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重庆市电力中长期交易规则（现货）
（征求意见稿）
第一章 总则
第一条 为规范重庆市电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保障电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其配套文件、《国家发展改革委国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889 号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129 号）、《关于印发<重庆市电力中长期交易规则>的通知》（华中监能市场〔2022〕217 号）等文件和有关法律、法规规定，结合重庆实际，制定本规则。
第二条 本规则适用于重庆市电力现货市场环境下的中长期电能量交易。
第三条 现阶段中长期交易的市场主体主要包括：符合市场准入条件且在电力交易机构注册的发电企业、电力用户、售电公司等。随着电力市场发展，适时引入储能企业、虚拟电厂等新型市场主体。
第四条 本规则所称电力中长期交易是指市场主体通过双
边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、月、周、多日等日前以上电力批发交易。
第五条 执行政府定价的优先发电电量视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同；电网企业代理购电，与发电企业签订市场化交易合同。相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴，其执行和结算均须遵守本规则。
第六条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体合法权益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第七条 国家能源局华中监管局（以下简称“华中能源监管局”）、重庆市经济和信息化委员会、重庆市能源局根据职能依法履行重庆市电力中长期交易监管职责。
第二章 基本原则
第八条 电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
第九条 根据交易组织方式不同，电能量交易包括双边协商交易、集中交易。
第十条 双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易合约周期、合约电量、交易价格、分解曲线等要素,形成双边协商意向协议，在交易时间内通过电力交易平台进行申报和确认，并经交易校核后形成的交易。
第十一条 集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂
牌交易和竞拍等形式。
集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。
滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。
挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和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。
竞拍交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体通过电力交易平台进行公开竞价。
第十二条 发电企业以法人单位、机组为交易单元参与中长期交易，以各交易品种要求为准。
第十三条 售电公司和批发用户以法人单位为交易单元参与市场交易，非独立法人的批发用户经法人单位授权，可作为交易单元参与市场交易。
第十四条 合约的起止时间，以日历日为基本单位。
第十五条 合约电量为中长期合约周期内交易的总电量。 第十六条 根据曲线分解原则，将合约电量全部分解至合约
期内每日分时电量。
第十七条 合约电量的成交价格，采用绝对价格形式。
第十八条 合约分解曲线包括自定义分解曲线和常用分解曲线两类。
第十九条 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，通过双边协商或集中交易成交确定。常用分解曲线包括年度分月、分日、日分时常用分解曲线，根据重庆电网系统负荷特性制定，并于交易前发布。
第二十条 常用分解曲线比例
1.年度分月电量比例（Y）：根据上一年或多年统调电力电量历史数据确定年度分月电量比例。
2.分日电量比例（M）：根据上一年或多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.日分时电量曲线（D）有五种形式：
峰平谷曲线 D1：将日电量按照峰谷分时负荷比例分解为分时曲线。
全天平均曲线 D2：将日电量平均分解为分时曲线。
峰时段曲线 D3：将日电量平均分解至每日峰段，其他时段为零，形成分时曲线。
平段曲线 D4：将日电量平均分解至每日平段，其他时段为零，形成分时曲线。
谷时段曲线 D5：将日电量平均分解至每日谷段，其他时段为零，形成分时曲线。
初期每日分时曲线分解至 24 小时，市场条件成熟时分解至
