全国统一电力市场发展规划蓝皮书2024

前言 建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场的重点任务，是高水平社会主义市场经济体制在能源领域的重大实践。2014 年，中央财经领导小组第六次会议提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为深化电力体制改革提供了遵循。2024 年，党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出要“聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，为我国统一电力市场建设发展指明了方向。 近年来，我国电力市场化改革成效显著，电力市场交易规模快速扩大，多层次电力市场体系建设有序推进，多元竞争主体格局初步形成，电力商品的多元价值属性进一步显现，电力市场监管体系更加健全，电力系统运行效率和资源配置效率不断提升。 “双碳”目标下，我国正在加快构建新型电力系统，风、光等新能源已成为新增装机主体，发电量占比逐年提高，电力系统的物理形态和运行特征正在发生深刻变化。同时，一次能源价格 波动、用电负荷增长、气候变化等多重影响，对我国电力体制改革顶层设计、电力市场体系建设、电价机制完善以及科学监管等提出了更高要求。 为深入贯彻党的二十届三中全会精神，落实全国统一电力市场建设改革任务，在国家能源局的统筹组织下，中国电力企业联合会牵头，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、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、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、中国广核集团有限公司、中电建新能源集团股份有限公司、北京电力交易中心、广州电力交易中心、国网能源研究院、中国电力科学研究院、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院、东南大学、华北电力大学等 20余家单位参与，共同编制了《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，并面向全社会广泛征求了意见。蓝皮书系统总结我国电力市场建设取得的成就，深入分析面临的形势及挑战，研究适合我国国情和市场建设客观要求的发展规划思路和建设目标，提出下一步深入推进全国统一电力市场建设的路径和任务。 目录 前言 一、发展现状与问题挑战……………………………………1 （一）发展现状………………………………………………………… 1（二）问题挑战………………………………………………………15 二、总体要求与基本原则…………………………………… 18 （一）总体要求………………………………………………………18（二）基本原则………………………………………………………20 三、发展目标………………………………………………… 22 （一）初步建成期（2024 年—2025 年）…………………………22（二）全面建成期（2026 年—2029 年）…………………………24（三）完善提升期（2030 年—2035 年）…………………………26 四、近中期重点任务………………………………………… 29 （一）构建多层次统一电力市场架构………………………………29（二）构建功能完备、品种齐全的市场体系………………………32 （三）构建适应绿色低碳转型的市场机制…………………………34（四）构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制…………………38（五）构建统一开放、公平有序的市场运营机制…………………41（六） 构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制…………………45（七）构建统筹衔接的政策、管理和市场体系……………………46（八）构建科学高效的市场监管体系………………………………47 后记…………………………………………………………… 51 一、发展现状与问题挑战 （一）发展现状（一）发展现状 近年来，我国电力市场建设成效显著，体制机制不断完善，改革红利不断释放，资源配置进一步优化，电力市场在提升电力系统清洁低碳、安全高效水平方面的作用愈发明显。全国统一电力市场建设为加快构建新型能源体系、支撑经济社会高质量发展注入了新的活力和动力。 全国统一的电力市场规则体系基本建立。中共中央、国务院部署新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推进，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）、《关 于 印 发 电 力 体 制 改 革 配 套 文 件 的 通 知》（发 改 经 体〔2015〕2752 号）、《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）等电力体制改革、电力市场顶层设计政策文件相继出台。《电力市场运行基本规则》（国家发展改革委 2024 年第 20 号令）及《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）》 （发改能源规〔2023〕1217 号）、《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9 号）、《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76 号）等基本规则陆续完成制修订，逐步构建起全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。 电力市场总体框架基本形成。目前，我国已初步形成“管住中间、放开两头”的体制架构，基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架。电力市场在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内（旬、周、多日）和日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务等交易品种。市场间的协同运作水平不断提升，有效促进了资源的大范围优化配置和能源清洁低碳转型。 电力市场运营服务基础逐步完备。目前，全国电网已经实现了互联互通（除台湾地区外），电网网架结构、配置能力全面跨越提升，西电东送输电能力超过 3 亿千瓦，为能源资源大范围配置提供了有力支撑。全国已建立 2 个区域性交易机构和 33 个省（区、市）交易机构，并实现独立规范运行，各电力交易机构依托电力交易平台开展相关业务，电力交易平台建设持续深化。 