山西省、浙江省、山东省、广东省能源局，内蒙古自治区、福建省、四川省、甘肃省工信厅（经信厅），华北、南方能监局，山西省、浙江省、福建省、山东省、四川省、甘肃省能监办，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，各电力交易中心，各相关市场主体：
为落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神，适应电力现货市场试点地区连续试结算工作的需要，现就做好相关工作通知如下。
一、高度重视电力现货市场试点连续试结算相关工作
（一）电力现货市场试点是电力市场化的关键改革,是有序发电和稳定用电的组合改革,是优化布局和优化结构的重大改革。电力现货市场连续运行后，对电力系统的经济机制产生了质的影响。起步阶段，适当加强宏观引导，加强电力市场风险防控工作，保障电力市场平稳运行和电力系统安全稳定运行，有利于构建公平竞争的市场环境，有利于打造健康可持续的行业体系。
二、结合实际制定电力现货市场稳定运行的保障措施
（二）做好电力中长期交易合同衔接工作。售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户应与发电企业在合同中约定分时结算规则，包括但不限于固定价格、分时电价或详细分时结算曲线（组）等。售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户（或发电企业）在日前市场开市前需提交结算曲线，未提交结算曲线的，由市场运营机构按照试点地区电力现货市场规则进行处理。电力中长期交易合同中，由发电企业市场交易价格、输配电价、政府性基金、辅助服务费用等直接相加构成售电企业或电力用户电价。各类跨省跨区优先发电和市场化中长期交易，均应由购买方和发电企业签订双边中长期交易合同，并明确分时结算曲线或形成分时结算曲线的具体规则。
（三）加强电力现货市场结算管理。不得设置不平衡资金池，每项结算科目均需独立记录，分类明确疏导，辅助服务费用、成本补偿、阻塞盈余等科目作为综合电价科目详细列支。所有结算科目的分摊（返还）应事先商定分摊（返还）方式，明确各方合理的权利与义务。
（四）充分发挥价格信号对电力生产、消费的引导作用，形成合理的季节和峰谷分时电价。充分发挥调节性能好的机组和可中断负荷的作用。电力供应存在偏紧时段地区，通过市场化手段提高市场主体参与系统调节的积极性。
（五）规范确定市场限价。现货试点地区第一责任部门组织合理确定市场限价核定原则和管理流程，并提前公布市场主体申报上下限。
（六）加强市场运营机构及技术支持系统开发方中立性管理。运营机构可以通过合同约定核心岗位工作人员离职三年内不得在利益主体就业或为其提供咨询服务。加强对电力现货市场技术支持系统的开发、运行和验收工作的监管。技术支持系统开发方应向市场主体公开承诺，不与所在市场相关主体发生业务相关商业行为，防止内幕交易。开发方、第三方验证执行者不得为关联企业（单位）或主体。
（七）加强市场力风险防范。建立对售电企业、发电企业和电网企业全覆盖的市场力识别和防范措施，探索市场力的事前、事中和事后监控机制，因地制宜、多措并举防范市场力风险。综合考虑各类市场主体价格承受能力，建立合理有效的市场力评估体系，保证市场平稳有序起步。
（八）严格市场注册管理。交易机构严格按照市场注册工作制度，提供各类市场主体注册服务。市场主体必须合法合规，符合市场信用要求，正常履行中长期交易合同，并经交易机构认定公示。健全完善市场主体退出程序。不满足参与电力现货市场技术条件的售电企业、电力用户，应在具备相关条件后才能参与有关交易活动。售电企业、电力用户自愿或者被强制放弃直接参加市场资格的，按照《售电公司准入与退出管理办法》《关于有序放开发用电计划的通知》等文件有关规定执行保底电价。确保保底电价设置科学合理，避免电力用户利用保底电价进行投机。
三、做好各项措施落实工作
（九）各试点地区第一责任部门负责会同相关单位做好相关措施的落实工作。尽快印发符合当地电力现货市场试点工作需要的2020年电力中长期交易工作相关文件，确保充分发挥电力中长期交易对冲电力现货交易价格波动风险的作用。各试点地区第一责任部门负责明确各项临时干预措施的有效期限，市场稳定运行后应逐步退出各项行政措施，以保证充分发挥市场配置资源的作用。
（十）各试点地区第一责任部门做好动态完善市场机制的工作。在连续试结算过程中，如遇各地规则中明确需要市场暂停的情况，应向市场主体披露详细原因、明确暂停持续时间。第一责任部门负责组织解决存在的问题，尽快重启交易，并及时向国家发展改革委、国家能源局报告。
