山东省电力中长期市场交易规则再次修改征求意见：对集中竞价交易的申报价格设置上下限

（二）交清历史欠费，或支付未到期账单费用，从而减少结算风险。

现阶段，降低交易风险的措施主要是：提交有效期覆盖至 下一次收取日的交易履约保函。

第三节 强制措施
第 10.3.1 条[强制措施]为防范市场履约风险，电力交易机构可采取暂停交易资格、合约强制处置、要求追加履约担保等强制措施。

第10.3.2条[信用不足的处置]市场主体不满足总信用要求的，暂停其市场交易资格，电力交易机构可根据其保函缴纳情况，通过市场对其所持有的中长期市场合约进行强制处置。其中，售电公司不满足总信用要求的，其持有的零售合同自动失 效，其所代理的零售用户转由电网企业代理。

市场主体未按时足额缴纳履约保函，经电力交易机构书 面提醒仍拒不足额缴纳的，电力交易机构可对其实施以下措 施：

（一）对于不满足交易信用要求的市场主体，暂停其在中长期市场的交易资格，或实施临时的净合约量限制和累计交易量限制，在下一个交易日开始针对其所持有合约实施强制处置，直至满足履约保函要求为止。

（二）对于不满足结算信用要求的市场主体，暂停其在现货市场的交易和结算资格，对其所持有的已进入交割的中长期合约进行强制处理。 第 10.3.3 条[追加履约担保]电力交易机构有权通过市场交易行为评估，对存在恶意投机等较大风险的特定市场主体临时暂停交易申报、追加履约保函等措施。

第 11.1 条[解释]本规则由山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局负责解释。 第 11.2 条[有效期限]本规则自 XX 日起施行。

1、履约风险：又称交易对手风险，指交易对手方在市 场活动中不履行到期债务的风险。

2、信用额度：指市场主体拥有的信用限度。市场主体在进行市场活动时需要根据相关规定拥有一定的信用额度，不同的市场活动可以规定不同的信用额度要求。

3、履约保函：指经国务院银行业监督管理机构批准设立、颁发金融许可证且具有相应业务资格的商业银行、企业集团财务公司应市场主体的要求，向电网企业或电力交易机构开立的保证该市场主体履行市场化交易及结算义务的书 面信用担保凭证。

4、交易履约风险：指市场主体参与中长期市场引起的履约风险。

5、结算履约风险：指市场主体进行结算相关活动的履约风险。

6、交易价格约束：包括申报价格约束和成交价格约束，具体以电力交易机构发布的交易通知为准。

7、最小变动价位：指市场主体在电力市场中进行某一 标的的交易时，报价的最小变动额。具体以电力交易机构发 布的交易通知为准。

8、基本单位电量：指集中竞价交易或挂牌交易中，市场主体可买入或卖出的最小申报单位，暂定为 100Mwh，具体以电力交易机构发布的交易通知为准。

算例一： 在集中竞价交易连续竞价阶段，买卖双方申报量价，系 统实时计算价差对并自动排序。假设某一时刻，有三家买方 申报，价格分别为 0.42、0.41、0.40；有三家卖方申报，价格分别为 0.38、0.39、0.40。则应该优先成交买方申报价为

0.42，卖方申报价为 0.38 的价差对。 在此情况下，若前一笔成交价格为 0.43，则本笔交易成交价格为买方申报价格，即 0.42； 若前一笔成交价格为 0.37，则本笔交易成交价格为卖方 申报价格，即 0.38； 若前一笔成交价格为 0.40，则本笔交易成交价格与前一 笔相同，仍为 0.40。 对于连续竞价阶段的第一笔交易，其前一笔成交价格即为集合竞价阶段的成交价格。

算例二： 假设某发电侧市场主体在 2020 年 9 月份的月度基数合约电量（计划）为 1 亿千瓦时。同时，该发电侧市场主体与其他机组进行了基数合约转让交易，已确定于 2020 年 9 月 替代 A 机组基数合约电量 0.5 亿千瓦时，并被 B 机组替代0.2 亿千瓦时。

