契约精神是市场观念的核心价值，也是监管机构开展工作的基础。99号文的多项举措充分体现了市场的契约精神：一方面将完善规则作为监管工作开展的首要任务。99号文首先强调的就是，抓紧修订各地交易规则。要求“各派出机构要会同地方政府有关部门和市场管理委员会等单位抓紧组织修订各地电力中长期交易实施细则相关条款”。这一点旨在全面落实党中央国务院深化燃煤发电上网电价形成机制改革，改革将电价形成机制“放”给了市场，改革的目的是将市场交易定价机制代替传统的政府定价。但既有的市场规则并未考虑电网代理工商业用户从市场中购电，需要尽快完善调整，因此该项工作是当务之急、重中之重。另一方面监督市场主体遵守既有规则是市场得以正常运行的关键。尤其在能源保供时期，99号文强调各派出机构要加强电力中长期交易合同电量履约监管，不得发生未经送受双方协商一致，随意减送或终止送电的行为。99号文指出要通过加强市场交易秩序监管来增强各方遵守规则的意识，明确要求“电网企业和电力调度机构，电力交易机构及各类市场主体严格执行国家电价政策，遵守市场交易规则，完善交易组织流程，强化安全校核，及时足额结算电费，规范组织开展市场化交易”。事实上，只有充分重视对市场主体和市场成员遵守规则的行为进行监管，才能树立市场规则的权威，实现良好的市场秩序。

         针对目前电力供应紧张的形势以及2021年可能发生“双拉尼娜”现象等情况，99号文要求有效发挥紧急状态下的跨省跨区应急调度作用，给予了电力调度机构相应的授权，允许电力调度机构在没有交易结果（中长期合同或省间现货交易结果）的情况下，直接根据送受两端电网平衡情况安排机组启停和跨省跨区送电，但这并不是否定市场机制对电力电量平衡的决定性作用。其实，电力应急调度并不是计划体制下特有的保证电力电量平衡的措施。在电力市场化发展成熟的国家，当发生电力电量平衡困难的时候，在所有交易完成之后，也存在应急调度的情况。由于国外排序在应急调度之后的措施就是限电，应急调度不成功就意味着用户限电，所以结算价格采用联网系统里各个电力现货市场该时刻最高价格作为事后结算价格，事后采用超高电价进行结算也成为应急调度在国外的主要特征。由于国内长期执行计划调度体制，应急的概念被泛化，并且将可再生能源消纳也列为应急范畴，产生了诸多“麻烦”。99号文在国内第一次明确提出应急调度的目的是“保安全、保平衡”，启动的前置条件是“市场化交易手段（中长期交易、现货交易、省间现货交易、辅助服务交易）均已用尽仍未完全解决问题”，定价机制为“按相应时段的相关市场交易价格高价结算”。99号文还强调了应急调度“不是脱缰的野马”：一是要求电力调度机构事前明确“启动的边界条件和具体标准”，二是要求电力调度机构事中“做好原因和实施情况记录”，三是要求电力调度机构事后一方面“向送受两端相关市场主体披露详细原因、实施启动终止时间”，另一方面要求“向国家能源局派出机构和地方政府有关部门书面报告事件经过、信息披露等情况”。99号文通过授权和监管统筹，实现了市场环境下，既能让电力调度机构合理行使维护电力系统安全运行的职责，又在目前最大限度下限制了电力调度机构自由裁量权，利于主要依靠市场机制实现电力电量的平衡和系统安全。

         一般来说，提起电力保供，通常想到的是发电企业多发、满发，电网企业保证电网可靠、电力调度机构精细调度，保供工作的重点也一般集中在这三个领域。99号文除了强调重点，也关注了并网燃煤自备厂和对拥有自备电厂用户的监管。我国以煤炭为主要燃料的自备电厂占我国燃煤发电总装机的10%，超过了一亿千瓦。并网自备电厂分为通过用户与公网相连和直接通过公网上网两类，长期以来自备电厂在承担社会责任方面处于“灯下黑”状态。燃料价格低、供应宽松的时期，自备电厂多发满发，甚至不断要求“余电上网”，但是在燃料高企、煤电价格倒挂的时期，大量自备电厂往往放弃承担责任，存在降低功率甚至直接停机的现象，拥有自备电厂的用户大量采购公网电量，形成了原来自平衡为主的有源负荷，争抢无源负荷供应能力的局面，尤其在极端天气情况下，给电力保供制造了一定困难。因此，99号文要求在能源保供期间，自备电厂的生产能力应当不低于供应宽松时期，具体要求是“能源保供期间燃煤自备电厂机组开机时间不得低于前三年平均利用小时”；“拥有自备电厂的企业从电网购电量不得超过前三年平均购电量”；启动有序用电或需求侧响应期间“原来反送电网或未从电网购电的，不得从电网购电；原来从电网购电的，不得超过自备机组正常启动时历史下网最小电力值”。

