張粒子：修訂電力中長期交易規(guī)則，促進電力市場有效競爭

　　導語：《電力中長期交易基本規(guī)則》(暫行)(以下簡稱“暫行版規(guī)則”)發(fā)布距今已三年。回溯3年來我國電力中長期交易市場的發(fā)展，暫行版規(guī)則有效地引導和促進了全國各地電力中長期交易市場規(guī)則的制定和市場交易的開展;當初被認為太超前、不現實的很多條款，已經在全國各地成功實踐。同時，各地在電力中長期交易市場實踐中，也取得很多經驗，面臨一些新問題。因此，如期修訂和完善暫行版規(guī)則，進一步規(guī)范電力中長期交易，依法維護電力市場主體的合法權益，推進統一開放、競爭有序的電力市場體系建設，十分必要，意義重大。

概述

　　《電力中長期交易基本規(guī)則》(修訂稿)吸納了國內電力中長期交易實踐經驗，根據電力體制改革和電力市場建設的新進展、新要求以及市場主體的新需求，以促進電力行業(yè)和電力市場高質量發(fā)展為指導，以為市場主體提供更加公平、靈活、高效的電力交易服務為宗旨，對暫行版規(guī)則進行了全面系統的梳理、補充和完善?？紤]到我國近期絕大多數省份尚未進入電力現貨市場試點建設，8個試點省區(qū)的電力現貨市場建設尚處于探索期，市場模式各不相同，計劃與市場機制交錯，難以與規(guī)范的電力中長期交易市場銜接，這次修訂的電力中長期交易規(guī)則，主要適用于未開展電力現貨市場試點建設的地區(qū);對于開展電力現貨交易的地區(qū)，可結合實際，制定與現貨交易相銜接的電力中長期交易規(guī)則。但為了促進和保障電力現貨市場建設，也前瞻性地考慮了適時開展容量交易和輸電權交易。

　　此次修訂重點在以下幾方面：一是，調整和完善了章節(jié)結構，使之更符合市場運行和管理的實際需要。二是，將配售電企業(yè)作為單獨一類市場成員;進一步明確了各市場成員的權利和義務。三是，完善了準入與退出規(guī)則;并結合實操經驗，考慮市場用戶數量巨大、產權與用電關系復雜等現實問題，將市場注冊、變更與注銷規(guī)則單獨成章。四是，對電力交易品種和交易方式進行了較大改進，增添了交易新品種——月內(多日)交易;進一步規(guī)范電力交易品種分類，通過允許同一市場主體根據自身電力生產或消費需要及其變化購入或售出電能量，將直接交易、合同電量轉讓交易統歸為電能量交易;為了提高電力交易的靈活性和市場流動性，引入了更加靈活的電力交易方式，支持電力交易中心連續(xù)開市;在鼓勵全部放開經營性電力用戶的發(fā)用電計劃的同時，為保障系統發(fā)電容量充裕性，提出可根據市場發(fā)展需要，探索建立容量市場或容量補償機制;考慮到目前一些電力現貨市場試點采用節(jié)點邊際電價出清機制，還提出可開展輸電權交易。五是，厘清了市場價格機制中電能量交易價格與環(huán)保電價、市場用戶的用電價格及區(qū)跨省交易受電地區(qū)落地價格與輔助服務價格之間的關系。六是，對交易組織流程進行了全面梳理和補充，將合同電量偏差處理納入交易組織章節(jié)中。七是，補充了安全校核職責劃分，明確了機組的年度、月度和月內交易限額與關鍵通道可用輸電容量的關系。八是，完善了執(zhí)行政府定價的計劃電量的合同管理，強化合同的規(guī)范性、可執(zhí)行性和調整機制。九是，補充和完善了結算電量的具體計量和認定、各類市場主體的偏差電量電費結算等規(guī)則。十是，細化了信息披露內容和責任主體要求。十一是，增加了市場監(jiān)管和風險防控規(guī)則，明確賦予區(qū)域派出機構會同地方政府對區(qū)域電力市場和區(qū)域電力交易機構實施監(jiān)管的職責。此外，修訂版還對暫行版中的部分條款進行了簡化、合并和調整。下面就主要修改內容作一簡單分述。

