重庆电力现货交易实施细则（V2.0）征求意见：所有参与中长期市场的经营主体均应参与现货市场

9月15日，重庆电力交易中心转发重庆市经济和信息化委员会关于征求《重庆电力现货市场连续结算试运行工作方案(征求意见稿)》意见的函。

《重庆电力现货交易实施细则（V2.0）（征求意见稿）》提到，本细则适用于重庆电力现货市场的运营、管理、组织与实施。本细则所称电力现货市场是指开展重庆市内日前、实时电能量交易的市场，并配套开展调频等辅助服务交易。重庆电力现货市场采用“集中式”市场模式。

经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电公司和新型经营主体（含分布式发电、储能和虚拟电厂等）。所有参与电力中长期市场的经营主体均应参与电力现货市场。

市场参与方式：

直调常规燃煤机组、新能源场站、独立储能以“报量报价”的方式参与电力现货市场，若未申报则默认取其缺省报价，其中新能源场站和独立储能可按自然月自愿选择是否参与日前市场交易。

非直调新能源场站、分布式新能源作为价格接受者参与电力现货市场，具备功率预测和“四可”条件、接入电力调度自动化系统的可独立或聚合后以“报量报价”、“报量不报价”的方式参与电力现货市场。

热电联产机组、并网自备电厂以“报量不报价”的方式参与电力现货市场，申报运行日96点自调度曲线，若未申报则默认取其最近一次有效申报曲线作为日前申报曲线。

电力批发用户、售电公司和电网代理购电以“报量不报价”的方式参与电力现货市场，申报24点用电负荷曲线（具备条件后开展96点申报），若未申报则默认取其中长期交易曲线作为日前申报曲线。

新能源场站以调度单元整体参与电力现货市场。当一个新能源场站内存在多个经营主体，若该场站内各经营主体分别配置有功率预测系统和AGC系统，可按经营主体分解为多个独立的调度单元；若该场站内仅配置有一套功率预测系统和AGC系统，即无法实现调度单元拆分，该场站所有经营主体应约定由其中方代表整站参与电力现货市场申报，约定电量分解方式，并将各方签字盖章的书面约定材料报送电力交易机构备案。

独立储能的容量租赁不影响其作为整体全电量参与电力现货市场。新能源配建储能按联合方式运行，具备独立计量、控制等技术条件的，在转为独立储能运行后，以独立储能身份参与电力现货市场。

配售电公司的增量配电网售电业务和市场化售电业务以两个独立主体身份参与电力现货市场。

详情如下：