为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革的决策部署，持续推进江西电力市场建设，依据《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》(发改能源规〔2020〕889号），华中能源监管局会同江西省能源局组织制定了《江西省电力中长期交易实施细则》(以下简称《细则》)。现从文件出台背景、主要内容等方面进行解读。

一、出台背景

2020年6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号）,要求国家能源局各派出机构会同地方政府电力管理等部门根据《基本规则》制修订各地交易规则；2021年，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）等文件相继出台，对电力中长期交易提出了一系列新的要求。

为落实上述政策文件要求，进一步规范江西省电力中长期市场交易，维护电力市场主体合法权益，推进统一开放、竞争有序的市场体系建设，制定了《江西省电力中长期交易实施细则》（以下简称《细则》），以适应新形势、新环境下的电力市场发展需求。

二、主要内容

《细则》共十二章一百三十二条，包括：总则、市场成员、市场注册、变更与注销、交易品种和交易方式、价格机制、交易组织、安全校核、合同签订与执行、计量和结算、信息披露、市场监管和风险防控、附则等，进一步明确了电力中长期交易规则管理范畴、市场成员权责、准入与退出条件、交易组织形式等内容，细化了偏差电量处理机制。

（一）明确电力中长期交易规则的管理范畴。符合电力中长期交易市场准入条件的发电企业、电力用户、售电公司等市场主体开展的电力批发交易，以及执行政府定价的优先发电电量、电网企业代理购电的市场化采购电量部分均需遵守本规则。

（二）强化市场成员管理。明确市场成员的权利和义务、准入与退出条件，明确10千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易，电网企业作为兜底保障进行代理购电，市场主体退市需按有关规定妥善处理其全部合同义务；加强市场注册、变更和注销管理，履行或者处理完成交易合同有关事项后予以注销，保障关联市场成员的合法权益。

（三）完善交易品种和交易方式。在开展电能量交易同时灵活开展合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。鼓励具备条件时，组织开展分时段带电力负荷曲线的年度、月度、月内（多日）交易；明确经点对网专线输电机组参与市场交易方式。

（四）明确价格机制。除计划电量执行政府确定的价格外，中长期交易的成交价格由市场化方式形成。必开机组约束上电量超出合同电量部分按有关市场价格进行结算；明确了新投产机组具备市场准入条件前的结算机制；明确燃煤发电市场交易价格浮动范围原则上不超过20%，高耗能企业不受上浮限制。

（五）明确交易组织流程及方式。按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易。电网企业市场化购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清；限定同一投资主体（含关联企业）控股的售电公司市场化交易电量不得超过全省市场化总电量（不含电网代理购电电量）的20%；明确合同转让交易在符合准入条件的同类市场主体之间进行。

（六）细化偏差电量处理机制。允许发用双方协商一致在合同执行前动态调整，鼓励市场主体通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整，可采取发电侧上下调预挂牌、偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等机制减少合同执行偏差。

（七）强化合同签订与执行管理。推进购售电合同签订电子化，优先发电计划电量参照合同示范文本签订购售电合同，市场交易以电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同；明确不得将省内优先发电电量安排在指定时段内集中执行，也不得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。

（八）进一步明确费用结算。市场化交易结算按照合同“照付不议，偏差结算、月结月清”的原则。电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，电网企业根据结算依据与发电企业、售电公司及电力用户（包括零售电力用户）结算电费。合同电量和偏差电量分开结算；明确偏差电量电费的结算原则和分摊、补偿主体。

（九）强化信息披露、市场监管和风险防控。对市场社会公众信息、市场公开信息和私有信息进行了划分和具体内容的明确，对市场成员开展信息披露提出明确要求；要求电力交易机构、电力调度机构按规定履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。