编者按：电力现货市场万众期望，先行地区的政策甚广不受注目，此外电力市场化交易也在坚实前进。市场化交易电量占到比早已渐渐提升，跨区电力交易也在有条不紊前进，早已有省内、区域间电力市场雏形，清洁能源弃电的顽疾也划入市场交易内。之前明确提出的发用电计划放松，在经历筹划后，煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户放用电计划放松，仅有电量参予交易。

在之前各地购电市场培育后，更加希望各类主体转入市场。电力市场的脚步渐行渐进。确实的电力市场，正在各地筹划，一步一步的清理障碍为一个电力现货市场铺平道路。

这次的政策，亮点纷呈，魔鬼藏在细节中，看政策原文，一些最重要的部分加粗处置。国家发展改革委 国家能源局关于大力前进电力市场化交易更进一步完备交易机制的通报发改运营〔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，国家能源局各派遣能源监管机构，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、国家研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年要减缓电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。

李克强总理在政府工作报告中明确提出减缓要素价格市场化改革。为全面秉持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，之后有序敲研发用电计划，减缓前进电力市场化交易，完备必要交易机制，深化电力体制改革，现就有关事项通报如下。

一、提升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，更进一步减缓前进电力体制改革，减缓敲研发用电计划，减缓放松无议价能力用户以外的电力用户参予交易，不断扩大市场主体范围，建构多方参予的电力市场，大幅提高市场化交易电量规模，专责协商好不断扩大市场化交易规模和敲研发用电计划。积极开展电力现货市场试点地区，可根据实际设计放用电计划改革路径。（二）各地不应结合实际，专责放用电外侧放松节奏，作好供需总量均衡，更进一步具体放松各类发电企业、电力用户和售电企业转入市场的时间，具体放松比例，制订明确工作方案，并更进一步完备和规范参予市场化交易的发电企业、电力用户和售电企业等市场主体管理制度标准、管理制度程序和解散机制，向社会发布。（三）各地要中止市场主体参予跨省跨区电力市场化交易的容许，希望电网企业根据供需状况、清洁能源配额已完成情况参予跨省跨区电力交易，首先希望跨省跨区网对网、网对点的必要交易，对有条件的地区，有序反对点对网、点对点必要交易，增进资源大范围优化配备和清洁能源消纳。

北京、广州两个电力交易中心要大力创造条件，完备规则，强化机制建设，搭起平台，的组织积极开展跨省跨区市场化交易。（四）为增进清洁能源消纳，反对电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业积极开展市场化交易。

抓住创建清洁能源配额制，地方政府分担配额制实施主体责任，电网企业分担配额制实行的的组织责任，参予市场的电力用户与其他电力用户皆不应按拒绝分担配额的消纳责任，遵守清洁能源消纳义务。二、前进各类发电企业转入市场（一）减缓放松煤电机组参予电力必要交易，《中共中央 国务院关于更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，应以仍然决定发电计划，投产后不准划入市场化交易，希望反对环保高效尤其是超低废气机组通过电力必要交易和科学调度多发电。（二）在专责考虑到和处置电价交叉补贴的前提下，有序放松水电参予电力市场化交易。消纳不有限地区，根据水电站多年平均值或上年实际发电能力，综合考虑到外送和本地消纳，决定优先发电计划，在确保优先发电优先购电的基础上，希望水电积极参与电力市场化交易。

水电比根本性或消纳有限地区，可根据实际情况有序放松水电，不断扩大水电参予市场化交易比例。更进一步完备优先发电优先购电制度，创建水电等优质电源优先订购机制，提高对居民、农业等优先购电用户的确保能力。

（三）在保证供电安全性的前提下，完备和创意交易规则，前进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在确保利用小时数之外参予必要交易、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，减少网际网路电量，增进消纳。各地要结合实际合理确认可再生能源确保利用小时数，作好优先发电确保和市场化消纳的交会。（四）享有燃煤采买电厂的企业按照国家有关规定分担政府性基金及可选、政策性交叉补贴、广泛服务和社会责任，获得电力业务许可证，超过能效、环保拒绝，沦为合格市场主体后，有序前进其自发性出租以外电量按交易规则参予交易。

为增进和希望资源综合利用，对企业自发性出租的余热、余压、余气发电等资源综合利用机组，之后实行免除系统可用费和政策性交叉补贴等涉及反对政策。（五）在确保安全性的情况下，稳健有序前进核电机组转入市场，在确保优先发电计划外，希望核电机组通过参予交易构建多发。

