索比光伏网讯:（一）《关于推进电力市场建设的实施意见》的必要性、主要内容和主要特点是什么？
答：“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”是贯彻落实中发〔2015〕9号文“构建有效竞争的市场结构和市场体系”要求的核心工作，是中发〔2015〕9号文明确近期推进的电力体制改革重点任务之一。电力市场建设具有较强的专业性，涉及主体众多，因此，需要制定专门文件，以便推进和规范后续的电力市场建设工作。
《实施意见》包括七部分主要内容。一是总体要求和实施路径，要求在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，通过开展试点、总结完善、扩大试点，逐步实现。二是建设目标，明确主要市场类型和交易品种、主要市场模式、电力市场体系。三是主要任务，提出了组建相对独立的交易机构，完善技术支持系统，建立中长期和现货交易机制等。四是市场主体，明确了市场主体的范围、发电企业和用户的基本条件。五是市场运行，规定交易组织实施、双边交易、合同执行、交易结算等内容。六是信用体系建设，要求建立市场主体信用评价制度、守信激励和失信惩戒机制。七是组织实施，按照市场筹建、规范完善、推广融合分阶段推进市场建设。
《实施意见》着重突显以下九个主要特点。一是明确了市场建设“在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”的初期目标。二是强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区交易机制协同推进。三是提出分散式和集中式两类市场模式和一系列市场交易品种；对区域和省（区、市）电力市场范围和功能进行了界定。四是明确规划内可再生能源在优先发电的基础上，优先发电合同可转让，解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。五是将各类发电企业纳入市场主体范围，以促进公平竞争和市场效率；将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡。六是建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡，从而彻底解决直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。七是允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用区域电价或节点边际电价。八是针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。九是对市场信用体系制度建设提出了具体要求。
（二）当前着手推进的电力市场体系、实施路径和主要任务是什么？
从地理分布来看，市场结构分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。在全国较大范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议明确的定向送电，并促进这些计划性质的跨省跨区交易市场化。一定范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖和电力在一定范围内的优化配置。例如，我们现行地理意义范围上的京津冀、南方等传统概念上的区域，其次，两个及以上省份（区、市）联合组成的市场也在此列。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖。由于电力运行的特性限制，负责开展中长期交易和现货交易的区域市场和省（区、市）市场覆盖的地理范围互不重叠，平行设置，互不干预电力市场运行。
电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，按照电压等级和用电容量不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，选择具备条件地区建设现货交易和中长期交易同步开展的电力市场试点，建立适应现货交易要求的优先发用电机制；电力市场试点运行一定时间后，总结试点经验、完善交易机制、丰富交易品种，视情况扩大试点范围，推动各电力市场的融合与联合运行。
非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》以及《关于推进电力市场建设的实施意见》的有关内容开展市场化交易，在国家制定的中长期交易基本规则基础上，规范扩大电力直接交易，逐步过渡到适应现货交易要求的中长期交易机制，并在此基础上研究形成现货市场。各地零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。
电力市场建设明确九项主要任务：一是组建相对独立的电力交易机构。二是完善电力市场交易技术支持系统。三是建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。四是建立相对稳定的中长期交易机制。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。五是完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。六是建立有效竞争的现货交易机制。按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力，挖掘系统消纳清洁能源的能力。七是建立辅助服务交易机制，保障电网运行安全。八是形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。九是建立市场风险防范机制。
（三）电力市场是否影响电力系统安全稳定运行？