96 点。
第二十一条 常用分解曲线计算方法
（ 一） 年度常用分解曲线包括 Y+M+D1 、Y+M+D2 、 Y+M+D3、Y+M+D4、Y+M+D5 等形式，用于年度市场合约电量的分解：按照年度分月电量比例（Y）和分日电量比例（M），将年度市场合约电量转换为分日电量，再按日分时电量比例（D），将分日电量转换为分时电量。
（二）月度（含月内、多日）常用分解曲线包括 M+D1、 M+D2、M+D3、M+D4、M+D5 等形式，用于月度（含月内、多日）市场合约电量的分解：按照分日电量比例（M），将月度（含月内、多日）市场合约电量转换为分日电量，再按日分时电量比例（D），将分日电量转换为分时电量。
第三章 中长期交易约束
第二十二条 综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可对市场交易设置申报价格上下限，由市场管理委员会提出建议，经华中能源监管局、重庆市经信委同意后执行，应当避免不当干预。
第二十三条 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。
第二十四条 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。
其中，月度可用发电小时数由电力调度机构提供，通过交易平台发布。
2.用电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零售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），确定其净合约量上限。
净合约电量上限=上一年同期月份实际用电量×f1
f1 为调节系数，由市场管理委员会按年提出建议，经华中能源监管局、重庆市经信委审定后执行。
3.发电侧、用电侧净合约量下限均为零。
4.净合约量上限计算与调整
电力交易机构根据交易开展情况，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，电力交易机构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，由电力交易机构负责通知市场主体在规定时间内处理。电力交易机构有权对异常的代理关系变更及其所产生的合约
进行监视，报华中能源监管局、重庆市经信委审定后，对异常情况进行市场干预。
第二十五条 其他因生产实际情况确需调整交易上限的，由市场主体向华中能源监管局、重庆市经信委提出申请，经批复后报电力交易机构备案并执行。
第二十六条 月度累计交易量
月度累计交易量是指单个市场主体买入和卖出标的月合约电量的绝对值之和。
第二十七条 月度累计交易量约束
（一）月度累计交易量上限
对市场主体月度累计交易量设置上限。月度累计交易量上限根据月度净合约量上限确定，计算方法如下：
月度累计交易量上限=月度净合约量上限×f2
f2 为调整系数，由市场管理委员会按年提出建议，经华中能源监管局、重庆市经信委审定后执行。
（二）月度累计交易量上限计算与调整
电力交易机构根据交易开展情况，定期计算发布市场主体月度累计交易量上限。原则上，售电公司与用户代理关系每月底更新计算一次，并同步调整已发布市场主体月度累计交易量上限。其他特殊情况需调整交易上限的，由市场主体向电力交易机构提出申请，经华中能源监管局、重庆市经信委确认后备案并执行。
第二十八条 基本要求
1.市场主体在交易电量约束范围内参与中长期市场交易。其中可申报电量额度按交易标的分别计算。
2.市场主体的可申报电量额度根据其月度净合约量上下限、月度累计交易量上限、保函有效额度、与资产总额相应的售电量额度及历史交易情况计算得到，由电力交易机构计算发布。已申报未成交电量视同已成交电量纳入可申报电量计算，交易结束后根据交易结果更新。
3.月以内合约电量须满足月度交易电量约束，月以上合约须满足合约期内各月交易电量约束。
4.同一市场主体在同一次交易中只可进行买入或卖出交易，不可同时进行买入和卖出交易。
5.当日成交电量，下一交易日方可交易。
6.中长期交易实行大额申报制度。单个交易日内，市场主体任一月度净合约量减少值不得超过该月净合约量上限的 30%。确有需要的，需提前三个工作日向电力交易机构进行大额交易申报，对交易需求情况进行说明，经审批通过后开展交易。
第二十九条 可申报交易电量额度
市场主体参加双边协商交易、集中交易时，月内可申报电量额度计算公式如下：
发电侧可申报卖出电量额度=min{（月度净合约量上限-本交
易日前持有月度净合约量-本交易日申报卖出月内合约电量）（, 月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}
发电侧可申报买入电量额度=min{（本交易日前持有月度净
合约量-本交易日申报买入月内合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}
第三十条 用电侧可申报买入电量额度=min{(月度净合约量上限-本交易日前持有月度净合约量-本交易日申报买入月内合约电量），（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}
用电侧可申报卖出电量额度=min{（本交易日前持有月度净合约量-本交易日申报卖出月内合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}
