前言：2016年12月29日，國家發改委、國家能源局印發了《電力中長期交易基本規則(暫行)》(以下簡稱“基本規則”)。應該講基本規則的出臺對規范以開展直接交易為主的中長期交易具有重大的推動作用，基本規則詳細描述了“計劃調度+直接交易為主的中長期”交易模式操作方法及流程。頂層設計是全世界電力批發市場的通用道路，相信在基本規則的推動下，最終還是會發展到“現貨+中長期”市場模式的道路上來。基本規則在其有效的三年內，將會被中國的電力市場建設史所銘記。

     中發9號文件配套文件二《關于推進電力市場建設的實施意見》明確提出，我國電力市場建設目標是“現貨交易發現價格，中長期交易規避風險”現貨和中長期交易相結合模式。受我國電力工業長期施行計劃機制以及電力系統運行專業性較強等因素影響，市場主體普遍對現代電力市場以現貨為核心的概念認識不深，并且現貨交易對技術水平和市場主體素質要求較高，開展現貨交易需要在技術支持系統、電力系統調度運行方式等方面做2-3年準備，因此國內目前尚無按照配套文件二開展“現貨+中長期”市場建設的地區，各地開展的均是“計劃調度+電力直接交易”的交易模式。雖然這種模式與配套文件二描述的電力市場有很大差距，但是能夠適應大部分市場主體目前對電力交易的認識水平，市場主體接受程度較高。基本規則就是基于各地目前交易的實際，從保護基層首創精神的角度，對交易行為進行規范。以期市場主體認識深化后，采用頂層設計方式開展“現貨+中長期”模式的市場建設。基本規則將“市場化”的交易電量和計劃性的“優先發電”統籌考慮，“化雙軌為一軌，不再各說各話”，是國內首個覆蓋全部中長期電量的交易規則。

     基本規則相比目前正在執行的交易規則，具有以下創新之處：

     創新一：首次全面考慮交易品種。

     基本規則出臺之前的主要市場交易規則基本上只考慮單一的交易品種，如跨省區交易、直接交易、發電權交易等的交易規則。主要是因為中發9號文印發之前，少量的交易都“寄生”在計劃體制之上，看計劃體制“吃飯”，市場建設者被迫采用的“游擊戰法”，論證清楚一個品種就出臺一個品種的交易規則“單行本”，希望對電力的商品化有所撬動。目前各地已出臺的交易規則整體上繼承了這一編制習慣，基本圍繞直接交易和發電權交易制定。然而，無論交易品種有多少個，合同成千上萬，電力交易達成后都需要統一執行。對于發電企業和用戶而言，電能計量表計上只有一個數字，依靠多個“單行本”的規定“人工”進行“拆分”，即使“單行本”彼此之間的結算規定“不打架”，結算順序也會對市場主體利益影響較大;對于電力調度機構來說，其無法區分哪一種合同，不管有多少“單行本”，電力調度機構都只能執行一個日前發電計劃，甚至包括可以“滾動”的計劃分配電量，各個“單行本”與計劃分配電量(含可再生能源發電)之間的矛盾，讓電力調度機構“惱火”不已;對于電力交易機構來說，多個交易品種之間“開市”的順序等“自由裁量權”對全社會購電成本影響很大，是其不能明言的“苦惱”和壓力。基本規則作為一個市場的交易“手冊”，通盤考慮了現存和潛在的中長期交易品種，不管過去是否參加過交易，市場主體只要手持這本“手冊”，就可以依規則參加全部交易，做到“心里有底”。電力調度機構和電力交易機構開展交易也有了清晰、全面的依據，最大限度切除了容易引發問題的“自由裁量權”，長舒一口氣。