答：电力市场建设不改变现行电力系统安全管理体制。各电力企业仍然是电力安全稳定运行的责任主体，保障安全稳定运行仍旧是电力系统各方的首要任务。电力调度机构是电力系统运行的指挥中心，电力市场每一笔交易，都必须经过调度中心的安全校核。现货市场建立后，市场成员的广泛参与和监督将更有利于明确电网运行的安全约束，使得市场可以在清晰、严格的安全约束下组织，实现电网安全运行精益化管理；而且通过电力市场所产生的实时价格信号，增强发用电企业自我调节的积极性，挖掘市场成员提供辅助服务的潜力，提高电力系统实时平衡，更好地保障电力系统平稳运行，保障电网安全。
（四）电力市场能否降低电价？
答：现行电价体制下，用户终端价格主要包括发电上网价格、输配电价、政府基金和附加三部分。本次改革以核定输配电价为切入点，将电网企业购销差价作为主要收入方式转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变“独买独卖”为“多买多卖”，其作用在于提高市场的竞争性，增强电力用户的用电选择权。从目前电力供需形势来看，在一段时间内电能量价格应该呈下降趋势。随着电力供需形势变化和市场机制的完善，电价将出现有升有降的局面。同时，监管机构将加大市场运行中市场力、串谋报价等问题的监管力度，避免市场平均价格大幅波动。
（五）《关于推进电力市场建设的实施意见》中为什么要突出建立现货市场？
答：这一次电力市场建设与2002年的市场化改革相比，一个鲜明的特点就是提出了：电力市场建设应中长期交易和现货交易并举；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。
过去我们推广开展的大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制，由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此，需要建立现货市场。一是现货市场能满足电力特殊物理属性要求。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发电、输电、配电、用电瞬时完成，因而电力系统运行必须保证实时平衡。现货市场交易以每5-60分钟时段的电量为交易标的符合电力实时平衡的特性，交易时段越短（如5分钟为一个时段）越有利于保障电力实时平衡。二是现货市场能与节能发电调度目标一致，有利于清洁能源的消纳。现货市场以区域或节点边际电价作为市场出清价格，发电企业都是基于其发电机组的短期边际成本进行报价（市场力行为除外），一般情况下，发电机组按报价由低至高的排列顺序依次为可再生能源发电（包括风电、泾流式水电、光伏发电）机组、无调峰能力的水电机组、核电机组、低煤耗煤电机组、高能耗煤电机组、有调峰能力的水电机组、燃气发电机组、燃油机组等，除燃气机组之外，与节能发电调度的排序基本一致，满足清洁能源的优先消纳。三是现货市场能有效引导电源、电网投资建设。由于在现货市场上，每个时段、乃至不同地区或节点的市场价格不同，使得现货市场价格能够充分地反映不同时段、不同地点（节点或地区）的边际发电成本和供需状况，因而具有时间和位置信号，可以有效地引导电源投资、优化电源结构、布局和新建输变电工程需要。四是现货市场能为其他电力交易提供价格信号。由于电力系统实时平衡的特殊要求，发电机组组合一般在日前24小时才能确定，电网的安全约束和输电约束也同样在此时确定，所以电力的三个价格信号（即电的商品价格信号、时间价格信号、位置价格信号），在日前甚至更短的时间内释放出来。现货市场正好承担了这三个价格信号的发现功能，通过发现完整的电力价格信号，引导市场主体开展中长期电力交易、输电权交易和电力期货交易。所以说，电力现货市场被称为现代电力市场体系的标志和核心。
从国际经验来看，英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始，在此基础上，形成中长期交易和金融衍生品交易的价格信号。目前国家电网电力调度运行采用的D5000系统，已经考虑了现货市场交易的大部分功能。
（六）为什么要求用户应全部电量参与市场交易且一定周期不可退出？
答：符合条件的用户选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，且一旦参与，一定周期内不可退出，主要是为了保证电力市场的长期稳定运行，维护发用电企业双方的利益。在电力市场建设没有完成之前，不参与直接交易的部分发电企业和电力用户执行政府定价，价格相对固定，而市场交易价格是随着供需、发电成本变化（比如煤炭价格变化）的而变化的，两者之间必然存在一定的价差。如果发电企业和电力用户随意退出市场或选择部分电量参与市场交易，必然会影响其他市场主体的利益，也不能及时准确的反应电力供需和价格，达不到建设电力市场的作用。
我们保障所有用户的用电权利，保证电力普遍服务，不强制电力用户参与市场交易。符合条件但不想直接参与市场交易的电力用户，可以通过两种方式购电，一是通过售电企业进行购电，二是通过电网企业在当地的供电企业提供的保底供电服务，按照政府定价进行购电。
（七） 如何保障电力市场公平、公正和规范运行？
答：配套文件提出切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局将依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。
目前，我们在原国家电监会颁布的《电力市场监管办法》基础上，结合当前电力体制改革新要求，修订完善了《电力市场监管办法》。对监管主体、监管对象、监管内容、监管措施等进行详尽的规定，形成有法可依、有规可依的监管环境。在实际工作中，除了加强日常监管外，还通过重点检查、信息披露、约谈约访、专项稽查、受理投诉举报等监管措施发现问题，违法违规情况一经认定，将按照规定进行处理，在事前、事中、事后的各个环节保障市场公平、公正和规范运营。
答：“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”是贯彻落实中发〔2015〕9号文“构建有效竞争的市场结构和市场体系”要求的核心工作，是中发〔2015〕9号文明确近期推进的电力体制改革重点任务之一。电力市场建设具有较强的专业性，涉及主体众多，因此，需要制定专门文件，以便推进和规范后续的电力市场建设工作。