　　01、重新安排章節(jié)結構：將市場成員的“權利與義務”與“準入與退出”的規(guī)則歸并、納入第二章“市場成員”;增加了“市場注冊、變更與注銷”作為第三章;弱化交易周期，鼓勵開展連續(xù)交易，將原第四章“交易品種、周期和方式”改為“交易品種和交易方式”;將原第七章“安全校核與交易執(zhí)行”分為第七章“安全校核”和第八章“合同簽訂與執(zhí)行”;將原第八章“合同電量偏差處理”中通過交易機制調整合同電量的規(guī)則納入了第六章“交易組織”中，偏差電量結算規(guī)則納入了第九章“計量和結算”;將原第九章“輔助服務”刪除，相關規(guī)則另行制定;增加第十一章“市場監(jiān)管和風險防控”。

　　02、對各類市場成員的權利和義務的完善：(1)對所有市場主體都提出“具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段”。(2)將售電公司的權利和義務與電力用戶分開界定;對于擁有配電網運營權的售電公司，明確其“承擔配電區(qū)域內電費收取和結算業(yè)務”。(3)對于電力用戶和售電公司，根據我國可再生能源和清潔能源消納政策，增加了“依法依規(guī)履行清潔能源消納責任”的要求。(4)對于電網企業(yè)，增加“依法依規(guī)履行清潔能源消納責任”;在要求其按照有關規(guī)定披露和提供信息的同時，進一步明確要“向電力交易機構提供支撐市場化交易和市場服務所需的相關數據，按照國家網絡安全有關規(guī)定實現與電力交易機構的數據交互”。(5)對于電力交易機構的權利和義務，進行了細化。(6)要求電力調度機構向電力交易機構提供安全約束邊界和必開機組組合、必開機組發(fā)電量需求、影響限額的停電檢修、關鍵通道可用輸電容量等數據，配合電力交易機構履行市場運營職能。

　　03、對市場準入和退出規(guī)則的完善：(1)增加了參與分布式發(fā)電市場化交易試點的分布式發(fā)電企業(yè)。(2)要求經營性電力用戶的發(fā)用電計劃原則上全部放開。(3)規(guī)定參加零售交易的電力用戶也實行市場注冊，其注冊手續(xù)和程序可以適當簡化。(4)為規(guī)范市場秩序，明確規(guī)定參加市場化交易(含批發(fā)、零售交易)的電力用戶全部電量需通過批發(fā)或者零售交易購買，且不得同時參加批發(fā)交易和零售交易。允許參加市場化交易的電力用戶，在合同期滿的下一個年度，按照準入條件選擇參加批發(fā)或者零售交易。所有參加市場化交易的電力用戶均不再執(zhí)行目錄電價。(5)為了避免隨意退出而擾亂市場秩序，規(guī)定已經選擇市場化交易的發(fā)電企業(yè)和電力用戶，原則上不得自行退出市場，同時細化了市場主體辦理正常退市的條件。(6)無正當理由退市的電力用戶，由為其提供輸配電服務的電網企業(yè)承擔保底供電責任，用電價格按照政府價格主管部門確定的保底價格執(zhí)行。(7)完成市場注冊且已開展交易的電力用戶，合同期滿后未簽訂新的交易合同但發(fā)生實際用電時，不再按政府目錄電價結算。其中，參加批發(fā)交易的用戶按各地規(guī)則進行偏差結算，參加零售交易的用戶按保底價格進行結算。(8)完成市場注冊但未開展交易的電力用戶，可探索公開招標確定售電公司提供零售服務等市場價格形成機制，也可執(zhí)行政府目錄電價。等等。

　　市場注冊、變更與注銷規(guī)則單獨成章，結合三年實踐經驗，補充和完善諸多條款：(1)明確市場注冊業(yè)務包括注冊、信息變更、市場注銷及零售用戶與售電公司業(yè)務關系確定等。(2)企事業(yè)單位、機關團體等辦理注冊手續(xù)時應當關聯用電戶號等實際用電信息，并提供必要的單位名稱、法人代表、聯系方式等。參與批發(fā)交易的市場主體，應當辦理數字安全證書或采取同等安全等級的身份認證手段。(3)辦理售電增項業(yè)務的發(fā)電企業(yè)，應當分別以發(fā)電企業(yè)和售電公司的市場主體類別進行注冊。