        15年来，监管机构在国内建立了具有市场特点的辅助服务补偿机制，同步建立了并网发电厂运行管理制度。99号文在继续强调运用市场化价格机制引导市场主体主动提供辅助服务，充分发挥市场配置资源、调剂余缺作用的基础上，尝试求新求变。一方面表现在调整非计划停运考核规则上，现货地区由于发电企业背负着与用户同周期同时段（或带曲线）的中长期交易合同，即发电企业要按照合同约定提供用户同时段所需的电量，发用双方的发用电功率平衡责任是绑定的（发电企业可以选择自己生产或者从现货市场采购足额的分时段电量），因此越是紧缺发电企业越是会“咬牙”开机（此时从市场上购买高价现货的损失大于自己生产兑付合同），这是山西现货市场连续试结算后一直未出现限电并能大幅支援其他省的根本原因。但是对于非现货地区，由于发用双方签订的合同没有体现发用双方的平衡责任，电力调度机构也不需要按照发用双方的约定分时段对应执行合同，甚至部分地区月度发电计划可以跨月滚动，在煤价较高的时期，部分亏损的电源只要接受一次非停考核（一般损失三天的收益）即可停机等待煤价回落，按照年度滚动完成合同电量即可。这样就造成了大面积非停比高价购煤发电更为经济的事实。针对这一问题，99号文提出“能源保供期间非计划停运机组可以实行原标准2-5倍的考核力度”，一定程度推高了非停成本，有助于“抑制机组随意非计划停运”。另一方面要求各派出机构尽快明确用户参与辅助服务费用形成机制，推动辅助服务成本向用户疏导。这标志着历时15年基于核定电价的发电企业内部辅助服务补偿机制的终结，辅助服务最终的受益者用户开始承担起其本应承担的义务。必须要指出的是，在核定电价的时代，核定的综合电价可以认为包含了辅助服务成本这个分量，但是在市场化后，由于批发侧市场价格细分为电能量价格、容量价格和辅助服务价格，电能量交易形成的价格已经不再包含辅助服务成本，疏导正当其时。

         近期随着深化燃煤发电上网电价形成机制改革的推进，各地代理购电制度逐步落地。电网企业代理购电过程中，近中期仍然是市场中最大的单一代理买家，市场主体普遍存在对其市场势力过大的担心；对其手中保留的“保价保量”电源心存疑虑，担心第三监管周期后低价的“保价保量”电源影响工商业用户直接进入市场；代理购电对应的用户也担心，会出现差别化执行代理购电价格的情况。针对这些市场中的不安情绪，99号文一方面要求各派出机构在监管工作中，要会同地方政府有关部门和市场管理委员会等机构抓紧研究开展针对代理购电的监管工作，尤其是要将重点放在电网代理购电参加统一规则的市场交易、信息公开、电费结算和代理购电服务质量等关键内容和环节上，并且强调积极推动工商业用户直接参与电力市场交易，不断缩小代理购电范围。另一方面要求监管工作侧重于电网企业规范代理购电行为和方式流程，尤其要求监管工作要保证代理购电严格执行“市场交易规则和价格机制”，以维持良好的市场秩序，最大程度消除市场疑虑。

         推进市场建设和查处市场违规，永远是监管工作的主题，99号文也不例外。一方面，99号文再次强调优化交易组织执行，要求交易机构根据供需形式变化和市场主体诉求，增加交易品种、缩短交易周期、提高交易频次，为市场主体增设短期调整交易量的市场渠道，这是国内首次提到交易机构根据市场主体诉求更改调整规则的说法，标志着市场是市场主体的概念开始确立；对于跨省跨区交易送电价格暂时无法达成一致的，可按临时电价先结算再清算；对于保供期间，存量合同的执行问题，提出了鼓励市场主体通过合同转让、回购、置换等方式调整仓位，减少电量偏差。另一方面，顺应改革发展阶段的要求，99号文加大了对专场交易监管的要求，明确提出“纠正以降级为目的的专场交易、设置不合理准入门槛、不当干预市场、限制市场竞争的行为”，要求“依法查处违规行为，配合地方政府有关部门严肃查处市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为”，同时提出，充分发挥12398能源监管热线作用，做好投诉举报处理工作。

         综上可以看出，99号文是电力监管机构主动作为、主动担当的重要文件。按照国家规定，电力监管机构承担着监管电力市场运行、规范电力市场秩序、监督检查有关电价、拟订各项电力辅助服务价格、研究提出电力普遍服务政策的建议并监督实施、负责电力行政执法的职能。在以往的工作中，电力监管机构特别是电力监管机构中的市场监管部门，很少在电力应急工作中发声。出现这种情况的原因主要是我国长期以来的电力电量平衡方式采用由上而下的计划体制。随着2015年新一轮电改的推进，尤其是2021年深化燃煤机组价格形成机制改革的推进，市场化的方向越来越明晰，电力电量的平衡方式也从完全的计划机制向市场机制转变，这种转变也将会逐渐体现在监管机构和市场机制会在应急工作中逐步发挥作用。99号文的相关要求和规定，就已经体现了监管机构开始主动担当相关责任，以及主动担当深化燃煤发电上网电价市场化改革政策的部分落实任务。