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第六章是辅助服务市场。本章对辅助服务的交易方式、考核办法和费用分摊原则进行了规定。
第七章是计量和抄表。本章对电能计量装置的基本要求、校核、安装位置和抄表责任提出了明确要求。同时,对辅助服务这一非电量的计量也作出了规定。
第八章是交易结算。发用电计划和价格上的“双轨制”,必然在电量切割和电费结算上要区别对待。首先,为体现现货市场形成的价格信号带有时间、空间的特点,明确了电价结算最小单位时间和结算电价位置范围。然后,针对分散式市场和集中式市场两种模式,分别给出了不同的结算规则。最后,明确了交易机构开具结算凭据和市场主体间电费结算等有关要求。
第九章是信息披露。市场信息直接关系到市场交易主体经济利益。本章给出了信息分类标准及各类信息的定义,明确了各方在市场信息披露方面的责任及分工,规定了信息披露方式,明确了信息披露监管主体。
第十章是电力市场技术支持系统。本章明确了各方在技术支持系统建设方面的职责以及系统须具备的功能要求。
第十一章是市场风险防控。为防范现货市场存在的价格波动风险,提出了市场限价、市场力防范、交易保证金和预付费、市场力监测以及市场干预等风险防控措施。
第十二章是系统运行安全。强调了调度纪律,所有市场成员应服从调度指令;明确了发电机组检修管理的原则,防止企业通过检修停机操纵市场;赋予了调度机构紧急事故处理、暂时中止或变更交易计划的权利。
第十三章是附则。明确了《基本规则》的解释权及相应电力市场运营规则制定程序,对《基本规则》中出现的日前市场、日内市场、实时市场以及实物合同、差价合同等给出了定义和说明。
《基本规则》作为落实9号文及其配套文件精神的重要规则,承担着指导我国电力市场建设的重任,具有以下亮点:
一是充分衔接了发用电计划“双轨制”。从电量、电价形成方式看,有“计划电”和“市场电”之分。但从电力运行和电力商品特性看,很难保证机组一会儿发计划电、一会儿发市场电,也难以区别交流电网上流动的是什么性质的电。因此,电力市场必须能衔接好计划电和市场电。《基本规则》通过市场兜底,从以下两个方面衔接计划和市场。一是通过优先发电合同的方式固定了计划电,并根据日负荷预测曲线来分解优先发电合同电量,计划外的全部走市场;二是通过电量结算来分清楚计划电和市场电,计划电按照国家批复价结算,市场电按照市场价结算。
二是充分体现了交易规则的灵活性。《基本规则》给出了分散式和集中式两种模式,鼓励试点地区结合自身实际选择。采用分散式的,中长期交易合同以实物合同为主,但不排斥差价合同;可根据需要启动日内市场,辅助服务也可以逐步实现与日前电能量联合出清。采用集中式的,中长期交易合同以差价合同为主,但不排斥实物合同。
三是充分体现了“电力”特性。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济,发输变配用各环节瞬时完成,因而电力系统运行必须保证电力实时平衡,这些固有特点决定了电力是一种特殊的商品,其价格必然与发用双方在电网的位置、所在系统供需形势等密切相关。《基本规则》按照配套文件提出的电力市场总体要求,明确要求中长期交易合同必须有分时电力曲线、合同电量注入节点和流出节点等信息,并在日前市场开市前提前进行分解,然后通过现货市场调整发用电计划偏差或满足实际发用电需求,实现“电力”匹配。
现货市场在电力市场中的作用,就如同王冠上的明珠,个头不大但地位显赫。从国际经验来看,英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始,进入21世纪10多年来,电力市场日趋成熟。我国仅在华东区域电力市场进行过日前市场的实操,但总体上经验缺乏,需要选择合适的地区开展现货市场试点,总结完善、形成可复制的试点经验后再逐步推广,在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。
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