您提出的关于加快完善市场机制深化全国统一电力市场体系建设的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。

　　一、关于加快深化落实“统一市场、两级运作”总体框架要求

　　近年来，我委会同国家能源局等有关方面，推动完善“1+N”基础规则体系，加快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，加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，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》，明确提出要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。

　　在强化市场协同方面，我委、国家能源局积极引导各层次电力市场协同运行，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。区域层面，南方区域市场、川渝一体化调峰辅助服务市场启动试运行，长三角电力市场建设已经启动，正在研究京津冀电力市场建设方案，各区域省间中长期、辅助服务市场持续健全。省级层面，我委、国家能源局指导各派出机构在基本规则的框架下制定、修订具体实施细则。截至目前，包括西藏在内的全国31个省（区、市）均出台了电力中长期、辅助服务交易实施细则，电力现货市场已覆盖全国80%以上地区，山西、广东、山东三个省级现货市场转入正式运行，“中长期+现货+辅助服务”的多品类电力市场体系初步建成，电力市场机制在保供应、促转型方面发挥了积极作用。

　　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、关于进一步扩大市场化交易电量占比

　　我委、国家能源局积极采取多种措施扩大市场化电量规模。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》，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。2023年，全国市场化交易电量约5.7万亿千瓦时，占全社会用电量的比重由2016年的不足17%提高到61.4%。2023年，仅国网经营区直接参与市场交易的工商业用户就新增49.5万余户。

　　下一步，我委将坚持市场化改革方向，加快推动新能源等优先发电参与市场，逐步推动存量电网企业代理购电用户直接参与电力市场，降低电网企业代理购电比例，进一步扩大市场化交易电量占比，更好发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

　　三、关于进一步完善绿电绿证机制

　　近年来，为建立有利于促进可再生能源生产消费的市场体系和长效机制，促进可再生能源健康发展，我委会同国家能源局先后于2017年、2021年启动绿证交易和绿电交易。2022年4月，我委会同国家统计局、生态环境部联合印发《关于加快建立统计规范的碳排放统计核算体系实施方案》，对完善行业企业碳排放核算机制作出部署，加快建立覆盖全面、算法科学的行业碳排放核算方法体系。2023年8月，我委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，进一步健全完善可再生能源绿证制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，完善绿证应用，实现了绿证对可再生能源电力的全覆盖，进一步发挥绿证在构建可再生能源电力绿色低碳环境价值体系、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用。目前，我国可再生能源发电已实现绿证全覆盖，绿电交易覆盖全国所有省级行政区，绿电绿证交易对应电量已实现不纳入能耗双控，交易机制基本完备。

　　下一步，我委将在深化电力市场建设的相关工作中，积极配合有关方面，健全环境价值基础制度体系，扩大绿色电力供应规模，丰富绿色电力应用场景，满足全社会绿色发展需要。同时，将会同有关部门组织完善碳排放统计核算工作方案，部署健全企业碳排放核算方法规则，明确企业采购绿电、绿证在企业碳排放核算中的计算方法等。

　　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。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。

　　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。为加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，满足电力用户购买绿色电力需求，国家能源局正在研究制定《绿色电力交易专章》，作为《电力中长期交易基本规则》的补充，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，基本获得电力市场成员的普遍认可，将进一步修改完善后印发。

　　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，从顶层设计上统一电力市场技术标准，进一步推动各类主体公平参与市场。

　　感谢您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18日