（六）有序积极开展分布式发电市场化交易试点工作，参予交易的应科学合理确认配电电价。（七）参予交易的发电企业，其项目的单位能耗、环保废气、并网安全性不应超过国家和行业标准。不符合国家产业政策、节约能源节水指标未完成、污染物废气并未超过废气标准和总量掌控拒绝、违规建设、并未获得电力业务许可证（依法免税许可的除外）等发电企业不得参予。

三、放松符合条件的用户转入市场（一）在保证电网安全性、处置交叉补贴和公平分担清洁能源配额的前提下，有序放松用户电压等级及用电量容许，符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参予交易。反对年用电量多达500万千瓦时以上的用户与发电企业积极开展电力必要交易。2018年放松煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户放用电计划，仅有电量参予交易，并分担清洁能源配额。（二）反对高新技术、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具体的优势特色行业、技术含量低的企业参予交易，可不不受电压等级及用电量容许（三）反对工业园区、产业园区和经济技术开发区等整体参予交易，在园区内已完成电能信息采集的基础上，可以园区为单位，正式成立购电公司，整体参予市场化交易。

园区整体参予交易的偏差电量，可探寻创建在园区企业中余缺调剂和均衡的机制。（四）条件容许地区，大工业用户外的商业企业也可放松转入市场，可先行放松用电量大、用电平稳的零售、住宿和餐饮服务行业企业（例如酒店、商场等），并逐步放松商务服务、对外贸易及加工、金融、房地产等企业参予交易。（五）在制订完备确保措施的条件下，稳健放松铁路、机场、市政灯光、供水、供气、供热等公共服务行业企业参予交易。（六）融合电力市场建设工程进度，希望和容许优先购电的用户本着强迫原则，转入市场。

（七）各地可以结合实际情况，自行确认用户电压等级及用电量容许，不断扩大放松的范围，追加大工业用户应以通过参予交易确保供电。参予市场交易的电力用户，其单位能耗、环保废气不应超过标准。

四、大力培育购电市场主体（一）大力前进购电企业参予交易，购电企业遵守涉及程序后，可视同大用户与发电企业积极开展电力必要交易，从发电企业出售电量向用户销售，或通过交易机构按规则参予各类交易。规范购电公司经营不道德，希望购电公司依赖降低成本和获取电子货币服务参予竞争。（二）希望供水、供气、供热等公共服务行业和节约能源服务公司专门从事购电业务。

希望电能服务商、负荷集成商、电力市场需求外侧管理服务商等不断扩大业务范围，协助用户积极开展电力市场化交易。（三）大力支持各类购电公司代理中小用户参予交易，协助用户理解用电曲线，探寻创建对售电企业的余缺调剂均衡和偏差考核机制，提升市场化意识，增加市场风险。五、完备市场主体登记、审批、允诺、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登记沦为合格市场主体；交易机构获取各类市场主体登记服务，编成登记流程、指南，对市场主体展开登记培训。

（二）发电企业、电力用户按拒绝和相同格式签订信用承诺书，向交易机构递交登记材料，并对递交材料的真实性、准确性、合规性和完善性负责管理，交易机构接到企业递交的登记申请人和登记材料后，应以在7个工作日内已完成材料完整性核验，登记自动生效。购电企业按《购电公司管理制度与解散管理办法》有关规定展开登记。（三）发电企业、电力用户和售电企业等市场主体已完成登记程序后，划入市场主体目录，取得交易资格。

交易机构如期将市场主体登记情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引进的全国性行业协会、信用服务机构备案，对市场主体目录实行动态管理。六、规范市场主体交易不道德（一）发电企业、电力用户和售电企业登记沦为合格市场主体后，强迫在电力交易平台按照批准后和发布的交易规则参予各类交易，遵从有关规定，遵从统一调度管理和市场运营管理，拒绝接受政府有关部门监管。市场主体自由选择转入市场，在3年内不能解散，通过市场竞争构成价格。各地区有关部门要最大限度增加对微观事务的介入，充份认同和充分发挥企业的市场主体地位，不得介入企业签订合同，不得强迫企业确认电量和电价，不得阻碍合约遵守，不得实施地方维护。

（二）发电企业与电力用户、购电企业展开必要交易的，为确保公平竞争，电力交易机构不应积极开展对市场交易的审查，市场主体要严格执行包括政府性基金及可选和政策性交叉补贴在内的输配电价，要贯彻分担清洁能源配额，实施优先购电责任，有关情况及时报告各地政府涉及部门。（三）电力用户应以不应全电量参予电力市场，可自律自由选择向发电企业必要购电或向售电企业购电。

