政策解读｜电力中长期交易基本规则

【引言】《电力中长期交易基本规则》（简称《规则》）结合我国电力市场改革现状，对现货以前的电力中长期交易的相关问题进行了较为细致、全面的规定。该规则不仅包括市场化交易方案，还包括省间和省内发用电计划的安排、可再生能源的交易；不仅包括能量交易的内容，还包括各类市场主体的准入和权利义务、安全校核、市场监管、信息披露、相关政府机构的职责分工等多个方面的内容。该规则的发布对我国电力市场建设、执行中的一些具有争议的做法作了明确的规定，对我国电力市场的发展将起到非常好的作用。本文对《规则》的核心内容进行解读和分析，一方面帮助大家更加深入了解该规则，另一方面探讨后续需要进一步细化的规则、尽快开展研究的内容。

（来源：微信公众号“走进电力市场” ID:PowerMarket 作者：荆朝霞，华南理大学教授）

【概述】

1、概念及适用范围：本《规则》主要针对现货市场以前的电力市场交易，是与电力市场交易相关的一系列规则体系。虽然是适合现货以前的中长期交易，但很多内容、原则经过适当修改也可用于现货市场以后。

2、市场各方的责权利：对电力市场建设来说，明确市场相关各方的责权利非常重要。《规则》在这方面做了很多工作，明确了电网、交易机构、政府及各类市场成员的责权利。特别是，明确了以下内容，对未来市场的发展有很好的指导意义：

1）明确了电网企业作为保底供电提供者的角色，具有对非市场用户提供供电服务、进行非市场用户的电力电量预测的义务；

2）强调交易价格、数量等由市场自由形成，计划电量纳入中长期合同管理；尽量减少政府对市场的干涉；

3）对安全校核、阻塞管理做了比较全面的规定，包括关键通道可用输电容量等安全校核相关信息的发布、交易机构和调度机构之间的职能划分、发生阻塞时的处理方法等。

3、交易方式和价格机制。《规则》下的中长期交易可以认为是一种分散的交易形式：允许各种各样的交易方式，包括协商交易、集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等，用户可以自由选择采用哪种方式、在什么时候进行交易。强调市场价格由市场形成，第三方不得干涉。对签订了市场化交易合同的机组，分配基数电量时不进行容量剔除，加大竞争力度。

4、安全校核。调度机构有义务在交易前发布安全校核相关的信息，交易机构根据相关信息组织交易，形成预成交结果。然后调度再对全部预成交的交易进行安全校核，发生约束时按照时间优先、价格优先等原则进行交易削减和调整。明确了调度机构和交易机构的职责和分工，明确了安全校核的方法，利用更大范围交易的达成、利于电网资源更充分的利用。

5、跨省跨区政府间协议需约定送受电曲线，并优先安排输电通道。优先发电按“保量报价”和“保量竞价”两种形式参与市场。优先安排跨省跨区政府间协议有很多积极的意义，但也可能影响资源的最优配置。

6、偏差处理推荐采用预挂牌机制，本质上与分散式现货市场模式下的偏差处理机制是类似的。但中长期下的偏差处理相对现货市场下的偏差处理更加复杂。需要尽快进入到现货市场阶段，实现偏差的最优调度。

电力市场建设是复杂长期的过程，在当前《规则》的基础上，后续需要在以下方面继续细化相关规则：

1、建立对垄断性机构如电网、调度机构的激励机制，激励提高垄断性业务的效率，包括非市场用户的预测；尽快明确“公平的输电服务”的定义，包括如何收费、如何进行阻塞管理；

2、尽快完善信用管理相关规定，建立包括信用评估、风险评估、信用额度管理等在内的完整的信用管理体系，明确电网企业和交易机构的职能分工。

3、明确发电、用户在输电方面的责权利，制订相互协调一致的输配电定价、安全校核、阻塞管理等政策。

4、深入研究关键输电通道、电网可用容量计算、可用容量分配等内容，提高电网资源的利用率。

5、深入学习、研究国外电力市场的偏差处理机制的发展历程与现状，修订、完善中长期市场下的偏差处理机制并考虑与现货市场的衔接。

【正文】

一、概念及适用范围

（一）中长期交易概念

本《规则》的适用范围是“电力中长期交易”。实际上，“中长期交易”在不同地方有不同的解释和含义。有两种主要的理解：现货市场以前的中长期交易，现货市场以后的中长期交易。

