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2015年3月，中共中央、国务院实施了《关于更进一步深化电力体制改革的若干意见》（全称9号文），标志着新一轮电力体制改革月启动。2015年11月，电改6个核心设施文件月落地，其中《关于前进电力市场建设的实行意见》建构了电力市场的总体框架。
随后，国家能源局的组织制订了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（下称《基本规则》），更进一步细化了电力中长期市场的运营规则。截至2019年3月，河北等18个省份相继制订或修改了各自的交易规则。总体来看，这些交易规则大多是在国家层面规定框架下的细化。
在基本原则恒定的基础上，每个省份都根据自身实际情况和发展必须对规则要点展开了规定，实施的规则呈现普遍性和一定差异性。各省交易规则要点较为分析市场成员各省皆规定市场成员还包括发电企业、购电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等，与《基本规则》完全一致。主要区别在于安徽、福建、贵州3个省份不包括独立国家辅助服务提供者，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江4个省份的电力辅助服务市场运营规则另行规定。
关于电力市场准入条件，大部分省份与《基本规则》完全一致，部分省份展开了限定性或细化规定。对发电企业的管理制度，主要反映在管理制度的电源类型和机组容量。京津唐电网管理制度省级电网及以上统调发电企业，希望可再生能源发电企业远超过全额保障性并购利用小时数部分的电量参予市场交易。
浙江初期市场发电主体还包括省内各类统调煤电、水电、气电、核电机组，以及计划内外来煤电、水电、核电机组。安徽管理制度单机容量30万千瓦及以上的省调发电企业和采买电厂。
湖北先期划入火电和调峰性能好的水电企业；条件成熟时，反对风电、光伏、生物质等新能源发电企业自律自由选择转入市场，逐步不断扩大至其他类型发电企业；容许采买电厂在分担发电企业社会责任的条件下参予电力市场交易。重庆管理制度单机容量30万千瓦及以上的火力发电企业（资源综合利用机组容量可限制至10万千瓦），以及符合国家和重庆市准入条件的水电企业、新能源发电企业。四川管理制度省调统调统分的水电、燃煤火电（两部制电价或冷备用补偿措施实施前）、风电、光伏、燃气、垃圾、生物质发电厂（多达优先发电部分的电量），除风、光以外的分布式能源（余电网际网路电量），国调和网调电厂（留川电量）。
陕西希望规划内的风电、太阳能发电等可再生能源发电企业在确保利用小时数之外的电量参予必要交易。青海规定火电单机容量13.5万千瓦及以上机组、水电单机容量3万千瓦及以上机组及集中于并网式太阳能发电、风力发电等参予必要交易。初期，采买电厂、小水电站应以嗣后不参予必要交易。
宁夏规定常规燃煤火电机组单机容量在200兆瓦及以上；希望风电、太阳能发电等清洁能源参予必要交易，水电企业嗣后不参予必要交易。广东现阶段主要还包括省内省级及以上调度并经政府管理制度的燃煤机组、燃气机组以及以点对网专线电缆方式向广东省验收的省外燃煤机组。
对电力用户的管理制度，主要反映在管理制度的电压等级和年用电量。吉林、甘肃明确提出电能洗手暖气用户电压等级可以必要限制至10千伏以下。江苏规定微电网用户不应符合微电网终端系统的条件；上年度年用电量在4000万千瓦时且用电电压等级在35千伏及以上的用户，可以自律自由选择参予批发市场交易。
