为贯彻落实《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会第20号令）、《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）等政策文件要求，进一步规范重庆市电力中长期市场交易，保障市场主体合法权益，结合近年来重庆电力市场运行情况，国家能源局华中监管局会同重庆市经济和信息化委员会、重庆市发展和改革委员会、重庆市能源局组织对《重庆市电力中长期交易规则》（华中监能市场〔2022〕217号）（以下简称“217号文”）进行修订完善，形成新版《重庆市电力中长期交易规则》（华中监能市场〔2024〕149号）（以下简称《规则》）。

《规则》共十二章一百一十九条，包括：总则，市场成员，市场注册、变更与注销，交易品种和交易方式，价格机制，交易组织，安全校核，合同签订与执行，计量和结算，信息披露，市场监管和风险防控，附则等。本次主要从八个方面进行了修订：

一是丰富交易组织方式。电力中长期交易按年度（多年）、月度（多月）、月内（旬、多日）三个时间维度组织，分别设常规交易和分时段交易。其中，分时段交易分为曲线交易和小时能量块交易；曲线交易以24时段电量或大于等于2个连续时段电量为标的，小时能量块交易以任意时段的电量为标的。

二是明确合同分解原则及交易电量约束。中长期交易合同需分解到最小交易周期，即按目前重庆中长期市场最小交易周期，将合同分解到旬。交易标的物为未来周期的合同电量；发电企业购售电量不得超过合同净值，必开机组市场合同电量应满足最小约束电量需求；售电公司除保障不超过合同净值外，还必须满足履约保函保险、关联企业可交易电量限值（由20%调整为15%）等要求。

三是明确优先发电替代处理方式。在满足居民、农业用电需求及线损电量之外的优先发电，按照电网企业代理购电用户用电量和直接市场化用户用电量占比分配。燃煤发电企业按照当月已成交市场化合同各时段电量占比，等比例分配优先发电替代电量；直接市场化用户按原交易合同结算。分配给电网代购用户的优发电量以抵扣电网代购合同电量的形式传导给代购用户；分配给直接市场化用户的优先发电损益（优先发电价格与当月合同综合均价价差费用）按用户用电量占比分享。

四是明确电网代购参与市场方式。电网企业代理购电与市场交易主体执行统一的规则，全量市场化采购，参加集中竞价、单挂单摘交易，报量不报价、接受集中交易成交均价。电网代购工商业用户所对应的偏差费用由其代理的工商业用户自行承担，为保障居民、农业价格稳定产生的新增损益（含偏差电费）由全体工商业用户分摊或分享。

五是明确电费结算周期与偏差结算原则。电费结算遵循合同“照付不议、偏差结算”原则，清算周期与最小交易周期保持一致，执行“旬清月结”；按24时段结算合同电量，按尖峰平谷4个时段结算偏差电量。偏差结算价格为合同均价乘以偏差调节系数，超发（少用）偏差调节系数为0.97，少发（超用）偏差调节系数为1.03。用电侧因不可抗力因素造成电量偏差可按规定流程申请免考核。发电侧偏差费用按上网电量在发电侧分摊，用户侧偏差费用在用户侧以实际用电量与合同电量的小值分摊。燃煤月度中长期电能量结算均价超出价格浮动范围上限外的收益按月清算、回收，向所有工商业用户返还。

六是明确无合同市场化用户处理原则。对于已参与市场化交易、合同期满未签订新的交易合同、也未办理正常退市手续的电力用户，设置三个月签约售电公司的缓冲期；缓冲期内其实际用电量按市场规则进行偏差结算；缓冲期结束后仍未签订市场合同的用户，视同在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，执行电网代购价格的1.5倍。

七是明确规范市场交易行为相关要求。电力市场主体在履行市场注册程序后，应依法依规参与电能量市场交易，严格遵守《电力市场运行基本规则》等规定，不得实行串通报价、哄抬价格以及扰乱电力市场秩序等行为；不得滥用市场支配地位操纵市场价格；有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。

八是明确一些其它事项。包括：将上网环节线损费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等纳入系统运行费用；滚动撮合交易按照价格优先、时间优先的原则进行撮合、即时成交；发电企业按机组签订中长期合同，同一电厂在月内可开展内部不同机组合同电量的分配调整，总合同曲线不变；信息披露工作遵照《电力市场信息披露基本规则》执行等。