2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称“基本规则”）。应该讲基本规则的出台对规范以开展直接交易为主的中长期交易具有重大的推动作用，基本规则详细描述了“计划调度+直接交易为主的中长期”交易模式操作方法及流程。

顶层设计是全世界电力批发市场的通用道路，相信在基本规则的推动下，最终还是会发展到“现货+中长期”市场模式的道路上来。基本规则在其有效的三年内，将会被中国的电力市场建设史所铭记。

中发9号文件配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出，我国电力市场建设目标是“现货交易发现价格，中长期交易规避风险”现货和中长期交易相结合模式。受我国电力工业长期施行计划机制以及电力系统运行专业性较强等因素影响，市场主体普遍对现代电力市场以现货为核心的概念认识不深，并且现货交易对技术水平和市场主体素质要求较高，开展现货交易需要在技术支持系统、电力系统调度运行方式等方面做2-3年准备，因此国内目前尚无按照配套文件二开展“现货+中长期”市场建设的地区，各地开展的均是“计划调度+电力直接交易”的交易模式。

虽然这种模式与配套文件二描述的电力市场有很大差距，但是能够适应大部分市场主体目前对电力交易的认识水平，市场主体接受程度较高。基本规则就是基于各地目前交易的实际，从保护基层首创精神的角度，对交易行为进行规范。以期市场主体认识深化后，采用顶层设计方式开展“现货+中长期”模式的市场建设。基本规则将“市场化”的交易电量和计划性的“优先发电”统筹考虑，“化双轨为一轨，不再各说各话”，是国内首个覆盖全部中长期电量的交易规则。

基本规则相比目前正在执行的交易规则，具有以下创新之处：

创新一：首次全面考虑交易品种。

基本规则出台之前的主要市场交易规则基本上只考虑单一的交易品种，如跨省区交易、直接交易、发电权交易等的交易规则。主要是因为中发9号文印发之前，少量的交易都“寄生”在计划体制之上，看计划体制“吃饭”，市场建设者被迫采用的“游击战法”，论证清楚一个品种就出台一个品种的交易规则“单行本”，希望对电力的商品化有所撬动。目前各地已出台的交易规则整体上继承了这一编制习惯，基本围绕直接交易和发电权交易制定。然而，无论交易品种有多少个，合同成千上万，电力交易达成后都需要统一执行。

对于发电企业和用户而言，电能计量表计上只有一个数字，依靠多个“单行本”的规定“人工”进行“拆分”，即使“单行本”彼此之间的结算规定“不打架”，结算顺序也会对市场主体利益影响较大；对于电力调度机构来说，其无法区分哪一种合同，不管有多少“单行本”，电力调度机构都只能执行一个日前发电计划，甚至包括可以“滚动”的计划分配电量，各个“单行本”与计划分配电量（含可再生能源发电）之间的矛盾，让电力调度机构“恼火”不已；对于电力交易机构来说，多个交易品种之间“开市”的顺序等“自由裁量权”对全社会购电成本影响很大，是其不能明言的“苦恼”和压力。

基本规则作为一个市场的交易“手册”，通盘考虑了现存和潜在的中长期交易品种，不管过去是否参加过交易，市场主体只要手持这本“手册”，就可以依规则参加全部交易，做到“心里有底”。电力调度机构和电力交易机构开展交易也有了清晰、全面的依据，最大限度切除了容易引发问题的“自由裁量权”，长舒一口气。

创新二：首次全流程设计电力交易。

电能除了具有和“白菜”一样的一般商品属性外，还具有实时平衡（不可大规模存储）和潮流分布按照物理规律（不以经济关系为转移）的特殊属性。广义的电力交易包括市场主体双边协商（集中竞价）、签订合同（电子确认单）、安全校核、调度执行、计量结算、偏差处理等环节，涉及电网企业发展（计划）、营销、交易、调度等多个部门。

以往的交易规则通常把重心放在了主体准入和交易方式上，大篇幅的描述市场主体的准入条件和边际出清、配对撮合、挂牌等交易方式，缺乏对电力调度机构执行交易的规定，也缺乏交易执行后，电力交易机构结算行为的规定，电力交易和运行生产“脱节”的感觉强烈，电力买卖仿佛就是最后结算上的价格高低，甚至被人直接指责为“优惠电”。

造成市场主体签订合同后，即使抱有强烈的按合同执行的愿望，仍然感觉后边看不清，不知道自己签订的合同如何得到执行，不知道从什么机构哪个环节能看到准确的进展，也就无法做出对未来交易的风险评估。

基本规则首次对电力交易和生产执行进行了全环节描述，任何一个环节都有清晰的界定，改变了电力交易“摸不到看不着，只有一张结算单”的现行格局，只要执行到位，各个环节都是清晰可再现的，说句玩笑话“市场主体打官司能轻松的找到该告谁”，同样考虑全流程的交易规则使电力市场监管也有了基本依据。

