发改委、能源局文件关于积极推进电力市场化交易

1 国家发展改革委 国家能源局关于积极推进 电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知 发改运行〔2018〕1027 号 各省、自治区、直辖市发展改革委、 经信委（工信委、工信厅）、能源局、 物价局，国家能源局各派出能源监管机构，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、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、 华润集团有限公司： 习近平总书记在中央经济工作会议上强调指出，2018 年要加快电 力市场建设，大幅提高市场化交易比重。李克强总理在政府工作报告 中提出加快要素价格市场化改革。为全面贯彻党的十九大和十九届二 中、三中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导， 认真落实中央经济工作会议和政府工作报告各项部署，继续有序放开 发用电计划，加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电 力体制改革，现就有关事项通知如下。 一、提高市 场化交易电量规模 （一）各地要总结电力市场化交易工作经验，结合实际，进一步加 快推进电力体制改革，加快放开发用电计划，加快放开无议价能力用 2 户以外的电力用户参与交易，扩大市场主体范围，构建多方参与的电 力市场，大幅提高市场化交易电量规模，统筹协调好扩大市场化交易 规模和放开发用电计划。开展电力现货市场试点地区，可根据实际设 计发用电计划改革路径。 （二）各地应结合实际，统筹发用电侧放开节奏，做好供需总量平 衡，进一步明确放开各类发电企业、电力用户和售电企业进入市场的 时间，明确放开比例，制定具体工作方案，并进一步完善和规范参与 市场化交易的发电企业、电力用户和售电企业等市场主体准入标准、 准入程序和退出机制，向社会公布。 （三）各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制， 鼓励电网企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电 力交易，首先鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易，对有条件的 地区，有序支持点对网、点对点直接交易，促进资源大范围优化配置 和清洁能源消纳。北京、广州两个电力交易中心要积极创造条件，完 善规则，加强机制建设，搭建平台， 组织开展跨省跨区市场化交易。 （四）为促进清洁能源消纳，支持电力用户与水电、风电、太阳能发 电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。抓紧建立清洁能源配 额制，地方政府承担配额制落实主体责任，电网企业承担配额制实施 的组织责任，参与市场的电力用户与其他电力用户均应按要求承担配 额的消纳责任，履行清洁能源消纳义务。 二、推 进 各类发电企业进入市场 （一）加快放开煤电机组参与电力直接交易， 《中共中央 国务院关于 3 进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）文件颁布实 施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市 场化交易，鼓励支持环保高效特别是超低排放机组通过电力直接交易 和科学调度多发电。 （二）在统筹考虑和妥善处理电价交叉补贴的前提下，有序放开水 电参与电力市场化交易。消纳不受限地区，根据水电站多年平均或上 年实际发电能力，综合考虑外送和本地消纳，安排优先发电计划，在 保障优先发电优先购电的基础上，鼓励水电积极参与电力市场化交易。 水电比重大或消纳受限地区，可根据实际情况有序放开水电，扩大水 电参与市场化交易比例。进一步完善优先发电优先购电制度，建立水 电等优质电源优先采购机制，提升对居民、农业等优先购电用户的保 障能力。 （三）在确保供电安全的前提下，完善和创新交易规则，推进规划 内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接 交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参 与市场化交易，增加上网电量，促进消纳。各地要结合实际合理确定 可再生能源保障利用小时数，做好优先发电保障和市场化消纳的衔接。 （四）拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金 及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可 证，达到能效、环保要求，成 为合格市场主体后，有序推进其自发自用 以外电量按交易规则参与交易。为促进和鼓励资源综合利用，对企业 4 自发自用的余热、余压、余气发电等资源综合利用机组，继续实施减 免系统备用费和政策性交叉补贴等相关支持政策。 （五）在保证安全的情况下，稳妥有序推进核电机组进入市场，在 保障优先发电计划外，鼓励核电机组通过参与交易实现多发。 （六）有序开展分布式发电市场化交易试点工作，参与交易的应科 学合理确定配电电价。 （七）参与交易的发电企业，其项目的单位能耗、环保排放、并网安 全应达到国家和行业标准。不符合国家产业政策、节能节水指标未完 成、污染物排放未达到排放标准和总量控制要求、违规建设、未取得 电力业务许可证（依法豁免许可的除外）等发电企业不得参与。 三、放开符合条件的用户进入市场 （一）在确保电网安全、妥善处理交叉补贴和公平承担清洁能源配 额的前提下，有序放开用户电压等级及用电量限制，符合条件的 10 千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过 500 万千 瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。2018 年放开煤炭、钢 铁、有色、建材等 4 个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并 承担清洁能源配额。 （二）支持高新技术、互联网、大数据、高端制造业等高附加值的新 兴产业以及各地明确的优势特色行业、技术含量高的企业参与交易， 可不受电压等级及用电量限制。 （三）支持工业园区、产业园区和经济技术开发区等整体参与交易， 在园区内完成电能信息采集的基础上，可以园区为单位，成立售电公 5 司，整体参与市场化交易。园区整体参与交易的偏差电量，可探索建 立在园区企业中余缺调剂和平衡的机制。 （四）条件允许地区，大工业用户外的商业企业也可放开进入市场， 可先行放开用电量大、用电稳定的零售、住宿和餐饮服务行业企业 （例如酒店、商场等），并逐步放开商务服务、对外贸易及加工、金融、 房地产等企业参与交易。 （五）在制定完善保障措施的条件下，稳妥放开铁路、机场、市政照 明、供水、供气、供热等公共服 务行业企业参与交易。 （六）结合电力市场建设进度，鼓励和允许优先购电的用户本着自 愿原则，进入市场。 （七）各地可以结合实际情况，自行确定用户电压等级及用电量限 制，扩大放开的范围，新增大工业用户原则上通过参与交易保障供电。 参与市场交易的电力用户，其单位能耗、环保排放应达到标准。 四、 积极培育售 电市场主体 （一）积极推进售电企业参与交易，售电企业履行相关程序后，可 视同大用户与发电企业开展电力直接交易，从发电企业购买电量向用 户销售，或通过交易机构按规则参与各类交易。规范售电公司经营行 为，鼓励售电公司依靠降低成本和提供增值服务参与竞争。 （二）鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事 售电业务。鼓励电能服务商、负荷集成商、 电力需求侧管理服务商等 扩大业务范围，帮助用户开展电力市场化交易。 （三）积极支持各类售电公司代理中小用户参与交易，帮助用户了 6 解用电曲线，探索建立对售电企业的余缺调剂平衡和偏差考核机制， 提高市场化意识，减少市场风险。 五、完善市 场主体注册、公示、承诺、备案制度 （一）发电企业、 电力用户和售电企业等市场主体需在电力交易机 构注册成为合格市场主体；交易机构提供各类市场主体注册服务，编 制注册流程、指南，对市场主体进行注册培训。 （二）发电企业、 电力用户按要求和固定格式签署信用承诺书，向 交易机构提交注册材料，并对提交材料的真实性、准确性、合规性和 完备性负责，交易机构收到企业提交的注册申请和注册材料后，原则 上在 7 个工作日内完成材料完整性核验，注册自动生效。售电企业按 《售电公司准入与退出管理办法》有关规定进行注册。 （三）发电企业、 电力用户和售电企业等市场主体完成注册程序后， 纳入市场主体目录，获得交易资格。交易机构按期将市场主体注册情 况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的全国性行业协会、 信用服务机构备案，对市场主体目录实施动态管理。 六、 规范市 场主体交易行为 （一）发电企业、 电力用户和售电企业注册成为合格市场主体后， 自愿在电力交易平台按照批准和公布的交易规则参与各类交易，遵守 有关规定，服从统一调度管理和市场运营管理，接受政府有关部门监 管。市场主体选择进入市场，在 3 年内不可退出，通过市场竞争形成 价格。各地区有关部门要最大限度减少对微观事务的干预，充分尊重 和发挥企业的市场主体地位，不得干预企业签订合同，不得强制企业 7 确定电量和电价，不得干扰合同履行，不得实行地方保护。 （二）发电企业与电力用户、售电企业进行直接交易的，为保障公 平竞争，电力交易机构应开展对市场交易的审核，市场主体要严格执 行包含政府性基金及附加和政策性交叉补贴在内的输配电价，要切实 承担清洁能源配额，落实优先购电责任，有关情况及时报告各地政府 相关部门。 （三）电力用户原则上应全电量参与电力市场，可自主选择向发电 企业直接购电或向售电企业购电。 （四）发电企业与电力用户、售电企业进行直接交易的，应按市场 交易规则和电网企业签订三方购售电合同，明确相应的权利义务关系、 交易电量和价格、服务等事项，鼓励签订 1 年以上中长期合同，可由 各地组织集中签订，也可自行协商签订，签订的合同由电力交易机构 汇总和确认，由电力调度机构进行安全校核。鼓励各地根据实际情况 规范直接交易合同，推荐交易双方按统一合同样本签订中长期交易合 同。 （五）电力交易机构要加强自身能力建设，搭建公开透明、功能完 善、按市场化方式运行的电力交易平台，发挥市场在能源资源优化配 置中的决定性作用。要切实发挥好电力交易机构在市场交易核查工作 中的第三方监管作用，保证各类主体市场交易行为有序规范。 七、完善市 场化交易电量价格形成机制 （一）促进输配以外的发售电由市场形成价格，鼓励交易双方签订 中长期市场化交易合同，在自主自愿、平等协商的基础上，约定建立 8 固定价格、 “基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因 素调整等多种形式的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。电力 用户的用电价格，由三部分相加组成，包括与发电企业、售电企业协 商定价机制确定的价格、政府有关部门明确的输配电价（含损耗）和政 府性基金及附加。 （二）协商建立“ 基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，基准电 价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场 交易平均价格等，由发电企业和电力用户、售电企业自愿协商或市场 竞价等方式形成。 在确定基准电价的基础上，鼓励交易双方在合同中约定价格浮动 调整机制。鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入 规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，以上年度煤炭平均价格 和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部 分在交易双方按比例分配。具体浮动调整方式由双方充分协商，在合 同中予以明确，浮动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。 （三）探索建立随产品价格联动的交易电价调整机制。生产成本中 电费支出占比较高的行业，交易双方可参考产品多年平均价格或上年 度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、随产品 价格联动的电价调整机制等，当产品价格上涨或下降超过一定区间或 比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响。 （四）交易双方签订年度双边合同后，可探索建立与月度集中竞价 相衔接的价格浮动调整机制，根据月度竞价结果，由双方自主协商， 9 对双边合同价格进行调整确认。 （五）探索建立高峰用电市场化机制。积极推进电力现货市场建设， 通过市场化机制形成不同时段价格，补偿高峰电力成本；现货市场建 立前，参与市场化交易的电力用户应执行峰谷电价政策，合理体现高 峰用电的成本和价值差异。 （六）2018 年放开煤炭、钢铁、有色、建材等 4 个行业电力用户发 用电计划，全电量参与交易，通过市场化交易满足用电需求，建立市 场化价格形成机制。具体实施方案见附件。 八、加 强 事中事后监管 （一）政府有关部门要有针对性地制定和完善相关法规政策，加强 制度建设，着力保障电力市场健康运行。发电企业、电力用户和售电 企业要牢固树立法律意识、契约意识和信用意识，合同一经签订必须 严格履行。地方经济运行部门会同有关部门和单位对电力市场化交易 合同履行情况实行分月统计，发挥大数据平台作用，电力直接交易相 关信息纳入平台管理。能源监管机构对市场主体履行合同和执行市场 运行规则等情况进行监管。 （二）各相关部门要建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制，对市场 主体在合同履约过程中产生的纠纷及时进行裁决，营造公平公正的市 场环境，坚决避免因合同纠纷造成用户可靠供电受到影响，妥善解决 因不可抗力因素造成合同难以执行等问题，避免市场主体受到不公平 待遇。 九、加快推 进电力市场主体信用建设 10 国家发展改革委、国家能源局会同有关方面加快推进电力市场主 体信用体系建设，针对不同市场主体建立信用评价指标体系，引入全 国性行业协会、信用服务机构和电力交易机构，建立信用评价制度， 开展电力直接交易数据采集工作，实行市场主体年度信息公示，实施 守信联合激励和失信联合惩戒机制，强化信用意识，限制有不良信用 记录的市场主体参与电力市场化交易。建立完善红名单、黑名单制度， 对于遵法守信，信用评价良好以上的市场主体，纳入红名单，研究给 予同等条件下市场交易优先等激励措施；对于违反交易规则和有失信 行为的市场主体，纳入不良信用记录，情节特别严重或拒不整改的， 经过公示等有关程序后，纳入失信企业黑名单；强制退出的市场主体， 直接纳入失信企业黑名单。