重庆中长期电力交易：鼓励电储能设备、需求侧参与电力辅助服务

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。

第七章 安全校核与交易执行

第五十七条 电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组运行限制等内容。

第五十八条 为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易信息公示前2个工作日，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第五十九条 电力调度机构在各类市场交易信息公示前2个工作日，应及时提供电网关键通道输电能力和剩余输电能力、各机组剩余电量上限、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由重庆电力交易中心予以公布。

第六十条 重庆电力交易中心在双边交易闭市后第1个工作日将所有双边交易意向提交电力调度机构进行安全校核。对于年度交易、季度交易和月度交易，电力调度机构应当分别在7个工作日、5个工作日、3个工作日之内将安全校核结果返回重庆电力交易中心。重庆电力交易中心在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布双边交易结果。

第六十一条 重庆电力交易中心在集中竞价交易、挂牌交易报价结束后，通过技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，当日向市场主体公布并提交电力调度机构进行安全校核。对于年度交易、季度交易和月度交易，电力调度机构应当分别在5个工作日、3个工作日、2个工作日之内将安全校核结果返回重庆电力交易中心形成最终交易结果。重庆电力交易中心在收到安全校核结果后的1个工作日内，通过技术支持系统向市场主体发布集中竞价交易、挂牌交易最终交易结果和安全校核说明。

第六十二条 安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由重庆电力交易中心予以公布。

第六十三条 安全校核未通过时，总体上按照交易确认时间的先后顺序进行逆序削减。对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按成交时间先后顺序进行削减，成交时间相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减，发电侧节能低碳电力调度的优先级相同时，按申报电量等比例削减;对于挂牌交易，按成交时间先后顺序进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。

市场化年(季)度合同在月度安全校核未通过时，可进行合同电量转让，经电力调度机构再次安全校核后纳入月度计划，若仍未通过安全校核则按上述原则调减电量。

第六十四条 市场主体如对安全校核后的交易结果有异议，应当在结果发布24小时内向重庆电力交易中心提出，由重庆电力交易中心会同电力调度机构给予解释。市场主体对安全校核后的交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过交易平台返回成交确认信息，逾期视为无意见。

相关市场主体在交易平台确认交易结果后，应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。购电及输配电合同由电力用户(售电公司)、发电企业、电网企业三方签订，售电合同由售电公司、电网企业、电力用户三方签订。若售电公司在交易中出现售电服务费为负的情况，应由电网企业和售电公司自行约定合同风险防控方式。

第六十五条 重庆电力交易中心根据年(季)度市场化交易合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度交易计划，包括优先发电、基数电量和各类市场交易电量。月度交易计划按以下先后顺序安排：

(一)跨省跨区优先发电和市内优先发电;

(二)市内直接交易电量、跨省跨区交易电量、合同电量转让交易电量;

(三)基数电量。

第六十六条 电力调度机构负责执行月度交易计划，向重庆电力交易中心提交实际执行结果，并说明与交易计划产生偏差的原因。重庆电力交易中心跟踪和发布月度交易计划执行进度情况，并对交易执行结果及偏差责任进行认定，作为结算考核依据。市场主体对月度交易计划执行结果提出异议时，电力调度机构负责出具书面解释，重庆电力交易中心负责公布相关信息。

第六十七条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向重庆市电力管理和监管部门书面报告。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第八章 合同电量偏差处理

第六十八条 各市场主体的年(季)度交易合同，经交易双方协商一致，可以在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，于每月5日前由交易双方向重庆电力交易中心提出次月电量调整申请，经重庆电力交易中心审核、电力调度机构安全校核后，作为月度发电安排和结算的依据。

第六十九条 电力市场交易中长期合同执行偏差采取滚动调整方式处理。随着电力市场发展，可适时推动预挂牌月平衡偏差方式处理。

第七十条 现阶段，年(季)度市场化交易合同因消纳清洁能源发电等非市场主体原因导致水火电量配比偏差，优先由同类型发电企业间电量进行转让、互保，再进行水电、火电转让，以保障电力用户市场化电量完成，由此导致的电力用户价格波动在交易周期内按照合同约定统筹平衡。

第七十一条 执行滚动调整方式时，各电力用户、售电公司市场化交易合同电量在交易周期内可作调整。每年9月底前，电力用户、售电公司可与发电企业协商提出一次性调整当年市场化交易电量及剩余月份市场化交易电量的调整意向，通过安全校核后，电力用户、售电公司、发电企业、电网企业签订年度市场化交易补充协议，纳入年度交易安排。

第九章 辅助服务

第七十二条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许独立辅助服务提供者参与提供辅助服务。

第七十三条 按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第七十四条 辅助服务市场启动前，仍然按照《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》有关规定执行。辅助服务市场启动后，按照国家及重庆市相关规定执行。

第十章 计量和结算

第七十五条 电网企业和拥有配电网经营权的售电企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。

第七十六条 同一计量点应安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。相关市场主体可根据实际情况配置必要的计量装置。

第七十七条 对于发电企业内部多台发电机组共用上网计量点且无法拆分，不同发电机组又必须分开结算的情况，原则上按照每台机组的实际装机容量等比例拆分共用计量点的上网电量。

第七十八条 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)电能计量装置数据，电网企业和拥有配电网经营权的售电企业应按照电力市场结算要求定期抄录电力用户电能计量装置数据，并提交重庆电力交易中心。当出现计量数据差错或纠纷时，由电能计量检测中心核查、确认并出具报告，结算电量由重庆电力交易中心组织相关市场主体协商解决。

第七十九条 电网企业和拥有配电网经营权的售电企业与电力用户结算购电电费并开具发票，电网企业与发电企业结算交易电费，与售电企业结算售电代理服务费。电网企业和拥有配电网经营权的售电企业应优先结算市场化合同电量。

市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议，在3个工作日内通知重庆电力交易中心，逾期视同无异议。

第八十条 保持与电网企业的电费结算和支付方式不变的，电网企业承担电力用户侧欠费风险，并保障交易电费资金安全。不承担电费结算的电网企业或拥有配电网经营权的售电公司不承担相应欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。

第八十一条 年(季)度合同暂按“月度结算、合同周期清算”原则执行。随着电力市场发展，可逐步过渡到“月结月清”方式。年(季)度交易分月合同电价一致时，分月偏差电量在满足安全校核前提下，可在后续月份滚动调整，并在合同周期的最后一个月进行清算;年(季)度交易分月合同电价不一致时，分月偏差电量不能滚动结算，市场主体根据分月合同电量进行月度清算。

月度合同按“月度结算、月度清算”原则执行。