山东省电力中长期市场交易规则 试行 2020年 6月 I 目 录 第一章 总则 1 第二章 中长期市场交易基本原则 . 2 第一节 省间中长期交易 2 第二节 基数合约 . 2 第三节 中长期交易品种和周期 3 第四节 中长期合约要素 5 第五节 中长期合约分解曲线 . 6 第三章 双边协商交易 . 8 第一节 双边协商交易要求 . 8 第二节 合同信息填报与确认 . 8 第三节 交易校核 . 8 第四章 集中竞价交易 . 9 第一节 集中竞价交易要求 . 9 第二节 集合竞价交易组织 . 10 第三节 连续竞价交易组织 . 11 第五章 挂牌交易组织 . 13 第六章 基数合约转让交易 . 15 第一节 基数合约集中竞价交易 15 第二节 基数合约双边协商交易 18 第七章 中长期交易约束 . 19 第一节 交易价格约束 19 第二节 月度净合约量约束 . 20 第三节 月度累计交易量约束 . 23 第四节 交易电量约束 24 第八章 价格机制 28 第九章 计量结算 29 第十章 市场风险防控 . 38 第一节 市场履约风险 38 第二节 履约担保 . 40 第三节 强制措施 . 45 第十一章 附则 46 附件 1 . 48 II 术语定义 48 附件 2 . 50 参考算例 50 附件 3 . 58 中长期交易品种汇总表 . 58 I 第一章 总则 第 1.1 条 为规范山东省电力中长期市场交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的开放、竞争、有序，根据中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见、国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知、 国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司印发关于深化电力现货市场建设试点工作的意见的通知 以及电力体制改革配套文件精神和有关法律法规规定，结合山东实际，制定本规则。 第 1.2 条 本规则适用于与山东省电力现货市场交易相衔接的山东省电力中长期市场交易。 第 1.3 条 本规则所称电力中 长期市场交易主要是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，通过市场化方式，开展的年、月、周电量市场交易。 第 1.4 条 电力中长期市场采用双边协商交易、集中竞价交易和挂牌交易相结合、常用曲线合约和自定义曲线合约相结合的交易方式，通过多次组织的年、月、周交易品种，实现中长期合约的灵活签订和调整，交易的电量合约作为结算依据。中长期市场的交易标的包括年度优先发电量和政府基数合约以及市场合约电量。 2 第 1.5 条 市场成员准入与退出、信息披露等按照山东省电力现货市场交易规则 试行 要求执行。 第 1.6 条 国家能源局山东监管办公室（以下简称山东能源监管办）会同山东省发展和改革委员会（以下简称省发展改革委）、山东省能源局（以下简称省能源局）根据职能依法履行山东电力中长期市场交易监管职责。 第二章 中长期市场交易基本原则 第一节 省间中长期交易 第 2.1.1 条 跨省区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方 ,提前约定交易曲线作为结算依据。以国家计划为基础的跨省区送电计划放开前，由山东电网公司或政府授权的其他企业代表与发电方、输电方签订三方中长期合同，约定典型送电曲线及输电容量使用条件。 第 2.1.2 条 省间中长期交易按年 、月定期在北京电力交易中心交易平台上开市，形成合约典型曲线，月内可根据可再生能源消纳、电网运行等情况进行调整并物理执行。 第二节 基数合约 第 2.2.1 条 年度基数合约由政府部门下达至发电企业，包含年度优先发电量和基数合同电量，执行政府批复的上网电价政策。