（十一）各试点地区第一责任部门负责会同相关部门加强对电力现货市场结算的管理工作，各项结算科目的疏导与分摊（返还）明细应定期上报国家发展改革委、国家能源局，并在结算前向市场主体披露详细信息。
（十二）国家能源局派出机构负责组织电力交易机构在合同备案结算过程中，对双边形成的中长期合同约定分时结算相关内容进行核查，对不符合电力现货交易要求的进行风险提示。对于确不具备用电曲线管理能力的电力用户鼓励其由售电企业代理参与交易，以保护电力用户利益。各地政府主管部门、国家能源局派出机构要对市场主体的中长期合同签约履约情况进行核查，市场主体不得事后补签中长期合同。国家能源局派出机构负责加强市场力监管，采取有效措施促进市场运营机构和技术支持系统开发方的中立性。
（十三）交易机构在各试点地区第一责任部门和国家能源局派出机构组织下，具体实施市场注册管理。各地应加强市场主体准入注册管理，并在政府网站和交易机构网站进行公示后参与市场。各地应建立完善的结算制度，切实降低履约风险。
四、附则
（十四）工作中如遇重大事项，请及时报告国家发展改革委、国家能源局。
（十五）本通知自发布之日起施行，有效期2年。
为落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神，适应电力现货市场试点地区连续试结算工作需要，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》（发改办能源规〔2020〕245号）（以下简称《通知》）。现从文件出台背景、内容等方面进行解读。
一、出台背景
2017年8月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发文，明确在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货市场建设试点。目前，8个试点已全部启动结算试运行，部分试点已完成全月结算试运行，电力现货市场建设迈出重要一步。为进一步理顺试点建设中存在的问题，推动试点地区结算试运行逐步拉长周期，增加频次，国家发改委、国家能源局在多次听取有关地方能源主管部门、电力企业、研究机构意见建议基础上，研究形成《通知》。
二、主要思路和内容
针对当前国内电力现货市场建设过程中遇到的突出问题，《通知》梳理了保障电力现货市场稳定运行的相关措施，推动试点地区做好不间断连续试运行相关准备，具体如下。
一是强调了电力现货市场与中长期市场的衔接关系。电力现货市场环境下，电力中长期交易从“电量交易”转变为“带时标的电力、电量交易”。《通知》提出售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户应与发电企业约定分时结算规则，以体现不同时段电力的不同价值。不具备曲线管理能力的用户可由售电公司代理参与电力市场，发挥售电公司为用户“避险”的功能。
二是明确了不平衡资金的处理原则。不平衡资金关系到每个市场主体的切身利益，公平、透明地处理不平衡资金至关重要。为此《通知》要求独立记账、分类疏导不平衡资金，并事先约定每类款项的处理方式，防止不平衡资金池形成新的“交叉补贴”。
三是强调了电力现货市场价格信号对电力生产、消费的引导作用。随着新能源发电快速发展，电力系统供需双侧的随机性和波动性不断增强。为了促进可再生能源消纳，充分调动电力系统中各类资源“削峰填谷”积极性，需要进一步完善电力现货市场价格形成机制，保证市场价格能切实反映系统实际供需情况，还原电力的商品属性。
四是对市场运营机构和技术支持系统开发方提出中立性要求。市场运营机构和技术支持系统开发方的核心岗位可以接触到未向市场公开但会影响市场价格的关键信息。为维护电力现货市场秩序，防止内幕交易，《通知》就运营机构核心岗位工作人员离职脱敏期、技术支持系统独立性等方面提出要求,进一步促进市场运营机构依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务。
五是对试点第一责任单位提出动态完善市场机制的工作要求。电力现货市场关系到电力生产运行的稳定可靠，市场起步初期可以采用临时性的行政干预措施，如遇重大情况，可以依据规则暂停电力现货市场，但各试点地区第一责任部门应尽快向所有市场主体披露相关信息，明确干预手段退出时间，尽快重启市场，确保市场发挥资源配置决定性作用，提高市场韧性。