     創新二：首次全流程設計電力交易。

     電能除了具有和“白菜”一樣的一般商品屬性外，還具有實時平衡(不可大規模存儲)和潮流分布按照物理規律(不以經濟關系為轉移)的特殊屬性。廣義的電力交易包括市場主體雙邊協商(集中競價)、簽訂合同(電子確認單)、安全校核、調度執行、計量結算、偏差處理等環節，涉及電網企業發展(計劃)、營銷、交易、調度等多個部門。以往的交易規則通常把重心放在了主體準入和交易方式上，大篇幅的描述市場主體的準入條件和邊際出清、配對撮合、掛牌等交易方式，缺乏對電力調度機構執行交易的規定，也缺乏交易執行后，電力交易機構結算行為的規定，電力交易和運行生產“脫節”的感覺強烈，電力買賣仿佛就是最后結算上的價格高低，甚至被人直接指責為“優惠電”。造成市場主體簽訂合同后，即使抱有強烈的按合同執行的愿望，仍然感覺后邊看不清，不知道自己簽訂的合同如何得到執行，不知道從什么機構哪個環節能看到準確的進展，也就無法做出對未來交易的風險評估。基本規則首次對電力交易和生產執行進行了全環節描述，任何一個環節都有清晰的界定，改變了電力交易“摸不到看不著，只有一張結算單”的現行格局，只要執行到位，各個環節都是清晰可再現的，說句玩笑話“市場主體打官司能輕松的找到該告誰”，同樣考慮全流程的交易規則使電力市場監管也有了基本依據。

     創新三：首次明確了優先發電就是一種中長期交易。

     到底如何看優先發電，一直是業界爭論不休的問題。有人說優先發電是“中國特色”，就是按照過去計劃分配和計劃調整方式開展。甚至有些地方計劃部門指出：雙軌制是改革的必然，沒有優先發電這個“開口可調”的計劃手段，怎么能保證市場交易合同的執行?確實，在目前實操過程中，市場交易電量優先執行，產生的所有不平衡均由調整計劃這個手段進行調整。這引發了一種擔憂：市場化的最終目的是要由市場來配置資源和形成價格，如果市場化交易需要“寄生”在滾動可調的優先發電基礎上，那么以計劃為“根”的市場“樹冠”，到底是市場起配置資源的決定性作用，還是計劃起配置資源的決定性作用?基本規則回答了這個問題，優先發電一經確定，即可視為一種政府授權合同，其作為中長期合同的本質與市場交易形成的中長期合同沒有任何區別，“其全部電量交易、執行和結算均需符合規則(基本規則)相關規定”。將優先發電視為政府授權的中長期合同并不是我國首創，新加坡改革多年后，采用的是“全電量現貨+中長期差價合約”的市場模式，仍然存在政府授權的發電合同，只不過政府確定數額后，雙方簽訂差價合約，全部差價合約都按市場規則執行。因此，基本規則通過將優先發電轉化為中長期合同，實現了“兩軌并一軌”，避免人為“挖坑”，實現了目前全部中長期電量的統一規則。至于長期以來由計劃電量承擔的偏差調整可以通過市場方式來解決。

