为推进中长期交易规范运作和发电计划加快放开，近期《电力中长期交易基本规则(暂行)》、《关于有序放开发用电计划的通知》(简称“两份文件”)先后出台，标志着电力市场化从试点期进入过渡期。由于两份文件在各地的落实进度不一，全国范围看过渡期的市场化进程出现分化：大部分省份“放开”快于“规范”，广东等个别省份“放开”和“规范”基本做到协同推进，代表着未来的趋势。发电企业需要把握主流，看清趋势，有效应对。
两份文件的主要内容
两份文件内容较多，各有侧重，又互有补充。综合来看，提出了“统一口径、覆盖全程、处置偏差、多重避险、衔接现货”五项措施，规范中长期交易;按照“两条脉络、四个方面”的框架，推进发用电计划放开。
规范中长期交易
五项措施中，“统一口径、覆盖全程”着眼当前，主要规范中长期交易中的各种现实问题;“处置偏差、多重避险”着眼未来，以保障发用电计划大比例放开且现货市场尚未建成时，中长期市场化交易的正常运作。
“统一口径”是指，将当前的所有交易品种，包括各类市场电(含跨省区交易、直接交易、发电权交易等市场电量)、计划电(包括优先发电电量和基数电量)统一纳入中长期交易范畴，统一由《基本规则》规范。《基本规则》出台前，有关部门下发了若干单项交易规则，各规则基本上只考虑某一交易品种，各“单行本”彼此衔接不够甚至不一致。“统一口径”解决了规则“打架”问题。
“覆盖全程”是指，针对此前交易规则主要着眼于交易的组织、其他环节的规定较为原则、人为操作空间大的问题，细化了从双边协商(集中竞价)、签订合同、安全校核、调度执行、计量结算到偏差处理全流程各环节的程序，更加注重交易闭环，更加突出程序严密。特别是细化了各品种的交易时序和结算时序安排，有利于实现交易透明化。
“处置偏差”是指，将试点阶段“市场电量优先结算，其执行偏差由计划滚动调整”的偏差处理方式，调整为“优先发电、基数电量合同优先结算，通过预挂牌月平衡等方式处理偏差”的市场化偏差处理机制。随着市场电量比例的逐步提升，其执行偏差越来越难以通过计划“滚平”，因此前种方式限制了计划电量的放开幅度。为此，《基本规则》确立了市场化偏差处理机制，可以在现货市场缺位的情况下实现发电计划的大比例放开。
“多重避险”是指，在发用电计划大比例放开、用户全电量入市，而现货市场尚未建成的情况下，发电企业和用户(售电企业)应对供需临时性变化的手段不足，合同执行偏差考核风险大。为此，建立了合同转让、互保协议、次月分解计划调整三种手段，提供了年度、月度、3日(合同转让)三个时间窗口，为各主体提供多种避险措施。避险机制的建立意味着电力交易二级市场开放，市场将出现套利行为。
“衔接现货”是指，两份文件引导交易双方在中长期交易中使用发用功率曲线。《基本规则》鼓励双方签订合同时约定功率曲线，明确在安全校核和交易执行中优先保护和执行约定曲线的合同，并规定“直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用”。《通知》进一步明确，“争取在两年内，初步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。”使用功率曲线是从计划分配电量过渡到现货市场的重要一环，在中长期交易中提前引入发用电曲线，目的是培育市场主体特别用户的市场意识，为现货市场作准备。
放开发用电计划
“两条脉络、四个方面”是指，围绕放开价格(包括发电上网电价和用户目录电价)与缩减计划电量两条脉络，具体从放开煤机发电计划、放开跨省区送电计划、推动用户入市，以及从发电计划过渡到优先发电计划四方面，放开发用电计划。
