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。

第八十二条 月度合同结算：

（一）结算顺序。

发电侧：跨省跨区交易电量、合同电量转让交易电量、直接交易电量、优先发电电量、基数电量。同一交易品种不同交易周期原则上交易周期长的优先于交易周期短的；同一交易品种同一交易周期，按照合同签订时间顺序，原则上双边协商交易优先于集中竞价交易、挂牌交易。

用户侧（含售电公司，下同）：优先购电电量、跨省跨区交易电量、合同电量转让交易电量、直接交易电量。

（二）结算方式。

1.发电侧因自身原因导致实际上网电量小于月度市场化电量、且小于签约用户侧实际用电量时，用户侧按合同电价结算发电侧实际上网电量所对应的用电量，超出部分用电量按目录电价结算；发电侧按合同电价结算实际上网电量，同时用户侧分月申报合同范围内实际用电量按目录电价结算的，由发电侧补偿用户侧目录电价与合同电价之间的差额电费。

2.用户侧实际用电量少于分月申报合同电量、且不大于签约发电侧分月实际上网电量时，用户侧按合同电价结算实际用电量，违约电量和违约金由用户侧和发电侧在合同中自行约定；发电侧按合同电价结算用户侧实际用电量所对应的上网电量，剩余上网电量按照标杆电价结算。

3.用户侧实际用电量大于分月申报合同电量、但少于签约发电侧分月实际上网电量时，用户侧按合同电价结算实际用电量；发电侧按合同电价结算用户侧实际用电量所对应的上网电量，剩余上网电量按照标杆电价结算，发电侧基数电量可在合同周期内滚动调整。

4.用户侧实际用电量大于分月申报合同电量，且大于签约发电侧实际上网电量时，用户侧按合同电价结算发电侧上网电量所对应的用电量，超出部分用电量按目录电价结算；发电侧按合同电价结算实际上网电量。

（三）特殊情况下的结算方式。

1.各类交易意向通过电力调度机构安全校核后，当月内因清洁能源优先发电、最小开机方式等特殊原因限制，导致发电侧市场化电量不能完成的，可在合同周期内滚动调整。用户侧按合同电价结算当月实际用电量。

2.发电侧不服从调度命令，机组擅自增发或减发的电量视为偏差电量，纳入偏差考核范畴。

第八十三条 合同周期清算：

（一）实际用电量（上网电量）与市场化合同电量的差值为偏差电量，偏差电量与市场化合同电量的比值为偏差率。发电企业、电力用户、售电公司合同偏差率在±3%范围以内的电量免予考核，按市场化合同约定电价进行清算。

（二）发电企业、电力用户、售电公司可以通过合同的分月调整、合同电量转让等方式，规避电量偏差考核风险；合同周期清算时偏差率超过±3%的电量纳入偏差考核范围。

（三）发电侧

1.发电企业因自身原因导致实际发电量低于合同电量时，偏差率在-3%以外的欠发电量应支付偏差考核费用；

偏差考核费用=-3%以外的欠发电量×｜平均市场化合同电价－发电企业上网标杆电价｜×25%。

2.因清洁能源超发和最小开机方式运行，或因安全约束、应急处置等不可抗力因素导致合同电量偏差率超过±3%，偏差电量免予考核。

（四）用户侧

1.电力用户（售电公司）实际用电量与合同电量的偏差率在3%以外的多用电量按目录电价结算，同时应支付偏差考核费用；

偏差考核费用=3%以外的多用电量×｜平均市场化合同电价－发电企业上网标杆电价｜×25%。

电力用户（售电公司）实际用电量与合同电量的偏差率在-3%以外的少用电量应支付偏差考核费用；

偏差考核费用=-3%以外的少用电量×｜平均市场化合同电价－发电企业上网标杆电价｜×25%。

2.因节能减排或产业政策调整等非自身原因导致电力用户减停产，或不可抗力因素导致合同电量偏差率超过±3%，偏差电量免予考核。

（五）电网企业

因电网故障等因素导致的合同电量偏差率超过±3%，由电网企业承担相关偏差考核费用；因外力破坏等不可抗力因素导致的合同电量偏差率超过±3%，偏差电量免予考核。

第八十四条 偏差考核费用按交易周期进行清算。50%的偏差考核费用用于奖励交易周期偏差率在±1%以内（含±1%）的电力用户（售电公司），按用电规模等比例分配；剩余50%的偏差考核费用用于统筹辅助服务补偿资金和因清洁能源消纳导致市场化电量压减的发电企业，按发电企业市场化电量压减比例分配。

第八十五条 偏差考核由重庆电力交易中心执行并向市场主体发布，同时报送重庆市电力管理和监管部门。次年3月底前完成上年度考核费用分配。