为落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神，适应电力现货市场试点地区连续试结算工作的需要，现就做好相关工作通知如下。
一、高度重视电力现货市场试点连续试结算相关工作
（一）电力现货市场试点是电力市场化的关键改革,是有序发电和稳定用电的组合改革,是优化布局和优化结构的重大改革。电力现货市场连续运行后，对电力系统的经济机制产生了质的影响。起步阶段，适当加强宏观引导，加强电力市场风险防控工作，保障电力市场平稳运行和电力系统安全稳定运行，有利于构建公平竞争的市场环境，有利于打造健康可持续的行业体系。
二、结合实际制定电力现货市场稳定运行的保障措施
（二）做好电力中长期交易合同衔接工作。售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户应与发电企业在合同中约定分时结算规则，包括但不限于固定价格、分时电价或详细分时结算曲线（组）等。售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户（或发电企业）在日前市场开市前需提交结算曲线，未提交结算曲线的，由市场运营机构按照试点地区电力现货市场规则进行处理。电力中长期交易合同中，由发电企业市场交易价格、输配电价、政府性基金、辅助服务费用等直接相加构成售电企业或电力用户电价。各类跨省跨区优先发电和市场化中长期交易，均应由购买方和发电企业签订双边中长期交易合同，并明确分时结算曲线或形成分时结算曲线的具体规则。
（三）加强电力现货市场结算管理。不得设置不平衡资金池，每项结算科目均需独立记录，分类明确疏导，辅助服务费用、成本补偿、阻塞盈余等科目作为综合电价科目详细列支。所有结算科目的分摊（返还）应事先商定分摊（返还）方式，明确各方合理的权利与义务。
（四）充分发挥价格信号对电力生产、消费的引导作用，形成合理的季节和峰谷分时电价。充分发挥调节性能好的机组和可中断负荷的作用。电力供应存在偏紧时段地区，通过市场化手段提高市场主体参与系统调节的积极性。
（五）规范确定市场限价。现货试点地区第一责任部门组织合理确定市场限价核定原则和管理流程，并提前公布市场主体申报上下限。
（六）加强市场运营机构及技术支持系统开发方中立性管理。运营机构可以通过合同约定核心岗位工作人员离职三年内不得在利益主体就业或为其提供咨询服务。加强对电力现货市场技术支持系统的开发、运行和验收工作的监管。技术支持系统开发方应向市场主体公开承诺，不与所在市场相关主体发生业务相关商业行为，防止内幕交易。开发方、第三方验证执行者不得为关联企业（单位）或主体。
（七）加强市场力风险防范。建立对售电企业、发电企业和电网企业全覆盖的市场力识别和防范措施，探索市场力的事前、事中和事后监控机制，因地制宜、多措并举防范市场力风险。综合考虑各类市场主体价格承受能力，建立合理有效的市场力评估体系，保证市场平稳有序起步。
（八）严格市场注册管理。交易机构严格按照市场注册工作制度，提供各类市场主体注册服务。市场主体必须合法合规，符合市场信用要求，正常履行中长期交易合同，并经交易机构认定公示。健全完善市场主体退出程序。不满足参与电力现货市场技术条件的售电企业、电力用户，应在具备相关条件后才能参与有关交易活动。售电企业、电力用户自愿或者被强制放弃直接参加市场资格的，按照《售电公司准入与退出管理办法》《关于有序放开发用电计划的通知》等文件有关规定执行保底电价。确保保底电价设置科学合理，避免电力用户利用保底电价进行投机。
三、做好各项措施落实工作
（九）各试点地区第一责任部门负责会同相关单位做好相关措施的落实工作。尽快印发符合当地电力现货市场试点工作需要的2020年电力中长期交易工作相关文件，确保充分发挥电力中长期交易对冲电力现货交易价格波动风险的作用。各试点地区第一责任部门负责明确各项临时干预措施的有效期限，市场稳定运行后应逐步退出各项行政措施，以保证充分发挥市场配置资源的作用。
（十）各试点地区第一责任部门做好动态完善市场机制的工作。在连续试结算过程中，如遇各地规则中明确需要市场暂停的情况，应向市场主体披露详细原因、明确暂停持续时间。第一责任部门负责组织解决存在的问题，尽快重启交易，并及时向国家发展改革委、国家能源局报告。
（十一）各试点地区第一责任部门负责会同相关部门加强对电力现货市场结算的管理工作，各项结算科目的疏导与分摊（返还）明细应定期上报国家发展改革委、国家能源局，并在结算前向市场主体披露详细信息。