电量规模按照国家关于有序放开发用电计划的有关规定确定。年度基数合约电量视为厂网双边交易电量，优先发电3 量中居民供热“以热定电”电量、关停机组替代发电量不得转让。 第 2.2.2 条 政府部门综合考虑全省电力电量需求，以及跨省跨区送受电电量、可再生能源发电量和涉外机组合同电量等因素，安排年度基数合约电量。 年度基数合约电量由政府部门下达年度总量，由电力交易机构分解，作为发电企业的结算依据。 第 2.2.3 条 电力交易机构根据历史用电负荷数据和典型负荷曲线将年度基数合约电量预分解到月、日及分时电力曲线，结算时按照“以用定发”原则进行调整。其中居民供热机组的“以热定电”优先发电量、关停机组替代发电量不做调整。 第三节 中长期交易品种 和周期 第 2.3.1 条 省内中长期交易主要以年、月、周为周期组织开展，结合市场发展情况，可增加更短周期（日以上）交易。 第 2.3.2 条 中长期交易按照交易周期划分，现阶段分为年度、月度和周交易；按照曲线分解方式划分，分为常用曲线合约交易与自定义曲线合约交易；按照交易组织方式划分，分为双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易、基数合约转让交易等。 第 2.3.3 条 双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易合约周期、合约电量、交易价格、分解曲线等要素，通过交4 易平台签订合同，经相关方确认和交易校核后生效。交易标的为以日历日为基本单位、以日历周 为最小合约周期的中长期电量。 第 2.3.4 条 集中竞价交易在交易平台集中组织开展，由市场主体申报交易意向，交易平台自动撮合匹配成交，采用常用分解曲线。集中竞价交易分集合竞价、连续竞价两个阶段进行。 集中竞价交易分为年度集中竞价交易、月度集中竞价交易以及周集中竞价交易，其中年度集中竞价交易每年底开展，月度集中竞价交易每月开展，周集中竞价交易每周开展。 第 2.3.5 条 挂牌交易在交易平台集中组织开展，采用挂牌摘牌的方式成交，成交价为挂牌价。每周组织本年度后续月份的电量交易，不跨自然年，交易电量按挂牌方的分解曲线 形成分时电量。 第 2.3.6 条 基数合约转让交易在发电企业之间开展，无需进行曲线分解。可采用双边协商、集中竞价交易方式。经政府部门确认的提前关停机组的关停电量，需通过双边协商交易方式完成替代。 基数合约转让交易每月开展。 第 2.3.7 条 对市场主体的中长期交易设置净合约量限制和累计交易量限制。其中发电侧主体限制根据机组装机容量和5 历史可用发电小时数确定，用户侧主体限制原则上根据历史实用电量确定。 第四节 中长期合约要素 第 2.4.1 条 中长期合约要素至少应包括合约周期、合约电量、交易价格、分解曲线等要素。其中，交易价 格为交易起止时间内统一的电量价格。 第 2.4.2条 中长期交易单元 （一）发电企业以机组为交易单元参与双边协商、集中竞价和挂牌交易。 （二）售电公司和批发用户以法人单位为交易单元参与市场交易，非独立法人的批发用户经法人单位授权，可作为交易单元参与市场交易。 （三）中长期市场双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易、基数合约转让交易的成交双方不能为同一交易单元。 第 2.4.3 条 合约的起止时间，以日历日为基本单位，以日历周为最小可约定合约周期。 第 2.4.4 条 合约电量是指合约周期内交易的总电量。合约电量的确认方式包括双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易、基数合约转让交易等形式。 第 2.4.5 条 根据分解曲线的比例特性，将合约电量在合约期内全部分解至每日 24小时电量。 