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。

本文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。

国家发展改革委、国家能源局发布了2020年版的《电力中长期交易基本规则》（详情点击），相对于2017年版的《电力中长期交易基本规则(暂行)》有很多新的变化，体现了过去几年我国推进电力市场建设的成果和进步，从中更可以看出未来电力市场建设的一些新的思路和新的趋势。现结合个人对规则的学习和理解，与大家分享一些观点，包括电力中场期交易的功能定位、中长期与现货的衔接、中长期交易的执行保障、容量和辅助服务补偿、信息披露与透明交易五个方面。

电力中长期交易的功能和定位

中央电改9号文指出，应建立有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。在由电力中长期交易和现货交易构成的市场体系中，现货交易的短期价格信号适于指导某一天的生产计划安排，中长期交易所提供的长期价格信号适于引导规划和投资，承担以下几方面的任务：

1.衔接计划与市场：电力资源配置方式由计划向市场转变是一个逐步完善的过程，我国未来一段时间内计划与市场并存，这决定了中长期电力交易需要衔接优先购电、优先发电与市场化交易电量。规则第3条、10条、36条、39条、45条以及整个第二节80-85条，规定了优先发电计划视为厂网间双边交易电量，纳入中长期交易管理，总体上采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式，推动优先发电参与市场，不断提高优先发电中“保量竞价”的比例。

2.支撑能源规划与资源配置：我国能源资源与消费在空间上逆向分布，电力中长期交易肩负着落实资源大范围优化配置、引导电源和电网科学规划、合理布局的任务。规则第36条、42条、45条、72条、86条和96条，分别规定了跨区跨省交易的交易组织、输配电价、年度优先计划、安全校核、合同计划和电费结算。总体上，省间中长期计划优先保障物理执行、落实国家对清洁能源对资源优化配置，并作为省内中长期交易的边界条件。

3.支撑能源转型与可再生能源发展：电力系统向高比例可再生能源系统转型过程中，需要市场机制来协调火电与新能源的角色变化和利益变化。规则第8、9、10条，分别规定了电力用户、售电公司和电网企业的权利和义务，增加了依法依规履行清洁能源消纳责任的要求；第51条，明确了电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，并指导市场主体履行消纳责任。

4.支撑行业转型升级、培育新兴业态：市场交易模式的创新将为储能、需求侧资源、电动汽车、虚拟电厂、园区等新型市场主体的提供基于市场的价值回报途径，全面放开经营性中小用户的选择权，支撑能源互联网的新商业模式和新业态的发展。第6条规定，逐步引入储能等负荷资源；第14条，规定经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开；第15、16、21、22、100条规定零售市场用户的注册、交易、价格和结算；第9条规定了售电公司进行零售代理的要求。电力中长期交易向广大中小用户放开市场准入，促进需求侧资源的发展，并推动批发-零售市场的协调发展。

中长期交易逐步精细化与现货衔接

电力中长期交易的本质是远期现货交易：根据一般商品的交易分类，我们常说的电力中长期交易与电力现货交易在性质上均属于现货交易，其中电力中长期是远期现货交易(也简称为远期交易)，电力现货是即期现货交易(也简称为现货交易)。需要明确的是，电力中长期交易不属于期货交易，远期现货与期货最本质的区别在于：现货交易对象是实物，交易目的是实物与货币的交换并以实物交割作为履约方式；而期货交易的对象是合约，交易目的是套期保值或投机套利，绝大部分以期货市场特有的对冲平仓方式来实现履约。

我国的电力中长期交易，省间中长期合同是完全实际执行的，省内中长期合同绝大部分也是实际执行的，即使在采用集中式现货的试点省份，中长期合同分解与现货成交之间差额部分根据差价合约来结算，可视为对未能实际执行的少量偏差的再定价。

电力中长期与电力现货是互补关系，不是并行对冲关系。市场主体只是选择在商品交割前不同的时间点进行交易。远期交易的目的是规避即期交易的偶然性和不确定性，买卖双方提前以约定价格锁定货源和销路，避免风险。总体上，提前交易的时间越早、离执行日距离越远，价格风险越小，但预测准确率低造成的电量偏差风险越高；同时，越接近执行日，预测偏差风险越小，但价格风险越大。

