全国统一电力市场体系建设总体目标与时间表 - 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与市场 [1][5] - 到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升，形成以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系 [1][5] - 市场建设目标包括跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面正式运行，市场基础规则、技术标准和市场化电价机制基本健全 [1][5] 推动电力资源全国优化配置的具体路径 - 优化市场实现路径，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，逐步过渡到经营主体一次性提出量价需求、全国范围内分解匹配的联合交易模式 [6] - 完善跨省跨区电力交易制度，打通国家电网与南方电网经营区之间的市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易 [2][7] - 构建更充分合理的输电通道和主网架，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比 [2][7] - 研究探索相邻省份自愿联合组织交易，推动电力交易平台互联互通，条件成熟时研究组建全国电力交易中心 [6][7] 健全多层次电力市场体系的功能建设 - 全面建设现货市场，发挥其发现实时价格、反映供需的作用，推动现货市场在2027年前基本实现正式运行 [8] - 持续完善中长期市场，实现连续开市、不间断交易，覆盖年度、月度、月内等周期，并加强其与现货市场的有效衔接 [9] - 加快建设辅助服务市场，规范调频市场，加快建立备用市场，并实现与现货市场联合出清 [9] - 完善绿色电力市场，扩大绿电消费规模，加快建立强制与自愿相结合的绿证消费制度，并研究将绿证纳入碳排放核算 [10] - 建立容量市场，完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，条件成熟时探索通过报价竞争形成容量电价 [11] - 打造规范高效的零售市场，畅通批发-零售价格传导，引导需求侧资源参与系统调节，并加强售电公司规范管理 [11] 促进各类经营主体平等广泛参与市场 - 推动发电侧全面参与，落实新能源可持续发展价格机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易 [12] - 推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与市场，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与 [12] - 优化煤电机组运营模式，上网电量全部参与电力市场，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入市场 [13] - 扩大用户侧参与范围，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与市场 [13] - 有序推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场 [13] 构建全国统一的电力市场制度与治理体系 - 统一电力市场规则体系，健全以基本规则为基础、各类交易规则为支撑的基础规则体系，并建立定期修订制度 [14] - 健全电力市场治理体系，完善政府主管部门规划设计、监管机构独立监管、协调组织共商自律、运营机构服务监测的治理架构 [14] - 完善电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值，建立健全全国统一的电费结算政策和价格风险防控体系 [15] - 统一电力市场技术标准，统一关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目及信息交互标准 [15] - 建立全国统一的电力市场信用制度，制定统一的信用信息目录、评价标准和应用措施清单 [15] 强化政策协同与保障措施 - 加强电力规划与电力市场的衔接协同，在制定规划时充分考虑电力供需平衡等因素，引导电源与电网规划协同发展 [16] - 加强应急处置与风险防控体系建设，建立市场应急处置制度，明确突发事件和异常情况下的交易组织、调整和结算方式 [16] - 建立电力市场评价制度，制定量化指标和评价办法，鼓励第三方独立机构参与评价，发布各地市场建设运行情况 [17]