2020版《电力中长期交易基本规则》，带来哪些变化
为深化电力市场建设，规范和指导各地中长期交易行为，适应现阶段电力中长期交易组织、实施、结算等方面需要，国家发改委、国家能源局对《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源【2016】2784号）进行修订，并于2020年7月1日发布新版《电力中长期交易基本规则》（以下简称“《2020版基本规则》”）。
此次修订印发的《2020版基本规则》，适用于未开展电力现货交易地区开展的电力中长期交易，有效期为5年。较2016年颁布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》，《2020版基本规则》主要有以下变化：
一、市场主体多元，权利义务明确
1.《2020版基本规则》规定市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等，新增 “储能企业”，将原来的“售电公司”调整为“配售电公司”。
2.随着电力市场愈发专业化，《2020版基本规则》要求发电企业、售电企业具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段。
3.增加了售电公司、电力用户以及电网公司依法依规履行清洁能源消纳相关责任。
《2020版基本规则》要求：各电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。
4.售电公司的权利义务增加：拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收取和结算业务。要求售电公司依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
二、入门槛降低，退出机制更加具体
1.鼓励分布式发电企业参与电力市场。
2.取消“电力用户准入的10kv电压等级限制。同时，经营性电力用户的发电计划原则上******放开。
3.增加拥有配电网运营权的售电公司应当取得电力业务许可证（供电类）。
4.明确已经选择市场化交易的发电企业和电力用户，原则上不得自行退出市场。符合第十七条规定情形的，可办理正常退市手续。
5.增加无正当理由退市电力用户惩罚条款，无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的目录电价的 1.2-2 倍执行。
三、丰富交易品种
1.关于交易方式，第三十一条、三十三规定，电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。电能量交易包括集中交易和双边协商交易，集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。
《2020版基本规则》提出滚动撮合交易。滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。
2.引入月内（多日）交易。月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展。根据交易标的物不同，月内交易可定期开市或者连续开市。通过月内（多日）交易可以实现月度发用电计划调整，可以有效减少合同执行偏差。同时，交易周期越来越短，为现货交易做准备。
四、价格机制变化
1.明确电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、 除尘和超低排放电价。
2.提出市场用户的用电价格构成，《2020版基本规则》第四十条规定“市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任”。辅助服务费用反映了风电、光伏发电接入后，火电及其它灵活性资源为电网实时平衡所付出的额外成本。根据本条规定，市场用户将对相应辅助服务成本进行公平分摊。
3.提出滚动撮合交易可采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制。
4.明确规定集中竞价交易中价格上、下限设置原则。价格上、下限原则上由相应电力市场管理委员会提出，经国家能源局派出机构和政府有关部门审定，应当避免政府不当干预。
五、偏差电量调整机制变化
1. 体例上，2016年颁布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》以专门章节的形式规定“偏差电量处理”方式，《2020版基本规则》则将相关内容规定在第六章交易组织第五节中。
2.进一步开放偏差调整窗口，允许发用双方在协商一致的前提下，在合同执行一周前进行动态调整。
3.处理机制方面，2016年颁布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》规定了预挂牌月平衡偏差方式、预挂牌日平衡偏差方式、等比例调整方式以及滚动调整方式等四种方式。而《2020版基本规则》规定，系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时,可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理，也可根据各地实际采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制。多重手段的偏差调整机制，可有效减少中长期合同因市场主体预测不准、或因电网安全约束引起的计划调整带来的合同电量偏差问题，有效的协调了市场交易与调度执行，减少市场主体偏差考核的财务风险。
六、整合合同签订与履行
1.明确要求各市场成员应当根据交易结果或者政府下达的计划电量，参照合同示范文本签订购售电合同，购售电合同原则上应当采用电子合同签订。为避免市场主体因约定不明发生纠纷，购售电合同应当明确约定购电方、售电方、输电方、电量（电力）、电价、执行周期、结算方式、偏差电量计量、违约 责任、资金往来信息等内容。
2.合同履行中的调整。年度合同的执行周期内，次月交易开始前，在购售双方一致同意且不影响其他市场主体交易合同执行的基础上，允许通过电力交易平台调整后续各月的合同分月计划（合同总量不变），调整后的分月计划需通过电力调度机构安全校核。
七、电费结算
1.明确电力交易机构向各市场成员提供的结算依据内容，包括实际结算电力，各类交易合同电力、电价和电费，上下调及偏差电量、电价和电费等等。
2.明确电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。
3.增加风电、光伏发电企业的电费结算条款。
八、新增市场监管和风险防控内容
监管作为推进电改的重要一环，《2020版基本规则》对市场监管和风险防控提出了要求。国家能源局及其派出机构应当建立健全交易机构专业化监管制度，推动成立独立的电力交易机构专家委员会，积极发展第三方专业机构，形成政府监管与外部专业化监督密切配合的有效监管体系。
《2020版基本规则》对市场主体、主体的准入退出、交易组织、价格机制、合同签订履行、信息披露、市场监管和风险防控等方面进行补充、完善和深化，丰富了交易周期、交易品种和交易方式，优化了交易组织形式，提高了交易的灵活性和流动性。该规则将在增强中长期交易稳定收益、防范风险等方面发挥重要作用。