（四）发电企业与电力用户、购电企业展开必要交易的，不应按市场交易规则和电网企业签定三方购售电合约，具体适当的权利义务关系、交易电量和价格、服务等事项，希望签定1年以上中长期合约，可由各地的组织集中于签定，也可自行协商签定，签定的合约由电力交易机构汇总和证实，由电力调度机构展开安全性校核。希望各地根据实际情况规范必要交易合约，引荐交易双方按统一合约样本签定中长期交易合约。（五）电力交易机构要强化自身能力建设，搭起公开发表半透明、功能完善、按市场化方式运营的电力交易平台，充分发挥市场在能源资源优化配备中的决定性起到。

要贯彻充分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起到，确保各类主体市场交易不道德有序规范。七、完备市场化交易电量价格构成机制（一）增进输配以外的发售电由市场构成价格，希望交易双方签定中长期市场化交易合约，在自律强迫、公平协商的基础上，誓约创建固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑到各种市场因素调整等多种形式的市场价格构成机制，集中和减少市场风险。电力用户的用电价格，由三部分相乘构成，还包括与发电企业、购电企业协商定价机制确认的价格、政府有关部门具体的输配电价（不含损耗）和政府性基金及可选。

（二）协商创建“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，基准电价可以参照现行目录电价或电煤中长期合约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、购电企业强迫协商或市场竞价等方式构成。在确认基准电价的基础上，希望交易双方在合约中誓约价格浮动调整机制。希望创建与电煤价格同步的市场交易电价浮动机制，引进规范科学、双方接纳的煤炭价格指数不作参照，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期同步调整交易电价，电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。

明确浮动调整方式由双方充份协商，在合约中不予具体，浮动调整期限不应与电煤中长期合约的期限挂勾。（三）探寻创建随产品价格同步的交易电价调整机制。生产成本中电费开支占到较为低的行业，交易双方可参照产品多年平均价格或上年度价格，协商确认交易基准电价、基准电价对应的产品价格、随产品价格同步的电价调整机制等，当产品价格上涨或上升多达一定区间或比例时，电价同步调整，由交易双方联合分担产品价格波动的影响。

（四）交易双方签定年度双边合约后，可探寻创建与月度集中于竞价相衔接的价格浮动调整机制，根据月度竞价结果，由双方自律协商，对双边合约价格展开调整证实。（五）探寻创建高峰用电市场化机制。大力前进电力现货市场建设，通过市场化机制构成有所不同时段价格，补偿高峰电力成本；现货市场创建前，参予市场化交易的电力用户不应继续执行峰谷电价政策，合理反映高峰用电的成本和价值差异。

（六）2018年放松煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户放用电计划，仅有电量参予交易，通过市场化交易符合用电市场需求，创建市场化价格构成机制。明确实施方案闻附件。八、强化事中事后监管（一）政府有关部门要有针对性地制订和完备涉及法规政策，强化制度建设，着力确保电力市场身体健康运营。发电企业、电力用户和售电企业要稳固竖立法律意识、契约意识和信用意识，合约日后签定必需严苛遵守。

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约遵守情况实施分月统计资料，充分发挥大数据平台起到，电力必要交易涉及信息划入平台管理。能源监管机构对市场主体履行合同和继续执行市场运营规则等情况展开监管。（二）各涉及部门要建立健全交易合同纠纷协商仲裁机制，对市场主体在合约还款过程中产生的纠纷及时展开判决，营造公平公正的市场环境，极力防止因合同纠纷导致用户可信供电受到影响，彻底解决因不可抗力因素导致合约无法继续执行等问题，防止市场主体受到不公平待遇。

九、减缓前进电力市场主体信用建设国家发展改革委、国家能源局会同有关方面减缓前进电力市场主体信用体系建设，针对有所不同市场主体创建信用评价指标体系，引进全国性行业协会、信用服务机构和电力交易机构，创建信用评价制度，积极开展电力必要交易数据采集工作，实施市场主体年度信息审批，实行长胜牵头鼓舞和明知牵头惩戒机制，增强信用意识，容许有不当信用记录的市场主体参予电力市场化交易。创建完备白名单、黑名单制度，对于遵法长胜，信用评价较好以上的市场主体，划入白名单，研究给与同等条件下市场交易优先等鼓舞措施；对于违背交易规则和有明知不道德的市场主体，划入不当信用记录，情节尤其相当严重或不肯排查的，经过审批等有关程序后，划入明知企业黑名单；强迫解散的市场主体，必要划入明知企业黑名单。

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