2020年6月，在2016年《電力中長期交易基本規則(暫行)》（發改能源【2016】2784號）的基礎上，新版《電力中長期交易基本規則》（發改能源規【2020】889號）正式發布。

以中央9號文發布為標志的新一輪電力體制改革已滿五周年，全國各省市電力市場建設取得了一定的成就。如何承前啟后，推進統一開放、競爭有序的電力市場體系建設，維護市場主體的合法權益，是當前電力市場改革領域面臨的核心任務之一。

本文特邀華北電力大學能源互聯網研究中心副主任劉敦楠擔任特約編輯，邀請來自電力交易機構、高校、科研院，以及電網、發電、售電企業的專家，針對新、舊規則差異、電力中長期交易的定位、中長期與現貨的銜接、新主體與新品種、計劃與市場、調度與交易、可再生能源消納、售電市場發展、儲能和電動汽車的機遇等關鍵問題，進行專題解讀。希望對我國電力市場建設，對各類市場主體參與市場交易，提供有益的參考。

國家發展改革委、國家能源局發布了2020年版的《電力中長期交易基本規則》（詳情點擊），相對于2017年版的《電力中長期交易基本規則(暫行)》有很多新的變化，體現了過去幾年我國推進電力市場建設的成果和進步，從中更可以看出未來電力市場建設的一些新的思路和新的趨勢。現結合個人對規則的學習和理解，與大家分享一些觀點，包括電力中場期交易的功能定位、中長期與現貨的銜接、中長期交易的執行保障、容量和輔助服務補償、信息披露與透明交易五個方面。

電力中長期交易的功能和定位

中央電改9號文指出，應建立有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制。在由電力中長期交易和現貨交易構成的市場體系中，現貨交易的短期價格信號適于指導某一天的生產計劃安排，中長期交易所提供的長期價格信號適于引導規劃和投資，承擔以下幾方面的任務：

1.銜接計劃與市場：電力資源配置方式由計劃向市場轉變是一個逐步完善的過程，我國未來一段時間內計劃與市場并存，這決定了中長期電力交易需要銜接優先購電、優先發電與市場化交易電量。規則第3條、10條、36條、39條、45條以及整個第二節80-85條，規定了優先發電計劃視為廠網間雙邊交易電量，納入中長期交易管理，總體上采用“保量保價”和“保量競價”相結合的方式，推動優先發電參與市場，不斷提高優先發電中“保量競價”的比例。

2.支撐能源規劃與資源配置：我國能源資源與消費在空間上逆向分布，電力中長期交易肩負著落實資源大范圍優化配置、引導電源和電網科學規劃、合理布局的任務。規則第36條、42條、45條、72條、86條和96條，分別規定了跨區跨省交易的交易組織、輸配電價、年度優先計劃、安全校核、合同計劃和電費結算。總體上，省間中長期計劃優先保障物理執行、落實國家對清潔能源對資源優化配置，并作為省內中長期交易的邊界條件。

3.支撐能源轉型與可再生能源發展：電力系統向高比例可再生能源系統轉型過程中，需要市場機制來協調火電與新能源的角色變化和利益變化。規則第8、9、10條，分別規定了電力用戶、售電公司和電網企業的權利和義務，增加了依法依規履行清潔能源消納責任的要求；第51條，明確了電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相關交易，并指導市場主體履行消納責任。

4.支撐行業轉型升級、培育新興業態：市場交易模式的創新將為儲能、需求側資源、電動汽車、虛擬電廠、園區等新型市場主體的提供基于市場的價值回報途徑，全面放開經營性中小用戶的選擇權，支撐能源互聯網的新商業模式和新業態的發展。第6條規定，逐步引入儲能等負荷資源；第14條，規定經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開；第15、16、21、22、100條規定零售市場用戶的注冊、交易、價格和結算；第9條規定了售電公司進行零售代理的要求。電力中長期交易向廣大中小用戶放開市場準入，促進需求側資源的發展，并推動批發-零售市場的協調發展。

中長期交易逐步精細化與現貨銜接

電力中長期交易的本質是遠期現貨交易：根據一般商品的交易分類，我們常說的電力中長期交易與電力現貨交易在性質上均屬于現貨交易，其中電力中長期是遠期現貨交易(也簡稱為遠期交易)，電力現貨是即期現貨交易(也簡稱為現貨交易)。需要明確的是，電力中長期交易不屬于期貨交易，遠期現貨與期貨最本質的區別在于：現貨交易對象是實物，交易目的是實物與貨幣的交換并以實物交割作為履約方式；而期貨交易的對象是合約，交易目的是套期保值或投機套利，絕大部分以期貨市場特有的對沖平倉方式來實現履約。

