日前，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024年修订版）》（以下简称新版《实施细则》），距离上一版2022年修订稿（以下简称旧版《实施细则》）发布至今，已过去两年时间。在此期间，我国新型电力系统和全国统一电力市场建设进程持续加快，取得了一系列市场建设成果。政策方面，国家相继出台《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》《电力现货市场基本规则（试行）》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》等一系列重磅政策文件。市场运行方面，山西、广东、山东电力现货市场转为正式运行，南方区域电力现货市场进入试运行阶段，省间多通道集中竞价交易、省间现货市场交易常态化开展，我国电力市场建设迈入了新的重要阶段。
为持续贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推动全国统一大市场战略部署在电力领域落地实施，更好服务全国统一电力市场体系建设，规范跨区跨省电力中长期市场运营，新版《实施细则》针对市场关切问题和跨区跨省市场面临的结构性变化，结合实际、因势利导，对跨区跨省电力中长期交易实施细则进行了修订完善。
新版《实施细则》含正文14章、附录3则，总计约2.4万字。新版《实施细则》内容上更加凝练，并融入跨区跨省电力中长期市场以往运营的实践经验，提出了应对市场新形势、新问题的相关举措，体现了北京电力交易中心、经营主体等广大市场成员对我国多层次电力市场体系建设的经验智慧和深入思考。从分析新版《实施细则》的亮点与要义角度出发，可以归纳为以下四个方面。
一、“统一市场、两级运作”机制更加成熟
以双边协商为例，新版《实施细则》交易流程主要分为要约填报、要约受理、要约发布、交易申报、交易预成交及发布、安全校核六个主要环节，涉及买卖双方经营主体和多级市场运营机构。从交易流程来看，省调机组申报交易要约须由所属电网企业评估通过后开展交易，交易达成后由北京电力交易中心会同相关交易机构联合开展电量校核形成预成交结果，然后提交至电力调度机构开展安全校核并发布正式成交结果。从发起要约到交易正式出清，各级流程更加清晰、主体操作步骤更加明确，省间、省内两级市场紧密衔接、协同运作，表明全国统一电力市场体系的初期阶段已趋于成熟。
值得注意的是，新版《实施细则》介绍了省间多通道集中竞价交易方式，并在附录一中展示了基于可行交易路径折算价差的多通道集中竞价出清算法。该交易方式是北京电力交易中心组织的省间中长期连续运营交易的重要模式之一，2023年5月15日启动不结算试运行（8月17日转入结算试运行），2024年2月21日转为正式运行。省间多通道集中竞价交易运行以来，充分激活了省间富余通道能力，持续完善了省间中长期市场连续运营机制，提高了省间、省内市场衔接运营效率。
二、加强现货市场衔接，交易组织更加精细
新版《实施细则》细化了交易组织的时序要求。一方面，交易开（闭）市时间、主体意见提出与反馈时间等都有了明确的时间要求，例如第四章第36条规定交易时间安排在工作日北京时间9:00至17:00；第五章第六节市场运营时序中规定了不同周期市场的最晚公告、要约、交易闭市时间等等。另一方面，跨区跨省中长期市场在交易颗粒度上与现货交易96点保持一致，若主体按24点申报交易，则按线性插值法由24点电力扩展为96点电力，体现了中长期与现货市场衔接的统一性。
月内（多日）是中长期市场与现货市场衔接的关键交易周期，新版《实施细则》第五章第68条明确月内市场于每月月度市场闭市后开展，开展执行时间为次月月内剩余自然日的交易。首先经营主体可提交双边、挂牌要约，由北京电力交易中心审核通过后，第二个工作日可进行交易申报。新版《实施细则》对于交易频次、交易时序提出了更高要求，跨区跨省中长期与现货交易得以更加充分有效地衔接。
三、厘清优先顺序，资源配置更加高效
在旧版《实施细则》中，对于交易执行优先级的规定简单概括为“跨区跨省优先发电合同交易优先保障完成，清洁能源优先于清洁能源与常规能源打捆交易、优先于其他跨区跨省交易，约定电力曲线的交易合同执行优于未约定电力曲线的交易合同”。跨区跨省中长期交易市场运营发展至今，涉及的经营主体类型更加广泛多样，交易品种、交易方式更加丰富，旧版中的优先级规定已然不再适应市场需求。新版《实施细则》第四章第39条对当前涉及的交易类型作出了更加严谨细致的划分，大致总结为“配套电源优先于非配套电源、绿电优先于新能源且均优先于火电、优先计划内电量优先、更符合国家外送/消纳省份流向的交易优先”，在此基础上按能源类型，优先顺序依次为全清洁能源交易、部分清洁能源交易、全火电交易。交易优先级的细致划分，有利于更好落实国家能源发展战略要求，保障跨区跨省通道资源的高效、有序利用，切实服务电力保供和可再生能源消纳，同时也合理、有效地保障经营主体的权益。
四、细化偏差结算，责任落实更加明确
跨区跨省交易在执行过程中形成的偏差电量分为责任偏差电量和波动偏差电量。波动偏差是由于一部分不可控原因造成的调度计划曲线与关口计量电量之间的偏差，此前给出的解决方案是按日甚至按月滚动平滑处理。当前，波动偏差电量受到电网代理购电等多方面因素影响，显然需要更加合理的偏差处理方式。
新版《实施细则》第九章第三节“波动偏差电量结算”中明确波动偏差电量原则上采用按“日清分、月合并、月结月清”的方式结算。跨区跨省通道波动偏差电量送出方电价采用送出省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例N1结算。配套电源波动偏差电量，超发电量上网侧电价采用接入省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例N2结算，欠发电量对应送出方电价采用接入省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例N3结算。上述三个比例系数由市场管理委员会协商审议后确定。
一直以来，跨区跨省中长期交易如何进一步提升灵活性，如何更好处理优先计划与市场的衔接，如何更好满足跨省购买绿色电力等议题备受市场关注。作为跨区跨省中长期电力交易的操作指南，新版《实施细则》坚持省间市场定位于保障国家能源战略实施，在尊重各省差异性和市场模式异构的基础上，针对上述关键问题对诸多机制提出了完善方案，点面结合，助力电力资源更大范围共享互济和优化配置，相信将为全国统一电力市场发展奠定更加坚实的基础。
