政策解读 | 新版《电力中长期交易基本规则》：亮点与展望

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。

（来源：微信公众号“电力系统自动化”ID：AEPS-1977 作者：曲昊源，赵铮，马莉）

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。

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。

2016年底，国家发展改革委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》。在过去的三年内，该基本规则对我国中长期交易的组织开展、交易结算等起到了重要依据和指导作用，稳妥有序推进我国电力市场化建设。

随着我国电力市场建设向纵深推进，发用电计划逐步放开,市场化交易规模逐渐扩大，部分现货市场也开展了试运行，市场边界条件在不断变化。市场运营有待规范、各地市场发展不平衡、现货市场建设全面推进、清洁能源快速发展、信息披露不充分等多重因素，要求尽快对中长期交易规则进行修订，以适应市场的变化及诉求。在此背景下，国家能源局组织有关部门在2016版规则基础上组织进行修订工作，形成了新版规则。

新版规则更有利于中长期交易规范组织开展

总体来看，新版规则基于近年来我国电力市场建设实践经验，在旧版规则的基础上，对市场主体管理、市场交易品种、市场价格机制、合同签订与执行、电费结算、市场信息披露等内容进行了进一步的规范与明确，为下一步中长期交易的规范开展指明了方向，同时也为我国电力市场体系的逐步完善奠定了基础。具体来看，主要修订内容包括以下方面：

一是完善了中长期市场成员准入退出、注册业务等规则。对于发电企业，明确增加了符合分布式发电市场化交易试点规则要求的分布式发电企业允许准入；对于电力用户，提出经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易。在市场注册业务方面，明确了不同类型市场主体注册业务的处理原则及要点，完善了市场准入退出流程。

二是优化了中长期交易品种体系。新版规则未延续旧版规则中电力直接交易、合同电量转让交易等说法，提出电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，根据交易标的物执行周期的不同，划分为年度（多年）、月度、月内（多日）电量等交易。新版规则未再详细提及辅助服务内容，明确了电力辅助服务市场（补偿）机制由相关规则另行制定。新版规则明确鼓励以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易连续开市，有利于缩短中长期交易周期、优化中长期合同执行调整方式、促进清洁能源消纳。另外，规则提出对于未来电力供应存在短缺风险的地区，可探索建立容量市场；对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制。

三是进一步规范了中长期价格形成机制。新版规则提出了电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价；另外明确了发用电侧的价格构成，对于因电网安全约束必须开启的机组、新投产发电机组调试电量、市场用户等的价格形成进行了规定，有利于促进市场公开、促进市场化用户公平承担系统责任。

四是规范明确了中长期交易安全校核限额要求。新规则提出在电力电量预测平衡、检修计划等的基础上，对于年度交易，按照不低于关键通道可用输电容量的80%下达交易限额；对于月度交易按照不低于关键通道可用输电容量的90%下达交易限额；对于月度内的交易，按照不低于关键通道可用输电容量的95%下达交易限额。

五是合同签订与执行要求更加规范化、标准化。新版规则提出购售电合同原则上应采用电子合同签订，市场成员应当依法使用可靠的电子签名，有利于提升合同标准化水平，提高交易组织效率。在日前中长期合同曲线分解方面，提出全部合同约定交易曲线的，按约定曲线形成次日发电计划；部分合同约定交易曲线的，由电力调度机构安排曲线，与约定交易曲线的市场化交易合同共同形成次日发电计划，有利于指导非现货试点的中长期交易未来与现货交易进行衔接。

六是完善规范了各类市场主体中长期交易电费结算体系。新规则明确了各类电力用户的电费结算及偏差电量费用处理方式，其中提及了拥有储能、参加特定时段需求侧响应等的电力用户。另外，对于新能源企业，明确了未核定最低保障小时数的地区，按当月实际上网电量及政府批复的价格水平结算；核定保障小时数的地区，保障小时数内的电量按照政府批复价格结算，超出部分进入市场，按照市场方式消纳和结算。

七是信息披露内容更加详细透明。新规则明确罗列了社会公众信息、市场公开信息、私有信息等信息披露的具体内容，提出市场成员应当遵循及时、准确、完整的原则披露电力市场信息，对其披露信息的真实性负责，违者可依法依规纳入失信管理，严重者可按照规定取消市场准入资格。

八是提出了电力市场监管和市场风险防范措施。新版规则增加了关于市场监管和风险防控的章节，提出国家能源局及其派出机构负责推动形成政府监管与外部专业化监督密切配合的有效监管体系，明确了电力交易机构、电力调度机构在何种情况下可依法采取市场干预措施。

关于我国电力市场建设的几点思考

中长期市场是我国电力市场体系的重要组成部分。随着新版规则的出台，我国电力中长期交易组织将日渐完善，充分发挥中长期交易的“压舱石”作用。与此同时，我国下一步电力市场建设应重点把握好以下方面：

一是进一步做好中长期与现货交易的衔接。中长期交易与现货交易共同组成了完整的电力市场体系，中长期交易稳定市场供需和价格、帮助市场主体规避风险，现货交易提高市场竞争效率、与中长期交易共同促进价格发现。电力市场建设需要对中长期市场与现货市场进行统筹设计，实现中长期与现货市场的有序衔接。一方面，逐步要求市场主体签订带电力曲线或约定曲线形成方式的中长期合约，鼓励市场主体提高曲线管理能力。另一方面，丰富中长期交易周期，为市场主体参与中长期市场提供一定灵活性，鼓励市场主体根据自身情况及交易策略参与市场交易，提升市场流动性和效率。

二是细化计划与市场的衔接机制。2019年6月，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，提出除部分非经营性用户外，发用电计划全面放开。对于已放开的电量，需要尽快明确用户参与电力市场交易的方式，特别是针对未开展现货试点的地区，应建立健全相应的中长期交易机制，丰富市场主体选择，释放改革红利。与此同时，我国计划与市场并存的格局决定了电力市场需要统筹处理好优先发用电计划与市场交易的关系，合理解决优发优购在电量和电力曲线方面的匹配问题，同时还需要建立不平衡资金的疏导机制。

三是加强省间与省内市场的衔接。我国能源供需逆向分布、地区间能源资源禀赋、经济发展水平差异显著、清洁能源迅猛发展等特点，决定了必须在全国范围统筹能源配置。考虑我国长期以来实行以省为实体的行政财税及电网管理体制，市场建设初期采用跨区跨省和省内交易的市场架构，需要重点做好省间与省内市场的衔接。为了保证国家能源战略的落实和可再生能源大范围消纳，起步阶段省间中长期交易宜采用物理合同方式，作为省内交易的边界。实际运行与合同约定产生的偏差，根据成因和影响范围，分别按照省间、省内市场规则处理。

四是建立健全市场信息披露机制。随着交易品种逐渐丰富、市场主体逐步多元化，市场主体对于市场运营透明度的诉求日益提高，对市场信息披露机制提出了更高要求。在电力市场运营的全流程环节，应严格执行相关市场信息披露办法及规则，按照公正性、透明性、选择性、时效性等原则，根据不同的时间要求和公开范围进行电力市场信息披露，引导市场主体主动、有效参与市场，体现市场的公开、公平和公正。

五是建立健全有效的市场监管机制。加强电力市场领域科学监管，完善市场监管组织体系，创新市场监管措施和手段，对电力市场主体行使市场力、操纵市场、违反市场规则等情况实施监管，维护良好的电力市场运营秩序和市场的公正性，保障电力市场良性健康发展。