我國的電力中長期交易，省間中長期合同是完全實際執行的，省內中長期合同絕大部分也是實際執行的，即使在采用集中式現貨的試點省份，中長期合同分解與現貨成交之間差額部分根據差價合約來結算，可視為對未能實際執行的少量偏差的再定價。

電力中長期與電力現貨是互補關系，不是并行對沖關系。市場主體只是選擇在商品交割前不同的時間點進行交易。遠期交易的目的是規避即期交易的偶然性和不確定性，買賣雙方提前以約定價格鎖定貨源和銷路，避免風險。總體上，提前交易的時間越早、離執行日距離越遠，價格風險越小，但預測準確率低造成的電量偏差風險越高；同時，越接近執行日，預測偏差風險越小，但價格風險越大。

電力中長期與現貨的銜接，主要體現在以下三方面：

1.中長期交易周期縮短、頻次提高，賦予市場主體“自主交易選擇權”

規則第3條給出了電力中長期交易的定義，交易周期涵蓋多年、年、季、月、周、多日等電力批發交易，相比2017版規則，增加了月內多日的規定；與2017年版本相比，第33條，提出了類似證券市場的滾動撮合交易，在規定的交易起止時間內，市場主體可以隨時提交購電或售電信息，電力交易平臺按時間優先、價格優先的原則進行滾動撮合成交。滾動撮合交易的引入，使得電力交易由過去的年、月、日定期交易，轉變成隨時進入的連續交易，賦予市場主體更多的選擇權；第34、47、63條，均表明鼓勵月內連續開市，大大縮短了交易周期、增加交易頻次。周內連續開市的交易理論上最短其可以達到D-2(比執行日提前兩天)，與D-1的日前現貨市場可以更好的對接。

2.中長期合同內容由電量細化為約定曲線，賦予市場主體“自主計劃定制權”

過去幾年開展的中長期交易均是不分時段，不帶時標的電量交易，對市場主體僅進行電量考核。規則第8條和9條分別規定，電力用戶和售電公司的權利和義務，不僅要向電力交易機構、電力調度機構電力電量需求，還要求提供典型負荷曲線；第80條規定了跨區跨省的政府間協議合同需約定年度電量規模及分月計劃、送受電曲線或確定曲線的原則；第89條，規定了在發電計劃曲線由合同約定曲線形成，或者由合同約定的交易曲線與電力調度機構集中分解曲線兩部分形成。

3.中長期交易的精細化需要技術支持裝備的逐步改善和市場主體能力的逐步培育

電力市場的建設過程也是市場主體的培育過程。從中長期到現貨，交易逐步精細化，需要更精準的預測、更短周期的計量采集、更高水平的管理和決策能力。規則第7-12條，分別規定了發電企業、用戶、售電公司、電網公司、電力交易機構、電力調度機構的市場準入條件，需要具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段。技術支持手段是否達標的關鍵標準，如第92條所規定的，計量周期和抄表時間應當保證最小交易周期的結算需要。規則第九章計量和結算，第91-95條，描述了電網、發電、風光企業在抄表計量裝置需要滿足市場精細化交易的具體要求。

以上技術裝備的改進需要大量的投資，這些投資也是市場交易成本的一部分。以往的中長期電量交易，對技術裝備和人能力的要求還是比較低的，將來交易越精細化、頻次越高，相應的要求也越高、需要的技術投資越大、能力提升的周期越長。從中長期交易對接現貨市場的過程，不僅是市場模式、結算規則的銜接，更是人、財、物的銜接，是市場主體知識能力、改造投資和技術裝備逐步提升的過程。這也是電力市場建設不可能一步到位的根本原因。

協調市場與調度，多重手段保障中長期交易的執行

為保障中長期交易的順利執行，協調市場與調度的關系，規則中通過交易品種創新、周期縮短和多重偏差處理機制，建立了保障中長期合同執行的平衡機制。

1.月內多日交易市場主體的自主買賣

規則第35條，同一市場主體可根據自身電力生產或消費需要，購入或售出電能量。為降低市場操縱風險，發電企業購電量不得超過其售出電能量的凈值，電力用戶和售電公司在單筆電力交易中的售電量不得超過其購入電能量的凈值。這一創新規定，將2017版本的直接交易和合同轉讓交易合二為一：發電企業不一定是賣方，賣多了的時候可以買回來，同理用戶和售電公司也可以把買多的部分再賣出。同時，在第四節第63-66條規定的月內(多日)交易中，可以開展上述自買自賣或自賣自買交易，讓市場主體可以通過月內的短期合同轉讓交易，對交易量進行主動調整，保障其實際執行。

