【基本概念】
电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。
【适用范围】
适用于中华人民共和国境内现阶段各地开展的电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易等。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，各地应当启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。
【市场成员】
包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。
发电企业：按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同；获得公平的输电服务和电网接入服务；执行并网调度协议，按规定提供辅助服务；按规定披露和提供信息等。
售电企业以及电力用户：按规则参与电力市场交易，获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费等；按规定披露和提供信息；服从电力调度机构的统一调度，执行有序用电管理，配合开展错避峰等。
独立辅助服务提供者：按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同；获得公平的输电服务和电网接入服务；服从电力调度机构的统一调度；按规定披露和提供信息等。
电网企业：保障输配电设施的安全稳定运行；为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；服从电力调度机构的统一调度；向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务；按规定收取输配电费等；预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同；按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；按规定披露和提供信息等。
电力交易机构：组织各类交易，负责交易平台建设与运维；拟定相应电力交易实施细则；编制交易计划；负责市场主体的注册管理；提供电力交易结算依据；为市场提供技术、服务支持等；按规定披露和发布信息等。
电力调度机构：负责安全校核；按调度规程实施电力调度，确保电网安全；合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行；按规定披露和提供电网运行的相关信息等。
【市场准入条件】
参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
市场主体参与交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。
自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价；符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电；不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。
【交易品种】
包括电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿（交易）机制等。
具备条件的地区可开展分时（如峰谷平）电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易（调度）曲线。
现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电公司可以代理小火电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。
【价格机制】
电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预；计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。
【交易组织】
开展年度交易、月度交易时需遵循时序。
年度交易：确定跨省跨区优先发电→确保省内优先发电（燃煤除外）→开展年度双边交易、年度集中竞价交易→确定燃煤发电企业基数电量→安全校核后公布交易结果。
月度交易：年度合同分解到月基础上→开展月度双边交易→开展月度集中竞价交易。
【安全校核与交易执行】
电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。
【合同电量偏差处理】
电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月5日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求。中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理。
【辅助服务】
分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。
【计量和结算】
电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。
【信息披露】
市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。
亮点总结
1全面考虑中长期交易品种
《基本规则》通盘考虑了现存和潜在的中长期交易品种，提出中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务补偿（交易）机制等。不管过去是否参加过交易，市场主体只要研读这份文件，就可以依规则参加全部交易。电力调度机构和电力交易机构开展交易也有了清晰全面的依据。
2提出合同电量偏差处理方式以及相应结算机制
现货市场是保障电力实时平衡的市场化机制，在现货市场建立之前，为解决系统平衡，需要采用某种机制决定调用哪些发电企业调整发电计划，以满足系统电力电量平衡需要。
合同电量偏差是指发电企业实际发电量或用户实际用电量与其总合同电量之间的偏差。由于优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，须签订厂网间购售电合同并纳入电力中长期交易范畴，因此合同电量偏差既包括优先用电、优先发电等“计划电”偏差，也包括直接交易合同电量等“市场电”偏差。
《基本规则》指出中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理，通过这种方式确定提供上调服务和下调服务的机组，调度机构严格按合同电量安排机组的发电计划，当系统需要进行偏差处理时，优先调用价格最低的机组调整出力，体现了公开、透明的原则。
此外，各地可以采用预挂牌日平衡偏差方式、等比例调整方式、滚动调整方式处理合同电量偏差，也可以根据实际探索其他偏差处理方式。
3鼓励多类市场成员参与辅助服务交易
有偿辅助服务提供者不仅包括并网发电厂，还包括电力用户和独立辅助服务提供者。独立辅助服务提供者则鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）尝试参与；电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求。
另外，对于辅助服务补偿办法，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定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。
4电力直接交易电价鼓励体现辅助服务费用
目前很多试点省份的电力直接交易没有体现电力的峰谷波动特性，没有参与直接交易的计划电力电量要承担起系统的全部调节任务，则可能加大系统调峰压力。《基本规则》给出了现货市场建立之前电力直接交易电价与峰谷平电价或辅助服务费用的处理关系，一定程度上有助于减轻系统调峰压力。处理办法包括：
（1）具备条件的地区可开展分时（如峰谷平）电量交易；
（2）参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用；
（3）可以按直接交易电价结算，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务；
（4）采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算；
（5）用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度，电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负，与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。
5自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场
对用户而言，如果仅要求其部分电量参与市场交易、其余电量按目录电价向电网企业购买，虽然能够降低用户的违约风险，但是当市场交易价格走高时，用户可以选择按政府目录电价向电网企业购电，不能反映发电企业成本和市场供需形势的变化。《基本规则》原则上要求用户全电量进入市场，且不得随意退出市场，并取消目录电价。这样市场交易价格能够真正反映发电企业成本和市场供需形势的变化，实现有升有降，并通过合理的价格信号引导电力投资和电力资源的优化配置。
符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电；不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易。退出市场的电力用户须向售电企业购电。
结语：《基本规则》是国家层面的电力中长期交易指导性文件，能依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序。无论对于电网企业，发电企业、售电企业还是想直接参与交易的电力用户来说，都需要充分研读这份文件，熟悉相关规则和流程，并积极行动起来，按照基本规则要求和实施细则推进各类交易。随着《基本规则》的出台和逐步落实，相信未来我国的电力交易市场将更加快速和有序地发展。