6 第 2.4.6 条 现阶段，单份合约有且仅有一个交易价格，市场条件成熟后，允许市场主体根据交易时段设定多个交易价格。 第 2.4.7 条 集中竞价、挂牌交易不再另行签订合同，以电力交易机构发布的成交结果作为合约的结算依据，双边协商交易通过交易平台签订合同。 第五节 中长期合约 分解曲线 第 2.5.1 条 合约分解曲线包 括自定义分解曲线和常用分解曲线两类。 自定义分解曲线由市场主体自主提出，将合约电量分解至24小时电量，通过双边协商或挂牌交易成交确定。 常用分解曲线包括年度、月度、周常用分解曲线，由电力交易机构会同电力调度机构根据山东电网系统负荷特性制定发布。 第 2.5.2条 常用分解曲线基础数据准备 （一）年度分月电量比例（ Y）根据上一年系统电力电量历史数据确定年度分月电量比例。 （二）月度分日电量比例（ M）根据上一年系统日电量历史数据确定工作日、周六、周日、节假日四类常用日的电量比例。 （三）常用日分时电量曲线（ D）有 四 种形式 7 1.峰平谷曲线 D1将一日划分为峰段、平段和谷段，根据系统历史负荷确定峰、平、谷三段负荷比例，将日电量分解为 24小时电量曲线。 2.高峰时段曲线 D2将日电量平均分解至每日峰段，平段、谷段为零，形成 24小时电量曲线。 3.平 段曲线 D3将日电量平均分解至每日 平 段， 峰 段、谷段为零，形成 24小时电量曲线。 4.低谷时段曲线 D4将日电量平均分解至每日谷段，峰段、平段为零，形成 24小时电量曲线。 第 2.5.3 条 常用分解曲线根据系统历史负荷确定年度分月电量比例（ Y）和月度分日比例（ M），将年度电 量分解至分月、分日电量，再按日常用分解曲线（ D1、 D2、 D3 或 D4），将日电量分解为 24 小时电量曲线，即年度常用分解曲线包括YMD1、 YMD2、 YMD3、 YMD4四 种形式。 第 2.5.4 条 月度常用分解曲线按照月度分日比例（ M），将月度合约电量分解至日电量，再按日常用分解曲线（ D1、 D2、D3 或 D4），将日电量分解为 24 小时电量曲线，即月度常用分解曲线有 MD1、 MD2、 MD3、 MD4四 种形式。 第 2.5.5 条 周常用分解曲线按照月度分日比例（ M），将周电量分解至日电量，再按日常用分解 曲线（ D1、 D2、 D3 或D4），将日电量分解为 24小时电量曲线，即周常用分解曲线包8 括 MD1、 MD2、 MD3、 MD4四 种形式。 第三章 双边协商 交易 第一节 双边协商 交易 要求 第 3.1.1 条 双边协商交易的交易标的为本年度次周开始的市场合约电量，以日历周为最小合约周期，采用自定义分解曲线，具体开市时间等要求参见附表。 第 3.1.2 条 双边协商交易合同内容应包括合约周期、交易电量、交易价格、分解曲线等要素。 第 3.1.3 条 双边协商交易的合同电量应满足双方交易电量约束 ,合同价格应满足最小变动价位约束。 第二节 合同信息填报 与确认 第 3.2.1 条 双方协商达成交易意向后，由卖方按相关要求在交易平台上填报合同信息，由买方进行确认，合同双方应以合同起始日为基准至少提前 3 个工作日完成合同信息填报与确认。 第 3.2.2 条 卖方填报合同信息后，合同期内电量计入卖方已申报未成交电量，不计入买方已申报未成交电量；合同信息经买方确认后，合同期内电量计入买方已申报未成交电量。 第三节 交易校核 9 第 3.3.1 条 电力交易机构根据已发布的市场主体交易电量约束对合同内容进行校核，通过交易校核后合同生效。 第 3.3.2 条 未通过交易校核的合同，由电力交易机构通知相关市场主体协商调整后提交，协商未能达成一致的 取消合同 。 第四章 集中竞价 交易 第一节 集中竞价交易要求 第 4.1.1 条 年度集中竞价交易的交易标的为次年年度市场合约电量，包括 YMD1、 YMD2、 YMD3、 YMD4 四 种常用分解曲线形式，具体开市时间等要求参见附表。