国家发改委、国家能源局近期出台了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号，以下简称《基本规则》），作为9号文及其配套文件首个基础性电力交易规则，承担着落实电改精神、指导和规范电力交易的责任，受到地方政府以及发电、电网、售电、用电企业的高度关注。

众所周知，现货电力市场是现代电力市场的基石，是实现以市场机制配置电力资源的基础。《基本规则》显然不是针对与现货电力市场互为补充的中长期电力市场，仅仅立足于指导规范当前“计划调度＋简单电力交易”，并力图引导向现代电力市场过渡。如何理解，笔者尝试做一次解读，供大家批评指正。

一、基本规则遵循了9号文精神和要求

中发9号文电改重点任务中明确提出“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”，并分5部分描述了具体内容。一是规范市场主体准入标准。按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。二是引导市场主体开展多方直接交易。实现多方直接交易，短期和即时交易通过调度和交易机构实现。三是鼓励建立长期稳定的交易机制。建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。四是建立辅助服务分担共享新机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。五是完善跨省跨区电力交易机制。推进跨省跨区电力市场化交易。积极开展跨省跨区辅助服务交易。

细品《基本规则》，第二章市场成员、第三章市场准入与退出条件，第四章明确交易周期主要以年度、月度为主，第六章交易合同转让，第八章合同电量偏差处理机制，第九章用户参与辅助服务技术要求以及跨省跨区辅助服务管理，都立足于9号文关于完善市场交易机制的要求，是9号文及其配套文件的深化、细化和具体化。

二、基本规则能满足现行电力中长期交易需要

想买卖、能成交、可执行、不出事是开展电力交易的基本要求。想买卖、买卖双方协商一致能成交，是市场主体最基本的权利。可执行、不出事，这是电力特殊物理属性要求，这些特殊属性最终决定电力交易的组织构架和规则设计。

（一）关于想买卖、能成交

9号文及其配套文件印发以来，全国电力直接交易迅猛增长，据有关部门统计，2015年全国电力直接交易电量约4200亿千瓦时，降低电力用户用电成本100亿元左右。2016年全国电力直接交易电量约10000亿千瓦时，降低电力用户用电成本500亿元左右。各地的准入条件参差不齐：或以用电量为准入条件、或以产业政策为前置条件、或以是否属于政府重点扶持对象（与管理部门关系远近）获得交易“机会”，受惠的只是部分市场主体，突显了市场准入不公平性。

《基本规则》第二章市场成员、第三章市场准入与退出，明确了市场成员范围及市场成员的权利和义务，明确了市场准入与退出条件、程序。从主体的合法性、环保、国家产业政策等条件统一了市场主体准入条件。电力用户放开到了10千伏及以上电压等级，并鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场，新增独立辅助服务提供者作为市场成员。最大程度放开市场准入条件，减少干预空间。

同时，《基本规则》规定了电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，逐步取消目录电价；进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，并向售电企业购电，这里特别需要强调的：不是向电网企业购电。这一规定，限制了电力用户以目录电价作为保底价格，一旦交易价格高于目录电价，电力用户选择不成交或退出市场交易的情况，让进入市场的用户承担电价波动风险。实质规定了市场进入属“单程车票”，电力用户可以不进（“自愿进入市场”），一旦进入不能返回（计划体制）。

《基本规则》第四章全面覆盖了目前全国各地开展的各类中长期交易品种。遵循电力系统运行特点，按机组调度控制区（而非行政区）特别定义了跨省跨区电力交易。交易周期主要以年度、月度为主，也可根据特殊需求，开展年度以上、季度或者月度以下交易。交易方式采取双边协商、集中竞价、挂牌等三种方式。

《基本规则》第六章对交易时序做了七个明确。明确年度优先发电合同、年度双边交易和集中交易、年度基数电量合同等年度交易顺序；明确月度双边和集中交易等月度交易顺序；明确年度交易和月度交易之间的交易顺序，在年度合同分解到月的基础上，开展月度交易；同时也明确先双边交易，后集中竞价交易。当双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展集中竞价交易。明确交易时间节点、交易结果确认时限等市场主体关注的内容。明确了明确合同电量转让范围、转让条件和转让时限（含第四章内容）。同时对一些临时特殊交易，如：可再生能源消纳存在临时性困难跨省跨区临时交易、跨省跨区紧急支援交易，也都明确了交易方式、交易组织。

（二）关于可执行（合同可执行）

当前各类中长期交易，发电企业与电力用户只知道交易电量、交易电价，相互之间并不清楚也不关心对方的发电或用电曲线。发电企业希望通过降价获得的超计划增发电量来弥补降价损失。用户考虑的仅仅是用电成本的降低。由于合同执行采用的是“月结年清，月间滚动”的方式，以年度为合同执行单位，发电企业或者电力用户对交易合同如何执行、执行多少、能否继续执行并不随时掌握，只有电力交易中心出具的电费结算单或者电力调度交易中心的通知，才知道结果。

在遵循当前“计划调度+中长期交易”模式前提下，《基本规则》在第八章创造性提出了合同电量偏差处理机制，在第九章扩充了辅助服务补偿机制内容，反映起草者希望建立一种有效的经济手段来促进电力平稳运行。如预挂牌方式确定的机组调用排序（包括上调机组调用排序和下调机组调用排序），实现以最经济的方式调整电厂发电计划，实现系统整体发用电的平衡。以偏差考核费用方式来缩小成交电量与实际发用电量的偏差，减少电量分解到日到时的工作难度，保证成交电量合同最大程度实现物理执行。

