2022年8月19日，《2022年重庆电力中长期市场化交易工作指引（试行）》在面临历史级别的最强高温、极端干旱、缺电的多重考验下重磅发布，这标记着重庆电力市场改革进一步深化，市场活力进一步激发。接下来小硕就带领大家快速了解重庆电力市场的相关细则。
（来源：沟通软件公众号“硕电汇” 作者：小硕团队）
1、市场主体
重庆电力市场包罗发电企业、电力用户和售电公司三大主体。
2、批发交易
2.1、交易周期及组织
批发交易按周期分为年度(多年)、月度(多月)、月内交易。
2.2、交易序列
批发交易按照常规交易（不分时段）、分时段交易两个序列开展。
2.2.1、交易周期及组织
常规交易是指批发侧不分时段交易，只有一个合同电量、电价，主要涉及居农保障电量及电网代理购电部分，电网企业参与挂牌交易，挂牌价格为交易执行月的当月市场化合同平段均价。
电网代购交易采取常规交易方式组织（不分时段），原则上在当期市场化交易后开展，采用挂牌交易方式，挂牌价格按开展前已成交批发交易的各执行月市场化合同平段加权价执行。
电网代购集中交易未成交电量暂按当月燃煤发电机组剩余发电量占比分配，结算价格为当月市场化合同平段加权均价（不超燃煤电价浮动±20%限额）：
2.2.2、分时段交易
分时段交易指批发侧按尖、峰、平、谷分时段交易，且四个时段对应四个价格，批发市场交易均分时段开展，电铁牵引站及已纳入分时电价执行范围暂不适宜错峰用电的非普工业用户除外。
2.2.2.1、交易品种
交易品种主要包含：市内电力直接交易、合同转让交易、合同回购交易三种。
需要注意的是，发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值(指多次售出、购入彼此抵消后的净售电量)。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值(指多次购入、售出彼此抵消后的净购电量)。
2.2.2.2、交易方式
交易方式主要包含：双边协商、集中交易两种，其中集中交易又包含集中竞价、挂牌、滚动撮合交易。
2.2.2.3、交易价格
燃煤发电企业执行“基准价+上下浮动”机制，平段电价上下浮动不超过20%,高耗能行业企业电价不受上浮20%限制。 分时段合同各时段电价以平段电价为基础，按电价系数浮动，峰谷电价系数之比不得低于4.2:1。具体峰谷时段分段及保举电价系数如下表所示。
注：表中标红部分在1、7、8、12月为尖峰时刻，电价系数为1.92。
集中交易不受峰谷电价系数比限制，月内集中交易可按尖、峰、平、谷分时段开展，月度及以上集中交易应按全时段开展。双边交易应按全时段开展，且应满足峰谷电价系数比要求。从二季度开始，直接参与用户的输配电价也参照分时电价政策执行分时段浮动。 集中竞价交易中，市场主体分段报价设置上、下限。各段报价区间在“燃煤发电基准电价+浮动电价”叠加保举峰谷浮动系数的基础上，按照浮动±10%确定，具体限价如下表所示。
3、零售交易
售电公司和零售用户之间开展的交易称为零售交易，零售用户在同一合同期内仅可与一家售电公司确立零售办事关系。
3.1、交易周期及组织 零售交易周期及组织较批发交易精简许多，没有月内交易，且交易方式主要采用双边协商方式组织。
3.2、零售套餐 零售交易零售套餐按交易电量和价格约定的方式分为4种类型，零售套餐中售电公司办事费单价单列。
3.3、交易价格 电力用户的用电价格采用顺价（相对价格）模式，由电能量交易价格(含偏差)、输配电价、辅助办事费、政府性基金及附加等构成。且零售交易价格不受峰谷电价系数4.2:1的要求限制，由售电公司与零售用户协商确定。
3.4、零售合同变动及终止 售电公司与零售用户协商一致，可在年度交易时和每月月本末倒置5个工作日前对次年合同和次月（含次月至12月）合同的量价进行调整；零售交易确认后，零售套餐类别不得变动。 零售合同到期，售电公司与零售用户的零售关系自动终止；零售合同如需提前终止，售电公司和零售用户协商一致可在每月月本末倒置5个工作日前在电力交易平台种植未执行的合同。
4、优先电量
纳入优先发电分配的电源主要为非燃煤发电电源，具体如下图。
当优先电量＞居民农业电量需求，多余的优先电量按电网代购用户和直接参与用户的电量占比平均分配给这两类用户。燃煤发电企业当月已成交市场化合同电量等比例分配优先发电替代电量，若替代完优先电量还有剩余，则对电网代理购电的市场煤电合同开展优先发电替代。 燃煤发电量＜交易合同电量，优先发电电量（不含外送电量）自动替代。 优先替代电量价格与被替代的燃煤合同电价一致，电力用户交易合同不受影响；优先发电企业结算价格按照市场合同各时段均价、常规合同均价结算。优先发电企业不参与收益分享，优先发电量的购电均价与当月市场合同均价价差增益，平均分配给所以直接参与用户。
5、结算
市场内中长期交易采用“月清月结”的结算模式，省间结算优于市内结算，市内结算先结算合同电费，再结算偏差电费；也因实现了月清月结，不再开展年度合同调整。
市场主体结算费用由合同电费、偏差电费、解耦结算差额费用分摊/分享三部分构成。电力用户结算分时收益累计超过燃煤发电基准电价120%的部分，按市场化电力用户实际电量占比返还，燃煤发电企业月结算均价超出基准电价120%部分单独归集。 偏差电价：其中发电企业按照分时段合同和常规合同电量占比分劈，别离计算。 市场主体分时段偏差电价为当月市场合同分时段均价乘以偏差调节系数K； 常规合同偏差电价为当月市场常规合同均价乘以偏差调节系数K； 优先发电企业，偏差电价为批复上网电价。 偏差系数K取值规则如下表。
