解读｜修订电力中长期交易规则 促进电力市场有效竞争

导语

《电力中长期交易基本规则》（暂行）（以下简称“暂行版规则”）发布距今已三年。回溯3年来我国电力中长期交易市场的发展，暂行版规则有效地引导和促进了全国各地电力中长期交易市场规则的制定和市场交易的开展；当初被认为太超前、不现实的很多条款，已经在全国各地成功实践。同时，各地在电力中长期交易市场实践中，也取得很多经验，面临一些新问题。因此，如期修订和完善暂行版规则，进一步规范电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，十分必要，意义重大。

（来源：微信公众号“电力市场研究”ID:EMRI_WeCanFly 作者：张粒子、许传龙、贾兴）

概述

《电力中长期交易基本规则》（修订稿）吸纳了国内电力中长期交易实践经验，根据电力体制改革和电力市场建设的新进展、新要求以及市场主体的新需求，以促进电力行业和电力市场高质量发展为指导，以为市场主体提供更加公平、灵活、高效的电力交易服务为宗旨，对暂行版规则进行了全面系统的梳理、补充和完善。考虑到我国近期绝大多数省份尚未进入电力现货市场试点建设，8个试点省区的电力现货市场建设尚处于探索期，市场模式各不相同，计划与市场机制交错，难以与规范的电力中长期交易市场衔接，这次修订的电力中长期交易规则，主要适用于未开展电力现货市场试点建设的地区；对于开展电力现货交易的地区，可结合实际，制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则。但为了促进和保障电力现货市场建设，也前瞻性地考虑了适时开展容量交易和输电权交易。

此次修订重点在以下几方面：一是，调整和完善了章节结构，使之更符合市场运行和管理的实际需要。二是，将配售电企业作为单独一类市场成员；进一步明确了各市场成员的权利和义务。三是，完善了准入与退出规则；并结合实操经验，考虑市场用户数量巨大、产权与用电关系复杂等现实问题，将市场注册、变更与注销规则单独成章。四是，对电力交易品种和交易方式进行了较大改进，增添了交易新品种——月内（多日）交易；进一步规范电力交易品种分类，通过允许同一市场主体根据自身电力生产或消费需要及其变化购入或售出电能量，将直接交易、合同电量转让交易统归为电能量交易；为了提高电力交易的灵活性和市场流动性，引入了更加灵活的电力交易方式，支持电力交易中心连续开市；在鼓励全部放开经营性电力用户的发用电计划的同时，为保障系统发电容量充裕性，提出可根据市场发展需要，探索建立容量市场或容量补偿机制；考虑到目前一些电力现货市场试点采用节点边际电价出清机制，还提出可开展输电权交易。五是，厘清了市场价格机制中电能量交易价格与环保电价、市场用户的用电价格及区跨省交易受电地区落地价格与辅助服务价格之间的关系。六是，对交易组织流程进行了全面梳理和补充，将合同电量偏差处理纳入交易组织章节中。七是，补充了安全校核职责划分，明确了机组的年度、月度和月内交易限额与关键通道可用输电容量的关系。八是，完善了执行政府定价的计划电量的合同管理，强化合同的规范性、可执行性和调整机制。九是，补充和完善了结算电量的具体计量和认定、各类市场主体的偏差电量电费结算等规则。十是，细化了信息披露内容和责任主体要求。十一是，增加了市场监管和风险防控规则，明确赋予区域派出机构会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管的职责。此外，修订版还对暂行版中的部分条款进行了简化、合并和调整。下面就主要修改内容作一简单分述。

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重新安排章节结构：将市场成员的“权利与义务”与“准入与退出”的规则归并、纳入第二章“市场成员”；增加了“市场注册、变更与注销”作为第三章；弱化交易周期，鼓励开展连续交易，将原第四章“交易品种、周期和方式”改为“交易品种和交易方式”；将原第七章“安全校核与交易执行”分为第七章“安全校核”和第八章“合同签订与执行”；将原第八章“合同电量偏差处理”中通过交易机制调整合同电量的规则纳入了第六章“交易组织”中，偏差电量结算规则纳入了第九章“计量和结算”；将原第九章“辅助服务”删除，相关规则另行制定；增加第十一章“市场监管和风险防控”。

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对各类市场成员的权利和义务的完善：（1）对所有市场主体都提出“具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段”。（2）将售电公司的权利和义务与电力用户分开界定；对于拥有配电网运营权的售电公司，明确其“承担配电区域内电费收取和结算业务”。（3）对于电力用户和售电公司，根据我国可再生能源和清洁能源消纳政策，增加了“依法依规履行清洁能源消纳责任”的要求。（4）对于电网企业，增加“依法依规履行清洁能源消纳责任”；在要求其按照有关规定披露和提供信息的同时，进一步明确要“向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互”。（5）对于电力交易机构的权利和义务，进行了细化。（6）要求电力调度机构向电力交易机构提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，配合电力交易机构履行市场运营职能。