1）现货市场以后的中长期交易，是指在实时市场按以小时（或更短）的时间周期（称为交易周期）做交易、定价的情况下，在距离交割期（发用电的时间）较远的时间（提前多年、一年、多月、一月、多日）提前进行的交易，一个交易/合同可以包含多个交易周期，即可以进行块交易，如年基荷交易、月峰荷交易、标准曲线交易等，这种意义下的“中长期”强调的是交易（达成交易意向、形成交易合同）的时间。

2）现货市场以前的中长期交易，是指在实时市场尚未按小时（或更短）的时间周期进行交易，而是按较长时间段的电量进行交易的情况下的交易，这里的“中长期”强调的是标的物的交割时间的长短。

本规则中的中长期交易是后一种含义，即在现货市场以前的交易。本规则包括了在现货市场建立以前的电力交易相关的各种问题的解决方案，包括市场准入、计划安排、安全校核、监管、信息披露等，是一个现货市场前电力交易相关的规则体系，不仅仅是交易规则。

《规则》虽然是适用于现货市场前的中长期交易，实际上，很多条款也可以直接适用于现货市场后，一些条款经过调整后也可以适用于现货市场后。

（二）交易品种与交易周期

《规则》指出中长期交易包括“多年、年、季、月、周、多日”等类型，这的多年、年、季、月等时间是指交割周期，即一次交易买卖的电力是持续多长时间的电。年度交易是指一次进行一年的电的交易，月度交易是指一次进行一个月的电的交易。交易时间可以与交割时间对应，也可以不完全对应。比如，对以月度电量为标的物的交易，可以提前一个月进行，也可以提前一年进行。

（三）交易标的物

1）物理/金融属性。第35条规定，相关市场主体的交易限额由其物理的发电、用电能力确定（发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值，电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值）。这意味着，本《规则》中的“电力中长期交易”的标的物是物理的电，提前进行交易主要是为了套期保值，即提前锁定价格，交易必须与未来的物理的售电、用电需求相对应，限制进行空买空卖的纯“投机”的市场行为。

2）产品类型。中长期交易环境下，除了电能量交易，还可能/需要有辅助服务、容量等交易，本规则未详细规定其交易规则，但“另行规定”给出了未来对相关规则进一步深化、完善的政策空间。

二、市场各方主体的职责、权利和义务

《规则》对市场相关各方的职责、权利和义务做了比较详细的规定。这里主要对《规则》中提到的一些比较重要的内容、和以前相比增加的内容、容易有争议的内容等进行介绍和讨论。

（一）电网企业

1）明确了电网企业作为保底供电提供者的角色，具有对非市场用户提供供电服务、进行非市场用户的电力电量预测的义务。

后续需要对保底供电的职责进行更加细致的规定，包括，区分不同的退市情况，制定不同的保底供电合同和电价。

需注意的问题是：电网负责进行非市场用户的负荷预测，但非市场用户偏差造成的偏差电量费用按当月上网电量占比分摊或返还给所有机组（第109条）。这种方法对电网提高预测准确性缺乏激励。可以在后续相关规则中制定一定的激励方案激励电网企业提高对非市场用户的负荷预测准确度。

2）明确了计划电量交易的对手方是电厂和电网，电网在其中实际担任政府代理人的角色。

将执行政府定价的优先发电电量和分配给燃煤（气）机组的基数电量统称为计划电量，视为厂网间双边交易电量，相应合同纳入电力中长期合同管理。有利于规范政府行为，促使政府更好、更科学的在市场中发挥作用。

3）电网企业需要向市场主体提供公平的输配电服务。

结合《规则》的相关规定，本质上对输配电服务采用的是一种“先到先得”的方式。所有用户享有平等使用电网的权利。如果电网容量不够用，按照时间优先、价格优先的原则进行分配。计划电量和市场电量相比，政府协议计划具有优先的使用输电通道的权利。

在本《规则》的基础上，需要进一步对“什么是输配电服务”、不同市场主体的输电权利和义务进行更加具体的、明确的规定，并与输电定价、安全校核、阻塞管理规则相协调。

目前我国的发电企业一般未缴纳输电费。这种情况下，不同位置的发电机组应享有什么样的输电权利？如果发生阻塞，应该按照什么样的原则进行调度？需要明确的规定。根据《规则》相关条款，不同发电有平等的使用电网的权利，如果发生阻塞，则按照时间优先的原则分配输电容量，同时间达成交易的，按比例进行裁减。需要结合输配电定价机制的改革，使得发电企业在输电方面的责任和权利一致。

