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背景简介：12月1日，国家能源局发函就《电力市场运营基本规则 （征求意见稿）》、《电力市场监管办法（征求 意见稿）》、《电力中长期交易基本规则 （征求意见稿）》，向相关单位征求意见。随同三个文件一同发出的还有《关于电力交易规则及监管体系的说明》。征求意见的截止时间为12月15日。 《关于电力交易规则及监管体系的说明》中指出：国家能源局起草的《电力市场监管办法》、《电力市场运营基本规则》、《电力中长期交易基本规则》，三个文件形成一个比较完整的市场交易及监管体系：
就《电力中长期交易基本规则》，本报独家专访了电改文件起草专家，对其权威解读。 以下是问答实录 ◆ ◆ ◆ ◆ ◆
A:本规则主要用于指导非现货试点地区开展电力市场化交易。对于现货试点地区，在现货市场未建立之前，也可依据本规则开展过渡阶段的电力市场化交易。
A:电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。现阶段的中长期交易主要按年度和月度开展，各地可根据自身实际需要，探索开展其他周期的交易。 中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等。
A:中长期交易中，发电企业的发电能力和用户的用电需求很难准确预测，存在较大的不确定性，通过合同电量转让交易，一是可以降低市场交易主体的违约风险；二是可以实现替代发电，如无调节能力的风电、水电替代有调节能力的电厂发电，低价电厂替代高价电厂发电，从而促进可再生能源消纳、提高资源优化配置效率。 在满足调度机构安全校核的前提下，优先发电合同电量、直接交易合同电量和跨省跨区交易合同电量都可以进行转让。
A:电力中长期交易主要通过双边协商、集中竞价和挂牌等方式进行。市场交易主体可自愿选择交易方式，通过不同交易方式的自由组合来规避市场风险。
A:对用户而言，如果仅要求其部分电量参与市场交易、其余电量按目录电价向电网企业购买，虽然能够降低用户的违约风险，但是当电力供需形势发生变化，市场交易价格走高时，用户将退回全部电量按政府目录电价向电网企业购电的模式，最终演化成变相的优惠电价，市场交易不可持续。 因此规则中对市场准入与退出机制进行了规范，要求用户全电量参与市场交易，使市场交易价格能够真正反映发电企业成本和市场供需形势的变化，实现有升有降，通过合理的价格信号引导电力投资和电力资源的优化配置。 如果用户不想直接参与市场交易，可自由选择售电企业进行供电；对于不参与市场交易也未选择售电企业的用户，将自动由保底售电企业进行供电，但供电价格参考市场价格确定，不再执行政府制定的目录电价。
A:本规则中的优先发电电量概念，除了包括配套文件规定的一类、二类优先保障发电量，还包括其他暂未市场化的发电量。
A:在市场准入与退出机制中，规定了准入用户必须全部电量进入市场，因此市场电量规模不再进行人为限定，而是由准入用户的实际用电需求决定。在进行年度电量供需平衡分析时，可根据准入用户的行业类别和历史用电数据对市场电量进行预测。 基于目前的负荷预测方法，很难单独预测未进入市场用户的用电需求，而预测系统总用电需求相对简单、误差较小。因此规则中建议采用倒推的方式估算优先用电需求，即用系统总用电需求预测值扣减市场电量预测值作为优先用电量的预测值。然后将优先用电量预测值折算至发电侧，得到优先发电的电量需求，并将优先发电电量首先分配给纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电，满足电网安全需要的调频调峰电量以及保障供热需要的“以热定电电量”等，其余的优先发电电量再按照现行的差别电量计划制定规则分配给其他机组。
