我国电改已进入第五个年头，电力市场建设进入深水区。取得各项成就的同时也有不足之处需要改进，因此规范电力中长期交易成为重中之重。
日前，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则》（详情点击链接），进一步厘清了电改的发展趋势，是深化电力市场建设，进一步指导和规范各地电力中长期交易行为的重要举措，对深化电力市场建设具备极其重大意义。
新版规则在2016年版本的基础上进行修订，有多处变化：交易周期增加、市场成员增加、丰富交易品种、价格机制变化、偏差处理机制变化、结算分摊机制变化、电力用户、售电公司、电网企业的的权利义务均增加、明确电力用户惩罚机制、信息披露更规范……
国家能源局是这样官方解读的：本次修订的《基本规则》重点从市场准入退出、交易组织、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面做补充、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，增强了中长期交易稳定收益、规避风险的“压舱石”作用。
《基本规则》的修订出台是我国电力市场建设和不断深化的重要成果和标志，将进一步指导和规范各地电力中长期交易，推动形成统一开放、竞争有序的市场体系和有效竞争的市场结构，促进电力要素市场化配置和电力行业持续健康发展。
另外新规则取消了电力用户准入的10kv电压等级限制。用户全面放开，市场规模将进一步扩大。
分布式发电可以参与市场交易，根据“金风售电”的分析，现有“自发自用，余电上网”的传统模式，在市场化交易的规则下，结合不同用户的负荷曲线特性，有可能演变出新的商业模式，给技术型售电公司带来新的机遇。
“第五十一条各电力交易机构负责组织并且开展可再次生产的能源电力相关交易，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次生产的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次生产的能源电力消纳责任的承诺。”
“金风售电”分析，2021年可再次生产的能源消纳保障制度将强制执行，但目前东部地区可再次生产的能源并未进入电力市场，配额制考核主体也无法通过电力市场采购到绿电，这是配额制落地执行的最大障碍。
基于正式版规则，未来东部各省份有可能逐步开放本地以及跨区的可再次生产的能源市场交易，让售电公司等配额考核主体能够最终靠电力市场买到绿电。
新版交易规则将交易周期增加为：多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。交易周期越来越短，为马上就要来临的现货交易做准备。
新版交易规则引入月内（多日）交易、滚动撮合交易、多年度交易。月内（多日）交易能轻松实现月度发用电计划调整，有实际效果的减少合同执行偏差，利好市场主体。
在价格机制里明确增加“辅助服务费用”，促进市场用户公平承担系统责任。规则中称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；跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。
首先看偏差电量处理机制的变化。在2016年版本的交易规则中偏差处理机制有4种，而2020年新版规则主要提到的是预挂牌月平衡偏差方式，称“明确优先发电电量和基数电量的执行偏差可通过预挂牌上下调机制（或者其他偏差处理机制）处理。”猜测预挂牌处理机制有几率会成为未来电力市场普遍的使用的机制。
对于合同电量的调整，2020年新版规则称“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；通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整。”，而2016年规则中称可在每月5日前做调整。相比之下新版规则更加合理和人性化，调整机制变得更灵活。
新版规则在市场成员的权利义务中明确了电网企业和电力调度机构的信息公开披露责任。并在第十章“信息公开披露”章节，逐条列举了社会公众信息和市场公开信息。
信息披露的透明有助于技术型售电公司更精准的交易和决策，更有助于市场的公平和不断成熟，对于市场的公平公正具备极其重大意义。
新版交易规则的出台体现了政府推动电改的决心，而且从变化中能够准确的看出，新规则的制定更加贴合电力现货市场，也体现出对于分布式能源、储能等新业态的积极引导。相信在新规则的指引下，我国电力市场化建设将会加速前行！
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