对用户来说，同样存在“什么是公平的输配电服务”的问题。与发电企业不同的是，用户需要缴纳输配电费。公平的输配电费应该至少反映在以下两个方面：输配电费如何收取？阻塞费/阻塞盈余（根据市场模式的不同可能是阻塞费，或者阻塞盈余）如何收取/分配？

本《规则》下的中长期交易本质上是一种分散式市场，不会产生阻塞盈余，但会产生阻塞费（由于阻塞、安全约束进行的上下调服务的费用）。需要结合输配电定价机制的改革明确发电在提供上下调服务、用户在承担上下调费用方面各有什么义务。

（二）政府相关机构

很多地方规定政府需要尊重市场，促进市场的发展，尽量减少对市场的干涉。

1）第3条：计划电量纳入电力中长期交易合同管理范畴,其执行和结算均须遵守本规则。

2）第35条：除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报；这意味着，政府不得在市场交易中随意设置供需比干涉市场的价格，应使得市场价格正确反映市场的供需情况。

3）第35条：发电权交易、合同转让交易应当遵循购售双方的意愿，不得人为设置条件，原则上鼓励清洁、高效机组替代低效机组发电。这一条也是进一步强调市场要遵循市场主体的意愿。市场中的技术、成本不断变化，政府没有必要，也很难对不同技术、类型的市场主体的交易进行规定，比如规定技术类型A不能转让给技术类型B（考虑到一般情况下技术类型A的成本、排放、能耗低于技术类型B）。由于相关技术的变化和在一些特殊情况下，技术类型B的机组的成本、排放、能耗可能低于技术类型A的机组，如果有强制性的交易限制的规定，则会阻碍对市场有利的交易，造成反直觉的结果（参考《走进电力市场》：电力市场设计中的反直觉问题）。

4）第38条：除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双方协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干涉。

5）第44条：除国家由明确规定的情况外，双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价集中的价格上、下限原则上应由相应电力市场管理委员会提出，经国家能源局排除机构和政府有关部门审定，应当避免政府不当干预。

6）第81条：交易中不得将优先发用电合同作为调节市场自由竞争的手段。

可以看到，从交易规则、交易价格、市场监管等多方面，都对政府的行为进行了约束，目的是尽量减少政府对市场的不当干涉，更好发挥市场的作用，使得市场价格更好反映市场的真实供需情况。

《规则》规定了电力市场方面相关政府机构的分工：国家发改委和国家能源局负责发用电计划相关方案和政策；国家能源局组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，区域派出机构和地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构进行监管。

（三）调度机构

明确了调度机构按不同的周期（年、月、月内）向交易机构提供安全校核相关的数据，包括安全约束边界、必开机组组合及发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等。

国外开放电力市场的第一个步骤就是输电网开放，公布输电可用容量。《规则》中关于安全约束、关键通道可用输电容量等相关规定对市场的规范发展非常重要。后续需要尽快制定细化的规则，明确各种数据定义以及具体的计算、测算方法，增加可操作性、提高透明度。

（四）交易机构

负责注册、组织交易、提供交易平台、提供结算依据、进行信息披露、进行市场规则评估等职责。这里重点讨论结算、信用管理的职能。

电力交易结算的责任在电网企业，但结算依据由交易机构提供。这种情况下，对市场主体的信用管理如何进行？需要进行探讨，界定各方在信用管理中的责任、权利和义务。

《规则》第30条提到了“引入的第三方征信机构”，电力市场中可以由第三方征信机构对相关市场主体进行信用评级，但信用管理是一个包括信用评估、风险计算、信用额度管理等在内的一个完整的体系，第三方征信机构进行的信用评估只是信用管理的一部分，需要市场运行机构（交易中心）尽快建立完善的信用管理体系。

（五）发电企业、电力用户及售电公司

发电和用户，需要特别关注其享有的输配电服务权利，并需要与其缴纳的输配电费用协调、一致。

电力用户及售电公司都明确具有履行清洁能源消纳的责任，后续需要进一步完善相关管理办法，并与其他的促进清洁能源消纳的政策一致。

并网自备电厂及拥有燃煤自备电厂的用户需按相关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴。需要明确政策性交叉补贴的计算方式。

