2026年电力现货市场建设实施方案

2026年电力现货市场建设实施方案一、总则1.1编制目的为贯彻落实国家关于深化电力体制改革、加快构建新型电力系统的战略部署，推动电力市场化改革向纵深发展，健全统一开放、竞争有序的电力市场体系，依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及其配套文件精神，结合当前电力现货市场试点运行经验与未来发展需求，特制定本实施方案，旨在明确至2026年电力现货市场建设的总体思路、主要目标、重点任务和保障措施，指导全国电力现货市场规范、有序、高效推进。1.2编制依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）国家发展改革委、国家能源局印发的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2022〕129号）《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）《电力现货市场基本规则（试行）》（国能发监管规〔2023〕48号）国家关于能源安全、碳达峰碳中和目标的相关政策文件各区域、省级电力现货市场建设试点方案及运行总结报告1.3基本原则安全可靠，保障供应：坚持安全第一，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，现货市场建设与运行必须服从于电网安全约束。市场主导，政府引导：充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府在规划、监管、保供等方面的作用，建立有效的市场风险防范与干预机制。统筹规划，分步实施：坚持全国一盘棋，加强顶层设计，明确统一市场框架和技术标准。尊重地区差异，鼓励因地制宜，分阶段、分区域稳步推进。公平开放，竞争有序：保障各类市场主体公平无歧视接入电网和参与市场交易的权利，维护公开、公平、公正的市场秩序，防止市场操纵和滥用市场力。机制衔接，协同高效：加强电力现货市场与中长期市场、辅助服务市场、容量补偿机制以及绿电交易、碳市场等机制的有机衔接，形成协同高效的市场体系。技术创新，数字赋能：推动电力市场与能源互联网、大数据、人工智能等新技术深度融合，提升市场运营的智能化、透明化与高效化水平。1.4主要目标到2026年底，全国电力现货市场建设取得决定性进展，基本形成主体规范、功能完备、规则统一、透明高效、监管有力的电力现货市场体系。市场范围全面覆盖：在具备条件的区域，省（区、市）原则上均应启动电力现货市场连续结算试运行。鼓励区域现货市场建设取得实质性突破。市场机制基本健全：形成较为完善的日前、日内、实时现货市场组织流程和出清机制。建立与现货市场衔接的中长期交易曲线分解、偏差结算机制。市场主体广泛参与：发电侧，燃煤、燃气、水电、核电、新能源等各类电源全面参与。用户侧，工商业用户全面放开，逐步探索符合条件的分时电价用户参与。价格信号有效传导：现货价格能够实时反映电力供需和系统运行成本，有效引导源网荷储资源优化配置，促进新能源消纳和电力系统灵活调节能力提升。运营机构高效规范：电力交易机构独立规范运行能力显著增强，与电网调度机构业务协同更加顺畅。市场运营技术系统（交易平台）实现安全、稳定、可靠运行。市场监管体系完善：形成覆盖市场准入、交易行为、信息披露、系统运行、市场力监测与干预的全过程监管体系。二、重点任务2.1完善市场架构与运营模式2.1.1明确市场模式以“集中竞价、统一出清”为主要市场模式。在日前市场组织次日24小时（或更短周期）的电能量交易，在日内和实时市场以更短周期（如15分钟）组织交易，用于调整偏差和应对实时变化。因地制宜选择“分散式”或“集中式”市场模式。对于电网结构紧密、省间联系强的地区，鼓励探索区域集中式现货市场；对于以省内平衡为主的地区，可采用分散式市场，但需建立高效的省间市场衔接机制。2.1.2健全市场运营组织强化电力交易机构的市场运营主体责任，负责市场注册、交易组织、结算清分、信息披露等工作。