电力中长期基本规则修订解读：重申与调整

编者按

2020年6月，在2016年《电力中长期交易基本规则(暂行)》（发改能源【2016】2784号）的基础上，新版《电力中长期交易基本规则》（发改能源规【2020】889号）正式发布。

以中央9号文发布为标志的新一轮电力体制改革已满五周年，全国各省市电力市场建设取得了一定的成就。如何承前启后，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，维护市场主体的合法权益，是当前电力市场改革领域面临的核心任务之一。

（来源：微信公众号“电力系统自动化”ID:AEPS-1977  作者：谷峰）

本微信公众号特邀华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠担任特约编辑，邀请来自电力交易机构、高校、科研院，以及电网、发电、售电企业的专家，针对新、旧规则差异、电力中长期交易的定位、中长期与现货的衔接、新主体与新品种、计划与市场、调度与交易、可再生能源消纳、售电市场发展、储能和电动汽车的机遇等关键问题，进行专题解读。希望对我国电力市场建设，对各类市场主体参与市场交易，提供有益的参考。

近日，国家发改委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》。距离上一版规则出台，时间过去了40个月。新版规则总体上继承了上一版规则的总体原则、基本内容和整体架构，针对3年来的实践进行了一定的微调。重申了电力中长期交易规则适用于非现货试点地区，在增加市场成员、丰富交易品种及方式、完善交易机制及流程、培育用户带曲线交易四个方面进行了调整。未来的作用发挥还将取决于各地实施细则的制定。

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重申

中发9号文件配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出，我国电力市场建设目标是“现货交易发现价格，中长期交易规避风险”现货和中长期交易相结合模式。受我国电力工业长期施行计划机制以及电力系统运行专业性较强等因素影响，在2015年，市场主体普遍对现代电力市场以现货为核心的概念认识不深，并且当时预计现货交易对技术水平和市场主体素质要求较高，开展现货交易需要在技术支持系统、电力系统调度运行方式等方面做2-3年准备，因此2019年前，尚无按照配套文件二运行“现货+中长期”市场的地区，各地开展的均是“计划调度+电力直接交易”的交易模式。虽然这种模式与配套文件二描述的电力市场有很大差距，但是能够适应大部分市场主体当时对电力交易的认识水平，市场主体接受程度较高。上一版规则就是基于各地交易的实际，从保护基层首创精神的角度，对交易行为进行规范。以期市场主体认识深化后，采用顶层设计方式开展“现货+中长期”模式的市场建设。上一版规则将“市场化”的交易电量和计划性的“优先发电”统筹考虑，“化双轨为一轨，不再各说各话”，是国内首个覆盖全部中长期电量的交易规则。

从上一版规则有效期定为3年来看，设计者当时预计3年后电力市场的正确概念将得到普及，按照配套文件二全面建设市场的时机会成熟。显然，预计过于乐观，经过全行业努力，全国仅建设了8个电力现货试点，且各个试点尚未进入连续结算试运行，市场设计还存在问题，配套政策的改革仍然面对较大阻力。一方面考虑到电力现货市场建设仍然需要更长的时间，电力直接交易在实践中发现的经验和教训都需要对上一版规则进行局部调整；另一方面考虑到未来我国并不是全部地区都适合建设现货市场(电力现货市场需要建设成本，对于部分能源富集、价格低廉的地区，电力现货市场的优化红利并不一定大于建设成本)，“计划调度+电力直接交易”的模式还将在部分地区普遍存在。因此，新版规则再次重申了上一版规则的核心要求“开展电力现货交易的地区，可结合实际，制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则”，这也与8个试点地区编制与电力现货市场相配合中长期交易规则的实践经验完全相同，能够与电力现货市场相配合的中长期交易与和计划调度相配合的直接交易区别很大，必须通过“另起炉灶”方式设计制定。

