我国电力市场近中期重点任务有哪些？

优化完善辅助服务市场建设运营。

一、构建多层次统一电力市场架构

1. 明确各层次电力市场的功能作用 夯实省（区、市）电力市场基础性作用。优化省（区、市） 内电力资源配置，提高系统运行效率和省内电力资源配置效率， 保障省内电力电量供需平衡和安全供电秩序。发挥区域电力市场余缺互济和资源优化配置作用。贯彻京 津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域 重大战略，探索建立区域电力市场，成为全国统一电力市场的 有机组成部分。

发挥跨省跨区电力市场大范围优化配置作用。进一步完善跨 省跨区中长期和省间现货交易机制；畅通国家电网、南方电网和内 蒙古电网经营范围内的电力交易，推动省际跨经营区常态化市场交 易，实现电力资源在全国更大范围内的互济和优化配置。

2. 引导各层次电力市场协同运行 开展省级市场标准化模式设计。推动建设“中长期 + 现货 + 辅助服务 + 容量”的标准化电力市场架构，统一规范电力市场的交易周期、交易标的、交易平台等内容。中长期市场强化分 时段交易，规范连续运营；推进现货市场标准化模式设计；因 地制宜设置辅助服务交易品种，形成多品种市场高效衔接的标 准化市场模式。 建立不同层次市场的有序衔接机制。推动跨省跨区与省 （区、市）/ 区域市场有序衔接。完善各级申报、出清的市场协 调运作模式，以跨省跨区交易作为省（区、市）内交易边界。 探索在中长期、现货环节形成更为集中高效的申报和出清方式， 逐步推动各层次市场从协同运行过渡到联合运行。

3. 有序推进跨省跨区市场间开放合作 逐步推动跨省跨区电力市场化交易。坚持市场在资源配置 中起决定性作用，在落实电网安全保供支撑电源电量的基础上， 逐步扩大跨省跨区市场化交易规模。优化完善跨省跨区输电价 格机制，提升跨省跨区交易灵活性。 扩大跨省跨区交易经营主体范围。推动跨省跨区市场与省 （区、市）/ 区域市场统一准入要求，研究建立多元经营主体 参与跨省跨区交易机制，探索发电企业与售电公司、用户等 开展省间直接交易，进一步丰富新型主体参与跨省跨区市场 模式。

二、构建功能完备、品种齐全的市场体系

1. 深化电能量市场建设运营 深化开展中长期市场连续运营。推动中长期交易向更长 周期（多年）、更短周期（D-2）双向延伸，实现按工作日连 续开市。推动中长期市场向精细化、标准化转变，实现带曲 线签约、分时段结算。建立灵活高效的合同调整和转让交易 机制。 加快推进电力现货市场建设。推动现货市场按程序转入 正式运行，在 2029 年前全国绝大多数省份电力现货市场正式 运行。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合 运行。推动南方区域电力市场建设，在 2029 年前后实现正式 运行。

2. 优化完善辅助服务市场建设运营 优化完善辅助服务交易品种。规范调峰、调频、备用等辅 助服务市场交易机制，因地制宜推动灵活爬坡、转动惯量等辅 助服务市场的建设，探索建立一次调频、无功服务、黑启动的 市场化采购机制。 健全辅助服务价格形成机制。合理设置辅助服务市场价格 上限，原则上调峰服务价格上限不高于当地平价新能源项目的 上网电价，备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。 结合各地现货市场建设进展，合理确定费用疏导机制，推动辅 助服务费用规范有序传导。加快完善辅助服务与电能量市场的 联合出清机制。

3. 持续推进电力容量保障机制建设 深化完善容量电价机制。结合各地区能源转型进度动态调 整容量电价水平、适用范围和考核机制。 深入研究中国特色的容量市场。逐步由容量电价机制向多 类型主体参与的容量市场机制过渡。建立电力系统充裕度评估 机制，引导增量电源合理建设，激励新能源等更多主体提升可 信容量水平。在 2029 年前开展电力容量市场探索。

4. 探索建设输电权、电力期货等市场 研究探索建设输电权市场，探索输电通道市场化使用方式， 逐步形成更加灵活的输电权分配机制。研究电力期货合约，发挥电 力期货在发现价格、对冲风险方面的作用，为发电企业、售电主体 和用户提供远期价格基准。