电力价格主要由市场决定的机制初步建立。国家通过深化上网电价改革、开展输配电价成本监审、建立容量电价机制等方式，不断完善电力价格形成机制，放开竞争性环节价格，科学反映电力成本变化和电力商品多元价值，更加适应新型电力系统构建要求。《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）要求燃煤发电和工商业用户全部进入电力市场，建立了市场化的价格机制。目前，我国已形成跨省 跨区专项工程、区域电网、省级电网三级输配电价体系，输配电价成本监审工作有序推进。《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526 号）进一步完善市场化环境下用户侧的电价构成和形成机制。《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501 号）建立了容量电价机制，实行煤电两部制电价政策，更加适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标的实现。 电力市场规模持续增长。《关于进一步深化燃煤发电上网电价 市 场 化 改 革 的 通 知》（发 改 价 格〔2021〕1439 号） 以 及《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809 号）印发以来，我国发用电计划进一步放开，电力市场交易规模不断扩大。2023 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 5.67 万亿千瓦时，同比增长 7.9%，占全社会用电量比重为 61.4%，占售电量比重超过 75%。市场规模 自 2016 年 起，8 年 增 长 了 近 5 倍， 全 社 会 用 电 量 市 场 化 率提 高 40 个 百 分 点。 全 国 跨 省 跨 区 市 场 化 交 易 电 量 接 近 1.2 万亿千瓦时，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。 经营主体数量快速增长，市场开放度、活跃度大幅提升。截至 2023 年底，全国电力市场累计注册经营主体 74.3 万家，同 比增长 23.9%。其中，发电企业 3.3 万家，电力用户 70.6 万家，售电公司 4074 家。各类经营主体市场参与度和技术能力不断提升，电力市场活跃度进一步提高。 电力市场功能作用不断增强。电力中长期市场已在全国范围内基本实现常态化运行，中长期交易规模持续增长，2023 年全国中长期交易电量占市场交易电量比重的 90% 以上，中长期合同履约率超过 96%，成交价格平稳，充分发挥了电力中长期交易保供稳价的基础作用。中长期市场在省间、省内全覆盖基础上正逐步转入连续运营，近 10 个省份已实现按工作日连续开市，省间多通道集中优化出清交易转正式运行，跨省跨区交易方式更加灵活。省内中长期市场以年度交易为主、月度交易为辅，月内交易频率逐步提高，部分省份探索开展了 D-3或 D-2 交易。交易时段划分更加精细，多个省份实现了中长期合同按照 24 时段签约电力曲线，通过分时段的交易机制和价格信号，引导经营主体主动响应系统峰谷变化，提升资源配置效率。 电力现货市场进入转正式阶段。《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217 号）、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813 号）等文件印发以来，电力现货市场建设进一步加快推进。山西、广东、山东、甘肃和省间电力现货市场陆续转入正式运行，蒙西、湖北、浙江等试点持续开展连续结算试运行，南方区域电力市场开展多轮结算试运行。各地区积极探索实践，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。从各地现货市场运行情况来看，现 货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力供需水平，发用两侧主体主动响应价格信号，发挥了削峰填谷作用。 电力辅助服务市场基本实现全国覆盖。2021 年国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60 号）和《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61 号），进一步规范了电力辅助服务管理。市场化交易的辅助服务品种不断拓展，初步建立市场引导的辅助服务资源优化配置机制，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系，实现了市场对资源的优化配置，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极的作用。 部分地区积极推动辅助服务市场机制创新，积极探索辅助服务市场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调节资源等新型主体参与辅助服务市场，取得了良好效果。 电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展需要，新能源入市节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%。部分大型发电企业新能源参与市场比例已超过 50%。积极构建绿电、绿证市场体系，印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123 号）、《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规〔2024〕67 号），不断完善交易机制，促进绿电、绿证交易规模不断扩大，2024 年上半年全国绿电交易电量达到 1519.3 亿千瓦时，交易绿证 1.6 亿个。 电力市场监管体系日趋完善。着力推动全国统一电力市场建设，持续加强电力市场顶层设计与市场监管体系建设，制修订《电力市场监管办法》（国家发展改革委 2024 年第 18 号令）、《全 额 保 障 性 收 购 可 再 生 能 源 电 量 监 管 办 法》（国 家 发 展 改 革委 2024 年第 15 号令）、《电网公平开放监管办法》（国能发监管〔2021〕49 号）、《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》（国能发监管〔2023〕57 号）等文件，进一步适应电力市场监管新形势。强化电力市场监管工作，在持续深化常规监管工作基础上，定期开展电力领域综合监管，针对电力市场秩序、分布式光伏备案、调节性电源建设等重点问题开展专项监管，严肃查处违法违规行为，维护公平竞争的市场秩 序，保障市场成员合法权益。不断推进数字化监管能力建设，研究建立电力市场数字化监管指标体系，部分省份