　　04、對交易品種和交易方式規(guī)則的修改：(1)進一步明確規(guī)范交易品種分類，并提出根據市場發(fā)展需要開展輸電權、容量等交易。(2)不再按照組織集中交易的時間周期劃分交易品種，改為以交易標的物執(zhí)行周期作為電力中長期交易產品分類依據，即是將中長期電能量交易分為“年度(多年)電量交易(以某個或多個年度的電量作為交易標的物，并分解到月)、月度電量交易(以某個月度的電量作為交易標的物)、月內(多日)電量交易(以月內剩余天數的電量或特定天數的電量作為交易標的物)等針對不同交割周期的電量交易”。(3)市場主體進行電能量交易可選擇雙邊協商交易和在電力交易平臺上集中交易。集中交易包括集中競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易三種形式。集中競價交易應當實現定期開市;各種執(zhí)行周期電力合同的撮合交易和掛牌交易應當連續(xù)開市;雙邊合同在規(guī)定的截止時間前也可隨時提交或修改。(4)允許同一市場主體根據自身電力生產或消費需要及其變化，購入或出售電能量。同時，一方面，為了防范市場被操縱風險，避免市場主體過度投機，對發(fā)電企業(yè)在單筆電力交易中的售電量和購電量，以及電力用戶和售電公司在單筆電力交易中的售電量規(guī)定了約束條件;另一方面，為了促進有效競爭，規(guī)定除電網安全約束外，不得限制發(fā)電企業(yè)在自身發(fā)電能力范圍內的交易電量申報;發(fā)電權交易、合同轉讓交易應當遵循購售雙方的意愿，不得人為設置條件，原則上鼓勵清潔、高效機組替代低效機組發(fā)電。(5)為了促進跨省跨區(qū)輸電容量資源的充分利用，規(guī)定在優(yōu)先安排優(yōu)先發(fā)電合同輸電容量的前提下，鼓勵發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司利用剩余輸電容量直接進行跨區(qū)跨省交易。(6)從長計議，為保障長期電力供應安全和供電可靠性，鼓勵因地制宜地探索建立容量市場或容量補償機制。

　　05、對價格機制部分，新增和修改了幾條關鍵規(guī)則：(1)明確規(guī)定“電能量市場化交易(含省內和跨區(qū)跨省)價格包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價”，交易價格之外，不再另外支付脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價。(2)鼓勵各地對于因電網安全約束而必開機組，其約束上電量超出其合同電量(含優(yōu)先發(fā)電合同、基數電量合同、市場交易合同)的部分，鼓勵采用市場化機制確定價格。(3)市場用戶的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成，促進市場用戶公平承擔系統責任。輸配電價格、政府性基金及附加按照國家有關規(guī)定執(zhí)行。(4)跨區(qū)跨省交易受電地區(qū)落地價格由電能量交易價格(送電側)、輸電價格、輔助服務費用、輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨收取;未明確的，暫按該輸電通道前三年輸電損耗的平均值計算，報國家能源局備案后執(zhí)行。(5)規(guī)定執(zhí)行峰谷電價的用戶，在參加市場化交易后應當繼續(xù)執(zhí)行峰谷電價。在暫行版規(guī)則中，市場化前執(zhí)行峰谷電價的用戶，在參與市場化交易后可以執(zhí)行或不執(zhí)行峰谷電價;如果不執(zhí)行峰谷電價，就選擇分攤調峰費用或直接購買調峰服務，但這在實際中難以操作。(6)交易價格上、下限，原則上由相應電力市場管理委員會提出，經國家能源局派出機構和政府有關部門審定，應避免政府不當干預。

