2020年7月1日，国家发改委、国家能源局联合发布了新版《电力中长期交易基本规则》(点击查看)。《电力中长期交易规则(暂行)》自2016年发布以来，已指导全国29个地区和北京、广州2个区域交易机构出台了中长期交易细则，全国电力中长期交易制度体系初步建立。实现了从单一的发电企业与电力用户直接交易，向多品种、规范化的电力中长期交易转变。

为深化电力市场建设，规范和指导各地中长期交易行为，适应现阶段电力中长期交易组织、实施、结算等方面需要，国家能源局在充分借鉴各省电力交易中心成功经验的基础上，发布2020年新版电力中长期交易规则。

2020版《基本规则》有效期5年，未开展电力现货交易的地区，电力中长期交易执行本规则。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。

2020版《基本规则》定调“十四五”期间电力中长期市场方向，意义重大。现在让汇电小云带您看看，2020版《基本规则》有哪些新变化。

01电力市场成员扩围

2020版《基本规则》规定，市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。增加了“配售电企业、储能企业”。此前，山西、东北、新疆、广东、福建等多个省份均已在文件中肯定储能企业的市场成员地位。

储能参与电力市场的价值可分为三个方面：容量价值、能量价值和辅助服务价值。国内目前有在电网侧、客户侧以及电源侧都有储能示范应用，而且储能成本一直在快速下降。但目前来看，储能参与电力市场也面临面对经济性、政策、与技术等多方面挑战。

2020版《基本规则》提出，电力辅助服务市场(补偿)机制相关规则另行制定，具体市场机制还未明确。

02市场主体权利和义务变化

一是增加了售电公司、电力用户以及电网公司依法依规履行清洁能源消纳相关责任。二是要求发电企业、售电公司等具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段;
三是售电公司和用户要提供市场化交易所必须的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息;

四是电网公司向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互;预测非市场用户的电力、电量需求等

五是电力交易机构与市场主体信用评价方面的内容。与2019年征求意见稿相比，2020年正式版删除了电力交易机构“经授权开展市场主体信用评价”。随着经营性电量的全面放开，电力市场主体信用评价，涉及到近万家售电公司、发电企业以及数百万家电力用户，牵涉利益巨大。电力市场主体信用评价这一职能花落谁家又添变数，电力交易机构和中电联都是有力竞争者。

03市场主体准入、注册、退出等

在市场准入方面进一步放低门槛：

一是取消环保不达标市场主体参与市场限制。对于发电企业(自备电厂除外)、电力用户，是否符合节能环保不做过多要求。

二是取消电压等级限制，原则上经营性电力用户的发用电计划全部放开。

在市场注册方面：

办理售电增项业务的发电企业，应当分别以发电企业和售电公司的市场主体类别进行注册。

售电公司自主选择一家电力交易机构办理注册手续，各电力交易机构共享注册信息，无须重复注册。

在市场退出方面明确保底供电价格：

无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的目录电价的1.2-2倍执行。 完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，不再按照政府目录电价结算。其中，参加批发交易的用户按照各地规则进行偏差结算，参加零售交易的用户按照保底价格进行结算。

04丰富交易形式和品种

1、引入月内(多日)交易

2020版《基本规则》提出了月内多日交易的概念，月内(多日)交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量(或者分时电量)。月内交易主要以集中交易方式开展。根据交易标的物不同，月内交易可定期开市或者连续开市。 一是目前除了云南、江苏少数电力市场外，电力中长期交易颗粒度较粗，主要还是以年度和月度为主，市场存在较大优化空间。通过月内(多日)交易可以实现月度发用电计划调整，可以有效减少合同执行偏差，对市场主体极大利好。 二是经过多年的中长期交易，电力市场主体已较为成熟，能够适应高频次的电力交易。 三是促进清洁能源消纳。以以市场化方式促进清洁能源消纳利用一直是电改核心任务之一，可再生能源电力消纳保障机制即将实施，但是光伏、水电、风能等清洁能源在月度交易中预测偏差范围较大，月内(多日)连续开市，清洁能源出力预测变为可能。

2、引入滚动撮合交易

滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。鼓励滚动撮合形式开展的电力中长期交易鼓励连续开市。

3、引入多年度交易

多年度交易不是一个新事物，处理方式与年度交易相同，国内安徽等省份已开展三年中长期交易。

05价格机制变化

第一个是电能量市场化交易(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。

以河北省为例，冀北地区基准电价是0.372元/千瓦时，0.372中包含脱硫、脱硝、除尘电价。超低排放电价是0.01元/千瓦时，电能量市场化交易价格在0.360元/千瓦时，0.360里已包含超低排放电价。

第二是市场用户需承担辅助服务费用

辅助服务作为一种公共产品，按照“谁受益、谁承担”原则，目前发电侧分摊全部成本的机制不合理，2020版《基本规则》要求用户承担辅助服务费用。

市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格(送电侧)、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。

06不得人为设置供需比

2020版《基本规则》提出，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;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。

为了保证电力市场交易价格在一定“合理范围内”波动，部分省份在中长期市场人为设置供需比，限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报，新版规则认为这样的设置不妥。

07偏差电量调整机制重大变革

                                            2016版                                                  2020版

电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月 5 日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求。 允许发用双方在协商一致的前提下，可在合同执行一周前进行动态调整。鼓励市场主体通过月内(多日)交易实现月度发用电计划调整，减少合同执行偏差。

在合同电量调整方面，2020版规则更人性化。一是只要协商一致，后续月份计划电量总量可以变化。二是将合同电量调整窗口后移。如果2020年版本得以实施，售电公司代理用户生产计划的紧急调整、温度骤变等各种突发因素引起的电量剧变，将不再变得棘手。尤其是订单型企业，以前考核机制下人人嫌弃，新机制下将得到缓解。 预挂牌平衡偏差方式再被推崇。在2016年版本中，偏差电量处理有4种方式，预挂牌月平衡偏差方式、预挂牌日平衡偏差方式、等比例调整方式以及滚动调整方式。2020年版本对于其它几种方式一笔带过，主推预挂牌月平衡偏差方式。即系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时，可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理。该机制采用“报价不报量”方式，具有调节能力的机组均应当参与上下调报价。 滚动调整弊端。目前绝大多数省份都使用偏差电量滚动调整机制，随着各省市场规模不断扩大，可用于月间滚动的基数电量不断变少，加之各类运行限制，越来越呈现“调不动”景象，2018年在某交易规模大省已经有显现。此外传统的偏差电量平衡机制注重于调度的灵活性，未充分考虑偏差调整的经济性，调整后的机组发电计划无法实现系统发电成本的小化。

预挂牌处理方式在湖南等省份出现过，未来5年很可能成为主流，偏差电量调整机制将迎来一场变革。

08信息披露更加规范

完善的电力市场信息披露制度，对于培育电力市场，提高市场效率，保护投资者及消费者的利益等都有着重要的意义。

2020年版《基本规则》用详细列举的方式，明确了社会公众信息、市场公开信息和私有信息具体内容。社会公众信息是指向社会公众披露的信息;市场公开信息是指向所有市场主体披露的信息;私有信息是指向特定的市场主体披露的信息。

与2019年征求意见稿相比，2020年版本在市场公开信息中删除了“市场主体履约担保情况”。


原标题： 解读2020版《电力中长期交易基本规则》