现阶段，年度集中竞价交易中发电企业只可作为市场合约电量卖方参加交易，售电公司和批发用户只可作为市场合约电量买方参加交易。 第 4.1.2条 月度集中竞价交易的交易标的为后续 12个月的分月市场合约电量，包括 MD1、 MD2、 MD3、 MD4 四 种常用分解曲线形式，具体开市时间等要求参见附表。 第 4.1.3 条 周集中竞价交易的交易标的为后续 4 周的分周市场合约电量，包括 MD1、 MD2、 MD3、 MD4 四 种常用分解曲线形式，具体开市时间等要求参见附表。 第 4.1.4 条 集中竞价交易开市前 1 个工作日，电力交易10 机构通过交易平台发布市场相关信息，包括但不限于 （一）本次集中竞价交易的交易时段、交易标的、交易代码、常用分解曲线等； （二）本次集中竞价交易的基本单位电量、最小变动价位、交易价格约束等； （三）可参加本次集中竞价交易的市场主体范围以及其交易 电量约束。 第二节 集合竞价交易组织 第 4.2.1 条 集中竞价交易集合竞价阶段采用集中申报、集中撮合的交易机制，在连续竞价交易前完成，主要包括集中申报、集中撮合、结果发布等环节。 第 4.2.2 条 交易日当天上午 900-915 组织开展集中申报， 915-920系统进行集中撮合， 920-9 25系统发布成交结果。 第 4.2.3 条 市场主体在集合竞价交易申报时间窗口内申报拟购买或出售的交易电量与价格，申报信息不公开。 第 4.2.4 条 市场主体申报的交易电量应为基本单位电量的整数倍，且满足交易电量约束。申报价格满足最小变动价位，且不得超过交易价格约束。 第 4.2.5 条 市场主体提交申报信息后，交易平台按不同交易标的分别进行集中撮合，原则如下 11 （一）将买方申报按价格由高到低排序、卖方申报按价格由低到高排序，依次配对形成交易对。 （二）交易对价差 买方申报价格 -卖方申报价格 当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。 第 4.2.6 条 集合竞价阶段交易结果在集合竞价阶段结束后由电力交易机构发布。集合竞价阶段未成交的交易申报自动进入连续竞价阶段。 第 4.2.7 条 以最后一个成交对的买方申报价格、卖方申报价格的算数平均值作为集合竞价阶段的统一成交价格。 第三节 连续竞价交易组织 第 4.3.1条 交易日当天上午 930-1130组织开展连续竞价交易，集中竞价交易连续竞价阶段采用连续申报、连续撮合的交易机制。包括交易申报、自动撮合、结果发布环节。 第 4.3.2 条 市场主体在连续竞价阶段交易时段内申报拟购买或出售的交易电量与价格，申报信息匿名即时公布。 第 4.3.3 条 市场主体申报的交易电量应为基本单位电量的整数倍，且满足交易电量约束。申报价格满足最小变动价位，且不得超过交易价格约束。 第 4.3.4 条 市场主体已申报未成交的交易意向可在交易12 窗口时间内撤销，已成交的交易意向不能撤销。 第 4.3.5 条 市场主体提交申报后，交易平台按不同交易标的进行即时自动匹配撮合，原则如下 （一）对于提交的买方申报，将未成交的卖方申报按价格由低到高排序，依次与之配对形成交易对。对于提交的卖方申报，将未成交的买方申报按价格由高到低排序，依次与之配对形成交易对。 （二）交易对 价差 买方申报价格 -卖方申报价格 当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。 第 4.3.6 条 自动撮合交易结果由电力交易机构即时发布。 第 4.3.7 条 连续竞价阶段可成交交易对的成交价格取前一笔交易成交价格、买方申报价格、卖方申报价格的中间值，计算方法如下（可参考算例一） （一）前一笔交易成交价格大于等于买方申报价格时，成交价格为买方申报价格； （二）前一笔交易成交价格小于等于卖方申报价格时，成交 价格为卖方申报价格； （三）前一笔交易成交价格小于买方申报价格且大于卖方13 申报价格时，成交价格为前一笔交易成交价格 ; （四）集合竞价成交价格作为连续竞价阶段第一笔交易成交价格。