《电力中长期交易基本规则》完成哪些修订

本刊记者 刘光林

7月1日，国家发展改革委官方网站发布由该委和国家能源局共同印发的《电力中长期交易基本规则》（简称《规则》）。该《规则》是对2016年底印发的《电力中长期交易基本规则（暂行）》（简称《暂行规则》）的第一次修订。

这份《规则》全文共包含17110 个字符，比《暂行规则》（除去其中与辅助服务板块有关的内容）多出2000多个字符。该《规则》删除了“辅助服务”一章（相关规则另行制定），增加了“市场监管和风险防控”一章，同时对部分章节予以打散，重新组合。此外，《规则》还对某些条款进行了慎重修改，比如在《暂行规则》中电力交易机构“拟定相应电力交易实施细则”的表述，在《规则》中则被修改为，电力交易机构“参与拟定相应电力交易规则”；再比如，《规则》中要求电力交易机构与电力调度机构互动的内容增多，而且对于二者的分工也更加明确。

总之，此次《规则》修订，完全立足于我国电力体制改革的当前进程，汲取了《暂行规则》实施三年多来的经验和教训，内容更加全面，章节划分更加合理有序，表述也更加清晰，功能性、适用性均得到充分提升。下面，让我们从几个方面梳理一下《规则》都具体作出了哪些修订。

对市场成员管理张弛有度

在市场成员管理方面，《规则》体现得有紧有松、宽严相济。

这里的宽松主要体现在对市场主体的准入上，《规则》将口子开得更大。如，在电力用户准入方面，规定经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开；在发电企业准入方面，将分布式发电企业也纳入分布式发电市场化交易试点；另外，还允许经法人单位授权的内部核算的市场主体参与相应的电力交易。总体来看，市场主体的准入门槛降低了一大截。

当然，有宽和松的方面就有严和紧的环节。

在市场成员的权利和义务方面，《规则》要求，发电企业要具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；电力用户和售电公司也要具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段。同时，《规则》还要求电力用户、售电公司和电网公司均依法依规履行清洁能源消纳责任。

此外，《规则》还明确，参加市场化交易的电力用户全部电量需通过批发或者零售交易购买，不得同时参加批发交易和零售交易。另外还规定，已经选择市场化交易的发电企业和电力用户，原则上不得自行退出市场。无正当理由退市的电力用户，就得接受带有一定惩罚性的保底价格（在缴纳输配电价的基础上，再按照政府核定的目录电价的1.2～2倍执行），并且原法人以及其法人代表三年内均不得再选择市场化交易。

让交易更加自由、竞争更加充分

与《暂行规则》相比，《规则》在交易种类和交易周期选择、交易电量申报、购售电角色转换、交易对象选择以及市场探索方面，让市场主体有了更多的选择权，给予市场主体更大的自由度，也让竞争变得更加充分。

在让市场主体有更多市场选择权方面，《规则》增加了多日交易，并且鼓励以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易连续开市。这就为市场主体在交易种类和交易时间上提供了更多的选择权，更有利于市场主体准确把握发用电节奏、精准调整发用电合同、弥合供需偏差，从而也让市场竞争得以更加充分。当然，这种选择权还体现在可以跨区跨省选择交易对象上，如《规则》明确，鼓励市场主体利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。而且，《规则》还鼓励探索建立容量市场，让市场主体有更多的市场选择，从而实现电力供需的长周期平衡。

在给予市场主体更大自由度方面，《规则》强调，除电网安全约束外，不得限制发电企业在其发电能力范围内的交易电量申报，更不得人为设置条件或者违背交易双方意愿推动发电权交易、合同转让交易。而更大的自由度在于，购售电双方可以进行角色互换，发电方可以买电，用电方也可以卖电。还有一点不得不提，那就是，《规则》允许市场化交易用户在合同期满的下一个年度，可以在参加批发交易还是零售交易方面重新进行选择。

在具体环节上更加突出市场化定价机制

在定价机制方面，《规则》基本上还是遵循计划电量政府定价、市场电量由市场决定价格的原则，但在一些具体环节上更加体现出市场化定价的机制设计。

首先是规定电能量市场化交易价格当中包含环保电价。这就要求发电企业在报价时需要充分考虑到环保成本，因此也会进一步压缩其让利空间。这也就意味着发电企业的环保成本可以通过市场化手段向用户端疏导。

其次是关于电网安全约束必须开启机组约束上电量超出其合同电量部分的定价问题，《规则》鼓励采用市场化机制确定价格，并对此部分电量和必开机组组合加强监管，保障公开、公平、公正。

最后是在市场用户的用电价格和跨区跨省交易受电地区落地价格当中，均增加了辅助服务费用。

交易组织和偏差处理更加规范科学

与《暂行规则》相比，《规则》不再硬性地对不同交易种类设定时序，但基本上还是按照先计划再市场、先双边再集中、先年度再月度后月内的顺序。比如，《规则》要求，各地区确定的省内优先发电电量，原则上在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度购售电合同。

