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在2016年最后一個工作日，國家發改委、國家能源局發布了《電力中長期交易基本規則（暫行）》，和征求意見稿相比，哪些地方做了修改呢？這些修改預示著什么?壹條能對此進行了系統梳理。
1、新增：隨著競爭性環節電價放開或者發用電計劃電量放開達到一定比例，或者合同執行偏差電量無法按照本規則規定的方法解決時，各地應當啟動電力現貨市場建設，建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。 原表述：規則適用于中華人民共和國境內未開展電力現貨市場試點地區，開展現貨試點地區按照《電力市場運營基本規則》有關規定執行。
2、新增：優先發電電量和基數電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易范疇，其全部電量交易、執行和結算均需符合本規則相關規定。
3、市場成員 現表述：市場成員包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶、電力交易機構、電力調度機構和獨立輔助服務提供者等。 原表述：市場成員包括市場交易主體、電網運營企業和市場運營機構三類。其中，市場交易主體包括各類發電企業、售電企業、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等；電網運營企業指運營和維護輸配電資產的輸配電服務企業；市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構?，F貨市場啟動前，電網運營企業可作為市場交易主體參加跨省跨區交易。 4、售電企業、電力用戶的權利和義務 新增：提供直接交易電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息；遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰。
5、 電網企業的權利和義務 新增：向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；執行廠網間優先發電等合同。
6、電力交易機構的權利和義務 新增：負責交易平臺建設與運維；擬定相應電力交易實施細則；編制交易計劃。 刪除：經授權在特定情況下干預市場。
7、電力調度機構的權利和義務 （新增：因電力調度機構自身原因）造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任）； 刪除：經授權按所在市場的交易規則暫停執行市場交易結果
8、發電企業準入條件 刪除：單機容量達到當地規定規模的火電、水電機組，鼓勵核電、風電、太陽能發電等嘗試參與。
9、電力用戶準入條件 現表述：10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場。 原表述：按照電壓等級或用電容量（1000kVA及以上）放開用戶參與直接交易。現階段可放開電壓等級在110千伏（66千伏）及以上的工商業用戶，根據需要放開用電容量1000kVA及以上的35千伏和10千伏用戶，根據市場發展情況逐步放開用戶
10、獨立輔助服務提供者的市場準入條件 新增：具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經（電力調度機構）進行技術測試通過后，方可參與。 刪除：具備提供輔助服務能力的發電機組均可參與輔助服務交易
11、自愿參與市場交易的電力用戶（新增：原則上） 全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價。
12、當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經國家能源局派出機構 （原稿為電力交易機構）核實予以撤銷注冊。
13、交易品種、周期和方式 新增：具備條件的地區可開展分時（如峰谷平）電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易（調度）曲線。
14、點對網專線輸電的發電機組（新增：含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況）視同為受電地區發電企業，不屬于跨省跨區交易，（新增：納入受電地區電力電量平衡，并按受電地區要求參與市場）
15、合同電量轉讓交易主要包括優先發電合同、（新增：基數電量合同 ）直接交易合同、跨省跨區交易合同等轉讓交易。 刪除：各地可根據實際情況創新交易品種，經國家能源局批準后實施。
16、集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量（輔助服務）與成交價格等。（新增：鼓勵按峰、平、谷段電量（或按標準負荷曲線）進行集中競價）
17、享有優先發電政策的熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量等不得轉讓，（新增：可再生能源調峰機組優先發電電量可以進行轉讓）
18、已核定輸配電價的地區，電力直接交易按照核定的輸配電價執行，（新增：不得采取購銷差價不變的方式），暫未單獨核定輸配電價的地區，以及已核定輸配電價未覆蓋的電壓等級電力用戶，可采取電網購銷差價不變的方式（原表述為：采用價差傳導的方式開展交易）。 刪除：送出地區未核定輸配電價的，按不超過30元/兆瓦時（含網損）的原則自主協商。
19、新增：采用發用電調度曲線一致方式執行合同的電力用戶，不再執行峰谷電價，按直接交易電價結算。