当集合竞价成交市场主体数量不足 N1 家时，连续竞价阶段首个可成交交易对成交价格为买方申报价格和卖方申报价格的算术平均值。 第 4.3.8 条 集中竞价交易结束后，电力交易机构对集中竞价交易初步交易结果进行校核，未通过交易校核的异常成交结果按照相关规定处理。 第 4.3.9 条 电力交易机构通过交易平台发布集中竞价交易正式结果。集中竞价交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。 第五章 挂牌交易组织 第 5.1 条 挂牌交易的交易标的为本年度次周至年底的市场合约电量，以日历周为最小合约周期，分解曲线采用自定义分解曲线。 第 5.2 条 挂牌交易的合约周期、交易电量、交易价格、分解曲线等信息由挂牌方确定。 第 5.3 条 发电企业、售电公司、批发用户可以只挂牌或摘牌，也可同时挂牌和摘牌。挂牌方主体不得在已挂牌合约周期内参加相同曲线摘牌交易。 第 5.4 条 挂牌交易开市前 1 个工作日，电力交易机构通14 过交易平台发布市场相关信息，包括但不限于 （一）本次挂牌交易的交易时段、交易代码； （二）本次挂牌交易的基本单位电量、最小变动价位等； （三）可参加本次挂牌交易的市场主体范围以及其月度净合约量、月度累计交易量、可申报电量额度。 第 5.5 条 挂牌交易采用匿名机制，主要包括挂牌申报、摘牌交易、结果发布等环节。 第 5.6 条 市场主体在交易时段内申报挂牌，挂牌内容包括合约周期、交易电量、交易价格、分解曲线等内容。 第 5.7 条 挂牌电量应为基本单位电量的整数倍，且满足交易电量约束。挂牌价格应满足最小变动价位要求。 第 5.8 条 市场主体根据交易平台发布的挂牌信息进行摘牌操作，接受挂牌方挂牌电量、挂牌价格、分解曲线等信息。 第 5.9 条 摘牌操作生效后形成初步结果，由电力交易机构即时发布。 第 5.10条 挂牌交易的成交价格为挂牌价格。 第 5.11条 当日挂牌交易结束后，电力交易机构对挂牌交易初步结果进行校核，未通过交易校核的异常成交结果按照相关规定处理。 第 5.12 条 电力交易机构通过交易平台发布挂牌交易正式结果。挂牌交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结15 算依据。 第六章 基数合约转让交易 第一节 基数合约集中竞价交易 第 6.1.1 条 基数合约集中竞价交易的交易标的为当年后续月份的分月基数合约电量，以已发布基数电量月份为准。 具体开市时间等要求详见附表。 第 6.1.2 条 基数合约集中竞价交易开市前 1 个工作日，电力交易机构通过交易平台发布市场相关信息，包括但不限于 （一）本次基数合约集中交易的交易时段、交易标的、交易代码等； （二）本次基数合约集中交易的基本单位电量、最小变动价位、交易价格约束等； （三）可参加本次基数合约集中竞价交易的市场主体范围以及其交易电量约束。 第 6.1.3 条 基数合约集中交易集合竞价阶段采用集中申报、集中撮合的交 易机制。包括集中申报、集中撮合、结果发布环节。 第 6.1.4 条 市场主体在集合竞价交易申报时间窗口内申报拟出让或受让基数合约电量与价格。所有市场主体的申报信息不公开发布。 16 市场主体申报的交易电量应为基本单位电量的整数倍，且满足可申报电量额度。申报价格满足最小变动价位，且不得超过交易价格约束。 第 6.1.5 条 市场主体提交申报后，交易平台按不同交易标的分别进行集中匹配撮合，原则如下 （一）将买方申报按价格由高到低排序、卖方申报按价格由低到高排序，依次配对形成交易对。 （二）交易对价差 买方申报价格 -卖方申报 价格 当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。 第 6.1.6 条 集合竞价阶段交易结果在集合竞价阶段结束后由电力交易机构发布。