A:各类交易品种的衔接主要体现在交易的组织次序上。年度交易首先要确定次年国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量合同，其次确定优先发电合同，然后开展年度双边交易，最后开展年度集中竞价交易；月度交易要在年度合同分解到月合同的基础上，首先开展月度双边交易，然后开展月度集中竞价交易。特殊情况下，为了保障可再生能源消纳和电力平衡，可开展临时交易与紧急支援交易。 省内交易和跨省跨区交易的衔接方面，对双边协商交易，设定交易提交的关闸时间，省内的双边交易和跨省跨区的双边交易不分先后，统一进行安全校核；对于集中竞价交易，在充分考虑送电省和受电省政府的利益诉求后，基于优先保障送电省电力电量平衡的原则，规则中建议送电省首先开展集中竞价交易，富余电力电量再参与区域平台的集中竞价交易，而且为最大限度发挥区域市场在资源优化配置的重要作用，建议受电省的集中竞价交易和区域平台的集中竞价交易同时开展，并推荐两个平台采取统一出清、统一校核的方式。
A:根据配套文件的要求，“为促进直接交易价格合理反映电力资源产品价格，在安排计划电量时，原则上应根据直接交易情况，相应扣除发电量容量”。但如果容量剔除过多，发电企业将无法通过直接交易实现电量增发、薄利多销的目的，失去参与直接交易的积极性，因此配套文件指出“为调动发电企业参与积极性，直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算”。 需要指出的是，容量剔除的操作顺序是先进行直接交易，然后根据直接交易电量剔除相应容量，再安排计划电量。但是，考虑到计划电量的安排一般是在年度进行，对于开展月度交易及更短周期的地区来说，在安排年度计划电量时将无法进行容量剔除。而且，根据本规则中的交易组织次序，首先确定优先发电电量（即计划电量），再开展年度市场化交易，因此无法在安排计划电量时进行容量剔除，而应在年度交易后年度计划电量进行调整。
A:偏差电量是指发电企业或用户实际发电量或用电量与其总合同电量之间的偏差，这其中既包括优先用电、优先发电等“计划电”偏差，也包括直接交易合同电量等“市场电”偏差。 从系统平衡的角度出发，当某一发电企业或用户未按照合同约定发用或用电时，就需要调整其他发电企业的发电计划进行电力电量平衡。偏差处理机制实质上就是用来决定调用哪些发电企业调整发电计划，以满足系统电力电量平衡需要。 传统调度管理模式下，调度机构根据主要依据合同电量的完成进度安排机组的发电计划，发电企业进行月度电费结算时，首先根据对应用户的实际用电量结算其直接交易电量，剩余电量作为计划电量进行结算，即偏差电量通过计划电量兜底。 该种方式主要存在两个弊端，一是进行结算时，需要将用户和发电企业的实际发用电量进行一一对应，当市场交易品种较多、存在“多对多”的交易关系时，结算关系十分复杂、结算工作量很大；二是，由于计划电量可在年内滚动调整，导致调度机构安排发电计划时的自由裁量空间较大，不仅调度的公平性容易遭受质疑，而且无法保障系统运行的经济性。 因此，本规则中推荐采用预招标的方式确定提供上调服务和下调服务的机组，调度机构严格按合同电量安排机组的发用计划，当系统需要进行偏差处理时，优先调用价格最低的机组调整出力，实现系统的经济运行，然后通过偏差考核机制确定造成偏差的责任主体，由其承担偏差处理机制引起的费用。
A:本规则中为保障可再生能源消纳主要采取以下三个方面的措施。 一是在安排优先发电电量时，预留充足的可再生能源发电空间，该部分电量按政府定价收购。 二是在偏差处理机制中推荐采用预招标方式确定提供上调服务和下调服务的机组，可再生能源的实际发电能力超过其优先发电的合同电量时，通过调用机组下调服务，促进可再生能源的消纳，该部分超发电量要参考市场价格进行结算。 三是可再生能源消纳存在临时性困难的省（区），可与其他省（区）通过自主协商方式开展临时跨省跨区交易，若按市场方式难以达成交易，采取强制跨省发电权的方式，即由送出地区可再生能源购买有消纳能力地区火电的直接交易合同电量。 ◆ ◆ ◆ ◆ ◆ |
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