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对市场准入和退出规则的完善：（1）增加了参与分布式发电市场化交易试点的分布式发电企业。（2）要求经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。（3）规定参加零售交易的电力用户也实行市场注册，其注册手续和程序可以适当简化。（4）为规范市场秩序，明确规定参加市场化交易（含批发、零售交易）的电力用户全部电量需通过批发或者零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。允许参加市场化交易的电力用户，在合同期满的下一个年度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。所有参加市场化交易的电力用户均不再执行目录电价。（5）为了避免随意退出而扰乱市场秩序，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，同时细化了市场主体办理正常退市的条件。（6）无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任，用电价格按照政府价格主管部门确定的保底价格执行。（7）完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，不再按政府目录电价结算。其中，参加批发交易的用户按各地规则进行偏差结算，参加零售交易的用户按保底价格进行结算。（8）完成市场注册但未开展交易的电力用户，可探索公开招标确定售电公司提供零售服务等市场价格形成机制，也可执行政府目录电价。等等。

市场注册、变更与注销规则单独成章，结合三年实践经验，补充和完善诸多条款：（1）明确市场注册业务包括注册、信息变更、市场注销及零售用户与售电公司业务关系确定等。（2）企事业单位、机关团体等办理注册手续时应当关联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法人代表、联系方式等。参与批发交易的市场主体，应当办理数字安全证书或采取同等安全等级的身份认证手段。（3）办理售电增项业务的发电企业，应当分别以发电企业和售电公司的市场主体类别进行注册。

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对交易品种和交易方式规则的修改：（1）进一步明确规范交易品种分类，并提出根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。（2）不再按照组织集中交易的时间周期划分交易品种，改为以交易标的物执行周期作为电力中长期交易产品分类依据，即是将中长期电能量交易分为“年度（多年）电量交易（以某个或多个年度的电量作为交易标的物，并分解到月）、月度电量交易（以某个月度的电量作为交易标的物）、月内（多日）电量交易（以月内剩余天数的电量或特定天数的电量作为交易标的物）等针对不同交割周期的电量交易”。（3）市场主体进行电能量交易可选择双边协商交易和在电力交易平台上集中交易。集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。集中竞价交易应当实现定期开市；各种执行周期电力合同的撮合交易和挂牌交易应当连续开市；双边合同在规定的截止时间前也可随时提交或修改。（4）允许同一市场主体根据自身电力生产或消费需要及其变化，购入或出售电能量。同时，一方面，为了防范市场被操纵风险，避免市场主体过度投机，对发电企业在单笔电力交易中的售电量和购电量，以及电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量规定了约束条件；另一方面，为了促进有效竞争，规定除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报；发电权交易、合同转让交易应当遵循购售双方的意愿，不得人为设置条件，原则上鼓励清洁、高效机组替代低效机组发电。（5）为了促进跨省跨区输电容量资源的充分利用，规定在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。（6）从长计议，为保障长期电力供应安全和供电可靠性，鼓励因地制宜地探索建立容量市场或容量补偿机制。

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对价格机制部分，新增和修改了几条关键规则：（1）明确规定“电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价”，交易价格之外，不再另外支付脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。（2）鼓励各地对于因电网安全约束而必开机组，其约束上电量超出其合同电量（含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同）的部分，鼓励采用市场化机制确定价格。（3）市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。（4）跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。（5）规定执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价。在暂行版规则中，市场化前执行峰谷电价的用户，在参与市场化交易后可以执行或不执行峰谷电价；如果不执行峰谷电价，就选择分摊调峰费用或直接购买调峰服务，但这在实际中难以操作。（6）交易价格上、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，应避免政府不当干预。