浙江管理制度须要优先确保110千伏及以上电压等级用户，待市场运营稳定后，主动放松35千伏及以上用户参予市场。安徽规定电压等级10千伏及以上、年用电量1000万千瓦时及以上的用户，继续执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立国家开户、分开计量的企业可必要或委托购电公司代理参予必要交易；年用电量在100万千瓦时和1000万千瓦时之间的企业，由购电公司代理参予必要交易。江西优先放松省级及以上工业园区内、购电侧改革试点园区10千伏及以上电压等级的电力用户参予必要交易。山东不限定版电压等级，希望优先购电的电力用户强迫转入市场。
湖南、青海管理制度35千伏及以上电压等级的电力用户。四川现阶段管理制度国网直供直管区及其趸售区110千伏及以上电压等级工商业用户，部分35千伏、10千伏电压等级工商业用户；希望享有采买电厂的电力用户参予采买电厂缴替代交易。
陕西规定大用户即年用电量500万千瓦时及以上，可直接参与电力必要交易，或由购电公司代理参予；中小用户即年用电量在300～500万千瓦时的电力用户，由购电公司代理参予；园区用户可以园区为单位正式成立购电公司，整体参予市场化交易或委托其他购电公司代理参予。对售电企业的管理制度，主要反映在还款保函、代理电力用户总用电量、公司人员及专业等补足拒绝。河北南部、黑龙江、湖北、湖南制订购电公司管理制度与解散管理（实行）细则。吉林、江西托出售电公司还款保函机制。
新疆、云南规定购电企业管理制度不应符合购电侧改革涉及政策文件拒绝。江苏托出售电公司还款保函机制，同时拒绝购电企业管理制度符合江苏省购电侧改革方案涉及拒绝。安徽规定购电企业代理电力用户的总用电量在1000万千瓦时以上。陕西对售电企业的人员及专业明确提出了明确拒绝，即售电公司一般不应享有10名及以上专职专业人员，其中最少有1名电力工程类高级职称和3名电力工程类中级职称专职管理人员；具备配电网运营权的售电公司，享有与专门从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中最少享有2名电力工程类高级职称和5名电力工程类中级职称的专业管理人员。
交易品种、周期、方式交易品种。多数省份皆规定交易品种还包括电力必要交易、跨省跨区交易、合约电量出让交易，以及辅助服务补偿（交易）机制等，与《基本规则》完全一致。主要区别：一是蒙东、辽宁、吉林、黑龙江电力辅助服务交易继续执行《东北电力辅助服务市场运营规则》，跨省跨区交易继续执行《东北区域省间电能交易办法》；四川、贵州交易品种不不含辅助服务补偿（交易）机制，福建对交易品种并未展开明确规定，海南交易品种不还包括跨省跨区交易。
二是部分省份基于发电资源特点对交易品种展开了补足，其中河北南部、江苏、江西、湖南皆减少了抽水机蓄能电量招标订购交易，四川减少了丰水期富余电量增量交易，甘肃减少了新能源发电企业与采买电厂调峰替代交易，新疆减少了新能源发电企业与采买电厂调峰替代交易和关闭机组发电权交易。分省交易品种的辨别情况如表格1右图。
交易周期。各省皆规定电力中长期交易主要按照年度和月度积极开展，与《基本规则》完全一致。部分省份根据交易品种对交易周期展开了限定版和补足。
江苏规定合约电量出让交易主要按月度、月内积极开展。安徽规定厂网购购电交易、抽水机蓄能交易按照年度积极开展，电力必要交易按照年度和月度积极开展，合约电量出让交易按照月度积极开展。福建规定月度交易不还包括12月，季度交易不还包括第四季度。重庆、宁夏、贵州也明确提出了季度交易周期。
广东明确提出了周交易周期。青海同时明确提出季度和周交易周期。
山东希望签定一年以上长年双边合约。四川规定优先发电合约交易主要按年度积极开展，电力必要交易主要按年度和月度积极开展，跨省跨区交易主要按年度、月度和周积极开展，合约电量出让交易主要按月度和周积极开展，丰水期富余电量增量交易主要按月度积极开展。此外，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江4个省份规定年度交易规模不应超过全年交易总规模的80%以上。