电力中长期与现货的衔接，主要体现在以下三方面：

1.中长期交易周期缩短、频次提高，赋予市场主体“自主交易选择权”

规则第3条给出了电力中长期交易的定义，交易周期涵盖多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易，相比2017版规则，增加了月内多日的规定；与2017年版本相比，第33条，提出了类似证券市场的滚动撮合交易，在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或售电信息，电力交易平台按时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。滚动撮合交易的引入，使得电力交易由过去的年、月、日定期交易，转变成随时进入的连续交易，赋予市场主体更多的选择权；第34、47、63条，均表明鼓励月内连续开市，大大缩短了交易周期、增加交易频次。周内连续开市的交易理论上最短其可以达到D-2(比执行日提前两天)，与D-1的日前现货市场可以更好的对接。

2.中长期合同内容由电量细化为约定曲线，赋予市场主体“自主计划定制权”

过去几年开展的中长期交易均是不分时段，不带时标的电量交易，对市场主体仅进行电量考核。规则第8条和9条分别规定，电力用户和售电公司的权利和义务，不仅要向电力交易机构、电力调度机构电力电量需求，还要求提供典型负荷曲线；第80条规定了跨区跨省的政府间协议合同需约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线或确定曲线的原则；第89条，规定了在发电计划曲线由合同约定曲线形成，或者由合同约定的交易曲线与电力调度机构集中分解曲线两部分形成。

3.中长期交易的精细化需要技术支持装备的逐步改善和市场主体能力的逐步培育

电力市场的建设过程也是市场主体的培育过程。从中长期到现货，交易逐步精细化，需要更精准的预测、更短周期的计量采集、更高水平的管理和决策能力。规则第7-12条，分别规定了发电企业、用户、售电公司、电网公司、电力交易机构、电力调度机构的市场准入条件，需要具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段。技术支持手段是否达标的关键标准，如第92条所规定的，计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要。规则第九章计量和结算，第91-95条，描述了电网、发电、风光企业在抄表计量装置需要满足市场精细化交易的具体要求。

以上技术装备的改进需要大量的投资，这些投资也是市场交易成本的一部分。以往的中长期电量交易，对技术装备和人能力的要求还是比较低的，将来交易越精细化、频次越高，相应的要求也越高、需要的技术投资越大、能力提升的周期越长。从中长期交易对接现货市场的过程，不仅是市场模式、结算规则的衔接，更是人、财、物的衔接，是市场主体知识能力、改造投资和技术装备逐步提升的过程。这也是电力市场建设不可能一步到位的根本原因。

协调市场与调度，多重手段保障中长期交易的执行

为保障中长期交易的顺利执行，协调市场与调度的关系，规则中通过交易品种创新、周期缩短和多重偏差处理机制，建立了保障中长期合同执行的平衡机制。

1.月内多日交易市场主体的自主买卖

规则第35条，同一市场主体可根据自身电力生产或消费需要，购入或售出电能量。为降低市场操纵风险，发电企业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。这一创新规定，将2017版本的直接交易和合同转让交易合二为一：发电企业不一定是卖方，卖多了的时候可以买回来，同理用户和售电公司也可以把买多的部分再卖出。同时，在第四节第63-66条规定的月内(多日)交易中，可以开展上述自买自卖或自卖自买交易，让市场主体可以通过月内的短期合同转让交易，对交易量进行主动调整，保障其实际执行。

2.多重的偏差调整机制

规则第67条，允许双边交易提前一周进行动态调整；第68、69、70条，规定发电侧事前预挂牌机制、事后次月预挂牌机制，进行偏差调整；第71条规定了合同电量滚动调整机制。第87条，年度合同允许通过电力交易平台调整后续各个月的合同分月计划(合同总量不变)。