02

调整

新一版规则在重申上一版规则交易主体要求、交易品种与时序、交易方式、调度执行、偏差调整和结算等内容的基础上，对部分内容进行了调整。

调整1：规则中引入了新的主体，明确逐步引入储能等新兴市场主体，将增量配电网作为电网企业参与结算等相应市场化交易。强调了发电企业、售电公司和电力用户有权直接参加跨省区交易，鼓励利用输电通道剩余输送能力开展跨省跨区市场化交易，进一步打破电网企业在跨省区交易中的“统购统销”格局。增加市场监测与风险防控章节，保障市场平稳、规范运行。在市场主体交易申报、合同转让以及市场价格形成等条款中，明确不得人为设置限制条件、进行不当干预，保障市场环境公平公正。

调整2：增加了交易品种和交易方式允许月内多日交易并鼓励连续开市，进一步提高了交易频次、缩小了交易颗粒度。明确了发电企业、电力用户和售电公司可在一定约束条件下多次交易，为市场主体提供更加灵活多样的交易手段，。在常规电能量交易品种外，鼓励条件具备地区建立容量市场化补偿机制。

调整3：完善了交易机制和流程。改进了安全校核方式，允许交易机构带约束进行出清，统筹考虑各类交易预交易结果后进行统一安全校核，提高了交易出清结果的可执行性。简化了结算流程，提高了结算效率。细化了市场主体退出机制，区分了市场主体正常退市和非正常退市两种不同情形。

调整4：培育用户购买电力商品的概念。电力的同质性和即时平衡特性，决定了电力商品必然带有功率（曲线）要求。新版规则鼓励用户中长期交易约定负荷曲线，培育用电侧电力商品概念。尽管按照电力市场设计的“木桶理论”，部分用户不考虑曲线、部分用户考虑曲线，交易只能按照不考虑曲线设计，但是能够提出要求，具备积极的引导意义。

03

展望

2015-2016年制定上一版规则，虽然是称为基本规则，但是就内容而言是当时最为细致的规则，是按照“交易手册”方式设计的。3年来的实践，基本规则现在确实是“基本的规则”，各地根据现实条件已经做了大量的细化，未来各地在参考新版基本规则制定实施细则的时候，需要回答新版规则部分原则性要求。

展望1：新版规则提出“电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因调整中长期交易计划”，这是对电力调度机构的一种授权，调整中长期交易计划很可能引起电力直接交易合同的执行偏差，那么这种偏差是否属于“调度原因产生的偏差”，由电网企业承担经济责任，还是予以免责，在市场主体之间调整经济利益？需要各地在制定实施细则中予以明确。

展望2：新版规则要求电力调度机构安全校核后，由电力交易机构削减不能通过的电力交易，这是强化电力交易机构职能的做法。那么电力交易机构按照什么原则进行削减，电力交易机构削减是否能够满足电力调度机构的要求，是否是约束下的最优方案，如何操作和判别，需要各地在实施细则中回答。

展望3：新版规则提出发电企业电费由电网结算，售电公司按照电力交易机构结算依据与电网结算。在电力现货试点地区，已经出现了售电企业在批发市场先买、零售市场后卖的做法，结算工作进行改革已有较大呼声。是否需要在各地规则中明确，非电力现货试点地区不允许发用双方直接结算，必须委托电网企业作为结算机构，电网企业仍向发电开具购电发票，用户也必须向电网企业开具购电发票？

展望4：新版规则提出电力用户在出现超用后，部分情况下电量采用惩罚性价格。一旦采用惩罚价格，就会产生盈余。这部分盈余账户设在哪里，应该如何使用并未在新版规则中明确，需要各地在实施细则中制定管理和使用办法。

新版规则采用印发，而不是延期的做法，体现了设计者的认真负责精神，满足了市场化的“程序正义”要求，是5年来市场发育的成效。未来，对促进非电力现货市场试点地区的市场化交易工作将起到有益的作用。

作者简介

谷峰：长期从事电力技术经济研究和电力体制改革研究工作。电力企业管理专栏作者，华电技术审稿专家。