集合竞价阶段未成交的交易申报自动进入连续竞价阶段。 第 6.1.7 条 以最后一个成交对的买方申报价格、卖方申报价格的算数平均值作为集合竞价阶段的统一成交价格。 集合竞价阶段的统一成交价格作为连续竞价阶段的起始价格。 集合竞价 成交市场主体数量不足 N2 家时，以上一交易日的有效综合价格 作为连续竞价阶段的起始价格。 第 6.1.8 条 基数合约集中交易连续竞价阶段采用连续申报、连续撮合的交易机制。包括交易申报、自动撮合、结果发17 布等环节。 第 6.1.9 条 市场主体在连续竞价阶段交易时段内申报拟出让或受让基数合约电量与价格。所有市场主体的申报信息匿名公开发布。 市场主体申报的交易电量应为基本单位电量的整数倍，且满足可申报电量额度。申报价格满足最小变动价位，且不得超过交易价格约束。 第 6.1.10条 市场主体提交申报后，交易平台按不同交易标的分别进行实时自动匹配撮合，原则如下 （一）对于提交的出让方（买方）申报，将未成交的受让方（卖方）申报按价格由低到高排序，依次与之配对形成交易对。对于提交的卖方申报，将未成交的买方申报按价格由高到低排序，依次与之配对形成交易对。 （二）交易对价差 买方申报价格 -卖方申报价格 当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。 第 6.1.11 条 自动撮合交易结果由电力交易机构即时发布。 第 6.1.12 条 基数合约集中交易连续竞价阶段成交价格取前一 笔交易成交价格、买方申报价格、卖方申报价格的中间18 值，计算方法如下 （一）前一笔交易成交价格大于等于买方申报价格时，成交价格为买方申报价格； （二）前一笔交易成交价格小于等于卖方申报价格时，成交价格为卖方申报价格； （三）前一笔交易成交价格小于买方申报价格且大于卖方挂牌价格时，成交价格为前一笔申报交易成交价格。 第 6.1.13条 基数合约集中交易结束后，电力交易机构对基数合约集中交易初步交易结果进行校核，未通过交易校核的异常成交结果按照相关规定处理。 第 6.1.14 条 电力交易机构通过交易平台发布基数合约集 中交易正式结果。基数合约集中交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。 第二节 基数合约双边协商交易 第 6.2.1 条 双方协商达成交易意向后，由卖方按相关要求在交易平台上填报合同信息，由买方进行确认，合同双方应以合同起始日为基准至少提前 3 个工作日完成合同信息填报与确认。 第 6.2.2 条 卖方填报合同信息后，合同期内电量计入卖方已申报未成交电量，不计入买方已申报未成交电量；合同信息经买方确认后，合同期内电量计入买方已申报未成交电量。 19 第 6.2.3 条 电力交易机构根据已发布的市场主体交易电量约束对合同内容进行校 核，通过交易校核后合同生效，未发布约束月份合同暂不生效。 第 6.2.4 条 未通过交易校核的合同，由电力交易机构通知相关市场主体协商调整后提交，协商未能达成一致的，按合同违约条款处理。 第七章 中长期 交易约束 第一节 交易 价格约束 第 7.1.1 条 综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，对集中竞价交易设置市场成交价格上下限，由市场管理委员会提出建议，经山东能源监管办、省能源局同意后执行。 第 7.1.2 条 对集中竞价交易的申报价格设置上下限，由市场管理委员会提出建议，经山东能源监管办、省能源局同意后执行。具体如下 （一）对于交易标的首个交易日，市场主体申报价格上下限计算公式如下 申报价格上限 交易标的首日指导价（ 1 U ） 申报价格下限 交易标的首日指导价（ 1- U ） 其中， U 为交易标的申报价格上下浮动限额。交易标的首日指导价与限额 U 由市场管理委员会提出建议，经山东能20 源监管办、省能源局批准后执行。 （二）对于交易标的的 正常交易日，市场主体申报价格上下限计算公式如下 申报价格上限 交易标的上一交易日有效综合价格（ 1U ） 申报价格下限 交易标的上一交易日有效综合价格（ 1-U ） 当交易标的上一交易日不存在有效综合价格时，选取交易标的历史交易日中最新的有效综合价格。当交易标的不存在有效综合价格时，以交易标的首日指导价作为综合价格。 第 7.1.3条 综合价格按以下公式计算 综合价格 （（集合竞价阶段成交电量集合竞价阶段出清价格） ∑（连续竞价阶段成交电量连续竞价阶段成交价格））/（集合竞价阶段成交电量 连续竞价阶段成交电量） 对于任一集中竞价交易标的，单个交易日成交市场主体数量不足 N家或成交交易笔数少于 N笔的，该标的当日综合价格认定为无效。 第二节 月度净合约量约束 第 7.2.1 条 月度净合约量是指单个市场主体交易标的月合约电量的代数和。对单个标的月，其月度净合约量计算公式如下（可参考算例二） 21 发电侧标的月净合约量 标的月基数合约电量（计划） 累计替代其他机组的标的月基数合约电 量 -累计被其他机组替代的标的月基数合约电量 累计卖出标的月市场合约电量-累计买入标的月市场合约电量； 用户侧标的月净合约量 累计买入标的月市场合约电量-累计卖出标的月市场合约电量。 第 7.2.2 条 市场主体的月度净合约量约束根据发电能力和用电需求情况计算确定。 第 7.2.3 条 根据机组装机容量确定发电侧月度净合约量上限，具体计算方法如下 发电机组月度净合约量上限 发电机组装机容量月度可用发电小时数调整系数 f1 其中，月度可用发电小时数以交易通知为准； f1为调整系数，由市场管理委员会提出建议，经山东能源监管办、 省发展改革委、 省能源局批准后执行。 第 7.2.4 条 批发用户根据历史实用电量确定净合约量上限，售电公司历史实用电量为其所代理用户实用电量之和（历史实用电量取交易日前 12 个月中最大月实用电量，有自备电厂的，按实际用网电量计算）。没有历史用电量数据的用户根据其报装容量，参考同类型用户用电情况，确定上限计算所需的电量数据。 22 根据批发用户或售电公司所代理用户的历史实用电量，参考下表确定其净合约量上限 单位 kWh 历史月实用电量 净合约量上限 1000 万 1000 万 y 1  1000 万， 2000 万 2000 万 y 1  2000 万， 3000 万 3000 万 y 1  3000 万， 4000 万 4000 万 y 1  4000 万， 5000 万 5000 万 y 1  5000 万， 6000 万 6000 万 y 1  6000 万， 7000 万 7000 万 y 1  7000 万， 8000 万 8000 万 y 1  8000 万， 9000 万 9000 万 y 1  9000 万， 1 亿 1 亿 y 1  1 亿 历史月实用电量 y 1 其中， y1为调整系数，由市场管理委员会提出建议，经山东能源监管办、省发展改革委、省能源局批准后执行。 第 7.2.5条 发电侧、用户侧净合约量下限均为零。 第 7.2.6 条 电力交易机构根据交易开展情况，定期计算发布市场主体月度净合约电量上限。对已发布的净合约电量上限，电力交易机构每月底根据售电公司与用户最新的代理关系进行重新计算并发布。因净合约量上限调整，导致市场主体已持有月度合约量超过月度净合约量上限时，由电力交易机构负责通知市场主体在规定时间内处理。电力交易机构有权对异常的代理关系变更及其所产生的合约进行监视，报山 东能源监管23 办、省能源局批准后，对异常情况进行市场干预。 其他因生产实际情况确需调整交易上限的，由市场主体向电力交易机构提出申请，经相关部门确认后备案并执行。 