全文｜广东电力市场中长期交易实施细则（征求意见稿）-第2页-北极星售电网

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(二)合约周期

合约的起止时间，以日历日为基本单位。

(三)合约电量

合约周期内交易的总电量。合约电量的确认方式包括场外双边协商、集中竞争交易、挂牌交易、基数合约交易等形式。

(四)分解曲线

根据分解曲线的比例特性，将合约电量在合约期内全部分解至每日分时电量。

(五)交易价格。合约电量的成交价格，采用绝对电能价格形式。现阶段，单份合约有且仅有一个交易价格，市场条件成熟后，允许市场主体根据交易时段设定多个交易价格。

(六)结算参考点。合约电量结算的唯一节点，该节点的日前电能量市场价格作为中长期交易合约差价结算的依据。现阶段中长期交易合约的结算节点均选取为统一结算点，市场成熟后，允许市场主体自行选择结算节点。

6.3. 合约分解曲线

合约分解曲线包括自定义分解曲线和常用分解曲线两类。

6.3.1. 自定义分解曲线

自定义分解曲线由市场主体自主提出，将合约电量分解至分时电量，通过双边协商或挂牌交易成交确定。

6.3.2. 常用分解曲线

常用分解曲线包括年度、月度、周常用分解曲线，由交易中心会同调度机构根据广东电网统调负荷特性制定发布。

(一)基础数据准备

1.年度分月电量比例(Y)：根据上一年统调电力电量历史数据确定年度分月电量比例。

2.日电量比例(M)：根据上一年统调日电量历史数据确定工作日、周六、周日、节假日四类常用日的电量比例。

3.用日分时电量曲线(D)有三种形式：

峰平谷曲线 D1：将一日划分为峰段、平段和谷段，根据统调历史负荷确定峰、平、谷三段负荷比例，将日电量分解为 24 小时电量曲线。

全天平均曲线 D2：将日电量平均分解为 24 小时电量曲线。

高峰时段曲线 D3：将日电量平均分解至每日峰段，平段、谷段为零，形成 24 小时电量曲线。

(二)常用分解曲线计算方法

年度常用分解曲线：根据统调历史负荷确定年度分月电量比例(Y)和月度分日比例(M)，将年度电量分解至分月、分日电量，再按日常用分解曲线(D1、D2 或 D3)，将日电量分解为 24 小时电量曲线，即年度常用分解曲线包括Y+M+D1、Y+M+D2、Y+M+D3 三种形式。

月度常用分解曲线：按照月度分日比例(M)，将月度合约电量分解至日电量，再按日常用分解曲线(D1、D2 或D3)，将日电量分解为 24 小时电量曲线，即月度常用分解曲线有 M+D1、M+D2、M+D3 三种形式。

周常用分解曲线：按照月度分日比例(M)，将周电量分解至日电量，再按日常用分解曲线(D1、D2 或 D3)，将日电量分解为 24 小时电量曲线，即周常用分解曲线包括M+D1、M+D2、M+D3 三种形式

6.4. 中长期交易约束

6.4.1. 交易价格约束

(一)成交价格约束

综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，对双边协商交易、挂牌交易、集中竞争交易、基数合约交易设置市场成交价格上下限，由市场管理委员会提出建议，经能源监管机构和政府部门同意后执行。

(二)申报价格约束

对集中竞争交易的申报价格设置上下限，由市场管理委员会提出建议，经能源监管机构和政府部门同意后执行。具体如下：

1.对于交易标的首个交易日，市场主体申报价格上下限计算公式如下：

申报价格上限=交易标的首日指导价×(1+U%)申报价格下限=交易标的首日指导价×(1-U%)

交易标的首日指导价由市场管理委员会提出建议，经政府主管部门及能源监管机构批准后执行。

2.对于交易标的的正常交易日，市场主体申报价格上下限计算公式如下：

申报价格上限=交易标的上一交易日有效综合价格×(1+U%)

申报价格下限=交易标的上一交易日有效综合价格×(1-U%)

当交易标的上一交易日不存在有效综合价格时，选取交易标的历史交易日中最新的有效综合价格。当交易标的不存在有效综合价格时，以交易标的首日指导价作为综合价格。

(三)综合价格计算

综合价格按以下公式计算：

综合价格=((集合竞价阶段成交电量×集合竞价阶段出清价格)+Σ(连续竞价阶段成交电量×连续竞价阶段成交价格))/(集合竞价阶段成交电量+连续竞价阶段成交电量)对于任一集中竞争交易标的，单个交易日成交市场主体数量不足 10 家或成交交易笔数少于 10 笔的，该标的当日综合价格认定为无效。

6.4.2. 月度净合约量约束

(一)月度净合约量

月度净合约量是指单个市场主体交易标的月合约电量的代数和。对单个标的月，其月度净合约量计算公式如下：

发电侧标的月净合约量=标的月基数合约电量(计划)+累计卖出标的月基数合约电量-累计买入标的月基数合约电量+累计卖出标的月市场合约电量-累计买入标的月市场合约电量;

用户侧标的月净合约量=累计买入标的月市场合约电量-累计卖出标的月市场合约电量。

(二)月度净合约量约束

市场主体的月度净合约量约束根据发电能力和用电需求情况计算确定。

1.发电侧月度净合约量上限

根据机组装机容量确定净合约量上限，具体计算方法如下：

发电机组月度净合约量上限=发电机组装机容量×月度可用发电小时数×调整系数 f0其中，月度可用发电小时数按机组类型发布，以交易通知为准;f0 为调整系数，由市场管理委员会提出建议，经政府主管部门及能源监管机构批准后执行。

2.用户侧月度净合约量上限

批发用户根据历史实用电量确定净合约量上限，售电公司历史实用电量为其所代理用户实用电量之和。没有历史用电量数据的电量用户根据其报装容量，参考同类型用户用电情况，确定上限计算所需的电量数据。

根据批发用户或售电公司所代理用户的历史同期月份实用电量(有自备电厂的，按实际用网电量计算)，参考下表确定其净合约量上限：

单位：kWh

f1 为调整系数，由市场管理委员会提出建议，经政府主管部门及能源监管机构批准后执行。

3.净合约量下限发电侧、用户侧净合约量下限均为零。

4.净合约量上限计算与调整

交易中心根据交易开展情况，定期计算发布市场主体月度净合约电量上限。对已发布的净合约电量上限，交易中心每年 6 月底、12 月底根据售电公司与用户最新的代理关系进行重新计算并发布。因净合约量上限调整，导致市场主体已持有月度合约量超过月度净合约量上限时，由交易中心负责通知市场主体在规定时间内处理。交易中心有权对异常的代理关系变更及其所产生的合约进行监视，报能源监管机构和政府主管部门批准后，对异常情况进行市场干预。

其他因生产实际情况确需调整交易上限的，由市场主体向能源监管机构和政府部门提出申请，经批复后报交易中心备案并执行。

6.4.3. 月度累计交易量约束

(一)月度累计交易量

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