重庆电力中长期交易实施细则（暂行）：偏差率超过±3%的电量纳入偏差考核范围

第四章 交易品种、周期和方式

第二十条 交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务补偿（交易）机制等。

（一）电力直接交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户（含售电公司）经双边协商、集中竞价等方式达成的购售电交易。

（二）跨省跨区交易可以在具备跨省跨区交易组织能力的交易平台开展；跨省跨区电量中属政府间框架协议内电量按照优先发电合同执行。

经点对网专线向重庆市输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为重庆市市内发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入重庆市电力电量平衡，并按重庆市有关要求参与市场。

（三）合同电量转让交易是指发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间就存量合同开展的电量转让交易。主要包括基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。

发电企业之间以及电力用户之间可签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行市场化合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发（代用）部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报重庆电力交易中心备案。

第二十一条 电力中长期交易主要按照年度、季度、月度为周期开展。有特殊需求时，也可以按照其他周期开展交易，必要时还可开展临时交易或紧急支援交易。

第二十二条 电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式进行。

（一）双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。

（二）集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，重庆电力交易中心考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等。

（三）挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量及其价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第五章 价格机制

第二十三条 电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商、集中竞价等市场化方式形成，第三方不得干预。

第二十四条 电力市场化交易输配电价按价格主管部门核定的输配电价执行，相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。

第二十五条 跨省跨区交易输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第二十六条 双边协商交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易采用统一出清方式或根据双方申报价格确定；挂牌交易按挂牌价格确定。

集中竞价采用统一出清的，可根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应价格确定，或者根据最后一个交易匹配对申报价格的平均值确定；采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格。

第二十七条 合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。市内合同电量转让、回购以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。

第二十八条 参与电力直接交易的电力用户自参与之日起一个自然年内，暂不执行丰枯峰谷电价浮动；电力用户功率因数考核按有关规定执行。

第二十九条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价（含挂牌）交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，对市场主体报价价格设置上下限：

燃煤发电机组价格上（下）限=重庆电网燃煤发电机组标杆电价×（1±Kp）

Kp为限价系数，0＜Kp＜1。集中竞价前在交易平台上发布，现阶段暂定为0.15。

第六章 交易组织

第一节 交易时序安排

第三十条 开展年度交易时遵循以下顺序：

（一）每年年底，由重庆市经济和信息化委员会根据全市经济增长水平，预测次年电力供需情况，根据用户放开程度预测市场化电量规模。

（二）首先安排跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。

（三）其次安排市内优先发电。结合重庆市电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排优先发电。首先安排规划内的风电、太阳能、生物质发电、余热余压等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电，其次按照二类优先发电顺序合理安排。

（四）再次开展年度双边交易、年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，下同)。如年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可不开展年度集中竞价交易和挂牌交易。

（五）最后确定燃煤发电企业基数电量。根据重庆市年度发电预测情况，减去上述环节优先发电和年度市场化交易结果后，剩余发电需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。

（六）重庆电力交易中心在各类年度交易结束后，应根据安全校核后的结果，于12月底前将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价及挂牌直接交易合同、跨省跨区交易和合同电量转让交易结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果及分项交易结果。电力调度机构应合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第三十一条 年度交易开始前仍未确定优先发电的，电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。

第三十二条 开展季（月）度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到季（月）度的基础上，首先开展季（月）度双边交易，其次开展季（月）度集中竞价交易。如季（月）度双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展季（月）度集中竞价交易。

第三十三条 同一投资主体（含关联企业）控股的售电公司，全年市场化电量不得超过市场化总电量的30%（拥有配电网运营权的售电公司在其增量配电网营业区内的售电量除外），月度集中竞价交易申报电量不得超过月度集中竞价总电量的30%。

第二节 年度优先发电合同签订

第三十四条 根据确定的跨省跨区优先发电（含年度以上优先发电合同），相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同（含补充协议），约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省市优先发电计划并优先安排输电通道。

第三十五条 根据重庆市确定的市内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第三节 双边交易

第三十六条 每年11月前2个工作日（年度交易）、每季度末月前2个工作日（季度交易）、每月前2个工作日（月度交易）内，各发电企业向重庆电力交易中心报送分月发电能力及发电量上下限。

第三十七条 重庆电力交易中心在收到发电企业报送信息后的3个工作日内，应通过交易平台发布次年（季、月）度双边交易市场信息，包括但不限于：

（一）次年（季、月）度关键输电通道潮流极限情况；

（二）次年（季、月）度跨省跨区交易电量需求预测；

（三）次年（季、月）度市场化交易电量需求预测；

（四）次年（季、月）度各机组允许申报市场电量上限；

（五）次年（季、月）各燃煤发电机组可发电量上限及最小开机方式机组必发电量下限；

（六）次年（季、月）来水情况预测及水电发电量上下限；

（七）各市场主体分月已达成交易电量。

第三十八条 年（季、月）度双边交易主要开展市内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易（含跨省跨区合同转让交易，下同）。

第三十九条 重庆电力交易中心发布双边交易市场信息后，市场主体应在5个工作日内达成年（季、月）度双边协商交易意向，并通过技术支持系统向重庆电力交易中心提交意向性协议，年（季）度意向性协议应提供月度分解电量。

