2015年3月，中共中央、国务院出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称“9号文”），标志着新一轮电力体制改革正式启动。2015年11月，电改6个核心配套文件正式落地，其中《关于推进电力市场建设的实施意见》构建了电力市场的总体框架。随后，国家能源局组织制定了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（下称《基本规则》），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个省份陆续制定或修订了各自的交易规则。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。在基本原则不变的基础上，每个省份都根据自身实际情况和发展需要对规则要点进行了规定，出台的规则呈现出普遍性和一定差异性。

各省交易规则要点比较分析

市场成员

各省均规定市场成员包括发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等，与《基本规则》一致。主要区别在于安徽、福建、贵州3个省份不包含独立辅助服务提供者，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》一致，部分省份进行了限定性或细化规定。

对发电企业的准入，主要体现在准入的电源类型和机组容量。京津唐电网准入省级电网及以上统调发电企业，鼓励可再生能源发电企业超出全额保障性收购利用小时数部分的电量参与市场交易。浙江初期市场发电主体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。安徽准入单机容量30万千瓦及以上的省调发电企业和自备电厂。湖北先期纳入火电和调峰性能好的水电企业；条件成熟时，支持风电、光伏、生物质等新能源发电企业自主选择进入市场，逐步扩大至其他类型发电企业；允许自备电厂在承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。重庆准入单机容量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放宽至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。四川准入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出台前）、风电、光伏、燃气、垃圾、生物质发电厂（超过优先发电部分的电量），除风、光以外的分布式能源（余电上网电量），国调和网调电厂（留川电量）。陕西鼓励规划内的风电、太阳能发电等可再生能源发电企业在保障利用小时数之外的电量参与直接交易。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并网式太阳能发电、风力发电等参与直接交易。初期，自备电厂、小水电站原则上暂不参与直接交易。宁夏规定常规燃煤火电机组单机容量在200兆瓦及以上；鼓励风电、太阳能发电等清洁能源参与直接交易，水电企业暂不参与直接交易。广东现阶段主要包括省内省级及以上调度并经政府准入的燃煤机组、燃气机组以及以“点对网”专线输电方式向广东省送电的省外燃煤机组。

对电力用户的准入，主要体现在准入的电压等级和年用电量。吉林、甘肃提出电能清洁供暖用户电压等级可以适当放宽至10千伏以下。江苏规定微电网用户应满足微电网接入系统的条件；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，可以自主选择参与批发市场交易。浙江准入需优先保障110千伏及以上电压等级用户，待市场运行平稳后，适时放开35千伏及以上用户参与市场。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，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业可直接或委托售电公司代理参与直接交易；年用电量在100万千瓦时和1000万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与直接交易。江西优先放开省级及以上