电力中长期交易宜采取市场化定价

 电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。2015年底下发的新电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》曾明确，具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力、电量平衡机制。由于我国电力市场化改革刚起步，尚不具备开展现货实时市场的条件，因此规范电力中长期交易成为重中之重。

在《规则》出台之前，我国电力主要市场交易规则只考虑单一的交易品种，如跨省区交易、直接交易、发电权交易等。为促进交易品种多样化，《规则》提出，中长期电力交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等。

华东电力设计院有限公司智能化室副主任吴俊宏表示，在中长期交易中，由于用户用电需求存在较大不确定性，难以准确预测，在我国现阶段电力市场发展体系下，通过合同电量转让交易，不仅可以降低市场交易主体的违约风险，也可以实现替代发电、促进资源优化配置。

电价改革是此轮电改的核心之一。《规则》明确，电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预;计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

对于“用户拖欠电费”的担忧，《规则》提出，各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。

在交易时序上，为确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量将优先发电。同时，在省内优先发电方面，应首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电。对于备受关注的燃煤发电，各地应有序放开发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例，逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。

与其他商品交易相比，电能交易最本质的差异在于与电力系统紧密相连。电力系统需要保持实时平衡，如果电力平衡遭到破坏，不仅电能无法交易，甚至整个供电区域还会面临停电风险。因此，交易机制的设计必须保证电力系统的正常运行。对此，《规则》指出，直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则削减;对于集中竞价交易，按价格优先原则削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。