20、交易組織 原表述：[年度交易時序]年度交易周期，首先確定次年國家指令性和政府間協議的跨省跨區電量合同，其次確定優先發電合同，再次開展年度雙邊交易，最后開展年度集中競價交易（雙邊及集中競價交易均包括跨省跨區交易。 現表述給予了相當明確的細化，值得反復閱讀： （一）確定跨省跨區優先發電。為落實國家能源戰略，確保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電。 （二）確定省內優先發電（燃煤除外）。各地結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排本地優先發電。首先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時以及可再生能源調峰機組優先發電，其次按照二類優先發電順序合理安排。各地也可以按照氣電、可調節水電、核電、不可調節水電、風電及光伏的先后次序，放開發電計劃。優先發電機組參與電力直接交易時，各地應制定措施保障落實。 （三）開展年度雙邊交易、年度集中競價交易（雙邊及集中競價交易均包括跨省跨區交易，掛牌交易視同集中競價交易，下同）。如果年度雙邊交易已滿足全部年度交易需求，也可以不開展年度集中競價交易。 （四）確定燃煤發電企業基數電量。各地根據本地區年度發電預測情況，減去上述環節優先發電和年度交易結果后，如果不參與市場用戶仍有購電需求，則該部分需求在燃煤發電企業中分配，作為其年度基數電量。各地應有序放開發用電計劃，按照國家發展改革委、國家能源局確定的比例逐年縮減燃煤發電企業基數電量，直至完全取消。 （五）電力交易機構在各類年度交易結束后，應根據經安全校核后的交易結果，于12月底前將優先發電合同、基數電量合同、雙邊和集中競價的直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。
21、新增：在電力供應寬松的情況下，受入省可按價格優先原則確定交易開展次序；在電力供應緊張的情況下，送出省可優先保障省內電力電量平衡，富余發電能力再參與跨省跨區交易，對于已簽訂的合同可予以執行或者協商合同另一方回購。
22、刪除：為做好年度競價交易中省內交易與跨省跨區交易的銜接，采取以下交易方式：（一）對于送電省：首先在省平臺開展省內集中直接交易，然后在區域平臺開展跨省跨區集中交易，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。省平臺直接交易的發電企業未成交電量及其報價，自動送入區域平臺參與跨省跨區交易；（二）對于受電省：省內集中直接交易和跨省跨區集中交易在省平臺和區域平臺上同時開展，最后省和區域平臺開展合同轉讓交易。市場交易主體可以在省和區域平臺同時注冊，但每次交易只能選擇在一個平臺報價。兩個平臺可采取統一出清、統一校核、結算分離的方式，也可采用分別出清、分別校核、結算分離的方式。
23、新增：年度基數電量合同簽訂 根據燃煤發電企業基數電量安排，在每年12月底前簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等?；鶖惦娏看_定后，偏差主要通過市場方式處理。
24、?刪除：若按市場方式難以達成交易，在受入地區仍有電量消納能力的前提下，可采取強制跨省發電權的方式，即由送出地區可再生能源購買有消納能力地區的火電直接交易合同電量，購買價格執行受入省最近一次火電合同電量轉讓集中競價交易價格。
25、新增： 各地應當事先約定跨省跨區緊急支援交易的價格及其他有關事項。
26、新增：各級電力調度機構均有為各交易機構提供電力交易（涉及本電力調度機構調度范圍的）安全校核服務的義務。
27、全校核未通過時，對于雙邊協商交易，按時間優先、等比例原則進行削減；對于集中競價交易，按價格優先原則進行削減，（新增：價格相同時按發電側節能低碳電力調度的優先級進行削減。對于約定電力交易曲線的，最后進行削減?；鶖惦娏渴苁袌鼋灰纂娏坑绊懖荒芡ㄟ^安全校核的，可以轉讓。）
28、新增：對于電力直接交易合同約定交易曲線的，其中發電企業部分合同約定了交易曲線的，電力調度機構根據系統運行需要，運行前安排無交易曲線合同的發電曲線，與合同約定曲線疊加形成次日發電計劃；發電企業全部合同約定了交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃。 未約定交易曲線的電力直接交易合同以及優先發電合同和基數電量合同，由電力調度機構根據系統運行需要安排機組的發電計劃。
29、合同電量偏差處理 此處修改最大 原表述分為三條： [合同電量調整]電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可于每月5日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整申請，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。 [偏差電量平衡原則]未開展現貨交易的地區，為盡量處理合同電量執行偏差，推薦采取預招標方式按月平衡偏差，也可根據實際情況選取附件中提供的其他四種合同電量偏差處理方式。 [預招標處理方式]預招標方式按月平衡偏差是指月度交易結束后，通過預招標方式確定次月上調機組調用排序（按增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按補償價格由低到高排序）。月底最后一周，調度機構根據各個機組的合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時（月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時），基于預招標確定的機組排序，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時（月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時），優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃。 現表述為： 1）中長期合同執行偏差主要通過在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理（即優先發電、基數電量合同優先結算）。 預掛牌月平衡偏差方式是指月度交易結束后（如果不需要開展月度交易，可以直接開展預掛牌），通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序（按照增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按照補償價格由低到高排序）。