     創新四：首次引入了較為公平的偏差調整方式。

     在現貨市場(平衡機制)缺失的情況下，通過計劃調度執行中長期合同，發、用雙方不必同步，發、用電功率可以不對應，甚至可以發電廠正在停機檢修，而用戶仍在用電，這種做法實質上違反了電力的客觀物理規律，在一定程度上造成了電力價格的扭曲(本文不贅述)，更麻煩的是這種“發用功率解耦”會造成發用雙方之間的合同偏差。電網作為唯一購買者的時代，尚要求發電機組遵循日計劃的功率曲線五分鐘內電力電量“過零”，多買多賣格局形成后，運行和結算相對單一購買者模式是復雜了而不是簡單了，因此這種模式下的發用功率不同步產生的問題更大。同時由于電力系統總的發用雙方功率一定在物理上是平衡的，因此，當一個市場主體(發電或用戶)出現偏差(電力或電量)，會造成不可預知的其他市場主體反向偏差，屬于典型的“一人犯錯全家陪同”。這種偏差問題，最簡單的解決方法就是開展實時(平衡)市場，要求發用雙方的功率曲線實物(或財務責任)一致，這樣既符合電力的物理屬性又能夠準確發現電價，只是這種方式尚未被廣大市場主體接受，基本規則也未涉及。在沒有現貨市場的背景下，必然產生偏差電量，隨著交易量放大，偏差電量會越來越大，引發市場主體間的矛盾。基于上述原因，這種矛盾不是簡單的雙方合同違約，因為第三方(合同雙方以外)也因合同某一方違約產生反向偏差電量，無法通過合同雙方的約定解決。在2016年的交易過程中，已經出現這個問題，部分省份將按廠結算偏差改為按照電廠所屬集團結算偏差，勉強在結算上縮小了偏差，但是在電廠之間制造了不公平，對于僅有一個電廠的企業，偏差電量就可能很大。針對這些現實問題和情況，基本規則借鑒了英國實時平衡市場解決電力偏差的方式解決偏差電量，這是一個創新。在月度進行預掛牌，未通過競爭摘牌的機組只要按照月度計劃(含優先發電)發電，偏差與之無關，當系統整體出現偏差，由摘牌的機組提供上下調整服務(調整自身月度計劃)，解決偏差電量問題。能夠獲得上調摘牌的機組，通常都是發電成本最低，能夠獲得下調摘牌的機組，通常都是發電成本最高，這樣就在一定程度上實現了低碳低成本機組優先發電的節能減排低碳調度。

     創新五：首次在交易規則中提出了帶發用電曲線。

     部分觀點認為目前不帶發用電一致曲線的直接交易是電力市場的“一層樓”，只要努力的做上一段時間，之后的現貨就可以作為“二層樓”進行建設。這種觀點很大程度上將“計劃調度+電力直接交易”的電力交易模式與配套文件二“現貨+中長期”模式混淆，不帶發用一致曲線的電力直接交易可以近似為計劃電量分配的一次“大改良”。現貨交易確實需要一個“一層樓”，這個“一層樓”是中長期合同當中要帶發用一致的功率曲線，不管配套文件二中的“分散式”電力市場中長期實物合同需要的實物功率曲線，還是“集中式”電力市場中長期差價合約需要的財務綁定的功率曲線，“功率曲線”是計劃電量分配制度“改革”的“門檻”標志物。當有了這條功率曲線，就可以計算發用雙方實時的偏差責任，通過購買平衡服務或收取再調度費的方式，啟動現貨市場建設。基本規則雖然在頂層設計方面向“基層首創”做了最大的妥協，但是明顯傾向中長期合同應帶有發用一致的功率曲線。基本規則條款內容對此均作了兼容，細看會發現很多類似“鼓勵按峰、平、谷段電量(或按標準負荷曲線進行集中競價)”、“采用發用電調度曲線一致方式執行合同的電力用戶，不再執行峰谷電價，按直接交易電價結算”、“發電企業全部合同約定了交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃”、“電力直接交易雙方發用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用”的規定。

     創新六：首次提出多種避險手段。

     基本規則提出的合同轉讓交易，不僅僅包括傳統的發電企業間的發電權交易，還包括用戶之間的“用電權交易”，“合同轉讓交易原則上應早于合同執行3日前完成”，意味著只要提前三天判斷無法按照合同執行部分電量，即可進行轉讓避險，這在我國電力交易史上屬于首次提出。基本規則還提出“發電企業之間以及電力用戶之間可以簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行合同電量時，經電力調度機構安全校核通過后，由另一方代發(代用)部分或全部電量”，這樣可以促進市場主體之間合作避險，也可推動售電公司作為整合用戶和發電企業的媒介，確立其通過為市場成員規避風險而賺取風險收益的盈利模式。基本規則為市場主體提供了年度、月度、3日(合同轉讓)三個避險的時間機會，合同轉讓、互保協議、次月分解計劃調整(交易雙方均可提出只改當月)三種手段，總共7種主動避險的機會。

