新《电力中长期市场基本规则》解读课件

新《电力中长期市场基本规则》

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为进一步推进电力市场建设，规范电力中长期市场交易行为，发改委、国家能源局近期发布《电力中长期市场基本规则》。

《规则》共13章98条，包含总则、总体要求、市场成员、交易品种和价格机制、交易组织、交易校核、合同管理、计量和结算、信息披露、市场技术支持系统、风险防控及争议处理、法律责任、附则。新规定位变化01

本次修订最显著的标志是名称从“交易基本规则”调整为“市场基本规则”，《规则》核心内容从聚焦“交易”转向为“市场”，明确本规则适用于全国范围内电力中长期市场的注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理（第3条），强化与国家“1+6”基础规则体系的统筹衔接，规则内容进一步健全、覆盖范围进一步扩大。（一）章节结构方面《规则》将原《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》有关内容进行了合并，并增加总体要求、市场技术支持系统等章节。（二）总体要求方面1.发展要求。统筹推进电力中长期市场、电力现货市场建设，在交易时序、交易出清、市场结算等方面做好衔接。2.市场定位。发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定电力市场运行等方面的基础作用。3.交易方向。一方面推动交易范围“更广”，要求开展跨电网经营区常态化交易，助力大范围资源灵活配置，适配新能源出力波动特性；另一方面推动交易周期“更长更短”协同，推广多年期购电协议机制以稳定新能源长期消纳空间，同时明确中长期市场连续运营要求，通过缩短交易周期、提高交易频次、推动按日连续交易，提升市场灵活性，强化与现货市场的协同衔接。市场成员变化02

《规则》优化市场成员章节结构，将注册要求前置，同时细化用户参与机制，用户参与市场趋向规范化、灵活化，市场成员新增“新型经营主体”，各市场成员权利与义务分节明确，权责更清晰。市场成员权利与义务1.规范用户参与机制。《规则》对两类市场用户提出要求，用户参与市场更灵活，即直接参与电力中长期市场的用户不得同时参与批发市场和零售市场；暂未直接电力中长期市场的电力用户暂由电网代购电且允许在次月选择直接参加批发市场或零售市场。2.市场成员范围扩容。新型经营主体被纳入中长期市场成员，其权利和义务也分别予以明确（第16条、第21条），市场主体趋于多元化，市场竞争将逐步激烈。《规则》将新型经营主体分为单一技术类和资源聚合类，单一技术类包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷，资源聚合类包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。交易种类变化03

《规则》将绿色电力交易从原专章形式中独立单列，并在价格机制、交易组织、合同签订等章节中予以细化明确。交易种类变化1.交易维度拓展。在原有跨省区及省内绿电交易的基础上，新增跨电网经营区绿电交易，促进绿电多维度消纳。2.明确价格机制。绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费。3.细化交易组织。绿电交易需确保发电企业与电力用户一一对应；售电公司（虚拟电厂）需与用户（分布式新能源）建立代理关系并在交易时关联；探索数年绿色电力交易常态化开市。4.规范绿电溯源。绿电交易合同需明确电量、曲线及价格构成，并要求交易机构提供溯源服务，建立了从发电到消费的可信绿色凭证链条。价格机制变化04

《规则》重构价格机制章节内容，核心目标是推动电价形成更趋市场化，强化中长期市场与现货市场的协同联动。价格机制变化1.合同电价签订方式。允许采用固定价格或与市场供需、发电成本联动的灵活价格，增强了中长期合同的风险管理功能。2.电价形成更加市场化。对于直接参与市场的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段，对电网代购电用户依据现货价格水平统筹优化峰谷时段划分与价格浮动比例。3.强化中长期与现货协同。逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。4.调整价格上下限管理主体。《规则》明确由价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构对申报价格和出清价格设置上、下限，电力市场管理委员会、相关经营主体可提出建议。交易组织变化05

《规则》交易组织章节重构为基本要求、交易约束与出清、绿色电力交易组织三大章节交易组织变化1.细化交易公告管理。在丰富公告内容要素的同时，按交易周期分类明确公告发布时限，连续开市将不再发布交易公告。2.优化交易申报限额管理。将各发电机组交易申报限额的确定主体明确为电力交易机构，管理模式调整为事前控制，同时明确限额核算依据及跨省跨区交易限额约束，此外还对售电公司等主体的申报限额确定依据作出明确规定。交易校核变化06

交易校核章节调整核心在于新增交易出清校核、明确交易校核的分类分工、细化交易出清校核要求、规范电网安全校核流程及明确各环节时限。交易校核变化1.前置风险管控。交易出清校核（包括限额、限价等）需在交易出清前完成，能将明显的市场规则违规风险提前拦截，提高了出清结果的合规性和有效性。2.完善校核体系。进一步明确电网安全校核的时限标准与未通过后的处置流程，形成权责清晰、流程规范、时限明确的交易校核体系。结算与信息披露变化07交易与信息披露变化1.结算机制结算采取日清分、月结算原则，按差价结算或差量结算方式开展，引入电力中长期结算参考点概念适应现货市场发展。已注册入市但尚未签订电力中长期合同的经营主体，实际用电量或实际发电量按偏差电量结算。资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算，该条规定解决了新型主体和边缘场景的结算依据问题，体现了规则的覆盖面与适应性。交易与信息披露变化2.信息披露电力市场信息按照年、季、月、周、日等周期开展披露，信息披露主体按照标准数据格式在信息披露平台披露信息，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2年，且封存期限为5年。交易支持系统变化08交易支持系统变化《规则》新增市场技术支持系统章节，以整章篇幅明确电力交易平台的建设要求，核心是通过“四统一”（统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一数据接口）构建全国一体化交易平台，为全国统一电力市场建设筑牢技术支撑。主要调整：明确电力交易平台功能模块要求，第84条。统一数据交互与互联互通标准，第85条。强化平台运行保障与信息共享机制，第86条要求具备坚实的基础运行保障能力，第87条规定各平台间注册信息互通互认，第89条要求平台对运行实现监测预警。风险防控与争议体系变化09

《规则》在风险防控与争议处理的调整重点突出、体系更趋完善，既新增核心规制条款填补制度空白，又优化原有条款提升实操性。风险防控与争议体系变化1.细化交易公告管理。《规则》系统明确了六类市场风险的具体内涵，解决了此前风险类型界定模糊的问题。2.强化风险预案管理。《规则》要求各地制定针对性的风险防范及处置预案，提升风险应对主动性。3.调整干预触发条件。《规则》将干预触发条件调整为“市场运行发生紧急风险”，明确实施主体为电力市场运营机构，并新增3日内提交报告和按规定程序披露