二是建立健全合同交易机制 。 通过合同转让、回购、置换等方式 ， 实现交易需求的再调整 ， 为市场主体提供合同灵活调整的市场化手段 ， 满足市场主体更加灵活的交易需求 ， 应对复杂多变的电力电量平衡形势 ， 减少执行偏差 。
三是建立责任偏差结算机制 。 细化执行偏差产生的原因 ， 遵循“谁违约、谁补偿”的原则 ， 由引起偏差的责任方按一定规则支付责任偏差费用补偿合同对方 ， 具体补偿力度可由交易双方在事前协商确定 ， 兼顾市场主体意愿和交易合同严肃性 ， 激励市场主体履约 。
四是持续放宽市场准入 。 我们在复函中强调 ， 要充分发挥电力中长期交易“压舱石”作用 ， 逐步引入电力用户、售电公司等多元主体 ， 加快构建和完善中长期、现货和辅助服务统筹协调的电力市场体系 。
问：修订后的《实施细则》如何促进市场交易规范性提升？
答：修订后的《实施细则》按照《基本规则》文件精神 ， 全面总结近3年来跨区跨省中长期市场运营的经验和问题 ， 结合去年专项监管发现问题的整改要求 ， 进一步健全市场机制、规范交易组织 ， 促进市场有序运营 。
一是规范交易组织 。 遵照《基本规则》丰富交易品种、优化交易组织、做好与现行政策规则衔接、提升市场运行规范性的修订原则 ， 重要思想及表述保持一致 ， 夯实《实施细则》规范性 。 例如 ， 跨区跨省优先发电合同纳入中长期合同管理范畴；新增的月内交易由按需开市向定期开市、滚动开市过渡；增加滚动撮合的交易方式等 。
二是强化市场信息披露 。 参照《电力现货市场信息披露管理办法（暂行）》（国能发监管〔2020〕56号）有关要求 ， 要求北京电力交易中心制定跨区跨省中长期市场信息发布办法 。 明确市场信息管理原则及责任划分 ， 规定信息披露的方式、违规处理和保密事宜；梳理形成市场运营机构及各类市场主体须披露的公众、公开、私有信息明细；增补交易机构每季度向国家能源局报送电力市场交易信息报告条款 。
三是加强市场监控和风险防控 。 按照《国家能源局印发的通知》（国能发监管〔2019〕70号）有关规定 ， 督促北京电力交易中心履行跨区跨省市场监控、风险防控等职责 ， 做好市场监控分析 。 当市场出现重大异常时 ， 北京电力交易中心要向各级政府有关部门和国家能源局派出机构及时报告 ， 并配合采取市场中止、干预措施 。
四是规范表述和措辞 。 重要用词与《基本规则》保持一致 ， 如“标杆上网电价”“标杆电价”修改为“基准电价” ， 取消“直接交易”“市场化交易电量分解”等不规范表述 ， 增加“清洁能源”“边际电价法”等名词的定义 ， 确保实施细则准确性、指导性 。
问：市场主体可通过哪些渠道了解《实施细则》？
答：目前 ， 我们已指导北京电力交易中心在电力交易平台、微信公众号上发布《实施细则》 。 下一步 ， 北京电力交易中心将会同各省电力交易中心常态化受理市场主体咨询业务 ， 并组织多种形式的宣贯培训 ， 帮助市场主体更好地理解交易规则 ， 共同促进跨区跨省中长期市场健康有序发展 。
（转自《中国电力报》）
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