10月12日，國家發改委、國家能源局印發《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（以下簡稱“通知”）。通知提出，加快放開各類電源參與電力現貨市場。按照 2030 年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。暫未參與所在地區現貨市場的新能源發電主體，應視為價格接受者參與電力現貨市場出清，可按原有價格機制進行結算，但須按照規則進行信息披露，并與其他經營主體共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費用。
鼓勵新型主體參與電力市場。通過市場化方式形成分時價格信號，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優化電能質量等方面發揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。為保證系統安全可靠，參考市場同類主體標準進行運行管理考核。持續完善新型主體調度運行機制，充分發揮其調節能力，更好地適應新型電力系統需求。
通知進一步明確現貨市場建設要求：
(一)推動現貨市場轉正式運行。各省/區域、省間現貨市場連續運行一年以上，并依據市場出清結果進行調度生產和結算的，可按程序轉入正式運行。第一責任單位要委托具備專業能力和經驗的第三方機構開展評估并形成正式評估報告。在滿足各項條件的基礎上，報國家發展改革委、國家能源局備案。
(二)有序擴大現貨市場建設范圍。福建盡快完善市場方案設計，2023年底前開展長周期結算試運行。浙江加快市場銜接，2024年6月前啟動現貨市場連續結算試運行。四川結合實際持續探索適應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制。遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北、河北南網、江西、陜西等力爭在2023年底前開展長周期結算試運行。其他地區(除西藏外)加快推進市場建設，力爭在2023年底前具備結算試運行條件。鼓勵本地平衡較困難的地區探索與周邊現貨市場聯合運行。
(三)加快區域電力市場建設。南方區域電力現貨市場在2023 年底前啟動結算試運行。2023年底前建立長三角電力市場一體化合作機制，加快推動長三角電力市場建設工作。京津冀電力市場在條件成熟后，力爭 2024 年6月前啟動模擬試運行。
(四)持續優化省間交易機制。省間電力現貨市場繼續開展連續結算試運行，2023 年底前具備連續開市能力。推動跨省跨區電力中長期交易頻次逐步提高，加強與省間現貨協調銜接，探索逐日開市、滾動交易的市場模式。
進一步擴大經營主體范圍
(五)加快放開各類電源參與電力現貨市場。按照 2030 年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。暫未參與所在地區現貨市場的新能源發電主體，應視為價格接受者參與電力現貨市場出清，可按原有價格機制進行結算，但須按照規則進行信息披露，并與其他經營主體共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費用。
(六)不斷擴大用戶側主體參與市場范圍。現貨市場運行的地方，電網企業要定期預測代理購電工商業用戶用電量及典型負荷曲線，通過場內集中交易方式(不含撮合交易)代理購電，以報量不報價等方式、作為價格接受者參與現貨市場出清結算。加快開展用戶側參與省間現貨交易的相關問題研究。
(七)鼓勵新型主體參與電力市場。通過市場化方式形成分時價格信號，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優化電能質量等方面發揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。為保證系統安全可靠，參考市場同類主體標準進行運行管理考核。持續完善新型主體調度運行機制，充分發揮其調節能力，更好地適應新型電力系統需求。
統籌做好各類市場機制銜接
(八)做好現貨與中長期交易街接。更好發揮中長期交易在平衡長期供需、穩定市場預期的基礎作用，優化中長期合同市場化調整機制，縮短交易周期，提高交易頻次，完善交易品種，推動中長期與現貨交易更好統籌銜接。考慮新能源難以長周期準確預測的特性，為更好地適應新能源參與現貨市場需求，研究對新能源占比較高的省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例。開展現貨交易地區，中長期交易需連續運營，并實現執行日前七日(D-7日)至執行日前兩日 (D-2日)連續不間斷交易。綠電交易納入中長期交易范疇，交易合同電量部分按照市場規則，明確合同要素并按現貨價格結算偏差電量。
(九)加強現貨交易與輔助服務街接。加強現貨與輔助服務有序協調，在交易時序、市場準入等方面做好銜接。現貨市場連續運行地區，調頻輔助服務費用可向用戶側疏導，其他輔助服務品種按照“成熟一個、疏導一個”原則確定疏導時機及方式，具體由國家發展改革委會同國家能源局另行確定。做好省間、省內現貨市場與區域輔助服務市場的銜接融合，提升電力資源優化配置效率。
(十)完善電力市場價格體系。現貨試點地區要加強中長期、輔助服務與現貨、省間與省內市場在價格形成機制方面的協同銜接。各地現貨市場出清價格上限設置應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接，價格下限設置可參考當地新能源平均變動成本。嚴格落實燃煤發電上網側中長期交易價格機制，不得組織專場交易，減少結算環節的行政干預。推動批發市場分時電價信號通過零售合同等方式向終端用戶傳導，引導用戶優化用電行為。
(十一)探索建立容量補償機制。推動開展各類可靠性電源成本回收測算工作，煤電等可靠性電源年平均利用小時數較低的地區可結合測算情況，盡快明確建立容量補償機制時間節點計劃和方案，探索實現可靠性電源容量價值的合理補償。
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