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对交易组织规则部分的改进：（1）明确了优先发电计划下达时间，要求政府部门应当在每年11月底前确定并下达次年跨区跨省优先发电计划、省内优先发计划和基数电量。（2）鼓励开展连续交易，不再规定不同交易方式的交易时序。（3）强调交易组织的规范性，要求交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因；对于定期开市和连续开市的交易，交易公告应当提前至少一个工作日发布；对于不定期开市的交易，应当提前至少五个工作日发布；并规定了交易公告发布的主要内容。（4）强调电力交易出清要满足电力调度机构提供的安全约束。（5）增加了“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”，鼓励发电企业积极开展市场化交易。（6）为了促进市场主体履行可再生能源消纳责任，授权各电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导及提醒参与电力交易的市场主体履行其责任。（7）定义了年度交易、月度、月内（多日）交易标的；鼓励条件具备的地区，组织开展针对年度内剩余月份的月度电量（或月度分时电量）交易、月内剩余天数或特定天数的电量（或分时电量）交易，但月内（多日）交易不应跨月。（8）分别细化了年度、月度和月内（多日）交易的安全校核和阻塞管理流程。（9）允许发用双方在合同执行前一周对合同进行调整；鼓励市场主体通过月内（多日）交易实现对月度发用电计划的灵活调整，减少合同执行偏差。（10）规定在系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时,可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理，也可根据各地实际采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制；分别具体表述了发电侧上下调预挂牌机制和偏差电量次月挂牌机制的组织方式。

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将安全校核规则单独成章、补充和完善：（1）要求安全校核的主要内容包括：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等。（2）界定了电力调度机构和电力交易机构的安全校核职责：电力调度机构应及时向电力交易机构提供或更新各断面（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。电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，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。（3）为了兼顾电网安全约束和促进电力中长期交易，要求分别基于关键通道可用输电容量的80%、90%和95%下达机组的年度、月度和月内交易限额。（4）为了促进公平交易和清洁能源消纳，规定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。

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补充了合同签订规则：（1）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。（2）购售电合同原则上应采用电子合同签订，电力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应当依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。（3）在电力交易平台提交、确认的双边协商交易以及参与集中交易产生的结果，各相关市场成员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。

完善了优先发电合同和合同执行的规则。对于优先发电合同，规定：（1）跨区跨省的政府间协议原则上在上一年度的11月底前预测和下达总体电力电量规模和分月计划，由购售双方签订相应的购售电合同。合同需约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线或确定曲线的原则、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。年度电量规模及分月计划可根据实际执行情况，由购售双方协商调整、更加灵活。（2）对于省内优先发电计划，各地区结合实际科学安排，不得安排在指定时段内集中执行，也不得将作为调节市场自由竞争的手段。（3）年度交易开始前仍未确定优先发电的地区，可参考历史情况测算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。（4）各地区根据非市场用户年度用电预测情况，扣除各环节优先发电电量后，作为年度基数电量在燃煤（气）等发电企业中进行分配。（5）优先发电电量和基数电量的分月计划可由合同签订主体在月度执行前进行调整和确认，其执行偏差可通过预挂牌上下调机制（或其他偏差处理机制）处理。（6）为了在促进清洁能源消纳的同时实现优先发电与优先购电规模相匹配，提出“保量保价”和“保量竞价”相结合，推动优先发电参与市场，不断提高跨区跨省优先发电中“保量竞价”的比例，应放尽放。对于合同执行，明确允许购售双方调整年度合同分月计划（合同总量不变），并规定调整条件——需通过电力调度机构安全校核且不影响其他市场主体交易合同执行。

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对计量和结算规则部分的完善：（1）增加了对跨省跨区交易的计量装置要求。（2）对于多台发电机组共用计量点且无法拆分且需分别结算发电机组、风电和光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可分别按照实际发电量和额定容量比例计算各自上网电量。（3）要求计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要，保证计量数据准确、完整。（4）增加了电网企业（含地方电网和配售电企业）之间输配电费用结算规则，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。（5）细化了结算依据应包括的具体内容。（6）提出市场主体的合同电量和偏差电量要实现分开结算。（7）对于采用发电侧预挂牌上下调偏差处理机制的地区，完善了偏差电量电费结算机制。（8）规定电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。（9）补充了拥有配电网运营权的售电公司、风电和光伏发电企业的电费结算规则。（10）补充了市场用户和非市场用户的偏差电量结算规则。

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信息披露规则部分，细化了社会公众信息、市场公开信息和私有信息的定义；进一步明确禁止信息泄露的要求。

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增加市场监管和风险防控规则部分：（1）提出国家能源局及其派出机构应当建立健全交易机构专业化监管制度，推动成立独立的电力交易机构专家委员会，积极发展第三方专业机构，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。（2）要求电力交易机构和电力调度机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。（3）明确国家能源局及其派出机构在市场监控分析和市场风险防控方面的职责。（4）补充了电力交易机构和电力调度机构可采取市场干预措施的条件和程序。（5）规定了交易争议处理方式。

总结

《电力中长期交易基本规则》（修订稿）对暂行版规则进行了较多改进和补充，更加注重规范性和实效性，同时兼顾前瞻性和引导性，可望在未来三年促进电力市场规范运行和有效竞争。