《实施意见》包括七部分主要内容。一是总体要求和实施路径，要求在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，通过开展试点、总结完善、扩大试点，逐步实现。二是建设目标，明确主要市场类型和交易品种、主要市场模式、电力市场体系。三是主要任务，提出了组建相对独立的交易机构，完善技术支持系统，建立中长期和现货交易机制等。四是市场主体，明确了市场主体的范围、发电企业和用户的基本条件。五是市场运行，规定交易组织实施、双边交易、合同执行、交易结算等内容。六是信用体系建设，要求建立市场主体信用评价制度、守信激励和失信惩戒机制。七是组织实施，按照市场筹建、规范完善、推广融合分阶段推进市场建设。
《实施意见》着重突显以下九个主要特点。一是明确了市场建设“在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”的初期目标。二是强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区交易机制协同推进。三是提出分散式和集中式两类市场模式和一系列市场交易品种；对区域和省（区、市）电力市场范围和功能进行了界定。四是明确规划内可再生能源在优先发电的基础上，优先发电合同可转让，解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。五是将各类发电企业纳入市场主体范围，以促进公平竞争和市场效率；将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡。六是建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡，从而彻底解决直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。七是允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用区域电价或节点边际电价。八是针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。九是对市场信用体系制度建设提出了具体要求。
（二）当前着手推进的电力市场体系、实施路径和主要任务是什么？
从地理分布来看，市场结构分为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。区域电力市场包括在全国较大范围内和一定范围内资源优化配置的电力市场两类。在全国较大范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）实现，负责落实国家计划、地方政府协议明确的定向送电，并促进这些计划性质的跨省跨区交易市场化。一定范围内资源优化配置的区域电力市场主要通过中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖和电力在一定范围内的优化配置。例如，我们现行地理意义范围上的京津冀、南方等传统概念上的区域，其次，两个及以上省份（区、市）联合组成的市场也在此列。省（区、市）电力市场主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易，实现电力交易品种全覆盖。由于电力运行的特性限制，负责开展中长期交易和现货交易的区域市场和省（区、市）市场覆盖的地理范围互不重叠，平行设置，互不干预电力市场运行。
电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，按照电压等级和用电容量不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，选择具备条件地区建设现货交易和中长期交易同步开展的电力市场试点，建立适应现货交易要求的优先发用电机制；电力市场试点运行一定时间后，总结试点经验、完善交易机制、丰富交易品种，视情况扩大试点范围，推动各电力市场的融合与联合运行。
非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》以及《关于推进电力市场建设的实施意见》的有关内容开展市场化交易，在国家制定的中长期交易基本规则基础上，规范扩大电力直接交易，逐步过渡到适应现货交易要求的中长期交易机制，并在此基础上研究形成现货市场。各地零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。
电力市场建设明确九项主要任务：一是组建相对独立的电力交易机构。二是完善电力市场交易技术支持系统。三是建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。四是建立相对稳定的中长期交易机制。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。五是完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。六是建立有效竞争的现货交易机制。按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力，挖掘系统消纳清洁能源的能力。七是建立辅助服务交易机制，保障电网运行安全。八是形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。九是建立市场风险防范机制。
（三）电力市场是否影响电力系统安全稳定运行？
