你们提出的关于加快完善全国统一电力市场体系的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。

　　一、关于加快构建全国统一电力市场体系

　　近年来，我委会同有关方面，采取了一系列措施，推动全国统一电力市场体系建设。2017年8月，我委、国家能源局联合印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，提出加快建设完善电力市场体系，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点。2021年4月，我委、国家能源局联合印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，提出积极稳妥推进电力市场建设，选择辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批试点。2022年1月，我委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出健全多层次统一电力市场体系，统一交易规则和技术标准，破除市场壁垒，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。2023年9月，我委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》，明确了集中式电力市场模式下的省/区域现货市场的主要规则，以及省/区域现货市场与相关电力市场的衔接方式。2023年10月，我委、国家能源局联合印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，提出加快全国统一电力市场体系建设，有序实现电力现货市场全覆盖。2024年2月，我委、国家能源局联合印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，要求加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等衔接，统筹相关规则制定，尽快实现市场规范高效运行。目前，我国已初步建立了“中长期+现货+辅助服务”的多层次、多品类电力市场体系，电力现货市场覆盖全国80%以上地区，市场化交易电量占比超过60%。

　　下一步，我委将继续坚持问题导向、目标导向，会同并积极配合有关方面，优化电力市场总体设计，健全多层次统一电力市场体系，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设。

　　二、关于推动完善电力市场价格形成机制

　　2021年10月，我委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，推动燃煤发电上网电量全部进入市场、通过市场交易形成上网电价，取消实行70多年的工商业目录销售电价制度，推动工商业用户全面参与市场，创新建立电网企业代理购电制度，电价真正实现随市场供需状况“有涨有跌”。2021年10月，我委印发《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，提出坚持市场方向组织开展电网企业代理购电工作，鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电，确保代理购电价格合理形成。此外，我委积极推动完善峰谷分时电价机制，指导各地科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，低谷低价、高峰高价，引导用户削峰填谷。

　　下一步，我委将坚持市场化改革方向，研究推动新能源等电源参与市场，更好发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。对于代表提出的推广居民、农业分时电价等建议，我委将在工作中指导各地认真加以研究，适时完善相关政策。

　　三、关于推动完善输配电价体系

　　近年来，我委持续深化输配电价改革，建立了输配电价监管体系。2023年第三监管周期输配电价改革，首次将原包含在输配电价内的上网环节线损费用等在输配电价外单列，进一步优化了输配电价结构；首次建立负荷率激励约束机制，对负荷率较高用户的需量电价实行打折优惠，提升电力系统经济性，通过清晰的价格信号推动电力行业高质量发展。

　　下一步，我委将对完善跨省跨区专项工程输电价格政策、扩大两部制输配电价执行范围、推动交叉补贴在输配电价中单列等具体问题进行深化研究，完善深化输配电价改革的政策储备体系。

　　四、关于完善适应新型主体互动需要的市场机制

　　近年来，我委、国家能源局持续完善全国统一电力市场基础规则体系，明确各类新型主体的市场地位，推动新型主体参与市场。2020年6月，我委、国家能源局联合印发《电力中长期交易基本规则》，明确电力中长期市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。2021年12月，国家能源局修订出台《电力辅助服务管理办法》，新增新能源、新型储能、可中断负荷、电动汽车充电网络等新主体，丰富转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务新品种，建立用户参与的分担共享新机制，健全市场形成价格新机制。2023年9月，我委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》，明确电力现货市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构，经营主体包括各类型发电企业、电力用户、售电公司和新型经营主体（含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等）。2023年9月，我委、工业和信息化部等多部门联合印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》，鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应。2024年1月，我委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，积极推动各类调节资源参与电力市场，建立健全促进调节资源发展的价格机制，健全完善管理体系。为积极推动微电网建设，促进大电网与微电网融合，2024年2月，我委、国家能源局联合印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，强调明确微电网物理边界，合理配比源荷储容量，强化自主调峰、自我平衡能力，实现与大电网兼容并存、融合发展。大电网要为微电网接入公共电网创造便利条件，简化接网程序，双方要明确资产、管理等方面的界面，以及调度控制、交互运行、调节资源使用等方面的权利与义务。2024年4月，我委印发《电力市场运行基本规则》，明确储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体属于电力市场成员。近期，为细化补充《电力中长期交易基本规则》，国家能源局起草了《绿色电力交易专章（征求意见稿）》，对省内绿色电力交易和跨省区绿色电力交易，从交易组织、交易方式、价格机制、合同签订与执行、交易结算及偏差处理等方面进行了规定，目前已完成公开征求意见，进一步修改完善后印发。同时，我委、国家能源局正在开展新能源参与电力市场，以及新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体参与电力市场相关研究，持续完善电力市场机制设计，促进新能源和新型主体健康发展，推动新能源高效消纳，有序疏导系统调节成本。

　　下一步，我委、国家能源局将编制印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场注册基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，建立形成以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、注册服务、计量结算规则为支撑的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系，为全国统一电力市场体系建设奠定制度基础，统一电力市场技术标准，从顶层设计上统一电力市场“度量衡”，进一步推动各类主体公平参与市场。

　　感谢你们对发展改革工作的关心和支持。

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国家发展改革委

2024年7月19日