　　06、對交易組織規(guī)則部分的改進：(1)明確了優(yōu)先發(fā)電計劃下達時間，要求政府部門應當在每年11月底前確定并下達次年跨區(qū)跨省優(yōu)先發(fā)電計劃、省內優(yōu)先發(fā)計劃和基數電量。(2)鼓勵開展連續(xù)交易，不再規(guī)定不同交易方式的交易時序。(3)強調交易組織的規(guī)范性，要求交易的限定條件必須事前在交易公告中明確，原則上在申報組織及出清過程中不得臨時增加限定條件，確有必要的應當公開說明原因;對于定期開市和連續(xù)開市的交易，交易公告應當提前至少一個工作日發(fā)布;對于不定期開市的交易，應當提前至少五個工作日發(fā)布;并規(guī)定了交易公告發(fā)布的主要內容。(4)強調電力交易出清要滿足電力調度機構提供的安全約束。(5)增加了“對于簽訂市場化交易合同的機組，分配基數電量時原則上不再進行容量剔除”，鼓勵發(fā)電企業(yè)積極開展市場化交易。(6)為了促進市場主體履行可再生能源消納責任，授權各電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相關交易，指導及提醒參與電力交易的市場主體履行其責任。(7)定義了年度交易、月度、月內(多日)交易標的;鼓勵條件具備的地區(qū)，組織開展針對年度內剩余月份的月度電量(或月度分時電量)交易、月內剩余天數或特定天數的電量(或分時電量)交易，但月內(多日)交易不應跨月。(8)分別細化了年度、月度和月內(多日)交易的安全校核和阻塞管理流程。(9)允許發(fā)用雙方在合同執(zhí)行前一周對合同進行調整;鼓勵市場主體通過月內(多日)交易實現對月度發(fā)用電計劃的靈活調整，減少合同執(zhí)行偏差。(10)規(guī)定在系統月度實際用電需求與月度發(fā)電計劃存在偏差時,可通過發(fā)電側上下調預掛牌機制進行處理，也可根據各地實際采用偏差電量次月掛牌、合同電量滾動調整等偏差處理機制;分別具體表述了發(fā)電側上下調預掛牌機制和偏差電量次月掛牌機制的組織方式。

　　07、將安全校核規(guī)則單獨成章、補充和完善：(1)要求安全校核的主要內容包括：通道輸電能力限制、機組發(fā)電能力限制、機組輔助服務限制等。(2)界定了電力調度機構和電力交易機構的安全校核職責：電力調度機構應及時向電力交易機構提供或更新各斷面(設備)、各路徑可用輸電容量，以及交易在不同斷面、路徑上的分布系數，并通過交易平臺發(fā)布必開機組組合和發(fā)電量需求，影響斷面(設備)限額變化的停電檢修等。電力交易機構以各斷面、各路徑可用輸電容量等為約束，對集中交易進行出清，并與同期組織的雙邊交易一并提交電力調度機構進行安全校核。(3)為了兼顧電網安全約束和促進電力中長期交易，要求分別基于關鍵通道可用輸電容量的80%、90%和95%下達機組的年度、月度和月內交易限額。(4)為了促進公平交易和清潔能源消納，規(guī)定電力調度機構因電網安全和清潔能源消納原因調整中長期交易計劃后，應當詳細記錄原因并向市場主體說明。

　　08、補充了合同簽訂規(guī)則：(1)購售電合同中應當明確購電方、售電方、輸電方、電量(電力)、電價、執(zhí)行周期、結算方式、偏差電量計量、違約責任、資金往來信息等內容。(2)購售電合同原則上應采用電子合同簽訂，電力交易平臺應當滿足國家電子合同有關規(guī)定的技術要求，市場成員應當依法使用可靠的電子簽名，電子合同與紙質合同具備同等效力。(3)在電力交易平臺提交、確認的雙邊協商交易以及參與集中交易產生的結果，各相關市場成員可將電力交易機構出具的電子交易確認單(視同為電子合同)作為執(zhí)行依據。