（三）不出事

与其他商品交易（比如粮食、石油甚至天然气）相比较，电能交易最本质的差异在于是与电力系统紧密相连。电力系统系统需要保持实时平衡，如果电力平衡遭到破坏，系统就会崩溃，不仅电能交易无法进行，更重要的是整个供电区域还会面临停电，因此，交易机制的设计必须保证电力系统的正常运行，不能增加任何停电的可能性。

电能的另一个基本特征是输配电网络流动路径由物理定律决定的，而不是通过购售电合同来人为确定。发电机生产的电能是不能直接送到指定的用户，电力供应和需求只需要满足总量匹配就好，无须限制性的一对一或者一对多对应，同时，任何一方出现偏差或发生故障，都会波及所有市场成员，而不是只影响到一些特定交易参与者。

第七章为交易执行提供了三层保障。一是明确电力交易安全校核主体、安全校核内容、安全校核时限以及电力交易开始前电力调度机构应提供的电网运行相关信息，尽可能保障电力交易的可执行度，同时还明确了安全校核未通过，电力交易处理方式；二是明确按照全电量口径形成月度发电计划以及跟踪执行、异议说明和信息公开，保障市场主体定期掌握交易执行进程。同时充分考虑电力供需实时变化特点，明确了电量合同转让，为进一步拓宽交易执行渠道提供了保障。

其次，《基本规则》中规定：电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。对电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用。向市场主体传递了“能促进电力平衡的行为，都可以免除分摊费用责任”的信号。

三、值得点赞的亮点及建议

《基本规则》不是一蹴而就的，来自于起草者们多年的工作实践和国际经验的学习，《基本规则》具有许多让人点赞的亮点，但落实与推动下一步的现货市场建设还需要更艰巨的努力。

（一）中国自2002年电力体制改革以来，原国家电监会及其派出机构对开展电力交易做了多次探索和尝试。包括电力大用户直接交易（点对点、双边、多边交易、集中竞价等多种交易方式，）、跨省区电能交易、发电权交易等。其中，电力直接交易开展范围最广泛。遗憾的是每一个交易品种都是孤立的，互相之间没有衔接，也缺乏统筹考虑。《基本规则》全面覆盖了目前全国各地开展的各类中长期交易。实现了电力直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易、辅助服务交易、电量合同交易等各类电力中长期交易整合在一个统一的规则中，形成较为完整的中长期交易体系，实现各类市场交易之间，以及市场电量与优先发电计划之间依法有序开展，实属不易，值得点赞。

（二）电力交易是一个完整体系，各类交易紧密关联、不可分割。《基本规则》不是对各类交易的简单罗列，对交易组织、校核、执行、结算、偏差处理、信息披露等进行了全流程规范，交易环节清晰、流程顺畅，可操作性强，值得点赞。

（三）不仅注重电量交易，适当创新设计了促进电力系统运行的经济手段，值得点赞。一是充分考虑了合同执行偏差这一核心问题。强调经济手段解决合同电量执行偏差，不仅能够进一步理清违约责任，也为计划电全面放开创造条件。二是充分发挥了月度比年度预测准确度高、合同执行度好的优势。突出月度周期在中长期交易中的基础性地位，要求年度交易要分解到月、按月执行、按月结算，解决目前直接交易“重年度、轻月度”的问题。

（四）注重电价执行的原则性和灵活性，值得点赞。一是为竞争性环节电价放开留了口子，计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。二是强调电价政策执行的刚性。已核定输配电价地区，不得采取购销差价不变的方式。三是包容当前所有的集中竞价方式形成的价格机制。根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格；或者根据最后一个交易匹配对的成交价格；采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格。四是对限价做了灵活性规定。双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上限，对发电能力明显大于用电需求的地区可对报价或者结算价格设置下限。

（五）几条建议

1、市场监管内容的缺失将为《基本规则》的贯彻执行打上折扣，期待国家能源局制定的电力市场监管实施办法有亮点，不仅在监管职责上，更重要的是监管手段、监管队伍、部门之间监管联动机制上有创新、有亮点。

2、《基本规则》的贯彻落实仍需要着手准备不少的细致工作。除了荆朝霞老师《中长期交易规则的讨论》中提出的问题，至少还有：原电监会颁布的“两个细则”的修订完善，用户参与辅助服务应满足的技术要求，选择确定偏差电量处理方式，制定电力市场信息披露办法、市场主体撤销注册核实办法、不同电压等级输电损耗的测量、计算。通过案例详细解读偏差电量结算机制（该部分太重要，也太需要讲明白了）。市场集中竞价需要限价的，设置限价的前提条件、限价标准。

3、电力中长期交易不是现代电力市场的雏形，也不可能发展成为现代电力市场。因为电力中长期交易不考虑电力系统实时平衡等特殊要求，也产生不了不同用电时段、不同用户位置的价格信号，不属于也形成不了真正的电力市场。从国际成功的电力市场建设经验来看，现货市场是电力市场建设的关键。

中发9号文提出的“三放开一独立”的目标，需要建立现代电力市场来承接，不能用“昨天的办法”解决“明天的问题”，应当想尽办法用“市场的办法”解决“计划的问题”——以电力现货和电力中长期交易相结合的市场机制作为市场建设目标，在鼓励和规范电力中长期交易的同时，尽早着手筹备、试点现货市场。