创新三：首次明确了优先发电就是一种中长期交易。

到底如何看优先发电，一直是业界争论不休的问题。有人说优先发电是“中国特色”，就是按照过去计划分配和计划调整方式开展。甚至有些地方计划部门指出：双轨制是改革的必然，没有优先发电这个“开口可调”的计划手段，怎么能保证市场交易合同的执行？确实，在目前实操过程中，市场交易电量优先执行，产生的所有不平衡均由调整计划这个手段进行调整。

这引发了一种担忧：市场化的最终目的是要由市场来配置资源和形成价格，如果市场化交易需要“寄生”在滚动可调的优先发电基础上，那么以计划为“根”的市场“树冠”，到底是市场起配置资源的决定性作用，还是计划起配置资源的决定性作用？基本规则回答了这个问题，优先发电一经确定，即可视为一种政府授权合同，其作为中长期合同的本质与市场交易形成的中长期合同没有任何区别，“其全部电量交易、执行和结算均需符合规则（基本规则）相关规定”。

将优先发电视为政府授权的中长期合同并不是我国首创，新加坡改革多年后，采用的是“全电量现货+中长期差价合约”的市场模式，仍然存在政府授权的发电合同，只不过政府确定数额后，双方签订差价合约，全部差价合约都按市场规则执行。因此，基本规则通过将优先发电转化为中长期合同，实现了“两轨并一轨”，避免人为“挖坑”，实现了目前全部中长期电量的统一规则。至于长期以来由计划电量承担的偏差调整可以通过市场方式来解决。

创新四：首次引入了较为公平的偏差调整方式。

在现货市场（平衡机制）缺失的情况下，通过计划调度执行中长期合同，发、用双方不必同步，发、用电功率可以不对应，甚至可以发电厂正在停机检修，而用户仍在用电，这种做法实质上违反了电力的客观物理规律，在一定程度上造成了电力价格的扭曲（本文不赘述），更麻烦的是这种“发用功率解耦”会造成发用双方之间的合同偏差。电网作为唯一购买者的时代，尚要求发电机组遵循日计划的功率曲线五分钟内电力电量“过零”，多买多卖格局形成后，运行和结算相对单一购买者模式是复杂了而不是简单了，因此这种模式下的发用功率不同步产生的问题更大。

同时由于电力系统总的发用双方功率一定在物理上是平衡的，因此，当一个市场主体（发电或用户）出现偏差（电力或电量），会造成不可预知的其他市场主体反向偏差，属于典型的“一人犯错全家陪同”。这种偏差问题，最简单的解决方法就是开展实时（平衡）市场，要求发用双方的功率曲线实物（或财务责任）一致，这样既符合电力的物理属性又能够准确发现电价，只是这种方式尚未被广大市场主体接受，基本规则也未涉及。

在没有现货市场的背景下，必然产生偏差电量，随着交易量放大，偏差电量会越来越大，引发市场主体间的矛盾。基于上述原因，这种矛盾不是简单的双方合同违约，因为第三方（合同双方以外）也因合同某一方违约产生反向偏差电量，无法通过合同双方的约定解决。在2016年的交易过程中，已经出现这个问题，部分省份将按厂结算偏差改为按照电厂所属集团结算偏差，勉强在结算上缩小了偏差，但是在电厂之间制造了不公平，对于仅有一个电厂的企业，偏差电量就可能很大。

针对这些现实问题和情况，基本规则借鉴了英国实时平衡市场解决电力偏差的方式解决偏差电量，这是一个创新。在月度进行预挂牌，未通过竞争摘牌的机组只要按照月度计划（含优先发电）发电，偏差与之无关，当系统整体出现偏差，由摘牌的机组提供上下调整服务（调整自身月度计划），解决偏差电量问题。能够获得上调摘牌的机组，通常都是发电成本最低，能够获得下调摘牌的机组，通常都是发电成本最高，这样就在一定程度上实现了低碳低成本机组优先发电的节能减排低碳调度。

创新五：首次在交易规则中提出了带发用电曲线。

部分观点认为目前不带发用电一致曲线的直接交易是电力市场的“一层楼”，只要努力的做上一段时间，之后的现货就可以作为“二层楼”进行建设。这种观点很大程度上将“计划调度+电力直接交易”的电力交易模式与配套文件二“现货+中长期”模式混淆，不带发用一致曲线的电力直接交易可以近似为计划电量分配的一次“大改良”。

现货交易确实需要一个“一层楼”，这个“一层楼”是中长期合同当中要带发用一致的功率曲线，不管配套文件二中的“分散式”电力市场中长期实物合同需要的实物功率曲线，还是“集中式”电力市场中长期差价合约需要的财务绑定的功率曲线，“功率曲线”是计划电量分配制度“改革”的“门槛”标志物。当有了这条功率曲线，就可以计算发用双方实时的偏差责任，通过购买平衡服务或收取再调度费的方式，启动现货市场建设。