在市场化交易方面，通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等形式，累计卖出 2020 年 9 月份 1.5 亿千瓦时市场合约电量，同时买入 0.4 亿千瓦时市场合约电量。

则该发电侧市场主体在 2020 年 9 月的净合约量=1+0.5-0.2+1.5-0.4=2.4（亿千瓦时） 假设某用户侧市场主体通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等形式，累计买入 2020 年 9 月份 1.5 亿千瓦时市场合约电量，同时卖出 0.4 亿千瓦时市场合约电量。

则该用户侧市场主体在 2020 年 9 月的净合约量=1.5-0.4=1.1（亿千瓦时）

算例三： 假设某发电侧市场主体在 2020 年 9 月份的月度基数合约电量（计划）为 1 亿千瓦时。同时，该发电侧市场主体与其他机组进行了基数合约转让交易，已确定于 2020 年 9 月 替代 A 机组基数合约电量 0.5 亿千瓦时，并被 B 机组替代0.2 亿千瓦时。 在市场化交易方面，通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等形式，累计卖出 2020 年 9 月份 1.5 亿千瓦时市场合约电量，同时买入 0.4 亿千瓦时市场合约电量。

则该发电侧市场主体在 2020 年 9 月的累计交易量=1+0.5+0.2+1.5+0.4=3.6（亿千瓦时）

假设某用户侧市场主体通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等形式，累计买入 2020 年 9 月份 1.5 亿千瓦时市场合约电量，同时卖出 0.4 亿千瓦时市场合约电量。

因此，该用户侧市场主体在 2020 年 9 月的累计交易量=1.5+0.4=1.9（亿千瓦时）

算例四：

1.发电侧算例 假设根据某发电侧市场主体机组装机容量，测算得出其在 2020 年 9 月的月度净合约量上限为 4 亿千瓦时，月度累计交易量上限为 8 亿千瓦时。在 2020 年 8 月份月度集中竞价交易开市之前（假设开市时间为 8 月 28 日），该市场主体已通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式，持有 2020年 9 月份净合约量 2.4 亿千瓦时，累计交易量 3.6 亿千瓦时， 其中包含标的 A（9 月，M+D1 曲线分解方式）0.4 亿千瓦时， 标的 B（9 月，M+D2 曲线分解方式）0.2 亿千瓦时。 8 月 28 日，月度集中竞价交易开市，该发电侧市场主体已申报卖出（替代其他机组）9 月份基数合约电量 0.1 亿千瓦时，并申报卖出标的 A 0.1 亿千瓦时。接下来准备针对标 的 B 进行第一笔交易。具体计算结果如下：

发电侧可申报卖出电量额度（标的 B）=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市场合约电量-本交易日内已申报卖出月内基数合约电量 ） , （月度累计交易量 上 限 - 已 发 生 月度累计交易量）}=min{（4-2.4-0.1-0.1），（8-3.6-0.1-0.1）}=1.4（亿千瓦时）

发电侧可申报买入电量额度（标的 B）=min{（本交易日 前持有集中竞价交易月内市场合约电量-本交易日申报买入集中竞价交易月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发 生月度累计交易量）}=min{（0.4+0.2），（8-3.6-0.1-0.1）}=0.6（亿千瓦时）

2.用户侧算例 假设根据某用户侧市场主体历史实用电量，测算得出其在 2020 年 9 月的月度净合约量上限为 3 亿千瓦时，月度累计交易量上限为 6 亿千瓦时。在 2020 年 8 月份月度集中竞价交易开市之前（假设开市时间为 8 月 28 日），该市场主体已通 过双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式，持有 2020 年 9 月 份净合约量 1.4 亿千瓦时，累计交易量 2.6 亿千瓦时，其中包 含标的 A（9 月，M+D1 曲线分解方式）0.5 亿千瓦时，标的 B（9 月，M+D2 曲线分解方式）0.1 亿千瓦时。 8 月 28 日，月度集中竞价交易开市，该用户侧市场主体申报买入标的 B 0.1 亿千瓦时。剩余预缴保函对应标的 A 的可交易电量额度为 0.1 亿千瓦时。接下来准备针对标的 A 进行第 一笔交易。具体计算结果如下：