深化电网企业调度机构与交易机构的业务协同，调度机构负责安全校核、阻塞管理、实时平衡和系统运行，需严格按照市场出清结果执行调度计划（安全约束除外）。推动交易机构股权结构优化，提升其独立性和公信力。2.2健全市场交易机制2.2.1完善电能量现货交易机制交易周期：建立日前、日内、实时连续开市的交易体系。日前市场关闭时间不晚于运行日D-1日12:00，日内市场可开展多轮滚动交易，实时市场以超短期负荷预测为基础运行。交易标的：以15分钟或更短时段为基本交易出清时段。交易标的为电能量，报价可包括电量、价格及运行参数（如启停成本、爬坡速率等）。出清机制：采用安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）模型进行联合优化出清，形成分时节点电价或区域电价。出清模型需考虑网络拓扑、输电容量、机组技术参数等约束。价格机制：出清形成反映时空价值的节点边际电价（LMP）或分区边际电价（ZonalPrice）。明确价格上限（如系统价值成本法确定）和下限（如零或负电价）的设置与调整规则。2.2.2加强中长期交易与现货市场衔接推动中长期交易从“电量交易”向“带曲线交易”转变。鼓励签订分时（如峰、平、谷）或更细颗粒度（如24点、96点）的曲线合约。建立中长期合约电量按物理合同曲线或典型曲线分解至现货交易时段的机制。分解后的曲线作为现货市场交易的边界条件。完善偏差电量结算机制。市场主体实际发用电量与分解曲线的偏差部分，按现货市场价格进行结算，实现中长期合约规避风险、现货市场发现价格的功能。2.2.3建立辅助服务市场与现货市场联合出清机制推动调频、备用等辅助服务与电能量现货市场联合优化出清，实现各类资源在满足系统安全需求前提下的整体经济最优。明确辅助服务品种、提供方式、调用顺序、定价与补偿机制。探索爬坡产品、快速频率响应等新型辅助服务品种。建立发电侧、负荷侧及新型储能等多元主体共同参与辅助服务市场的机制。2.3推动市场主体全面参与2.3.1发电侧所有并网运行的发电机组（除按国家规定豁免外）原则上均应参与现货市场。包括燃煤、燃气、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、生物质发电等。规范发电企业报价行为，要求其按真实成本与市场供需合理报价。对市场力过大的发电企业或机组，可采取报价限制、必须运行等市场力缓解措施。推动抽水蓄能电站、新型储能以独立主体身份参与现货市场，通过峰谷价差、辅助服务等获取收益。2.3.2用户侧全面推动经营性电力用户（除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业用户外）进入市场。对于暂未直接参与市场的用户，由电网企业代理购电，其购电价格通过市场化方式形成，与现货市场价格挂钩。探索和推广负荷聚合商、虚拟电厂等新型市场主体，整合分布式电源、储能、可调节负荷等资源，以聚合形式参与现货市场和辅助服务市场。推动具备条件的电动汽车充电设施、电采暖等分时电价用户，探索参与需求侧响应或现货市场。2.3.3售电公司售电公司作为用户的代理方，承担聚合用户、管理偏差风险、提供增值服务的职责。加强售电公司信用管理，建立履约保函、风险准备金等制度，防范市场风险。鼓励售电公司创新商业模式，为用户提供节能咨询、用电优化、绿电交易等综合能源服务。2.4健全市场价格机制与成本疏导2.4.1完善现货价格形成与传导确保现货市场价格信号能够无歧视地向所有市场主体传导。用户侧价格由“中长期合约价格+现货偏差电价+输配电价+政府性基金及附加”构成。研究并推动建立与现货市场价格联动的分时零售电价套餐，使用户侧价格更好地反映电力系统实时成本。2.4.2探索建立容量成本回收机制在现货市场成熟运行、电价能充分反映电力商品时空价值的基础上，研究建立市场化的容量成本回收机制，如容量市场、稀缺电价机制或容量补偿机制，以保障系统长期供电充裕度，激励必要的新增投资。容量机制的设计需与电能量市场、辅助服务市场协调，避免重复补偿和扭曲价格信号。2.4.3妥善处理交叉补贴与政策性交叉配合价格主管部门，逐步规范并减少工商业用户对居民、农业用户的电价交叉补贴。