（十二）国家能源局派出机构负责组织电力交易机构在合同备案结算过程中，对双边形成的中长期合同约定分时结算相关内容进行核查，对不符合电力现货交易要求的进行风险提示。对于确不具备用电曲线管理能力的电力用户鼓励其由售电企业代理参与交易，以保护电力用户利益。各地政府主管部门、国家能源局派出机构要对市场主体的中长期合同签约履约情况进行核查，市场主体不得事后补签中长期合同。国家能源局派出机构负责加强市场力监管，采取有效措施促进市场运营机构和技术支持系统开发方的中立性。
（十三）交易机构在各试点地区第一责任部门和国家能源局派出机构组织下，具体实施市场注册管理。各地应加强市场主体准入注册管理，并在政府网站和交易机构网站进行公示后参与市场。各地应建立完善的结算制度，切实降低履约风险。
四、附则
（十四）工作中如遇重大事项，请及时报告国家发展改革委、国家能源局。
（十五）本通知自发布之日起施行，有效期2年。
《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》政策解读
为落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神，适应电力现货市场试点地区连续试结算工作需要，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》（发改办能源规〔2020〕245号）（以下简称《通知》）。现从文件出台背景、内容等方面进行解读。
一、出台背景
2017年8月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发文，明确在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货市场建设试点。目前，8个试点已全部启动结算试运行，部分试点已完成全月结算试运行，电力现货市场建设迈出重要一步。为进一步理顺试点建设中存在的问题，推动试点地区结算试运行逐步拉长周期，增加频次，国家发改委、国家能源局在多次听取有关地方能源主管部门、电力企业、研究机构意见建议基础上，研究形成《通知》。
二、主要思路和内容
针对当前国内电力现货市场建设过程中遇到的突出问题，《通知》梳理了保障电力现货市场稳定运行的相关措施，推动试点地区做好不间断连续试运行相关准备，具体如下。
一是强调了电力现货市场与中长期市场的衔接关系。电力现货市场环境下，电力中长期交易从“电量交易”转变为“带时标的电力、电量交易”。《通知》提出售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户应与发电企业约定分时结算规则，以体现不同时段电力的不同价值。不具备曲线管理能力的用户可由售电公司代理参与电力市场，发挥售电公司为用户“避险”的功能。
二是明确了不平衡资金的处理原则。不平衡资金关系到每个市场主体的切身利益，公平、透明地处理不平衡资金至关重要。为此《通知》要求独立记账、分类疏导不平衡资金，并事先约定每类款项的处理方式，防止不平衡资金池形成新的“交叉补贴”。
三是强调了电力现货市场价格信号对电力生产、消费的引导作用。随着新能源发电快速发展，电力系统供需双侧的随机性和波动性不断增强。为了促进可再生能源消纳，充分调动电力系统中各类资源“削峰填谷”积极性，需要进一步完善电力现货市场价格形成机制，保证市场价格能切实反映系统实际供需情况，还原电力的商品属性。
四是对市场运营机构和技术支持系统开发方提出中立性要求。市场运营机构和技术支持系统开发方的核心岗位可以接触到未向市场公开但会影响市场价格的关键信息。为维护电力现货市场秩序，防止内幕交易，《通知》就运营机构核心岗位工作人员离职脱敏期、技术支持系统独立性等方面提出要求,进一步促进市场运营机构依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务。
五是对试点第一责任单位提出动态完善市场机制的工作要求。电力现货市场关系到电力生产运行的稳定可靠，市场起步初期可以采用临时性的行政干预措施，如遇重大情况，可以依据规则暂停电力现货市场，但各试点地区第一责任部门应尽快向所有市场主体披露相关信息，明确干预手段退出时间，尽快重启市场，确保市场发挥资源配置决定性作用，提高市场韧性。
国家发展改革委办公厅
国家能源局综合司
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