每月最后7日，電力調度機構根據各機組整體合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時（月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時），基于預掛牌確定的機組排序，滿足電網安全約束的前提下，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時（月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時），優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組按照合同電量安排發電計劃。 2）除以上方式外，各地還可以采取以下三種方式之一處理合同電量偏差，也可以根據實際探索其他偏差處理方式。 （一）預掛牌日平衡偏差方式。月度交易結束后，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序（按照增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按照補償價格由低到高排序）。實時運行過程中，當系統實際用電需求與系統日前計劃存在偏差時，按照價格優先原則調用相應機組增發電量或減發電量，保障系統實時平衡。機組各日的增發電量或減發電量進行累加（互抵），得到月度的凈增發電量或凈減發電量，按照其月度預掛牌價格進行結算。其余機組原則上按日前制定的計劃曲線發電。 （二）等比例調整方式。月度交易結束后，在實時調電過程中，電力調度機構按照“公開、公平、公正”要求，每日跟蹤各發電企業總合同執行率，以同類型機組總合同執行率基本相當為目標，安排次日發電計劃。發電企業超發、少發電量按照各自月度計劃合同和市場合同電量比例劃分，超發電量按照其全部合同的加權平均價格進行結算，少發電量對相應合同進行扣減且后期不予追補。用戶承擔超用、少用偏差責任并且支付偏差考核費用，偏差考核費用按照發電企業電量或者電費比例返還給發電企業。采用本方式導致的發電企業合同執行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。 （三）滾動調整方式。此方式適用于發電計劃放開比例較低地區。發電側優先發電和基數電量按月滾動調整，用戶側合同電量可以月結月清，也可以按月滾動調整。采用本方式導致的發電企業優先發電和基數電量合同執行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。 30、偏差電量結算 原表述：[偏差電量結算]建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以年度交易和月度交易為主的地區，按月清算、結賬；開展周（日）交易的地區，按周（日）清算，按月結賬。預招標按月平衡偏差時的結算流程和結算價格如下： （一）發電側 1.新能源、可再生能源：按實際發電量和政府批復的上網電價結算；年內累計發電量超過年度核價利用小時數后，參與市場交易、按成交合同結算。 2.新能源、可再生能源之外的所有合同電量（含優先發電合同電量、市場合同電量、預招標調用電量）: 存在超發電量的機組，優先發電合同電量、市場合同電量和預招標增發電量按其合同電量和合同價格結算，超出部分按月度集中競價交易最低成交價格結算；因自身原因導致少發的電廠，按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金；因提供下調服務導致少發的電廠，按按其優先發電合同電量和市場合同電量的加權平均價結算實際發電量，少發電量按其預招標補償價格結算。機組提供的增發電量和減發電量，以調度安排為準，機組擅自增發或減發的電量視為偏差電量，納入考核范疇。 （二）用戶側 1.市場用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權價結算總合同電量，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價結算，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的110%結算。 市場用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權價結算實際用電量，3%以內的少用電量按系統下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按系統下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。 下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量 發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調中標電量的乘積累加得到。 2.優先購電用戶按實際用電量和目錄電價結算。 3.優先購電用戶實際用電量與優先發電合同電量存在偏差時，3%以內的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的5%繳納違約金，3%以上的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%繳納違約金；3%以內的少用電量按下調電量補償單價的50%繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的5%繳納違約金），3%以上的少用電量按下調電量補償單價繳納違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%繳納違約金）。 違約金由電網運營企業承擔，電網運營企業也可以通過對地方電廠、電網的考核按責任分攤部分違約金。 （三）用戶違約金、發電企業違約金、下調電量的補償金額，首先進行平衡，盈余或缺額部分由所有發電企業按上網電量比重分攤。 （四）市場用戶的電費構成包括：電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：電量電費（含上調電量電費和下調電量電費）、違約金、平均分攤的結算差額資金。 [電網原因造成的偏差]對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網運營企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場交易主體共同分攤相關費用。 