交易方式。各省皆规定电力中长期交易可以采行双边协商、集中于竞价、上海证券交易所等方式展开，与《基本规则》完全一致。京津唐电网具体交易方式为双边协商。蒙东、辽宁、吉林、黑龙江对集中于竞价交易档次和报价段数、交易双方每段申报电量和电价，以及上海证券交易所档次展开了规定：4省份皆规定集中于竞价交易分档次积极开展，但不多达3轮；每档次双方可多段报价，但不得多达3段。
蒙东和辽宁皆规定交易双方申报每段电量不得大于1000兆瓦时。吉林明确提出市场主体每个申报不得高于10兆瓦时。
黑龙江明确提出年度交易双方申报每段电量不得大于100万千瓦时，月度交易双方申报每段电量不得大于10万千瓦时。4省份皆规定上海证券交易所交易分成电力用户（购电公司）上海证券交易所交易和发电企业上海证券交易所交易两种方式。蒙东和吉林明确提出年度及以上上海证券交易所交易每次上海证券交易所不多达3轮，季度及以下上海证券交易所交易每次上海证券交易所不多达2轮。
辽宁明确提出年度及以上上海证券交易所交易每次上海证券交易所不多达3轮，季度及以下上海证券交易所交易每次上海证券交易所1轮。黑龙江规定上海证券交易所交易每次不多达3轮。此外，蒙东、吉林和黑龙江明确提出希望发电企业采行风火打捆的方式与电力用户展开必要交易。
新疆则明确提出合乎准入条件的新能源机组(不含风电、光伏、水电等)可参与集中于竞价(相爱)交易，并不应分别展开出有清，构建新能源、水电和火电打捆交易。江苏明确提出上海证券交易所电量大于相等1亿千瓦时，供需双方不能上海证券交易所一个价格及对应电量；小于1亿千瓦时的可多笔上海证券交易所，除末笔上海证券交易所外，每笔上海证券交易所不得高于1亿千瓦时。
福建规定发电企业、电力用户、购电公司申报最多电量为10万千瓦时。山东按照交易品种对交易方式展开了规定，电力必要交易以双边协商交易方式居多、集中于竞价交易方式辅，合约电量出让交易以月度双边协商交易方式居多、月度上海证券交易所交易方式辅，辅助服务交易采行月度集中于竞价交易方式，月度集中于竞价申报电量的大于单位为10兆瓦时。重庆明确提出集中于竞价交易时，电力用户、购电公司报价形式为单调上升的电量电价曲线，可还包括一至三段水平线段，每段对应一个电量及电价，发电企业报价形式为单调下降的电量电价曲线，可还包括一至三段水平线段，每段对应一个电量及电价。广东明确提出双边协商交易协商确认分解成曲线，使用自定义分解成曲线；集中于竞价交易使用常用分解成曲线，交易分集合竞价、倒数竞价两个阶段展开；上海证券交易所交易使用自定义分解成曲线。
价格机制各省皆规定双边交易价格按照双方合约誓约继续执行，上海证券交易所交易价格以上海证券交易所价格承销。对集中于竞价交易价格，部分省份展开了限定版和补足。安徽、福建、山东、湖北、湖南、青海规定集中于竞价交易按照统一出有清价格确认，贵州、云南规定集中于竞价交易根据各交易给定对的申报价格构成递价格，即卖方报价和买方报价的平均值，辨别情况如表格2右图。山西明确提出集中于相爱时，电力交易系统给定过程中考虑到环保、能耗等因素，发电企业按环保调整价由低到低排序。
吉林明确提出电能洗手暖气用户可采行电网购销差价恒定的方式。广东规定集合竞价阶段以最后一个成交价对的买方申报价格、卖方申报价格的算数平均值作为统一成交价价格；倒数竞价阶段可成交价交易对的成交价价格根据买卖双方的申报价格，以及前一笔交易成交价价格确认。交易的组织积极开展年度交易遵循的顺序。多数省份与《基本规则》完全一致，部分省份基于资源特点和电力市场的建设阶段展开了加到和调整。
蒙东、辽宁、吉林、黑龙江4省份将燃煤发电企业基数电量优先于年度市场化交易。江苏再行确认省内优先发电（燃煤、天然气除外），再行确认跨省跨区优先发电，同时在市场化交易前加到了抽水机蓄能交易。安徽也在市场化交易前加到了抽水机蓄能交易。江西再行确认省内优先发电（燃煤除外），再行确认跨省跨区优先发电。
