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编者按 2020年6月，在2016年《电力中长期交易基本规则(暂行)》（发改能源【2016】2784号）的基础上，新版《电力中长期交易基本规则》（发改能源规【2020】889号）正式发布。 以中央9号文发布为标志的新一轮电力体制改革已满五周年，全国各省市电力市场建设取得了一定的成就。如何承前启后，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，维护市场主体的合法权益，是当前电力市场改革领域面临的核心任务之一。 本微信公众号特邀华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠担任特约编辑，邀请来自电力交易机构、高校、科研院，以及电网、发电、售电企业的专家，针对新、旧规则差异、电力中长期交易的定位、中长期与现货的衔接、新主体与新品种、计划与市场、调度与交易、可再生能源消纳、售电市场发展、储能和电动汽车的机遇等关键问题，进行专题解读。希望对我国电力市场建设，对各类市场主体参与市场交易，提供有益的参考。 近日，国家能源局发布2020版电力中长期交易基本规则（以下简称新规则），刷新了实施三年的2016版同名规则（以下简称老规则）。新规则在总结三年来电力市场建设实践经验的基础上，在许多方面进行了调整、补充和完善，与2016版规则相比，更加全面、更加合理、更加符合当前实际的，将推动我国电力市场建设进入新时代。结合新、老规则的具体内容，笔者认为，新规则有以下进展和突破： 第一，关键问题更加明晰。与旧规则相比，新规则的定位做了一定程度的限定，重点规范了中长期交易，对关键问题的规定更加明细、操作性更强。 一是进一步明确新规则适用于未开展现货交易的地区。中长期交易是我国电力市场建设起步阶段的重要或基本内容，随着市场建设进程的推进，我国电力市场体系将更加完整、更加细分。老规则颁布时，涵盖了电力市场建设的绝大部分内容，但还有部分内容不够充分，随着新能源快速发展和市场竞争程度的增加，其颗粒度已经不能满足电力市场体系的全部内容，短期、实时的电力平衡和电力系统调节性问题越发突出，所以我们正在加速推进现货市场建设，积极探索辅助服务市场或辅助服务补偿机制，当然也要出台相应的现货市场规则、辅助服务规则等，市场管理需要更加细分。新规则明确不涉及现货市场的内容或者说现货市场建设的内容另行规定，本规则就可以集中聚焦中长期交易的重点问题，包括市场化的交易和计划电量的平衡机制等。 二是将省内市场和跨省市场分开表述。省内市场是我国电力市场建设的基础，与旧规则相比，新规则把省内交易和跨省交易分开表述，并重点表述了省内市场的内容。在跨省市场方面明确了市场主体可以在送电侧也可以在购电侧参与交易，差异是谁负担过网费的问题，在哪里交易就要执行哪里的交易规则。 第二，强调了售电公司的权利义务。售电公司是本轮电力体制改革的重要内容，特别是改革吸引了大量的新兴市场主体。与旧规则相比，新规则单独对售电公司的权利义务做了专门的表述，对售电公司特有的业务做出了规定，特别是拥有配电网运营权的售电公司承担配电网区域内的电费收取和结算业务。 第三，体现了鼓励竞争原则。一是新规则对经营性电力用户不再设定限制条件，全部放开。这是三年来电力改革取得的巨大成效，广大用户参与市场不仅是方式上程序上的改变，如电力用户有机会同发电企业谈判交易的电量和电价，更重要的是改革为广大电力用户全面参与电力行业多项竞争性业务创造了条件，如增量配电、售电业务、分布式发电、储能以及用户侧响应等，极大地促进了电力行业新业态的蓬勃兴起。 二是发电企业在分配计划电量时不再扣除因市场化交易电量对应的发电容量。这项规定将使发电企业不再担心因争取市场化电量而丢失计划电量，极大地鼓励了发电企业积极参与市场化竞争的积极性。 第四，更多用市场化方式解决偏差问题。新规则在处理合同电量偏差方面更加简化、更加灵活、更加市场化。市场主体可有多种选择：一是在合同执行前可以选择用市场化方式通过月内交易实现调整，减少偏差发生的概率；二是当电力系统供需有较大变化时，允许发电企业事先通过上下调预挂牌机制进行调节，有调节能力的发电企业可以事先报价，交易机构按照企业的意愿事先进行调整，也可以选择事后调整次月发电计划或合同电量滚动的方式；三是如果市场主体执行中再有偏差，就要计入偏差电量了。需要说明的是偏差电量仍然是双向考核，期望考虑发用双向同增同减的情况下，如何利用市场机制鼓励扩大市场，特别是疫情期间。 第五，强调了对交易计划安全约束的规定，明确了不同机构安全校核的具体时间，使交易程序更加规范严谨。在安全校核方面特别提出了最低输电通道利用率的概念并提出了最低利用率硬核指标，对充分发挥电网资源，提高利用效率、降低终端电能成本意义重大。 |
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