以上多重手段的偏差调整机制，可以有效减少中长期合同因市场主体预测不准、或因电网安全约束引起的计划调整带来的合同电量偏差问题，有效的协调了市场交易与调度执行，减少市场主体偏差考核的财务风险。

3.集中式与分散式的合理搭配

分散式市场的中长期合约采用实物合约形式，外加平衡机制来保障执行，发、用电计划实际上是由市场主体通过双边协商、集中交易、挂牌交易等不同时间的多次市场完成的；集中式市场的中长期合约采用差价合约来执行，机组的发电计划由全部电量的一次性集中优化(全电量现货交易)来确定。

规则第89条，全部合同约定交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划；部分合同约定交易曲线的，由电力调度机构根据系统运行需要，安排无交易曲线部分的发电曲线，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。

这一规定中，整个市场中一部分发电企业和用户，可以按照中长期合同约定的交易曲线安排计划，而没有约定曲线的部分，可以由调度进行集中优化安排，这可以视为分散式与集中式的有机协同，为将来对接不同模式的现货市场，提供了更大的灵活性和适应性。

从中也可以看出，市场鼓励具有完善的采集计量装置、具备较高技术水平、具有精准预测和电力管理能力的发、用电主体或售电公司，签订约定曲线的合同，实现自调度、自主安排生产计划。对于暂时不具备相应技术手段和管理能力的市场主体，可以仍按以往的方式签订不约定曲线的电量合同，由电力调度机构统一安排计划的分解。可以预期的是，随着零售市场的开放，更多的售电公司将帮助用户进行采集计量系统的改造，实现负荷集成代理和需求侧管理，从而参与约定曲线的交易。这也将为售电行业的转型升级提供重要的契机。

保障电网安全的容量和辅助服务补偿机制

随着风、光等可再生能源的快速发展，电力系统中火电机组的比例不断下降。风、光的随机波动性对电力平衡和系统安全带来冲击，需要火电为代表的灵活性资源提供支撑，保障电网的平衡与安全。因此，市场机制既要促进可再生能源的消纳，也应合理体现和保障火电、储能、需求侧灵活性资源参与电力平衡、保障系统安全的价值，发展高比例可再生能源所引起的辅助服务成本的提高，也应在用户用电成本中有所体现并合理分摊。主要需解决火电机组的容量成本回报和辅助服务变动成本的补偿两方面问题。

以现货市场为代表的短期市场，主要是以发电边际成本作为安排生产计划的依据，基本可以回报变动成本，但对初始投资所形成的固定成本，缺乏投资回报的保障。因此，需要建立容量成本的投资回报机制。规则第31条，现阶段主要开展电能量交易，根据市场发展需要开展容量交易；第37条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，保障长期电力供应安全。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。通过以上手段，可以缓解短期运行优化与长期投资优化之间的矛盾，缓解经济与安全两大目标之间的矛盾。

规则第40条，价格机制方面与过去有重大的变化，市场用户的用电价格构成，在2017版规则的电能量交易价格、输配电价格、政府性基金及附加基础上，新增了一项辅助服务费用。这一辅助服务费用，体现了高比例可再生能源接入后，火电和其它灵活性资源为电网实时平衡所付出的额外成本。随着可再生能源比例的不断提高，用户在享用绿电带来的清洁、低碳的环保效益的同时，也应公平地承担系统安全责任，分摊辅助服务的成本。

能源大数据推动下的透明电力市场

随着数据采集、通信和能源大数据技术的发展，将为市场主体提供更多、更详尽的市场相关信息，促进市场交易更加透明。

交易规则第11、12条，规定了电力交易机构和电力调度机构信息披露义务，要求向市场主体及时披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易及市场服务所需的相关数据。规则第十章第110-119条，详细规定了信息披露的分类、披露对象和披露内容。

以上信息披露将使市场更加透明，让市场主体掌握更充分的市场信息，提升市场资源优化配置的效率，避免因信息不充分、不对称产生的预测偏差和交易策略的失误，也为市场监管和运营管理提供更强大的数据支撑。