深化连续运营优化资源配置
统一交易规则提升市场质效
——谈对新版《电力中长期市场基本规则》的几点理解
党的二十届四中全会对建设强大国内市场作出重要部署，要求坚决破除阻碍全国统一大市场建设卡点堵点，全国统一电力市场作为全国统一大市场的重要组成部分，要先试先行、发挥示范引领作用。近期，《电力中长期市场基本规则》（以下简称《基本规则》）正式印发，这份历经五年实践沉淀的修订文件，既延续了过往市场建设的成熟经验，又针对新型电力系统建设需求推出多项机制创新，为全国统一电力市场建设筑牢制度基石，标志着我国电力中长期市场进入深化建设、提质增效的新阶段。
一、固本强基：数年深耕，筑牢市场压舱石
电力中长期交易基本规则是我国出台时间最早、执行周期最长的市场基础规则，国家发展改革委、国家能源局先后于2016、2020年印发了两版基本规则，奠定了我国电力中长期市场健康发展、规范运行的良好基础。
“十四五”以来，我国以中长期市场为基础的全国统一电力市场逐步健全，多元竞争主体格局初步形成，国家电网经营区市场经营主体规模由19.8万家大幅增长到80万家，激励引导虚拟电厂等新型主体参与市场，注册主体超1.4万家；交易规模持续扩大，市场交易电量由2.3万亿千瓦时增长到5.4万亿千瓦时，中长期交易占比达9成；新能源市场化消纳水平稳步提升，市场化电量占比由21%提升到63%，累计达成绿电交易超4300亿千瓦时，创新多年期绿电协议（PPA）、累计成交电量600亿千瓦时。
经过十年来的发展，我国在借鉴国际经验的基础上，紧密结合国情网情，基于能源保供转型的现实需要和市场发展阶段，务实推进、大胆创新，初步形成了贴合市场需要、具有中国特色的电力中长期市场交易制度，在电力市场化改革过程中发挥了承上启下的关键作用：一是有效承接发用电计划放开。确保发电侧燃煤、新能源电量分批次全面参与市场，用户侧实现“应放尽放”，电力计划逐步转化为市场化的中长期合约或者政府授权合约，实现了从计划向市场的平稳过渡。二是市场精细化与连续性显著提升。在电力中长期市场以集中交易为主的基础上，推广分时段交易和带时标能量块电力商品，将全天24小时切割为独立交易时段，实现电能价值精细化定价，并实现了与现货市场的顺畅衔接。三是建立了兼顾服务系统平衡与风险管理的双重功能。引导交易主体基于自身发用电实际需求，通过中长期交易有效管理成本和收益，进而稳定了全网电力生产经营秩序和价格预期；同时，通过短周期灵活交易，为交易主体灵活调节预测偏差并管理平衡提供了必要手段。四是适应新能源快速发展下的交易需求。持续完善绿色电力交易流程，优化多年期绿色电力交易机制（PPA），满足消费侧绿电使用需求、服务低碳转型，促进发电侧环境权益兑现、稳定项目收益预期。
二、创新破局：聚焦关键，激活市场多元价值
近年来，随着落实“双碳”目标、构建新型电力系统加快推进，电力市场建设运营的政策边界和基础条件发生较大变化，各方对我国电力中长期市场的统一协同、灵活高效、开放包容、规范运营以及与其他交易品种的衔接等方面都提出更高要求。此次《基本规则》修订，既立足当下，持续完善电力中长期市场连续运营、推动分时段交易及结算等市场机制，又着眼未来，对深化电力中长期市场建设面临的新形势、新挑战主动应答，通过从长到短完善连续运营机制，优化资源配置，通过规范各业务环节标准，提升市场质效，主要体现在：
一是明确功能定位，促进基础规则制度协同运行。《基本规则》进一步明确了中长期市场在全国统一电力市场中的功能定位，强调发挥好平衡电力电量长期供需、稳定电力市场运行的基础作用。通过优化电网安全约束信息，增加交易申报、出清约束等要求，体现中长期交易从远及近服务系统运行平衡的功能。在设计上注重系统性与协调性，有效承接了放开发用电计划、电网代理购电、用户侧分时电价等政策要求，进一步增强了与电力市场“1+6”基础规则体系的统筹衔接。优化调整了章节排布，避免内容重复和功能重叠，并将绿电交易专章融入各相关章节，支撑新能源广泛参与绿电交易，促进绿电交易与常规电能量交易融合，显著提升了规则的可读性和实操性。