根据开市时间是否有规律，《规则》对不同种类交易的交易公告发布时间作出规定：对于有规律的定期开市和连续开市的交易，应当提前至少1 个工作日发布交易公告；对于没有规律可循的不定期开市交易，应当提前至少5个工作日发布交易公告。同时，《规则》明确，交易公告一旦发布，原则上在申报组织以及出清过程中不得临时增加限定条件。这两项规定，对交易组织方的专业水平提出了更高要求，但对参加交易的市场主体而言还是十分友好的。

《规则》还明确，对于签订市场化交易合同的机组，分配基数电量时原则上不再进行容量剔除。因为不同燃煤发电机组的竞争力差异很大，所以这样必定会使机组发电利用小时数的差距拉大，目的是鼓励机组更多地参加市场交易，增加竞争激烈程度。

此外，《规则》用三节十四条的篇幅，规定了年度（多年）交易、月度交易、月内（多日）交易的具体组织情况，其中包括交易标的物、交易方式、预成交结果形成和汇总以及提交、安全校核、对预成交结果消减和调整、确认成交等内容，对交易组织的过程描述得更加详细、具体。

在《规则》中，“偏差电量处理机制”并未独立成章，而是作为“交易组织”的一节内容。这里的偏差电量处理机制更多是指市场机制，主要包括，鼓励市场主体通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整；发电侧上下调预挂牌机制；偏差电量次月挂牌；合同电量滚动调整等偏差处理机制。

调度机构在安全校核方面发挥更大作用

在《规则》中，电力调度机构的安全校核服务被定义为“责任”——各级电力调度机构均有为各电力交易机构提供电力交易（涉及本电力调度机构调度范围的）安全校核服务的责任。而在《暂行规则》中，电力调度机构的安全校核服务则被定义为“义务”。显然，作为重要市场成员的电力调度机构，“责任”比“义务”更有要求其积极发挥作用的意味。

此外，《规则》还为电力调度机构规定了更多的责任。电力调度机构应当及时向电力交易机构提供或者更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，以及交易在不同断面、路径上的分布系数，并通过交易平台发布必开机组组合和发电量需求、影响断面（设备）限额变化的停电检修等。而电力交易机构再以电力调度机构提供的这些数据和信息为约束，对集中交易进行出清，并与同期组织的双边交易一并提交电力调度机构进行安全校核。

此外，《规则》在安全校核方面还对电力调度机构提出了更为具体、更加量化的要求。比如，为保障系统整体的备用和调峰调频能力，《规则》要求就关键通道可用输电容量对各类市场化中长期交易下达交易限额，其中对于年度交易、月度交易和月内交易，应当分别在年度、月度和月内电力电量预测平衡的基础上，分别按照不低于关键通道可用容量的80%、90%和95%下达交易限额。另外，《规则》要求安全校核应当在规定的期限内完成。这个“期限”在“交易组织”章节有所提及。如《规则》分别在第五十五条、第六十条、第六十五条中规定，对于年度（多年）交易、月度交易、月内（多日）交易，电力调度机构需要分别在5 个、2 个、1 个工作日内返回安全校核结果。

不得借助优先发电电量干预市场自由竞争

交易合同是市场主体之间签订的商品或服务交易的成交契约。它既是对交易结果的记录和见证，也是交易结果兑现和结算的依据。因此，市场主体之间签订规范的交易合同至关重要。《暂行规则》涉及“合同签订”的内容并不系统，分散在“交易组织”章节中。考虑到规范签订交易合同的重要意义，《规则》补充完善了“合同签订”的内容，并与“合同执行”合并成一章。

《规则》明确，各市场成员应当参照合同示范文本签订购售电合同。购售电合同中应当明确购电方、售电方、输电方、电量（电力）、电价、执行周期、结算方式、偏差电量计量、违约责任、资金往来信息等内容。还明确购售电合同原则上应当采用电子合同签订，电子合同与纸质合同具备同等效力。另外《规则》还明确，对于双边协商交易和集中交易，可将电力交易机构出具的电子交易确认单视同为电子合同，作为执行依据。

另外，《规则》还在第八章第二节专门就优先发电合同进行明确：跨省跨区优先发电合同原则上在上一年度11月底前签订，省内优先发电合同原则上在年度双边交易开始前签订。如果年度交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留优先发电空间。

为什么这么强调优先发电合同，尤其是省内优先发电合同的签订时间，并且要在年度双边交易开始前约定优先发电电量的年度规模以及分月计划和交易价格等？其实，就是为了避免有些地方将优先发电电量安排在指定时段内集中执行，或者将优先发电电量作为干预（《规则》称为“调节”）市场自由竞争的手段。