答：电力市场建设不改变现行电力系统安全管理体制。各电力企业仍然是电力安全稳定运行的责任主体，保障安全稳定运行仍旧是电力系统各方的首要任务。电力调度机构是电力系统运行的指挥中心，电力市场每一笔交易，都必须经过调度中心的安全校核。现货市场建立后，市场成员的广泛参与和监督将更有利于明确电网运行的安全约束，使得市场可以在清晰、严格的安全约束下组织，实现电网安全运行精益化管理；而且通过电力市场所产生的实时价格信号，增强发用电企业自我调节的积极性，挖掘市场成员提供辅助服务的潜力，提高电力系统实时平衡，更好地保障电力系统平稳运行，保障电网安全。
（四）电力市场能否降低电价？
答：现行电价体制下，用户终端价格主要包括发电上网价格、输配电价、政府基金和附加三部分。本次改革以核定输配电价为切入点，将电网企业购销差价作为主要收入方式转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变“独买独卖”为“多买多卖”，其作用在于提高市场的竞争性，增强电力用户的用电选择权。从目前电力供需形势来看，在一段时间内电能量价格应该呈下降趋势。随着电力供需形势变化和市场机制的完善，电价将出现有升有降的局面。同时，监管机构将加大市场运行中市场力、串谋报价等问题的监管力度，避免市场平均价格大幅波动。
（五）《关于推进电力市场建设的实施意见》中为什么要突出建立现货市场？
答：这一次电力市场建设与2002年的市场化改革相比，一个鲜明的特点就是提出了：电力市场建设应中长期交易和现货交易并举；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。
过去我们推广开展的大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制，由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此，需要建立现货市场。一是现货市场能满足电力特殊物理属性要求。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发电、输电、配电、用电瞬时完成，因而电力系统运行必须保证实时平衡。现货市场交易以每5-60分钟时段的电量为交易标的符合电力实时平衡的特性，交易时段越短（如5分钟为一个时段）越有利于保障电力实时平衡。二是现货市场能与节能发电调度目标一致，有利于清洁能源的消纳。现货市场以区域或节点边际电价作为市场出清价格，发电企业都是基于其发电机组的短期边际成本进行报价（市场力行为除外），一般情况下，发电机组按报价由低至高的排列顺序依次为可再生能源发电（包括风电、泾流式水电、光伏发电）机组、无调峰能力的水电机组、核电机组、低煤耗煤电机组、高能耗煤电机组、有调峰能力的水电机组、燃气发电机组、燃油机组等，除燃气机组之外，与节能发电调度的排序基本一致，满足清洁能源的优先消纳。三是现货市场能有效引导电源、电网投资建设。由于在现货市场上，每个时段、乃至不同地区或节点的市场价格不同，使得现货市场价格能够充分地反映不同时段、不同地点（节点或地区）的边际发电成本和供需状况，因而具有时间和位置信号，可以有效地引导电源投资、优化电源结构、布局和新建输变电工程需要。四是现货市场能为其他电力交易提供价格信号。由于电力系统实时平衡的特殊要求，发电机组组合一般在日前24小时才能确定，电网的安全约束和输电约束也同样在此时确定，所以电力的三个价格信号（即电的商品价格信号、时间价格信号、位置价格信号），在日前甚至更短的时间内释放出来。现货市场正好承担了这三个价格信号的发现功能，通过发现完整的电力价格信号，引导市场主体开展中长期电力交易、输电权交易和电力期货交易。所以说，电力现货市场被称为现代电力市场体系的标志和核心。
从国际经验来看，英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始，在此基础上，形成中长期交易和金融衍生品交易的价格信号。目前国家电网电力调度运行采用的D5000系统，已经考虑了现货市场交易的大部分功能。
（六）为什么要求用户应全部电量参与市场交易且一定周期不可退出？
答：符合条件的用户选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，且一旦参与，一定周期内不可退出，主要是为了保证电力市场的长期稳定运行，维护发用电企业双方的利益。在电力市场建设没有完成之前，不参与直接交易的部分发电企业和电力用户执行政府定价，价格相对固定，而市场交易价格是随着供需、发电成本变化（比如煤炭价格变化）的而变化的，两者之间必然存在一定的价差。如果发电企业和电力用户随意退出市场或选择部分电量参与市场交易，必然会影响其他市场主体的利益，也不能及时准确的反应电力供需和价格，达不到建设电力市场的作用。
我们保障所有用户的用电权利，保证电力普遍服务，不强制电力用户参与市场交易。符合条件但不想直接参与市场交易的电力用户，可以通过两种方式购电，一是通过售电企业进行购电，二是通过电网企业在当地的供电企业提供的保底供电服务，按照政府定价进行购电。
（七） 如何保障电力市场公平、公正和规范运行？
答：配套文件提出切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。充分发挥和加强国家能源局及其派出机构在电力市场监管方面的作用。国家能源局将依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管；国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。
目前，我们在原国家电监会颁布的《电力市场监管办法》基础上，结合当前电力体制改革新要求，修订完善了《电力市场监管办法》。对监管主体、监管对象、监管内容、监管措施等进行详尽的规定，形成有法可依、有规可依的监管环境。在实际工作中，除了加强日常监管外，还通过重点检查、信息披露、约谈约访、专项稽查、受理投诉举报等监管措施发现问题，违法违规情况一经认定，将按照规定进行处理，在事前、事中、事后的各个环节保障市场公平、公正和规范运营。
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