湖南明确提出年度交易时，可将丰水期各月份单列，的组织可再生能源企业优先交易。福建、山东对年度交易顺序并未展开明确规定。广西、海南不决定跨省跨区优先发电。
云南将省内优先购得电量优先于跨省跨区电量。重庆和宁夏明确提出季度交易顺序。
重庆明确提出在年度合约分解成到季度的基础上，首先积极开展季度双边交易，其次积极开展季度集中于竞价交易。宁夏规定首先积极开展季度双边协商交易，如有适当，的组织积极开展季度集中于相爱交易或上海证券交易所交易。
积极开展月度交易遵循的顺序。根据《基本规则》，在年度合约分解成到月的基础上，首先积极开展月度双边交易，其次积极开展月度集中于竞价交易。
蒙东、辽宁、吉林、黑龙江月度不积极开展双边交易，必要积极开展集中于竞价交易。江苏、福建在月度双边交易之前，首先积极开展合约电量出让交易。
安徽明确提出按照月度合约电量出让交易、月度集中于必要交易、月中双边必要交易的顺序积极开展。湖南明确提出丰水期月份的月度交易，可以在月度中上旬的组织可再生能源企业提早展开次月交易。
四川根据交易品种对交易方式展开了规定，以双边交易方式积极开展年度成交价合约电量的出让交易、以集中于竞价方式积极开展月度增量必要交易、以上海证券交易所方式积极开展丰水期月度富余电量增量交易。宁夏则明确提出月度交易方式以交易效率较高为原则，采行双边协商、集中于竞价、上海证券交易所交易之一种的组织交易。四川明确提出周交易顺序。目前在发电企业间以集中于相爱的方式积极开展合约电量周转让交易。
部分省份对容量扣除展开规定。决定优先发电计划电量时，根据机组年度必要交易电量扣减适当发电容量或者优先发电计划。
应以每年只展开一次容量扣除，在分配优先发电计划时必要扣减。其中，河北南部明确提出必要交易电量换算发电容量根据市场化电量占比等因素展开换算，年度优先发电计划发布命令前积极开展交易的，扣减发电企业发电容量；年度优先发电计划发布命令后积极开展交易的，扣减发电企业优先发电计划电量。
山西明确提出决定计划电量时，可根据机组年度必要交易电量，扣减适当发电容量；必要交易电量换算发电容量时，可根据全省装机校验、市场化电量占到比，以及机组环保节约能源因素等展开换算。福建明确提出每出厂交易已完成后，按交易方案必须扣除发电企业计划发电容量的，按发电企业成交价电量适当扣除发电容量。重庆明确提出燃煤发电企业基数电量决定不应去除市场发电容量。新疆明确提出年度必要交易应以容许按照扣减适当发电容量方式继续执行，发电容量在年度交易时扣减，月度交易时仍然扣减。
广西则明确提出考虑到当前的供需关系及希望市场交易，现阶段参予市场交易的发电企业可不去除容量。合约电量偏差处置根据《基本规则》，中长期合约继续执行偏差主要通过在发电外侧使用实上海证券交易所月均衡偏差方式展开处置。各省根据现阶段市场化电量份额的有所不同，合约电量偏差处理方式不尽相同，如表格3右图。
蒙东、辽宁、吉林、黑龙江明确提出当放用电计划放松到一定比例时，主动使用实上海证券交易所月均衡偏差方式。现阶段辽宁、吉林主要通过滑动调整方式处置。京津唐、云南使用合约电量出让交易方式。福建、甘肃、广西使用合约电量出让交易，并签定电量缙绅协议。
河北南部、安徽、江西、重庆、陕西、青海、贵州目前使用滑动调整方式，条件成熟或市场放松到一定程度后，主动通过实上海证券交易所月均衡偏差方式调整电量偏差。海南使用滑动调整方式。
辅助服务根据《基本规则》，按照补偿成本、合理收益的基本原则，按照辅助服务效果确认辅助服务计量公式，对获取有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立国家辅助服务提供者展开补偿。各省在基本应以与《基本规则》完全一致。