三、交易方式和价格机制

这里对《规则》下电力中长期交易的一些特点进行总结。

1、分散式交易。《规则》下的中长期交易可以认为是一种分散的交易形式：允许各种各样的交易方式，包括协商交易、集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等，用户可以自由选择采用哪种方式、在什么时候进行交易。这与现货市场中的分散式市场模式是比较相似的。

2、自由的价格机制。对各种交易类型中的价格机制也不做硬性的规定。强调价格由市场形成，第三方不得干涉（第38条）。

3、计划与市场解耦。采取“先计划、后市场的方式”，对签订了市场化交易合同的机组，分配基数电量时不进行容量剔除。广东在全国较早采取了这种“不进行容量剔除”的方式，但其他一些省份还对签订了市场化合同的机组在分配基数电量时进行容量剔除，这将大大降低竞争的程度。本规则明确不进行容量剔除，对现货市场建设前，促进竞争有很好的意义。

4、优先发电具有优先使用输电通道的权利（第36条）。需要注意的是，在进行优先发电计划时，需要进行安全校核，保证优先发电计划从电网安全角度是可行的，否则可能会对后续的市场化交易造成不利的影响。

5、明确市场交易价格中包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。如果脱硫、脱硝、除尘和超低排放是进入市场的必要条件则该规则没有问题。如果有些进入市场的机组没有完全满足这些要求，需要另外的配套机制对其进行惩罚，或令其以某种方式承担相关成本。

6）必开机组鼓励采用市场化机制确定价格（第39条）。对必开机组的价格单独做出规定，主要是由于必开机组可能存在一定的市场力。有市场力但并不意味着必开机组一定会行使市场力。在加强对必开机组监管的情况下，其定价应尽量采用市场化机制。另外，如何确定必开机组，需要尽快制订明确的原则以方便监管。

四、安全校核和输电容量分配

本《规则》的一个亮点是对输电可用容量、安全校核等方面进行了比较完善的规定，对协调调度机构和交易机构之间的关系、促进更加公平的交易提供很好的支撑。

1、安全校核的内容。包括通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等。由于各机组对电网的影响是会相互影响的，如果要按机组给出电量上限，则会大大降低交易空间。机组的交易限制对市场公平、竞争性也有很大影响，应该尽快进一步给出确定机组能力/电量上限的计算方法。

2、发布的信息。不仅包括断面、路径的可用输电容量，还包括交易在不同断面、路径上的分布系数，这是一个突破。市场主体利用分布系数可以估计交易对阻塞的影响。后续需要制定计算分布系数的规范的方法。

3、安全校核的流程。无论年度交易、月度交易还是月内交易，安全校核的流程都相似，包括1）计算关键通道可用容量；2）根据关键通道可用容量的一定比例确定机组电量上限（年度为80%，月度90%，月内95%）；3）市场主体在限额内进行双边交易或通过交易机构进行集中交易；4）交易机构形成预成交结果；5）调度机构进行安全校核，需要时进行交易削减和调整。不同时间的安全校核的区别主要在完成校核、提出异议及响应的时间不一样。

之所以交易机构确定预成交结果以后还需要调度机构进行安全校核，主要是由于：调度机构在交易前发布的可用输电容量、分布参数等，一般没有/无法考虑电网的所有约束和特性，比如，没有考虑交流潮流的影响，没有考虑一些非关键支路潮流约束等。

4、交易削减和调整。根据《规则》的描述，交易削减的基本原则是时间优先、价格优先。从公平的角度，如果是由于非市场主体的原因对交易进行了调整，除了应当详细记录和向市场主体说明（第75条），还应该建立对相关市场主体的补偿机制，并明确相关成本的分摊方法。

需要明确、完善以下内容：1）关键输电通道的选择、定义方法；2）关键输电通道的总可用容量计算方法（特别是涉及到跨省跨区交易的情况）；3）不同交易中期中可用容量的分配方法；4）总可用容量分配到各机组的方法；5）制订与输配电价机制一致的交易削减和调整原则。

