为贯彻落实加快建设全国统一电力市场的要求，积极稳妥推进西藏电力市场建设，规范电力中长期市场交易行为，依法保护市场经营主体的合法权益，维护电力市场统一、开放、竞争、有序的运行秩序，依据《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）、《电力市场运行基本规则》（国家发展和改革委员会令2024年第20号）、《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）等文件及有关法律法规，华中能源监管局会同政府有关主管部门，组织对《西藏自治区电力中长期交易实施细则》（华中监能市场规〔2025〕117号）进行了修订，形成《西藏自治区电力中长期交易实施细则》（华中监能市场〔2026〕33号，以下简称《细则》）。现就有关内容解读如下：

一、出台背景

2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），为中长期市场建设提供了新的指导标准。为贯彻落实国家基本规则精神，华中能源监管局会同西藏自治区发展和改革委员会、自治区能源局，组织市场运营机构制定了本《细则》。《细则》在广泛征求社会公众及相关经营主体意见的基础上，经西藏电力市场管理委员会审议通过后印发实施。

《细则》既注重与国家基本规则有效衔接，从交易组织模式、电费结算原则、市场风险防控等方面进行系统优化；又充分结合西藏电力市场发展实际，从水电和新能源的计划电量与市场化电量规模平衡、输配电价政策实施前后交易机制衔接等方面进行统筹设计，旨在以积极稳妥的方式，构建统一开放、竞争有序、安全高效、风险可控的省级电力中长期市场，逐步推动西藏电力市场融入全国统一电力市场。

二、主要内容

与117号文相比，本次修订结合西藏实际，从明确权利与义务、规范用户入市、新增交易品种、完善价格机制、细化交易组织流程、明确省内省间市场衔接要求、建立电力用户增量交易机制、优化计量与结算原则等八个方面进行补充完善。

（一）明确权利与义务

按照《基本规则》要求，对各市场成员的权利与义务分别阐述：权利方面，售电公司新增“获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息”的权利，新型主体新增“获得签约分散资源的相关信息”的权利，电网企业新增“对于逾期仍未全额付款的售电公司，向电力交易机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请”的权利等；义务方面，售电公司新增“在交易平台上公示其向电力用户提供的所有零售套餐”的义务，电网企业新增“保障输变电设备正常运行，建设、运行、维护和管理电网相关配套系统，服从电力调度机构的统一调度”的义务等。

（二）规范用户入市

优化新增户号入市要求，将入市时间从“新装本月”调整为“新装次月”。明确参与交易用电户号清单梳理职责及确认方式，要求电网企业每月汇总已参与市场化交易用户符合入市条件的用电户号清单，并在月末倒数第5个工作日在电力交易平台以特定信息向电力用户披露，电力用户可在2个工作日内向电网企业提出异议，逾期视为无异议。

（三）新增交易品种

结合市场发展需要，在原有集中竞价交易及挂牌交易基础上，新增“滚动撮合交易”，推动西藏电力中长期交易逐步向常态化开市发展，及时满足购售电主体交易需求。

（四）完善价格机制

明确中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。修订完善市场交易价格浮动范围相关限制，为避免市场操纵及恶性竞争，由政府价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构对申报价格和出清价格设置上、下限，电力市场管理委员会、相关经营主体可提出建议。

（五）细化交易组织流程

一是明确交易日历印发频次。将交易日历发布频次由年加密至月，进一步满足经营主体灵活交易需求。

二是优化交易公告发布提前时间。明确年度与月度交易应分别提前3个、1个工作日发布交易公告，缩短不定期开市的交易公告发布时间至3个工作日，为进一步加密交易频次做好准备。

三是缩短电网代理购电用户直接参与市场等待时间。将代理购电用户选择参与批发或零售市场的窗口从每季度缩短至每月。

四是明确交易校核削减原则。结合西藏实际，对于双边协商交易，按照时间优先原则逆序削减，时间相同时，按照等比例原则削减；对于集中交易，按照等比例原则进行削减。已成交并发布的交易结果不得削减。

（六）明确省内省间市场衔接要求

明确区域与省级运营机构在交易组织时序、交易校核、电费结算等方面的协同机制，推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，实现“一个平台申报、披露，省内省间平台共享”；规范发电企业同时参与省间、区内交易时交易限额的计算方式。

（七）建立电力用户增量交易机制

充分考虑电力用户因实际生产、设备检修等情况导致用电需求发生变化，补充经营主体交易电量达到上限后的处理方式：其他因生产实际情况确需调整交易电量上限的，由有关经营主体向电力交易机构提出申请，交易机构组织电力调度机构、电网企业等相关单位，进行核实、公示、备案后执行。具体申请条件、执行标准、工作流程，经电力市场管理委员会审议后实施。

（八）优化计量与结算原则

一是新增计量设备分时采集能力相关要求。电网企业应当为参与市场的发电企业、电力用户计量点配置符合国家标准的计量装置，满足电力分时段中长期交易及未来电力现货市场对计量数据的采集频次、成功率和存储等要求，为下一步开展带曲线交易、分时段结算奠定基础。

二是完善发电侧结算原则。考虑到未进入商业运营机组取得发电业务许可证后可参与市场交易，明确未进入商业运营且未参与交易发电主体按照调试期电量价格结算，其他发电主体按照“照付不议、偏差结算”原则进行结算。

三是修改完善不平衡电费清算方式。补充跨省跨区市场化合同电量与实际执行电量不一致造成的差额电量电费清算原则，并同步修改完善区内市场化差额电量电费清算公式。

四是调整差错退补追诉期。将用户侧差错退补追溯期由6个月调整为12个月，与《电力市场计量与结算基本规则》要求保持一致。

《细则》印发后，华中能源监管局将会同西藏自治区政府有关主管部门，组织市场运营机构进一步细化交易组织、电费结算有关操作流程，升级技术支持系统；密切跟踪《细则》执行情况，深化数字化监管功能应用开发，常态化开展监测分析，着力提升市场运行质效；充分发挥电力市场管理委员会的议事协商平台作用，结合市场运行发现的重难点问题，及时组织研讨、优化规则，共同维护良好的电力市场秩序，助力西藏能源高质量发展。