对于保障居民、农业用电等产生的政策性成本，探索通过设立平衡账户、征收系统服务费等方式进行疏导，确保市场公平竞争。2.5加强市场运营技术支撑2.5.1升级市场运营技术系统按照国家统一的技术标准规范，升级改造电力交易平台和调度技术支持系统，满足现货市场高频率、多品种、复杂约束出清的计算要求。提升系统的高可用性、高并发处理能力和网络安全防护水平，确保市场连续稳定运行。推动交易平台与发电企业、电力用户、售电公司的信息系统互联互通，支持远程申报、自动确认、电子结算等功能。2.5.2推进市场信息披露标准化与透明化制定统一的市场信息披露管理办法，明确信息披露的内容、范围、格式、时限和责任主体。建设统一、权威的市场信息披露平台，及时、准确、完整地发布市场规则、交易公告、出清结果、结算信息、系统运行情况、市场监测报告等。在保护商业秘密和个人隐私的前提下，逐步扩大信息披露范围，提升市场透明度。2.5.3应用先进技术赋能市场运营应用大数据技术进行市场行为分析、负荷预测精度提升和价格预测。探索人工智能技术在市场出清算法优化、市场力智能监测、异常交易识别等方面的应用。利用区块链技术提升交易合约的可信度、透明度与自动执行能力。2.6强化市场风险防控与监管2.6.1建立健全市场风险防控体系制定市场风险管理制度，明确价格异常波动、重大供需失衡、系统安全风险等情形下的市场干预措施（如临时价格上限、暂停交易、启动紧急调度等）。建立市场履约担保机制，包括交易保证金、履约保函、风险准备金等，防范结算风险。完善市场争议处理与违规处罚机制。2.6.2加强市场力监测与监管建立市场力常态化监测评估机制，对市场集中度、报价行为、价格与成本关系等进行跟踪分析。对具有市场支配地位的市场主体，实施必要的行为监管，如限制其报价、要求其披露成本信息等。严厉打击串通报价、操纵市场、散布虚假信息等违规行为。2.6.3完善市场监管体系明确能源监管机构、省级价格主管部门等对电力现货市场的监管职责分工。强化监管能力建设，运用信息化手段提升非现场监管水平。建立社会监督机制，鼓励行业协会、研究机构、媒体等对市场运行进行监督。三、实施步骤3.1第一阶段：巩固提升与扩大试点（至2024年底）对已进入长周期结算试运行的地区，全面评估运行效果，针对暴露出的问题（如价格机制、阻塞管理、新能源参与等）完善规则，推动市场从试运行向正式运行平稳过渡。推动其他具备条件的省份启动现货市场模拟试运行或短周期结算试运行。完成全国统一电力市场顶层设计，出台关键配套规则和技术标准。3.2第二阶段：全面推广与深化运行（2025年）大多数省份启动现货市场连续结算试运行，基本实现发电侧全面参与。用户侧全面放开经营性电力用户参与市场，售电公司代理机制成熟运行。区域级现货市场建设取得实质性进展，在1-2个区域开展跨省区现货市场联合运营试点。辅助服务市场与现货市场联合出清机制在主要地区落地。容量成本回收机制完成初步设计并在个别地区试点。3.3第三阶段：体系成型与成熟运行（2026年）全国范围内，除个别特殊地区外，基本建成电力现货市场并实现常态化运行。市场主体行为更加理性规范，价格信号有效引导投资和消费。中长期、现货、辅助服务等市场机制有机衔接、协同高效。市场运营技术系统安全可靠，信息披露充分透明。现代化市场监管体系基本建立，市场运行平稳有序。四、保障措施4.1加强组织领导在国家电力体制改革部际协调机制下，成立电力现货市场建设专项工作组，统筹协调重大问题。各省级政府承担本地区现货市场建设的主体责任，成立领导小组，制定具体工作方案，明确时间表、路线图。4.2完善法规政策加快推动《电力法》修订，为电力市场化改革提供法律保障。国家能源主管部门会同有关部门，及时出台或修订完善电力现货市场运营、市场监管、信息披露、信用管理等方面的规章和规范性文件。各地在国家统一框架下，制定符合本地实际的实施细则。4.3加大配套改革深化电网规划体制，加强电网规划与市场建设的衔接。推进输配电价改革，完善分电压等级、分用户的输配电价结构，为现货市场运行提供清晰的过网费标准。统筹推进绿证交易、绿电交易、碳市场与电力现货市场的机制衔接。4.4