2.多重的偏差調整機制

規則第67條，允許雙邊交易提前一周進行動態調整；第68、69、70條，規定發電側事前預掛牌機制、事后次月預掛牌機制，進行偏差調整；第71條規定了合同電量滾動調整機制。第87條，年度合同允許通過電力交易平臺調整后續各個月的合同分月計劃(合同總量不變)。

以上多重手段的偏差調整機制，可以有效減少中長期合同因市場主體預測不準、或因電網安全約束引起的計劃調整帶來的合同電量偏差問題，有效的協調了市場交易與調度執行，減少市場主體偏差考核的財務風險。

3.集中式與分散式的合理搭配

分散式市場的中長期合約采用實物合約形式，外加平衡機制來保障執行，發、用電計劃實際上是由市場主體通過雙邊協商、集中交易、掛牌交易等不同時間的多次市場完成的；集中式市場的中長期合約采用差價合約來執行，機組的發電計劃由全部電量的一次性集中優化(全電量現貨交易)來確定。

規則第89條，全部合同約定交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃；部分合同約定交易曲線的，由電力調度機構根據系統運行需要，安排無交易曲線部分的發電曲線，與約定交易曲線的市場化交易合同共同形成次日發電計劃。

這一規定中，整個市場中一部分發電企業和用戶，可以按照中長期合同約定的交易曲線安排計劃，而沒有約定曲線的部分，可以由調度進行集中優化安排，這可以視為分散式與集中式的有機協同，為將來對接不同模式的現貨市場，提供了更大的靈活性和適應性。

從中也可以看出，市場鼓勵具有完善的采集計量裝置、具備較高技術水平、具有精準預測和電力管理能力的發、用電主體或售電公司，簽訂約定曲線的合同，實現自調度、自主安排生產計劃。對于暫時不具備相應技術手段和管理能力的市場主體，可以仍按以往的方式簽訂不約定曲線的電量合同，由電力調度機構統一安排計劃的分解。可以預期的是，隨著零售市場的開放，更多的售電公司將幫助用戶進行采集計量系統的改造，實現負荷集成代理和需求側管理，從而參與約定曲線的交易。這也將為售電行業的轉型升級提供重要的契機。

保障電網安全的容量和輔助服務補償機制

隨著風、光等可再生能源的快速發展，電力系統中火電機組的比例不斷下降。風、光的隨機波動性對電力平衡和系統安全帶來沖擊，需要火電為代表的靈活性資源提供支撐，保障電網的平衡與安全。因此，市場機制既要促進可再生能源的消納，也應合理體現和保障火電、儲能、需求側靈活性資源參與電力平衡、保障系統安全的價值，發展高比例可再生能源所引起的輔助服務成本的提高，也應在用戶用電成本中有所體現并合理分攤。主要需解決火電機組的容量成本回報和輔助服務變動成本的補償兩方面問題。

以現貨市場為代表的短期市場，主要是以發電邊際成本作為安排生產計劃的依據，基本可以回報變動成本，但對初始投資所形成的固定成本，缺乏投資回報的保障。因此，需要建立容量成本的投資回報機制。規則第31條，現階段主要開展電能量交易，根據市場發展需要開展容量交易；第37條對于未來電力供應存在短缺風險的地區，可探索建立容量市場，保障長期電力供應安全。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制。通過以上手段，可以緩解短期運行優化與長期投資優化之間的矛盾，緩解經濟與安全兩大目標之間的矛盾。

規則第40條，價格機制方面與過去有重大的變化，市場用戶的用電價格構成，在2017版規則的電能量交易價格、輸配電價格、政府性基金及附加基礎上，新增了一項輔助服務費用。這一輔助服務費用，體現了高比例可再生能源接入后，火電和其它靈活性資源為電網實時平衡所付出的額外成本。隨著可再生能源比例的不斷提高，用戶在享用綠電帶來的清潔、低碳的環保效益的同時，也應公平地承擔系統安全責任，分攤輔助服務的成本。

能源大數據推動下的透明電力市場

隨著數據采集、通信和能源大數據技術的發展，將為市場主體提供更多、更詳盡的市場相關信息，促進市場交易更加透明。

交易規則第11、12條，規定了電力交易機構和電力調度機構信息披露義務，要求向市場主體及時披露和提供電網運行的相關信息，提供支撐市場化交易及市場服務所需的相關數據。規則第十章第110-119條，詳細規定了信息披露的分類、披露對象和披露內容。

以上信息披露將使市場更加透明，讓市場主體掌握更充分的市場信息，提升市場資源優化配置的效率，避免因信息不充分、不對稱產生的預測偏差和交易策略的失誤，也為市場監管和運營管理提供更強大的數據支撐。