第四章 双边协商交易
第三十一条 交易要求
（一）双边协商交易可以在年度、月度和月内（多日）开展。月内双边协商交易最小合同周期为一日，交易标的为交易日 2 天以后开始的市场合同电量。双边协商交易分解曲线可采用市场成员申报的自定义分解曲线，也可以采用交易前发布的常用分解曲线。
（二）双边协商交易申报应包括交易周期、交易电量、交易价格、电力曲线等要素。
（三）月度双边协商交易的交易电量应满足月度双方交易电量约束。交易价格采用绝对价格形式，且不得超过交易价格约束。
（四）年度双边协商交易允许交易双方建立固定价格或“基准电价＋浮动机制”。
第三十二条 交易前信息发布
电力交易机构在交易平台发布交易公告，包括但不限于：交
易规模、交易方式、交易时间安排、出清方式等信息。
电力调度机构需要配合发布相应的检修计划、设备限额、线路断面潮流限额、必开必停机组组合和发电量要求等电网运行信息。
第三十三条 交易申报
各市场主体根据交易公告，依据双方协商达成交易意向，开展双边协商交易申报，可以申报自定义分解曲线，也可以选择交易前发布的常用分解曲线。年度双边协商交易最小交易周期为一年，月度双边协商交易最小交易周期为一月，月内双边协商交易最小交易周期为一日。
市场初期，协商交易市场主体提供的每日电力曲线相同，原则上每笔交易仅一个交易价格。市场条件成熟后，双边协商可考虑市场成员根据用电需求每日申报不同曲线，根据不同时段申报不同交易价格。
第三十四条 交易确认
完成申报后，购售双方进入平台对交易意向进行确认，合同双方应于合同起始日基础上至少提前 3 个工作日完成合同提交与确认。
第三十五条 交易校核
双边协商交易结果提交至电力交易机构进行交易校核，形成有约束交易结果。交易校核不通过，电力交易机构发布调减结果、原因和交易结果。
第三十六条 结果发布
电力交易机构通过电力交易平台，按照“交易公告+交易承诺书+电子交易单”的方式，发布有约束的双边协商交易结果，并作为结算依据。发布内容包括但不限于：各市场主体达成的交易结果；交易校核情况、电量调减有关信息和简要原因。
第五章 集中竞价交易
第三十七条 交易要求
（1）集中竞价交易可以在年度、月度和月内（多日）开展。
（2）集中竞价合同内容应包括交易周期、交易电量、交易价格、电力曲线等要素。
（3）集中竞价交易的申报电量应满足交易电量约束。申报价格采用绝对价格形式，不得超过交易价格约束。
第三十八条 交易前信息发布
电力交易机构在交易前发布交易公告，包括：准入的市场主体、交易时间安排、交易品种、交易起止时间、交易约束信息、典型曲线等。
电力调度机构需要配合发布相应的检修计划、设备限额、线路断面潮流限额等电网运行信息。
第三十九条 交易申报
交易公告发布后，交易双方在申报截止时间之前完成电量、电价的申报，允许市场成员根据各自生产需求申报购售电曲线，不同时段允许申报不同价格。
第四十条 交易出清
交易申报结束后，电力交易机构通过电力交易平台按照设定
的交易规则进行交易出清，购方按照价格从高到低排序，售方按照价格从低到高排序，按照价格优先、申报时间优先、发电机组容量优先原则，进行高低匹配或者统一边际出清，形成无约束交易结果。当上述条件均一致时，按照申报份额比例分摊。
第四十一条 交易校核
集中竞价无约束交易结果经电力交易机构交易校核后，形成有约束交易结果。
交易校核不通过，电力交易机构发布调减结果、原因和交易结果。
第四十二条 结果发布
电力交易机构通过电力交易平台发布集中竞价交易正式结果。集中竞价交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。
第六章 滚动撮合交易
第四十三条 交易要求
（1）滚动撮合交易可以在年度、月度和月内（多日）开展。
（2）滚动撮合交易合同内容应包括交易周期、交易电量、交易价格、电力曲线等要素。
（3）滚动撮合交易的申报电量应满足交易电量约束。申报价格采用绝对价格形式，不得超过交易价格约束。
第四十四条 交易前信息发布
电力交易机构在交易前发布交易公告，包括：准入的市场主体、交易时间安排、交易品种、交易起止时间、交易约束信息、
典型曲线等。
电力调度机构需要根据系统运行情况及时发布最新的设备限额、线路断面潮流限额等电网运行信息。
第四十五条 交易申报
滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，交易系统按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交，采用常用分解曲线，经交易校核通过后生效。
第四十六条 交易出清
滚动撮合交易按照交易系统按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交，采用常用分解曲线，经交易校核通过后生效。
第四十七条 交易校核
无约束交易结果经电力交易机构交易校核后，形成有约束交易结果。
交易校核不通过，电力交易机构发布调减结果、原因和交易结果。
第四十八条 结果发布
电力交易机构通过电力交易平台发布集中竞价交易正式结果。集中竞价交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。
第七章 挂牌交易
第四十九条 交易要求
（1）挂牌交易可以在年度、月度和月内（多日）开展。