此外《规则》还明确，在满足一定条件的前提下，可以调整合同内容的分月计划，但不能改变合同总量。

结算关系更加明确，偏差考核更加严格

在电量计量方面，《规则》作了大量的更新。明确在跨区跨省输电线路两端均应安装符合技术规范的计量装置，并要求跨区跨省交易均应当明确其结算对应计量点；明确计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要；明确了主、副电能表这种双电能表的安装计量方式，适用于发电企业和跨区跨省送受端的计量点；明确了多台发电机组共用计量点且无法拆分，或者风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次机组共用计量点时的上网电量计量方式；还明确了和其他机组共用计量点的调试期机组的上网电量的计量方式。

在结算方面，《规则》首次明确了不同电网企业（含地方电网企业和配售电企业）输配电费用的结算关系，即按照政府价格主管部门核定的输配电价和实际物理计量电量结算，彻底摆脱了输配电价和购销差价并存结算的双轨制。同时，《规则》还提出，市场主体可自行约定结算方式，未与电网企业签订委托代理结算业务的，电网企业不承担欠费风险；因偏差电量引起的电费资金，暂由电网企业收取和支付，并应当在电费结算依据中单项列示；市场主体的合同电量和偏差电量分开结算；明确了电力交易机构向各市场成员提供的结算依据所包括的内容。

而在偏差电量处理方面，《规则》除调整了电费结算方法外，在考核上也更加严格了。

对于偏差电量的处理方法，以采用发电侧预挂牌上下调偏差处理机制的地区为例，《规则》明确，批发交易用户（包括电力用户、售电公司）偏差电量分为超用电量和少用电量，超用电量支付购电费用，少用电量获得售电收入；零售用户月度实际总用量偏离售电公司月度交易计划的部分为其偏差电量，由售电公司统一承担偏差电量电费；发电企业偏差电量指发电企业因自身原因引起的超发或者少发电量，超发电量获得售电费用，少发电量支付购电费用。

在偏差电量结算方面，以采用发电侧预挂牌上下调偏差处理机制的地区为例，《规则》通过电量单价和惩罚系数两个维度来加大考核力度，而且更是明确，根据超用（发）电量或者少用（发）电量的区间范围，可设置分段的惩罚系数。不仅如此，与《暂行规则》相比，《规则》还取消了对发电企业和用户的2%以内偏差考核的免除待遇。这样一来，就给各类市场主体的精准预测电量和精确履约能力带来更严峻的考验。

充分彰显消纳清洁可再生能源的责任

本轮电力市场化改革所坚持的基本原则当中，就有提高可再生能源发电在电力供应中的比例的要求，因此，消纳清洁能源、可再生能源理所当然地成为《规则》着墨较多的内容。

在市场主体的权利和义务中，《规则》强调，电力用户、售电企业和电网企业要依法依规履行清洁能源消纳责任。这部分内容在前文已经有所涉及。另外，《规则》要求，各电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

另外，在承诺遵循购售电双方意愿的前提下，《规则》还不忘提示，开展发电权交易和合同转让交易，原则上鼓励清洁、高效机组替代低效机组发电。

《规则》还明确，在合同执行过程中，电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因调整中长期交易计划后，应当详细记录原因并向市场主体说明。这意味着，只有两种原因可以让电力调度机构调整电力中长期交易计划，而清洁能源消纳便是其中之一。同样，《规则》规定的电力调度机构安排电网运行方式和机组开机方式的两个依据之一，也是考虑清洁能源消纳需求。

风险防控贯穿中长期交易全过程

为规避市场化运行可能带来的风险，《规则》从电力中长期交易全过程和多个方面进行了有效设计。《规则》在“总则”中即明确，电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法权益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

在规定市场成员权利与义务时，《规则》要求，电力用户在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按照电力调度机构要求安排用电；要遵守政府有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰。《规则》还要求，电力交易机构负责监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险；对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查。另外，《规则》又要求，当电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，而不必执行市场主体之间签订的交易合同；而且，当出现重大事故危及电网安全、发生严重影响交易结果的恶意串通操纵市场的行为、发生导致交易无法正常进行的市场技术支持系统重大故障、因不可抗力电力市场化交易不能正常开展、国家能源局及其派出机构作出暂停市场交易决定等情况时，电力交易机构和电力调度机构可依法依规采取市场干预措施。

而对于滥用市场操纵力、不良交易行为等违反电力市场秩序的行为，《规则》明确，可进行市场内部曝光，对于严重违反交易规则的行为，可依据《电力监管条例》等有关规定处理。

为降低市场操纵风险，《规则》规定，发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）；电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。

在集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争和政府不当干预，《规则》明确，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由相应电力市场管理委员会提出，经国家能源局派出机构和政府有关部门审定，应当避免政府不当干预。

《规则》还创造性提出，形成政府监管与外部专业化监督密切配合的有效监管体系。按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，《规则》首次赋予电力交易机构、电力调度机构根据有关规定履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。

同时《规则》又规定，电力批发交易发生争议时，市场成员协商无法达成一致时，可提交国家能源局派出机构、地方政府电力管理部门调解处理，也可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提起诉讼。