东北是我国第一个电力辅助服务市场改革试点，2016年倒数实施《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则》，市场于2017年1月1日零点如期启动。东北电力辅助服务市场主要相结合调峰市场平台，积极开展多品种、多形式、多主体的市场化交易，还包括动态深度调峰交易、火电停机可用交易、可中断负荷调峰交易、电储能调峰交易、火电应急启停调峰交易、跨省调峰交易、抽蓄超额用于辅助服务交易、白启动等，以解决问题调峰问题，减轻热电对立，增进风电消纳，已初见成效。计量和承销根据《基本规则》，发电外侧2%以内的少发电量免遭缴纳偏差考核费用，电力用户外侧2%以内的少用电量免遭缴纳偏差考核费用。山西、宁夏与《基本规则》完全一致；江苏、安徽、福建、湖北、湖南、重庆、青海、云南有所限制，发电企业、电力用户合约电量容许偏差范围为3%；京津唐电网发电企业、电力用户合约电量容许偏差范围更进一步限制至5%；蒙东、吉林、陕西规定发电外侧5%以内的少发电量免遭偏差考核，电力用户外侧5%以内的少用电量免遭偏差考核；辽宁规定发电企业2%以内的少发电量免遭偏差考核，电力用户合约电量容许偏差范围为5%；黑龙江规定发电企业5%以内的少发电量免遭偏差考核，电力用户合约电量容许偏差范围为5%；江西明确提出采行滑动调整方式时，大用户与发电企业必要交易合约电量容许偏差不多达3%，使用实上海证券交易所月均衡偏差方式时，与《基本规则》完全一致；山东规定用户外侧合约偏差不远超过+6%和-2%免遭偏差考核；四川规定发电外侧2%以内的少发电量免遭偏差考核，用电外侧合约偏差不远超过+5%和-2%免遭偏差考核；新疆规定电力用户合约电量容许偏差范围为5%，新能源发电企业发电外侧月度合约继续执行的实质上网电量与合约电量容许偏差范围15%、无调节能力水电容许偏差范围10%、有调节性水电企业与火电企业容许偏差范围为5%。
结论本文辨别了国家中长期交易规则的要点，在此基础上对各省实施的交易规则展开了较为分析，主要结论如下：对市场成员，电力辅助服务市场总体正处于试点和跟上阶段，部分省份不包括独立国家辅助服务提供者。电力市场准入条件各省省情有所不同、差异较小，对发电企业的管理制度，差异性主要反映在管理制度的电源类型和机组容量；对电力用户的管理制度，差异性主要反映在管理制度的电压等级和年用电量；对售电企业的管理制度，差异性主要反映在还款保函、代理电力用户总用电量、公司人员及专业等补足拒绝。对交易品种，部分省份基于发电资源特点展开了补足。
对交易周期，部分省份根据交易品种对交易周期展开了限定版和补足。对交易方式，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江等部分省份对交易档次、报价段数或曲线、新能源机组交易方式等展开了明确解释，具备一定的参照意义。
对价格机制，集中于竞价交易可以按照统一出有清价格或根据双方申报价格确认，各省的自由选择不尽相同，不应基于电网结构、电力市场化交易基础展开考虑到。对交易的组织，积极开展年度交易遵循的顺序部分省份基于资源特点和电力市场的建设阶段展开了加到和调整，积极开展月度交易遵循的顺序部分省份为确保交易高效率对交易方式展开了限定版，个别省份明确提出季度交易和周交易。部分省份对容量扣除展开了规定，扣除方式及份额主要基于电力供需关系和市场化交易情况展开确认。
对合约电量偏差处置，各省根据市场化电量份额的有所不同处理方式不尽相同。市场化电量份额超过一定比例时，主要使用实上海证券交易所月均衡偏差方式，市场化初级阶段则主要使用滑动调整方式、合约电量出让交易方式等。对辅助服务，各省在基本应以与国家完全一致。
东北是我国第一个电力辅助服务市场改革试点，主要环绕调峰资源积极开展交易，已初见成效，具备一定的糅合意义。对计量和承销，在发电外侧、用户外侧合约电量容许偏差范围的规定上，各省不存在较小差异，与国家并不相同，这主要是因为各省电力市场化交易基础有所不同，须要根据发电企业、用电企业及购电公司的类型和特点展开明确规定。
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