（2）挂牌交易合同内容应包括交易周期、交易电量、交易价格、电力曲线等要素。
（3）挂牌交易的申报电量应满足交易电量约束。申报价格采用绝对价格形式，不得超过交易价格约束。
第五十条 交易前信息发布
电力交易机构在交易前发布交易公告，包括：准入的市场主体、交易时间安排、交易品种、交易起止时间、交易约束信息、典型曲线等。
电力调度机构需要根据系统运行情况及时发布最新的设备限额、线路断面潮流限额等电网运行信息。
第五十一条 交易申报
购方、售方均可以通过电力交易平台申报挂牌交易，也都可以根据挂牌情况和自身需求在交易平台摘牌。如果交易双方申报数据满足出清条件，平台按规则自动出清，形成无约束交易结果。
挂牌交易可考虑市场主体不同时段申报不同价格。第五十二条 交易出清
挂牌交易按照时间优先的原则进行摘牌，在同时摘牌并且摘牌总电量规模超挂牌电量规模的情况下，按照摘牌电量等比例分配。
第五十三条 交易校核
无约束交易结果经电力交易机构交易校核后，形成有约束交易结果。
交易校核不通过，电力交易机构发布调减结果、原因和交易
结果。
第五十四条 结果发布
电力交易机构通过电力交易平台发布集中竞价交易正式结果。集中竞价交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。
第八章 电网企业代购电交易
第五十五条 电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方式，作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格继续按市内当月月度集中竞价交易加权平均价确定。
第五十六条 电网企业定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，应考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测分时段用电量。
第五十七条 电网企业在年底前将年度代理购电有约束交易结果按代购用户典型负荷曲线（年分月）分解到次年 12 个月，确定每月月度电量；在每月月底之前，将月度电量按代购用户典型负荷曲线（月分日）分解到每日，确定次月每日的电力曲线，作为结算依据。
第九章 合同转让交易
第五十八条 合同转让交易包括发电侧合同电量转让交易、用电侧合同电量转让交易。
第五十九条 发电侧、用电侧合同转让交易可以在月度、月
内（多日）开展，以双边协商或挂牌交易的方式组织交易。合同转让交易的标的物的为分时段合同电量，转让电量可以是交易合同全部电量，也可以是部分电量；转让周期可为合同全部周期，也可以是部分周期，不同时段合同不能转让。拥有批发交易合同的发电企业、电力用户和售电公司可作为出让方。
第六十条 为规范合同交易行为，合同交易可设置价格限制，上限价格原则上与交易上限价格一致，下限价格为 0 元/兆瓦时；新能源企业在合同交易中不受价格限制。
第六十一条 在市场化合同电量转让交易中，均按照原曲线比例转让，转让后出让方与受让方可以协商调整曲线。但原合同的对方提出调整合同曲线需求时，由出让方负责与受让方协商曲线调整事宜。
第六十二条 其它要求
（1）鼓励新能源企业作为受让方与燃煤机组和自备电厂开展市场化合同电量转让交易。
（2）为规避售电公司脱离电力用户囤积电量和恶意操纵市场，售电公司当月中长期合同转出总电量不得超过其当月成交
（买入）电量的A%。A 值由市场管委会提出建议，并报华中能源监管局、重庆市经信委审定后执行。
第六十三条 交易前信息发布
每月下旬交易机构在交易平台发布次月发电侧（用电侧）市场化合同电量转让交易公告，包括但不限于：交易方式、交易时间安排等信息，交易标的为剩余月份市场合同电量。在市场初期，
月内市场化合同转让交易一般按周开展。交易标的为下一周至月末的市场合同电量。市场成熟后，月内发电侧（用电侧）合同转让交易在交易日连续开市。
第六十四条 交易申报
若按双边协商方式开展合同转让交易，根据交易公告，发电侧（用电侧）出让方登陆交易平台，在对应交易序列下申报交易对象、交易电量、交易电价、交易曲线、交易合同起止时间。受让方登陆交易平台对出让方填报意向进行确认。
若按挂牌交易方式开展合同转让交易，根据交易公告，发电侧（用电侧）出让方、受让方均可登陆交易平台，在对应交易序列下进行挂牌，申报信息包括交易电量、交易电价、交易曲线、交易合同起止时间。出让方、受让方根据实际需求进行摘牌。也可采用单挂单摘方式。
第六十五条 交易结果发布经交易校核后，交易机构发布交易结果，形成交易合同。
第十章 价格机制
第六十六条 电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。
电能量市场化交易（含市内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。
第六十七条 市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加、保障居民和农业用电价格稳定产生的新增损益等构成，市场用户公平承担系统责
任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。第六十八条 输配电价（含线损及交叉补贴）由市场用户按
照政府核定的输配电价标准和实际用电量缴纳。政府性基金及附加由市场用户按照政府有关规定和实际用电量缴纳。