     此外，基本規則還明確了交易時序安排，各地交易機構只要按圖索驥，便可系統的開展交易，特別體現了起草者在電力監管和運行中的經驗，考慮到各地的“計劃”往往滯后，甚至個別地區上半年都處在“未印發計劃、無合同交易”的狀態，基本規則明確規定“年度交易開始前仍未確定優先發電的，可由電力調度機構參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行”。同時突出了雙邊交易的重要性，多次提出“如果年度(月度)雙邊交易已滿足全部年度(月度)交易需求，可不開展年度(月度)集中競價交易”，這是符合國際成功電力市場經驗的，集中競價這種交易方式是為了降低交易成本，但是有個前置條件，必須對標準合同進行競價，可以理解為帶有功率曲線，對于不帶功率曲線的電量集中競價很可能對電價扭曲更加厲害，因此中長期交易不應將集中電量競價作為主要交易方式，甚至最好不開展。

     基本規則可以說最大限度的求取了頂層設計和基層創新的“公約數”，但是無可避免的將面臨非常大的挑戰：

     挑戰一

     地方已經形成了各種帶有地方特色的直接交易規則，基本規則立足于開放的市場設計，希望通過統一各地交易規則的基本框架、基本原則和基本內容，實現市場間的無壁壘，為下一步擴大市場范圍做好準備。本輪改革地方主導的聲音響亮，國家發改委、國家能源局的規范性文件能夠得到多大程度的落實，拭目以待。

     挑戰二

     學界和大部分電力企業的電力市場專家，對“現貨+中長期”的電力市場模式有著清醒的認識，對于這種過渡式的“電力市場交易”能否接受，特別是一些富有“中國特色”的妥協是否會招致批評?想來，起草者頭腦是清晰的，附則中明確規定“有效期3年”，也就是三年之后預計問題暴露比較充分，現貨交易還是方向。

     挑戰三

     電力調度機構能否接受。電力調度機構目前人員少、安全生產壓力大，計劃調度模式下每天多目標進行優化，工作繁重。雖然，基本規則能夠清晰界定各環節職責邊界，規范交易行為，減輕一部分工作量，但是偏差電量的解決方式，實質上對調度方式有所改變，約束了電力調度機構的自由裁量權，電力調度機構很可能傾向于以結算方式消除偏差，這一“粗暴但簡單”的偏差解決方式。

     挑戰四

     部分地區規則的漏洞和偏頗，已經形成了受惠的利益主體，這些利益主體也將發出大量的反對聲音。例如中長期合同要求帶有發用一致功率曲線這種正確的要求，可能會受到一些不該直接進入批發市場的中小工業用戶抵制。甚至在部分盲目放開批發市場準入的地區，可能引起批發市場和零售市場范圍的重新劃分。

     挑戰五

     月度為實物交易周期可能導致年度合同兌現率下降，年度合同的實物性減弱，避險作用上升。月結月清的規定，突出了月度作為實物購買的主要周期，大于月度的交易周期，更多體現的是避險，既然年度合同避險作用上升，那么通過支付違約金方式解除全部或部分年度合同的可能性升高，這是正常的市場現象，地方政府和市場主體能否接受這種與計劃體制時代截然不同的合同處理方式。

     挑戰六

     雖然起草者認為沒有現貨的背景下，基本規則推薦的偏差調整方式一最為公平，但是其中也有不合理之處(現貨交易是徹底解決此問題的唯一辦法)。調用上調機組的過程中，是皆大歡喜的，因為機組雖然電價較低，但是獲得了額外的利用小時;但是調用下調機組的過程中，可能存在用戶的偏差考核費用不足以支付下調費用，需要全體發電機組分攤差額的情況，盡管這種概率很小，但仍可能招致發電主體的不滿。

文章來源：國際電力網