对存量和增量煤电机组采取不同方式放开发电计划。对存量机组，逐年缩减基数电量对应的利用小时数，今年利用小时数要在去年基础上缩减20%。对于增量机组(9号文下发后核准的机组)，原则上不再安排发电计划。
从存量与增量、煤电机组和非煤电机组两个维度，分四种组合明确了跨省跨区送电计划的放开方式。原则是，煤电机组视同受电地区机组参与市场化;非煤机组的优先发电量参照受电地区的燃煤机组标杆电价定价，剩余部分参与市场化。
加快推进用户规范入市。一是扩大用户放开范围，降低进入的电压等级和用电量门槛，新增大工业用户原则上应进入市场。二是要求用户全电量进入市场，这将削弱用户的市场地位，促进零售市场的发育。三是规范用户的退出机制，入市后的用户不得随意退出，退市用户将接受高额电价。
推动现有的发电计划过渡到优先发电计划。过渡期内发电计划分三类：保量保价部分(对应基数电量和第一类优先发电计划电量)、保量不保价部分(对应第二类优先发电计划部分)和市场化部分。过渡期内，基数电量逐步缩减直至取消，相应的发电计划演变为优先发电计划。优先发电量中第一、第二类的划分比例由各地确定。
发电企业需要关注的几个问题
市场风险防控问题。过渡期发电企业面临用户欠费、合同履约率低、安全校核受限、偏差考核等风险。其中，安全校核受限需引起高度关注。传统计划模式下，发电机组利用小时数基本一致，系统潮流相对均衡;市场化交易规模扩大后，潮流不确定性、不均衡性增加，通道受限更为普遍。发电企业实施“以量换价”策略时，可能因校核受限无法取得预期电量。这要求发电企业在制定竞价策略时需了解系统运行方式，提前考虑校核受限问题。
新机组投产达效问题。按照《通知》要求，新机组的经营形势较存量机组更严峻。煤电机组原则上不再分配基数电量，水电机组部分列入优先发电计划，但是量价如何确定由当地决定;跨省区送电项目由受端的市场政策决定。从近期部分投产新机组情况看，受消纳环境、市场形势、送出配套等因素影响，面临达效困难问题。从长远看，市场化还将重塑未来的项目开发边界条件。
如何发挥发售一体优势的问题。从国外市场化经验以及我国市场化趋势看，发售一体的企业在电力市场中具备独特优势，能够通过营销策略组合，在批发市场上取得相对于其他售电企业的竞争优势，在零售市场发挥为用户更好创造价值的电力企业专业化优势，以较小的价损获取大的零售市场份额。从广东等地的市场实践看，部分企业的这一优势有待进一步发挥，发售环节衔接不畅、售电业务份额较小、无法与发电业务匹配，造成发电环节在批发市场上的让利，难以从售电环节“收回”。
应对发电计划放开的工作建议
以提高可靠性和降低发电成本为重点，夯实新形势下参与竞争的基础。加强设备管理，提高设备健康水平和稳定性，减少非停避免偏差考核。深化配煤掺烧，强化可控成本控制，提升低成本竞争力。论证比选火电(热电)机组灵活调节性改造、蓄热改造等不同技术路线，及早启动试点，应对辅助服务市场启动。
分类强化营销能力建设，针对性提升新形势下的经营工作。从各地市场化进程不同步、规则不统一的实际出发，以服务直购电工作为重点强化厂级营销能力建设，“一地一策、一企一策”打好“阵地战”。把握售电市场发展趋势，选择售电业务开放的重点地区加强营销公司建设，探索“发售有效协同、发挥专业优势、创造客户价值”、在整个企业有探路示范意义的业务模式。
应对市场化对项目发展的影响。一是做好新机组投产达效工作。指导系统企业跟踪各地新机组投产政策，加强厂内厂外、基建生产营销工作的协同，确保即投产、即稳定、即盈利。二是重视能源转型与市场化形势下火电向容量电源定位转变的要求，以及对煤电发展技术路线的影响，跟踪研究适应宽负荷调节与频繁启停需求的关键技术进展。
