持系统水平。推动市场运营机构
、电网企业数据基础设施高标准联通、数字化归档 ，适应市场经营主体数量不断增长 、交易频次不断增加的情况
，增强电力市场技术支持系统承载能力，提升市场运营规范化
、信息化、智能化水平 。

　　八 、强化电力市场秩序监管

　　维护公平竞争市场秩序
。依法依规对市场经营主体公平参与市场
、市场运营机构规范运行等相关情况实施监管 ，及时纠治各类电力市场违规行为。

　　营造良好外部环境，常态化整治不当干预电力市场行为
，打破地方保护和省间壁垒，及时发现规范处置各类不当干预行为 ，为电力市场平稳运行营造良好氛围 。

　　加强监管方式创新。积极应用穿透式监管、数字化监管等新型监管方式
，因地制宜开展监管探索实践，持续提升电力市场监管效能
。

　　九 、强化组织保障

　　国家发展改革委
、国家能源局要加强对电力现货连续运行地区总体指导协调。各地要持续推进电力市场建设 ，严格执行国家相关政策
，落实电力安全保供责任和电力中长期合同高比例签约要求，加强电力市场运行安全风险监测与评估 ，有针对性完善市场机制
，不得组织专场交易、违规调整市场交易结果和结算电费 、设置不平衡资金池，以及向经营主体分摊不合理费用 。国家能源局派出机构
、地方能源主管部门会同相关部门按照职责分工 ，建立完善市场监管协同机制
，形成监管合力，切实维护电力市场公平竞争秩序
。电力市场运营机构要强化队伍和服务质量建设 ，持续提升规范运营水平。

　　本指引由国家发展改革委、国家能源局负责解释并动态更新完善 。

　　本文编选自“国家发展改革委
”官网，智通财经编辑：蒋远华
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