基本规则虽然在顶层设计方面向“基层首创”做了最大的妥协，但是明显倾向中长期合同应带有发用一致的功率曲线。基本规则条款内容对此均作了兼容，细看会发现很多类似“鼓励按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线进行集中竞价）”、“采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算”、“发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划”、“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”的规定。

创新六：首次提出多种避险手段。

基本规则提出的合同转让交易，不仅仅包括传统的发电企业间的发电权交易，还包括用户之间的“用电权交易”，“合同转让交易原则上应早于合同执行3日前完成”，意味着只要提前三天判断无法按照合同执行部分电量，即可进行转让避险，这在我国电力交易史上属于首次提出。基本规则还提出“发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发（代用）部分或全部电量”，这样可以促进市场主体之间合作避险，也可推动售电公司作为整合用户和发电企业的媒介，确立其通过为市场成员规避风险而赚取风险收益的盈利模式。基本规则为市场主体提供了年度、月度、3日（合同转让）三个避险的时间机会，合同转让、互保协议、次月分解计划调整（交易双方均可提出只改当月）三种手段，总共7种主动避险的机会。

此外，基本规则还明确了交易时序安排，各地交易机构只要按图索骥，便可系统的开展交易，特别体现了起草者在电力监管和运行中的经验，考虑到各地的“计划”往往滞后，甚至个别地区上半年都处在“未印发计划、无合同交易”的状态，基本规则明确规定“年度交易开始前仍未确定优先发电的，可由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行”。

同时突出了双边交易的重要性，多次提出“如果年度（月度）双边交易已满足全部年度（月度）交易需求，可不开展年度（月度）集中竞价交易”，这是符合国际成功电力市场经验的，集中竞价这种交易方式是为了降低交易成本，但是有个前置条件，必须对标准合同进行竞价，可以理解为带有功率曲线，对于不带功率曲线的电量集中竞价很可能对电价扭曲更加厉害，因此中长期交易不应将集中电量竞价作为主要交易方式，甚至最好不开展。

基本规则可以说最大限度的求取了顶层设计和基层创新的“公约数”，但是无可避免的将面临非常大的挑战：

挑战一

地方已经形成了各种带有地方特色的直接交易规则，基本规则立足于开放的市场设计，希望通过统一各地交易规则的基本框架、基本原则和基本内容，实现市场间的无壁垒，为下一步扩大市场范围做好准备。本轮改革地方主导的声音响亮，国家发改委、国家能源局的规范性文件能够得到多大程度的落实，拭目以待。

挑战二

学界和大部分电力企业的电力市场专家，对“现货+中长期”的电力市场模式有着清醒的认识，对于这种过渡式的“电力市场交易”能否接受，特别是一些富有“中国特色”的妥协是否会招致批评？想来，起草者头脑是清晰的，附则中明确规定“有效期3年”，也就是三年之后预计问题暴露比较充分，现货交易还是方向。

挑战三

电力调度机构能否接受。电力调度机构目前人员少、安全生产压力大，计划调度模式下每天多目标进行优化，工作繁重。虽然，基本规则能够清晰界定各环节职责边界，规范交易行为，减轻一部分工作量，但是偏差电量的解决方式，实质上对调度方式有所改变，约束了电力调度机构的自由裁量权，电力调度机构很可能倾向于以结算方式消除偏差，这一“粗暴但简单”的偏差解决方式。

挑战四

部分地区规则的漏洞和偏颇，已经形成了受惠的利益主体，这些利益主体也将发出大量的反对声音。例如中长期合同要求带有发用一致功率曲线这种正确的要求，可能会受到一些不该直接进入批发市场的中小工业用户抵制。甚至在部分盲目放开批发市场准入的地区，可能引起批发市场和零售市场范围的重新划分。

挑战五

月度为实物交易周期可能导致年度合同兑现率下降，年度合同的实物性减弱，避险作用上升。月结月清的规定，突出了月度作为实物购买的主要周期，大于月度的交易周期，更多体现的是避险，既然年度合同避险作用上升，那么通过支付违约金方式解除全部或部分年度合同的可能性升高，这是正常的市场现象，地方政府和市场主体能否接受这种与计划体制时代截然不同的合同处理方式。

挑战六

虽然起草者认为没有现货的背景下，基本规则推荐的偏差调整方式一最为公平，但是其中也有不合理之处（现货交易是彻底解决此问题的唯一办法）。调用上调机组的过程中，是皆大欢喜的，因为机组虽然电价较低，但是获得了额外的利用小时；但是调用下调机组的过程中，可能存在用户的偏差考核费用不足以支付下调费用，需要全体发电机组分摊差额的情况，尽管这种概率很小，但仍可能招致发电主体的不满。