据国家能源局四川监管办官网消息： 近日，国家能源局四川监管办公室会同四川省经济和信息化厅印发了《四川电力中长期交易规则》（川监能市场〔2021〕11号）（以下简称《规则》）。《规则》对于进一步规范完善四川电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，持续推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，促进市场健康发展具有重要意义。

　　自《四川电力中长期交易规则(暂行）》（川监能市场〔2017〕51号）印发以来，四川电力市场已运行三年，电力交易规模不断扩大，改革红利持续释放，市场运营水平全面提升，形成全国交易品种最多、开市频率最高、交易方式最灵活、避险手段最全面的中长期省级电力市场。但电力体制改革的全面深化、能源新业态的蓬勃发展、现货市场的加速建设、中长期合同“六签”工作的推进等新形势、新要求，给下一步省内中长期市场的建设和运营也提出了更高的要求。

　　2020年6月，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号），按照要求，在新版国家规则的框架下，结合目前市场建设面临的新形势、新要求，四川能源监管办牵头编制了《四川电力中长期交易规则》，既保证了近年市场规则的总体连续性和政策间的衔接性，又结合近年来省内市场发展变化及出现的问题，对相关内容进行了完善。

　　一是明确电力中长期交易的功能定位。明确电力中长期交易包括电力批发交易和电力零售交易；执行政府定价的优先发电电量视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴，为下一步批发市场与零售市场的协同发展、计划电量与市场电量的有效衔接做好准备。

　　二是进一步扩大电力市场主体范围。引入配售电企业、储能等新兴市场主体，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义务。加快培育储能等新业态参与市场，旨在充分挖掘各类调节资源，促进源网荷储深度融合。储能参与电力市场的价值主要包括容量价值、能量价值和辅助服务价值，目前国内在电网侧、用户侧、电源侧都有储能示范应用，且储能成本在快速下降。引入新兴市场主体对完善市场供需关系、丰富交易品种和方式都具有现实意义。

　　三是增加市场成员相应权利和义务。要求发电企业、售电公司、电力用户具备满足市场化交易要求的技术支持手段，以适应现货运行下更精细化的中长期交易；考虑到《四川省可再生能源电力消纳保障实施方案（暂行）》即将出台，增加售电公司、电力用户及电网企业依法依规履行清洁能源消纳相关责任，与可再生能源消纳保障机制衔接；强化市场主体信息披露的义务和要求；强化电力交易机构监测和分析市场运行情况的职责，必要时可依法依规干预市场、事后向监管机构和政府相关部门及时报告；明确并细化电力调度机构须向电力交易机构提供的安全约束和电网运行边界条件。

　　四是进一步放开市场准入条件。明确内部核算的市场主体经法人单位授权，可参与相应电力交易；衔接《国家发展改革委 国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号），符合分布式发电市场化交易试点规则要求的分布式发电企业可参与市场；衔接《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号），取消10千伏及以上电压等级等要求，经营性电力用户原则上全部放开。

　　五是完善市场主体退市处理方式。明确所有参与市场交易的电力用户均不再执行目录电价；已经参与市场的发电企业和电力用户原则上不得自行退市，三种特殊情形下可办理正常退市手续；新增无正当理由退市的市场主体，原则上原法人以及其法人代表三年内均不得再选择市场化交易；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。健全退市处理机制，有利于防范市场主体非正当退市行为，引导市场主体理性规范参与市场，维护公平的市场秩序。

　　六是完善交易品种和交易方式。四川电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易、合同电量转让交易，灵活开展发电权交易，根据市场发展需要开展输电权、容量交易；根据交易标的物理执行周期不同，将中长期电能量交易分为年度（多年）电量交易、月度电量交易、月内（多日）电量交易等；新增滚动撮合、复式撮合、拍卖交易方式，鼓励连续交易、定期开市，推动中长期交易周期向日以上的更短周期发展，并允许市场主体在范围内自由开展购电、售电，为市场主体修正偏差、避免风险提供更加灵活多样的交易手段。

　　七是进一步完善价格机制。明确电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格中包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价；鼓励必开机组采用市场化机制确定价格；明确市场用户须承担辅助服务费用，在市场化用户到户价组成中新增辅助服务费用，促进市场用户公平承担系统责任。下一步，随着四川电力辅助服务市场机制的完善，将探索建立用户侧承担辅助服务费用的市场交易机制，培育市场化用户负荷管理能力，促进发、用电资源优化配置和清洁能源消纳。

　　八是优化并完善交易组织流程。批发市场中，电能量交易、合同电量转让交易均按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展，并分别明确交易的组织方式和流程，以及与电力调度机构安全校核的流程交互及时间要求；新增电力交易机构负责组织可再生能源电力相关交易，并指导市场主体履行消纳责任；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、发电计划动态调整、偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等机制进行处理，目前四川采用的是发电计划动态调整机制。零售市场中，明确售电公司和零售用户签订购售电合同，以及与电网企业签订市场化零售供用电合同的相关规定。

　　九是增加合同签订与执行章节。全面推进中长期电子合同，规范市场合同签订的必备要素，提升合同标准化水平，提高交易组织效率；衔接《国家发展改革委 国家能源局关于规范优先发电优先购电计划管理的通知（发改运行〔2019〕144号）》，明确不得将省内优先发电计划电量安排在指定时间段内集中执行，也不作为调节市场自由竞争的手段；采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式，推动优先发电参与市场，实现优先发电与优先购电规模相匹配。

　　十是强化市场成员信息披露要求。对市场公众信息、公开信息、私有信息进行了划分和具体内容的明确；新增市场成员违反信息披露有关规定的处理方式，将信息披露纳入失信管理，严重违反可取消市场准入资格；明确电力交易机构信息发布管理的职责，以及市场主体、电力调度机构、电网企业应当及时提供支撑市场化交易开展所需数据和信息。市场成员合理、有效地披露市场信息，是电力市场监管的基础，也是各市场主体进行交易决策的基础，对于市场的公平公正和不断成熟具有重要意义。

　　十一是新增市场监管和风险防控章节。衔接国家能源局《关于加强电力中长期交易监管的意见》（国能发监管〔2019〕70号），提出应当建立见健全交易机构专业化监督制度，推动形成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管密切配合的有效监管体系；电力交易机构、电力调度机构根据有关规定，履行市场运营、市场监控和风险防控等职责，从而保证保障市场平稳、规范运行。

　　十二是新增与现货市场衔接章节。为充分发挥中长期交易稳定收益、规避风险的“压舱石”作用，四川应建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，保证市场初期电力中长期合同达到高比例覆盖率，中长期交易量占市场用户全部用电量的比例不低于95%；同时为衔接现货，推动中长期带曲线交易。