第四节 集中竞价交易

第四十条 每年12月中旬（年度交易）、每季度末月中旬（季度交易）、每月中旬（月度交易）重庆电力交易中心通过交易平台发布次年（季、月）度集中竞价市场相关信息，包括但不限于：

（一）开闭市时间、限价信息；

（二）次年（季、月）度关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备检修（包括机组）安排；

（三）次年（季、月）度集中竞价跨省跨区交易电量需求预测；

（四）次年（季、月）度集中竞价直接交易电量需求预测；

（五）次年（季、月）度各燃煤发电机组剩余可发电量上限及最小开机方式机组必发电量下限；

（六）次年（季、月）来水情况预计及水电发电量上下限；

（七）各市场主体分月已达成交易电量。

第四十一条 年（季、月）度集中竞价交易主要开展市内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市时间原则上不超过2个工作日。

第四十二条 年（季、月）度集中竞价交易采用交易双方分别申报交易电量和价格的形式。发电企业、电力用户和售电公司按照“价格优先、时间优先”原则确定成交，优先级相同时，按照申报电量等比例成交。

第四十三条 年（季、月）度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过交易平台申报年（季、月）度交易价格和分月电量计划。技术支持系统对申报数据进行确认，并以最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。

第四十四条 电力用户、售电公司报价形式为单调下降的“电量－电价”曲线，可包括一至三段水平线段，每段对应一个电量及电价。各段申报电量累计不超过可参与年（季、月）度集中竞争交易的申报电量上限。

电力用户各段申报电量之和不大于电力用户年（季、月）度最大生产所需用电量，售电公司各段申报电量之和不大于售电公司代理的电力用户年（季、月）度最大生产所需用电量扣除双边协商交易电量后的剩余电量。

发电企业报价形式为单调上升的“电量-电价”曲线，可包括一至三段水平线段，每段对应一个电量及电价。

发电企业年（季、月）度竞价交易各段申报电量之和不大于次年（季、月）度剩余发电量。次年（季、月）度剩余发电量=次年（季、月）度最大发电量-次年（季、月）度年度计划分解电量-次年（季、月）度双边协商交易分解电量。

第五节 挂牌交易

第四十五条 年（季、月）度集中交易期间，市场主体在规定时间内向重庆电力交易中心提出挂牌交易申请，重庆电力交易中心发布挂牌交易公告，市场主体在规定时间内通过交易技术支持系统摘牌。

第四十六条 达到挂牌交易上限后，电力交易平台关闭挂牌交易申报，参与挂牌交易的市场主体按照“时间优先”原则进行摘牌。

第四十七条 挂牌交易分电力用户（售电公司）挂牌交易和发电企业挂牌交易两种方式。市场主体在挂牌交易期间可以摘牌多笔挂牌电量。如果同一笔挂牌电量被多家摘牌，则按照摘牌申报时间依序形成交易合同，电力交易平台根据摘牌意愿即时滚动更新剩余交易空间。若摘牌时间相同，则按申报电量等比例依次分配交易电量。技术支持系统自动生成初始交易结果，由重庆电力交易中心向市场主体公布。

第六节 年度基数电量合同签订

第四十八条 燃煤发电企业基数电量安排应剔除市场发电容量，剔除容量=直接交易合同电量×（1+线损率）/（1-上一年度各燃煤发电企业综合厂用电率）÷（统调主力燃煤发电机组当年预测平均利用小时数×1.25）；剔除的发电容量不再参与年度基数电量安排。

第四十九条 根据基数电量安排，发电企业与电网企业在每年12月底前签订厂网间年度购售电合同（包括电子合同），约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第七节 合同电量转让交易

第五十条 拥有基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户（售电公司）可以按规定进行合同电量转让,但应符合以下要求:

（一）受让（出让）方应是获得市场准入资格的市场主体成员；

（二）受让方具有真实的需求和能力，同一部分受让电量原则上不允许多次转让；

（三）发电企业之间合同电量转让交易原则上应符合节能减排的要求。

第五十一条 转让合同周期可以为合同全周期，也可以为部分周期，但必须是月度以上。转让电量可以是交易全电量，也可以是部分电量。受让方应一并接受原交易合同附有的交易电量月度分解以及其它条件。

第五十二条 转让合同签订后，应及时提交重庆电力交易中心备案。重庆电力交易中心在收到转让合同后的第1个工作日将转让合同及原合同一并提交电力调度机构进行安全校核。电力调度机构在收到合同后的3个工作日内完成安全校核，并将安全校核结果及有关说明交重庆电力交易中心。重庆电力交易中心通过电力交易平台发布转让结果及有关说明。

第五十三条 合同电量转让交易原则上应早于次月分月计划执行前7个工作日完成。丰水期清洁能源合同转让交易应在月度结算日前5个工作日内完成转让。

第五十四条 签订电量互保协议的市场主体，应在互保协议启动后的3个工作日内通过技术支持系统签订电子合同。

第八节 临时交易与紧急支援交易

第五十五条 重庆市可与其他省（区、市）通过自主协商方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第五十六条 重庆电力交易中心应当事先与其它省市电力交易机构约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他事项，在电力供需不平衡时，由电力调度机构根据电网安全约束组织实施，并及时向重庆市电力管理和监管部门报告。