　　完善了優(yōu)先發(fā)電合同和合同執(zhí)行的規(guī)則。對于優(yōu)先發(fā)電合同，規(guī)定：(1)跨區(qū)跨省的政府間協議原則上在上一年度的11月底前預測和下達總體電力電量規(guī)模和分月計劃，由購售雙方簽訂相應的購售電合同。合同需約定年度電量規(guī)模及分月計劃、送受電曲線或確定曲線的原則、交易價格等，納入送、受電省優(yōu)先發(fā)電計劃，并優(yōu)先安排輸電通道。年度電量規(guī)模及分月計劃可根據實際執(zhí)行情況，由購售雙方協商調整、更加靈活。(2)對于省內優(yōu)先發(fā)電計劃，各地區(qū)結合實際科學安排，不得安排在指定時段內集中執(zhí)行，也不得將作為調節(jié)市場自由競爭的手段。(3)年度交易開始前仍未確定優(yōu)先發(fā)電的地區(qū)，可參考歷史情況測算，預留優(yōu)先發(fā)電空間，確保市場交易正常開展。(4)各地區(qū)根據非市場用戶年度用電預測情況，扣除各環(huán)節(jié)優(yōu)先發(fā)電電量后，作為年度基數電量在燃煤(氣)等發(fā)電企業(yè)中進行分配。(5)優(yōu)先發(fā)電電量和基數電量的分月計劃可由合同簽訂主體在月度執(zhí)行前進行調整和確認，其執(zhí)行偏差可通過預掛牌上下調機制(或其他偏差處理機制)處理。(6)為了在促進清潔能源消納的同時實現優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購電規(guī)模相匹配，提出“保量保價”和“保量競價”相結合，推動優(yōu)先發(fā)電參與市場，不斷提高跨區(qū)跨省優(yōu)先發(fā)電中“保量競價”的比例，應放盡放。對于合同執(zhí)行，明確允許購售雙方調整年度合同分月計劃(合同總量不變)，并規(guī)定調整條件——需通過電力調度機構安全校核且不影響其他市場主體交易合同執(zhí)行。

　　09、對計量和結算規(guī)則部分的完善：(1)增加了對跨省跨區(qū)交易的計量裝置要求。(2)對于多臺發(fā)電機組共用計量點且無法拆分且需分別結算發(fā)電機組、風電和光伏發(fā)電企業(yè)處于相同運行狀態(tài)的不同項目批次共用計量點的機組，可分別按照實際發(fā)電量和額定容量比例計算各自上網電量。(3)要求計量周期和抄表時間應當保證最小交易周期的結算需要，保證計量數據準確、完整。(4)增加了電網企業(yè)(含地方電網和配售電企業(yè))之間輸配電費用結算規(guī)則，即按照政府價格主管部門核定的輸配電價和實際物理計量電量結算。(5)細化了結算依據應包括的具體內容。(6)提出市場主體的合同電量和偏差電量要實現分開結算。(7)對于采用發(fā)電側預掛牌上下調偏差處理機制的地區(qū)，完善了偏差電量電費結算機制。(8)規(guī)定電力用戶擁有儲能，或者電力用戶參加特定時段的需求側響應，由此產生的偏差電量，由電力用戶自行承擔。(9)補充了擁有配電網運營權的售電公司、風電和光伏發(fā)電企業(yè)的電費結算規(guī)則。(10)補充了市場用戶和非市場用戶的偏差電量結算規(guī)則。

　　10、信息披露規(guī)則部分，細化了社會公眾信息、市場公開信息和私有信息的定義;進一步明確禁止信息泄露的要求。

　　11、增加市場監(jiān)管和風險防控規(guī)則部分：(1)提出國家能源局及其派出機構應當建立健全交易機構專業(yè)化監(jiān)管制度，推動成立獨立的電力交易機構專家委員會，積極發(fā)展第三方專業(yè)機構，形成政府監(jiān)管與外部專業(yè)化監(jiān)督密切配合的有效監(jiān)管體系。(2)要求電力交易機構和電力調度機構按照“誰運營、誰防范，誰運營、誰監(jiān)控”的原則，履行市場運營、市場監(jiān)控和風險防控等職責。(3)明確國家能源局及其派出機構在市場監(jiān)控分析和市場風險防控方面的職責。(4)補充了電力交易機構和電力調度機構可采取市場干預措施的條件和程序。(5)規(guī)定了交易爭議處理方式。

總結

　　《電力中長期交易基本規(guī)則》(修訂稿)對暫行版規(guī)則進行了較多改進和補充，更加注重規(guī)范性和實效性，同時兼顧前瞻性和引導性，可望在未來三年促進電力市場規(guī)范運行和有效競爭。