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”）。2017年1月20日，国家能源局综合司又发出“关于落实《电力中长期交易基本规则（暂行）》有关事项的通知”，要求各地抓紧电力中长期交易规则（细则）的制修订工作并于3月15日前上报国家发展改革委、国家能源局备案。

“基本规则”是一个覆盖不同交易周期（多年、年、季、月、周等日以上）和省内及跨省跨区中长期电量交易品种的市场规则。在市场启动前，先了解一下国内外电力市场的中长期交易情况，并就“中国特色的”中长期集中竞价交易谈谈看法。

国外电力市场中长期交易发展路径

国外电力市场的中长期交易多采用远期（包括远期差价合同）、期货、期权等形式。

远期合同能够为电力用户提供稳定的电力供应，同时为发电商带来长期稳定的需求，而且能够锁定电力价格以回避电价波动风险，因此，世界各国的电力市场均大量采用远期合同进行电力交易。

英国在电力市场化的初期，超过80%的电力交易是通过远期差价合同（contractfordifferences）市场来进行的，而且其双边合同交易量所占份额逐渐扩大并进一步发展提前数年的远期和期货市场，2000年后英国电力市场在NETA（NewElectricityTradingArrangements）模式下，95%的电力通过双边合同交易完成。

电力远期合同出现的初期大多采用场外交易方式(overtheer)，供电方与电力用户双方私下交易，然后提交调度分解执行。随着电力市场的不断发展，市场中需要签订电力远期合同的市场参与者越来越多，场外交易方式已不能满足市场的需求，因而出现了电能交易所（powerexchange）集中进行合同交易。在交易所注册的市场参与者无论是买电方或者是卖电方均直接与交易所进行合同交易，而无需在市场中等待其他交易者。电能交易所作为电力市场参与者的中介，加快了合同市场的流动性。

随着电力市场的不断发展完善和风险管理的需要，电力期货也已引入到电力市场。由于远期合同基本以电力交易为目的，而且其交易方式特殊（大多为场外交易），导致远期合同的流动性不强，因此其回避风险的能力有限。电力期货则弥补了电力远期合同的不足，其交易的流畅性使得期货的买卖变得相当容易，因而可以很快平仓（从事一个与初始交易相反的交易，如先买入期货再卖出该期货）以回避市场风险。统计表明美国纽约商品交易所中99%的电力期货交易是用于风险管理而不是电力交割，这也从侧面说明了电力期货交易管理风险的能力。

中国电力市场中长期交易怎么玩

“基本规则”第二十二条规定：“电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。

（一）双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。

（二）集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等；鼓励按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价。

（三）挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。”

广东省作为电力改革中先行先试的省份，2013年即启动首次中长期双边协商，9～12月交易量22.43亿千瓦时。同年广东省开始尝试中长期集中竞价，2013年12月开展了2014年第一季度电量的首次集中竞价，形成交易电量4.995亿千瓦时。

2016年3~9月，广东省开展了有售电公司参与的7次月度集中竞价交易，总交易电量160亿千瓦时，为我国电力市场建设进行了较好的探索和示范。

广东电力交易中心从2016年12月9日开始组织2017年双边协商交易，共有148家市场主体参与，其中：发电企业60家、售电公司82家、大用户6家；交易申报共188项，申报电量861.35亿千瓦时。根据交易校核和安全校核结果，2017年双边协商交易最终成交187项，成交电量837.05亿千瓦时，平均价差-0.0645元/千瓦时。

2017年1月20日，广东电力交易中心开展了首次基于新交易规则的月度电量集中竞价，总成交电量为12.99万千瓦时，统一出清价差为-145.5厘/千瓦时。需求方87家参与，申报12.99亿，全部成交；其中80家售电公司成交12.92亿，占99.46%。需求方平均申报价差-1.02厘/千瓦时，其中最高成交申报价差为0厘/千瓦时，最低成交申报价差为-75厘/千瓦时。供应方53家参与报价，总申报电量为28.04亿千瓦时，其中24家初步成交，成交的供应方平均申报价差为-389.46厘/千瓦时，其中最高成交申报价差-60厘/千瓦时，最低成交申报价差-500厘/千瓦时。

基于分段竞价思想的中长期集中竞价交易

双边协商交易给予供需双方较大的自由度，供需双方可以对负荷曲线进行定制然后提交调度中心执行。但其缺点是不够透明，受人为因素影响大，可能带来市场力、暗箱操作等一系列公平性问题，增加了行政干预的可能性，降低了市场效率，严重的情况下甚至可能造成国有资产流失和腐败问题。

我国独创的中长期交集中竞价交易能有效地避免这些问题，市场主体在统一平台公平公开竞争，有较好的价格发现作用。但集中竞价交易本质是一种多边交易，需要基于“标准化产品”进行（否则无法在统一平台竞价），无法对负荷曲线进行定制，比较粗糙的办法是只对电量进行竞价。

“基本规则”第二十二条鼓励按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价。由于不同行业的用户有不同的典型负荷曲线，按标准负荷曲线集中竞价将形成一系列细分市场，影响市场的效率。这里我们可以引入西安交通大学王锡凡院士提出的分段竞价思想，初期将负荷粗略地分为基荷电能、腰荷电能和峰荷电能分别竞价，并随市场的推进按负荷持续时间进一步细分为多个负荷段，针对不同的负荷段电能进行集中竞价交易。

分段竞价机制把电能按连续生产或连续消费的时间分段，然后按段进行平衡和买卖，形成出清价。把预测的负荷曲线按连续生产（或消费）的时间分为l1,l2,…,l…,LP段（或由用电侧申报各段的负荷需求），相应的持续时间为h1,h2,…,hl…,hP，如图1所示。

在分段竞价市场中，根据发电厂是基荷发电厂还是调峰发电厂分别只需申报一幅报价图，如图2所示。图中横坐标为运行小时数，纵坐标为可提供的累计发电出力。例如图2中通过a点的垂线表示在运行小时大于或等于T的情况下，可提供P0的发电容量，报价为ρ0；通过b点的垂线表示在运行小时大于或等于h1小时的情况下，可提供P1的发电容量，报价为ρ1；等等。报价应满足以下条件：

当hi>hj时，ρi<ρj。

对一般发电厂而言，报价的图形甚至可以维持不变，每次的报价只需给出不同的电价ρ0，ρ1，…即可。由于报价直接和发电机组的运行模式（连续运行小时数）相关，所以发电厂商更容易根据其成本分析进行报价。用电侧报价原理与发电侧类似。电力交易中心收到各发电厂和大用户（售电公司）的报价后，可以利用类似于电力系统生产模拟的方法安排交易计划。

中长期双侧（发电侧、用电侧）集中竞价交易是我国在实践中摸索出来的一种行之有效的电力市场交易模式，实施效果良好。不幸的是，由于在国外找不到类似的样板，这种模式被有关部门和专家认为是一种过渡性的临时方案，并强行按国外电力现货市场的模式加以改造（如统一边际价格出清、0偏差电量考核等），已造成不良后果。

实际上，电能的生产和消费在时间上具有连续性，这一点在国外电价理论和电力市场设计中都未充分考虑，而中长期集中竞价交易是克服这个缺陷的一条有效途径，应结合分段竞价理论进一步发展和完善。不同于现货市场，中长期交易也并不需要所有供需方按统一价格结算。在电力市场建设中，如何灵活运用经济学的基本原理，借鉴国外电力市场的先进经验，并结合实际探索适合我国国情的电力市场模式与交易机制，是一个需要认真思考的问题。