第三节 月度累计交易 量 约束 第 7.3.1 条 月度累计交易量是指单个市场主体买入和卖出标的月合约电量的绝对值之和，具体计算公式如下（可参考算例三） 发电侧标的月累计交易量 标的月基数合约电量（计划） 累计替代其他机组的标的月基数合约电量 累计被其他机组替代的标的月基数合约电量 累计卖出标的月市场合约电量 累计买入标的月市场合约电量 用户侧标的月累计交易量 累计买入标的月市场合约电量累计卖出标的月市场合约电量 第 7.3.2 条 对市场主体月度累计交易量设置上限。月度累计交易量上限根据月度净合约量上限确定，具体计算方法如下 发电侧 月度累计交易量上限 发电侧 月度净合约量上限f2 用户侧月度累计交易量上限 用户侧月度净合约量上限y2 f2、 y2分别 为发电侧、用户侧调整系数，由市场管理委员24 会提出建议，经山东能源监管办、省发展改革委、省能源局批准后执行。 第 7.3.3 条 电力交易机构根据交易开展情况，定期计算发布市场主体月度累计交易量上限。原则上，售电公司与用户代理关系每月底更新计算一次，并同步调整已发布市场主体月度累计交易量上限。其他特殊情况需调整交易上限的，由市场主体向电力交易机构提出申请，经相关部门确认后备案并执行。 第四节 交易电 量 约束 第 7.4.1条 交易电量约束基本要求 （一）市场主体在交易电量约束范围内参与中长期市场交易。其中可申报电量额度按交易标的分别计算。 （二）市场主体的可申报电量额度根据其月度净合约量上下限、月度累计交易量上限、保函有效额度及历史交易情况计算 得到，由电力交易机构计算发布。已申报未成交电量视同已成交电量纳入可申报电量计算，交易结束后根据交易结果更新。 （三）月以内合约电量须满足月度交易电量约束，月以上合约须满足合约期内各月交易电量约束，跨月电量按日所属月份计入月度合约电量后须满足月度交易电量约束。 （四）根据市场主体预缴保函，计算某一标的预缴交易保25 函可交易电量额度，公式如下 预缴保函可交易电量额度 预缴保函额度 H /[交易标的综合价格（ 1 Q ） ]。 其中， 𝐻为调整系数， 𝑄为下一个交易日该交易标的价格的涨跌幅限额绝对值，由市场管理委员会提出建议，经山东能源监管办、省能源局批准后执行。现阶段，发电企业、电力用户不设预缴保函可交易电量额度。 （五）市场主体同一交易时段对于相同交易标的电量只可进行买入或卖出交易，不可同时进行买入和卖出交易。 （六）当日成交电量，下一交易日方可交易。 （七）中长期交易实行大额申报制度。单个交易日内，市场主体任一月度净合约量减少值不得超过该月净合约量上限的 30。确有需要的，需提前三个工作日向电力交易机构进行大额交 易申报，对交易需求情况进行说明，经审批通过后开展交易。 第 7.4.2 条 市场主体参加市场合约双边协商交易、挂牌交易时，月内可申报电量额度计算公式如下 （一）发电侧 发电侧可申报卖出电量额度 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26 量上限 -已发生月度累计交易量） } 发电侧可申报买入电量额度 min{（本交易日前持有协商和挂牌交易月内市场合约电量 -本交易日申报买入协商和挂牌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） } （二）用户侧 用户侧可申报买入电量额度 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） } 用户侧可申报卖出电量额度 min{（本交易日前持有协商和挂牌交易月内市场合约电量 -本交易日申报卖出协商和挂牌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） } 第 7.4.3 条 市场主体参加集中竞价交易时，按交易标的计算其月内可申报电量额度，公式如下 （一）持有当前标的合约电量为正 发电侧可申报卖出电量额度 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） } 发电侧可申报买入电量额度 min{（本交易日前持有集中