二是归纳典型经验，发挥基本规则统一标准作用。《基本规则》充分总结近年来省间及各省中长期市场运营典型经验，提炼形成标准机制，强调了交易组织向“更长、更短”双向延伸。一方面，推广多年期购电协议机制，探索数年期绿电交易常态开市，稳定市场供需及价格；另一方面，要求月内交易按日连续开市，探索数年、年度、月度交易连续开市，提出省间月内交易可不受通道送电方向、送电类型限制，大幅提升交易灵活性，服务电力保供及新能源消纳。此外，进一步优化分时价格机制，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，强化真实价格信号作用，并要求逐步推动月内短期中长期交易限价与现货交易衔接贴近，促进两个市场交易价格逐步收敛。
三是规范市场运营，保障电力交易组织有序高效。结合近年来电力市场监管实际，《基本规则》对主体注册、交易组织、平台建设、风险防控等关键业务环节进行了全面规范。在主体注册方面，要求电力用户全部电量参与批发市场或零售市场，允许电网代理购电用户按月选择入市；在交易组织方面，统一交易时序，主要包括数年、年度、月度、月内等交易，要求交易分时电量、电价通过约定或竞争形成；创新交易日历制度，优化交易公告内容及发布流程，方便主体自由选择；在平台建设方面，提出统一平台机构、技术标准、核心功能、交互规范，为全国统一电力市场的数据互联互通奠定坚实的技术基础；在风险防控方面，细化了电力市场风险类型，明确了电力市场风险防控及处置方式，为市场平稳运行保驾护航。
四是适应未来发展，助力新型电力系统加速构建。随着新型储能、电动汽车、源网荷储一体化项目等新型经营主体大量涌现，系统双向互动的特征愈发明显，需求侧在保障电力供应、促进清洁能源消纳等方面将发挥更加重要的作用。《基本规则》从资源分类、主体权责、交易及结算方式等方面对新型经营主体参与市场进行了系统性设计，通过市场价格信号引导各类新型经营主体主动参与系统调节，缓解电网局部阻塞及新能源消纳压力；同时，《基本规则》要求绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源，为市场主体提供唯一可信的绿电消费凭证，提升绿电交易的公信力和吸引力。
三、协同落地：多措并举，服务高质量发展
立足发展新阶段，统筹保供应、促转型、稳价格等多重目标，北京电力交易中心将深入贯彻落实《基本规则》要求，持续深化中长期市场建设、规范市场运营，奋力谱写全国统一电力市场新篇章。
一是落实《基本规则》最新要求，开展省间中长期交易实施细则修订工作。完善跨区跨省年度中长期交易机制，稳定省间长期供需；持续优化月度、月内短期交易机制，推动实现基于电网安全约束的省间全通道集中优化和连续滚动交易，提升省间交易灵活性；常态化开展跨电网经营区交易，促进全国范围电力资源高水平自由流通。
二是推动交易各环节流程规范统一，为深化全国统一电力市场建设奠定基础。加强省间、省内市场协同运作，推动在交易时序、交易标的、市场限价等环节的衔接与接口标准统一。开展省内市场典型设计研究，健全市场注册、交易组织、结算及信息披露等关键业务流程标准，确保市场规范运营。完善技术平台架构与数据交互规范，强化系统互联与信息贯通，筑牢市场技术“底座”。
三是强化电力市场运营监测，提升市场风险应对能力。以数字化监管为引领，持续推进电力市场运营监测分析，研究提出电力市场风险预案，明确市场风险防控基本要求，完善风险分类及处置流程，细化相关规则条款。按照电力市场基础规则制度一致性相关工作要求，在国家能源局指导下明确《基本规则》刚性约束内容，在此基础上，积极探索新品种、新机制，确保创新有度、便于融合。
（北京电力交易中心副总经理 李竹）