三、构建适应绿色低碳转型的市场机制

1. 推动清洁能源有序参与市场 建立健全可再生能源消纳政策机制。落实用户侧主体可再 生能源消纳责任，研究建立可再生能源消纳责任权重机制与绿 电绿证市场相结合的市场模式，形成以绿证作为履行消纳责任 的主要手段、体现可再生能源绿色价值的市场机制体系。拓宽 绿电绿证应用场景，激发用户可再生能源消费需求。 优化完善适应新能源特性的市场机制。优化市场组织方 式，缩短交易周期，提高交易频率，更好适应新能源出力波动 性、间歇性的特点。建立健全新能源进入市场的价格机制，促 进市场交易与保障性收购政策的有序衔接，保障新能源的可持 续发展。

推动清洁能源逐步转为市场化消纳。统筹新能源入市节 奏和规模。2025 年前，新能源市场化消纳占比超过 50%； 2029 年前，实现新能源全面参与市场。稳妥推进水电、核电 和分布式新能源市场化步伐，在保障能源安全的基础上按需 入市。

2. 完善大型风光基地参与市场的方式 健全完善大型风光基地电力交易机制。规范省间送电长期 协议，明确各方权利义务。通过省间年度、月度交易满足受端 省购电需求，落实省间优先送电计划。推动大基地富余电力通 过省间、省内电力市场灵活开展多种交易。

探索建立大型风光基地多类型主体联合参与的市场机制。 探索风电、光伏、煤电、储能等多类型主体联合参与市场的方 式，通过聚合有效提升电力平衡能力，提高新能源参与市场的 稳定性，实现各类主体之间利益共享和风险共担。

3. 优化完善绿电绿证交易 持续扩大绿电交易规模。进一步扩大省间绿电供给，推动 发电企业与跨省区用户直接签订绿色电力交易合同，促进绿电 在更大范围优化配置。持续扩大省内绿电交易规模，推动绿电 交易向长周期、精细化方向发展，鼓励电力用户与新能源发电 企业签订多年期购电协议。完善绿证核发和交易机制。推进可再生能源绿色电力证书 全覆盖，研究建立反映核电绿色价值的政策机制。探索提升绿 证交易流通性的交易机制。完善绿证标记信息，形成完整的绿 色电力消费标准体系。

四、构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制

1. 有效激励各类灵活调节电源发挥作用 合理反映常规机组容量和调节价值。建立健全容量电价机制，有效保障电力系统容量充裕度。在完善容量电价机制 基础上，探索建立容量市场。完善辅助服务市场机制，根据 系统实际需求创新辅助服务品种，引导和激发调节资源参与 调节。 丰富新型储能参与市场的方式。推动新型储能参与电力市 场，结合新型储能特点完善电力现货市场、辅助服务市场和容 量市场机制，明确各类新型储能参与市场的方式、价格机制、 成本分摊及疏导机制，引导新型储能参与系统调节。 建立发挥抽水蓄能电站调节能力的市场机制。初期，抽水蓄 能电站作为承担保障义务的特殊经营主体，以调度调用为主，鼓 励自愿参与电力市场。逐步推动抽水蓄能电站作为独立经营主体 参与市场，在现货市场中通过报量报价充分发挥系统调节能力。

2. 构建用户侧资源互动响应机制 提高需求响应规模和管理能力。完善需求响应资源分级分类 管理机制，形成稳定可靠的资源库，健全多元主体参与需求响应 的准入条件，积极培育储能、数据中心、5G 基站、电动汽车、冷 链冷库等新型主体，进一步扩大需求响应资源池规模和范围。到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%，其中 年度最大用电负荷峰谷差率超过 40% 的省份达到 5% 及以上。加快推动用户侧资源通过市场发挥调节作用。推动用户 侧参与电力市场，在已开展现货市场的地区，推动用户侧主 体报量报价参与市场；在未开展现货市场的地区，开展分时 段交易及结算，引导用户侧削峰填谷。探索用户侧调节资源 的省间互济共享机制。

3. 建立健全市场风险防控机制 对各类市场运行情况及时进行监测分析，做好供需形势预 判和风险预警。完善各级响应预案，建立以防为主、防治结 合的全过程市场运营异常情况处理机制。针对可能存在的市 场不完善、市场失灵等特殊情况，健全应急处置和干预机制。