五、优先发电合同

《规则》对各种政府主导的交易、合同进行了规定。

1、跨省跨区政府间协议的曲线：明确了跨区跨省政府间协议需约定送受电曲线或确定曲线的原则。

2、跨省跨区政府间协议：优先安排输电通道。明确了使用输电通道的优先权利。为了保证交易的执行和相关资金的平衡，需要在安排优先发电的输电通道时进行安全校核。

3、省内优先发电计划：强调不得将其作为调节市场自由竞争的手段，避免政府干涉市场的一些行为。

4、明确了优先发电两种参与市场的形式：保量报价和保量竞价。保量竞价模式具体如何执行，需要更加细致的规则。

六、偏差处理

偏差处理机制是电力市场交易规则中非常重要的一个环节，偏差结算机制对市场主体的行为会有很大影响。

电力实际是需要实时平衡的，但在现货市场前的交易又是按更长的时间尺度进行的，现货市场以前的偏差机制比现货市场后的偏差机制更加复杂：中长期交易下的偏差处理机制可以实现资金的平衡，但很难实现对偏差的最优调度。

这里对《规则》中重点介绍的预挂牌机制进行讨论。包括上下调服务的调度、结算机制和不平衡电量的结算两个大的方面。

（一）上下调服务

1、采取“报价不报量”的形式。相当于强制要求所有发电企业都需要参加报价。

2、中长期市场下，平衡机制的数学模型比现货市场更加复杂。之所以要调用平衡服务，可能的原因包括：1）预测不准确。实际的电力需求与中长期合同中的签订的电量不一致，需要增加或减少出力。2）阻塞管理和电网安全。在中长期合同交易和安全校核时，模型比较简单，未详细考虑每个时段的情况。因此，在中长期合同签订时虽然通过了安全校核，实际中可能还是不可行，需要某些机组增加出力，某些机组减少出力。

3、中长期下的平衡机制是一种简化的处理机制，通过机制的设计可以实现不平衡相关资金的平衡，但很难实现最优的平衡调度。要真正解决最优平衡调度的问题，需要建立现货市场。

4、规定了预挂牌机组负荷率的上限和下限，上调电量和下调电量的限额按机组负荷率上下限对应发电量与计划发电量的差额确定。这里需要注意的是，机组负荷率的上下限如何确定？小心该规则变为限制发电参与市场的份额的限制，注意不与第35条矛盾：“除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报”。

5、这里的上下调机制和分散式电力市场（如英国）的平衡市场的上下调本质上是同一性质的。如果对上下调的价格不做监管，一些市场主体在一些情况下会有较大的市场力。除了上调机组的价格上限监管，还特别要关注下调机组的价格下限监管。但也需要注意不要走到另外一个极端，过于限制上下调机组的收益。对上下调价格的监管方式（上下调价格限制的确定），与对电网使用权利的分配有关。如果认为机组已经具有在电网中传输电力的权利，上下调是机组为系统提供的调节服务，则结算价格应优于其报价，即上调价高于报价，下调价低于报价。

（二）不平衡结算

1、《规则》给出了偏差结算电量的通用结算公式。基本原则是：对超用电量/少发电量、少用电量/多发电量均进行惩罚性的结算。由于超用电量的结算价格一般大于少用电量的结算价格，这种结算方式对较大规模的用户、市场主体更有利。后续可以对偏差结算机制进行更加深入的讨论，可以结合英国、欧洲分散式市场中的不平衡结算机制。比如，结算中是否区分“过剩”（long）和“短缺”（short）不同的状态，是否对多发和少用采用不同的价格等。

2、需求侧响应引起的偏差由电力用户自行承担。如果偏差机制不考虑系统的状态（过剩还是短缺），对所有不平衡电量都采取惩罚的机制，可能造成用户缺乏进行需求侧响应的动力。需要结合需求侧响应的需求研究不平衡电量（偏差电量）结算机制。

3、明确了非市场用户偏差电量费用的处理方式：单独记账，所有机组承担，月结月清。本规则第10条指出非市场用户负荷预测是电网公司的责任。应该尽快建立对电网公司提高预测准确度的激励机制。

总结

《电力中长期交易基本规则》对我国电力市场交易中的很多关键问题做了规范，对进一步推进电力市场建设，规范相关主体的行为，最大程度上发挥市场的作用，优化资源配置，更好发挥政府作用都将起到很好的指导作用。《规则》主要是考虑现货市场前的电力交易，但很多原则适用于现货市场后。需要尽快结合现货市场的建设进一步完善、细化相关规则，更好推动电力市场的发展。

扩展阅读[1]走进电力市场合集（2016.11.13-2019.9.10）[2]荆朝霞.电力市场设计|电力市场设计中的反直觉问题[EB/OL].走进电力市场, 2018-7-29[3]荆朝霞.电力市场设计|电力市场设计中的终极目标与路径目标EB/OL]. 走进电力市场, 2018-8-5