用户侧可申报买入电量额度（标的 A）=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 月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量），预缴保函可交易电量额度}={（3-1.4-0.1），（6-2.6-0.1），0.1}=0.1（亿千瓦时） 用户侧可申报卖出电量额度（标的 A）=min{（本交易日 前持有集中竞价交易月内市场合约电量-本交易日申报卖出集中竞价交易月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发 生月度累计交易量），（预缴保函可交易电量额度+持有当前标的合约电量）}=min{（0.5+0.1），（6-2.6-0.1），（0.1+0.5）} =0.6（亿千瓦时）

算例五：

1.发电侧算例 假设根据某发电侧市场主体机组装机容量，测算得出其在 2020 年 9 月的月度净合约量上限为 4 亿千瓦时，月度累计交易量上限为 8 亿千瓦时。在 2020 年 8 月份月度集中竞价交易开市之前（假设开市时间为 8 月 28 日），该市场主体已通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式，持有 2020年 9 月份净合约量 2.4 亿千瓦时，累计交易量 3.6 亿千瓦时， 其中包含标的 A（9 月，M+D1 曲线分解方式）0.4 亿千瓦时， 标的 B（9 月，M+D2 曲线分解方式）-0.2 亿千瓦时。

8 月 28 日，月度集中竞价交易开市，该发电侧市场主体已申报卖出（替代其他机组）9 月份基数合约电量 0.1 亿千瓦时，并申报卖出标的 A 0.1 亿千瓦时。接下来准备针对标 的 B 进行第一笔交易。具体计算结果如下：

发电侧可申报卖出电量额度（标的 B）=min{（月度净合约量上限-本交易日前月度净合约量-本交易日已申报卖出月 内市场合约电量-本交易日已申报卖出月内基数合约电量）,

（月度累计交易量 上 限 - 已 发 生 月度累计交易量）}=min{（4-2.4-0.1-0.1）,（8-3.6-0.1-0.1）}=1.4（亿千瓦时）

发电侧可申报买入电量额度=min{（本交易日前持有集中竞价交易月内市场合约电量-本交易日申报买入集中竞价交易月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}=min{（0.4-0.2），（8-3.6-0.1-0.1）}=0.2（亿千瓦时）

2.用户侧算例 假设根据某用户侧市场主体历史实用电量，测算得出其在 2020 年 9 月的月度净合约量上限为 3 亿千瓦时，月度累计交易量上限为 6 亿千瓦时。在 2020 年 8 月份月度集中竞价交易开市之前（假设开市时间为 8 月 28 日），该市场主体已通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式，持有 2020年 9 月份净合约量 1.4 亿千瓦时，累计交易量 2.6 亿千瓦时，其中包含标的 A（9 月，M+D1 曲线分解方式）0.3 亿千瓦时， 标的 B（9 月，M+D2 曲线分解方式）-0.2 亿千瓦时。 8 月 28 日，月度集中竞价交易开市，该用户侧市场主体

申报买入标的 A 0.1 亿千瓦时。剩余预缴保函对应标的 B 的 可交易电量额度为 0.1 亿千瓦时。接下来准备针对标的 B 进 行第一笔交易。具体计算结果如下：

用户侧可申报买入电量额度（标的 B）=min{（月度净合约量上限-本交易日前持有月度净合约量-本交易日已申报买入月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度

累计交易量），（预缴保函可交易电量额度-持有当前标的合约电量）}=min{（3-1.4-0.1），（6-2.6-0.1），（0.1+ 0.2）}=0.3（亿千瓦时） 用户侧可申报卖出电量额度=min{（本交易日前持有集中竞价交易月内市场合约电量-本交易日已申报卖出集中竞价交易月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）， 预 缴 保 函 可 交易电量 额 度}=min{（0.3-0.2），（6-2.6-0.1），0.1}=0.1（亿千瓦时）