現表述： 建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以年度交易和月度交易為主的地區，按月清算、結賬；開展周（日）交易的地區，按周（日）清算，按月結賬。 采用預掛牌月平衡偏差方式的，結算流程和結算價格如下： （一）發電側 1．根據可再生能源次月整體最大發電能力預測值，安排其他類型電源的月度發電計劃，并按照有關規定和實施細則對可再生能源進行結算。風電、光伏和無調節能力的水電（含部分時段無調節能力的水電）可按照申報次日可發電量方式累加得到月度發電計劃。 2．其他機組實際上網電量小于其月度優先發電和基數電量時，按政府批復的上網電價結算實際上網電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。 3．其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量但小于月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按其所簽訂的市場合同加權平均價結算剩余電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。 4．其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按合同價格結算各類市場合同電量；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易的最低成交價結算。 機組提供上調服務（或下調服務）導致的增發電量（或減發電量），均以調度安排為準。月內既提供上調服務又提供下調服務的機組，以互抵后的凈值作為月度增發電量或減發電量。 5．全部合同均約定交易曲線的發電企業，根據每日的實際發電曲線考核偏差電量。各時段，因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易最低成交價結算；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償。 6．各地可按照以上原則，區分電源類型細化結算方式和流程。 （二）電力用戶側 1．市場電力用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權平均價結算總合同電量，超用電量按上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算）。 市場電力用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權平均價結算實際用電量。2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用）。 下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量 發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調電量的乘積累加得到。 2．非市場電力用戶（含優先購電電力用戶，下同）按實際用電量和目錄電價結算。 3．非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，2%以內的超用電量免于支付偏差考核費用；2%以外的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用。 非市場電力用戶的總用電量小于優先發電電量和基數電量時，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按下調電量補償單價支付偏差考核費用（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用）。 非市場電力用戶用電偏差導致的偏差考核費用由電網企業承擔，電網企業也可以委托電力調度機構通過對非統調電廠、地方電網造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差考核費用。 4．對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線考核偏差電量。每日各時段的累計超用電量按上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算）；每日各時段的累計少用電量，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用）。 （三）電力用戶偏差考核費用、發電企業偏差考核費用，以及上調服務所增加的電網企業結算正收益，統一用于支付下調機組的補償費用，盈余或缺額部分由所有統調發電企業按上網電量比重返還或分攤。 上調服務所增加的電網結算正收益=（優先發電和基數電量加權平均價—機組上調服務加權平均價）×（非市場電力用戶當月實際用電量—可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量—其他類型電源當月計劃合同電量） 優先發電和基數電量加權平均價=（可再生能源政府批復電價（不含補貼）×可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源政府批復電價×其他類型電源當月計劃合同電量）/（可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源當月計劃合同電量） 以上用電量均按上年網損率折算到發電側。
31、市場電力用戶的電費構成包括：電量電費、偏差考核費用（原稿為：違約金）、輸配電費、政府性基金與附加等。發電企業的電費構成包括：電量電費、下調服務補償費[原稿為：電量電費（含上調電量電費和下調電量電費）]、偏差考核費用、平均分攤的結算差額或盈余資金、（新增：輔助服務費用）。
32、各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，（新增：并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險）。
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