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月5日前（年度交易）、每季度最后一个月20日前（季度交易）电网企业电力调度机构完成下一交易周期安全校核并公布校核结果，逾期视为通过安全校核。安全校核后的交易结果为直接交易结果，纳入交易合同管理流程。
月度交易适时启动后，流程参考年度交易、季度交易执行。
第十八条因电网安全约束等非发电企业原因导致直接交易受限的，相应的直接交易电力电量可纳入电网电力电量平衡，也可在发电企业之间按月度进行发电权转让。
第十九条依据直接交易结果，电力用户或售电公司、发电企业、电网企业经协商明确各方权责，原则上每年12月25日前（年度交易）、每季度最后一个月25日（季度交易）前依法依规签订直接交易合同，相关合同报市经济信息委、国家能源局华中监管局备案。
第二十条发电企业参与直接交易涉及的发电容量，按照国家有关规定执行。
第二十一条市电力交易机构应根据直接交易合同，将直接交易电力、电量纳入月度安排。
（一）发电企业月度直接交易电量优先于非市场化基数电量进行安排。电力用户月度直接交易安排包括直接交易电力、电量。
（二）电力用户、售电公司与发电企业协商一致后，应于每月25日前由发电企业向市电力交易机构申报次月直接交易电力、电量及季度或年度滚动调整建议。
（三）市电力交易机构参考电网历史分月发购电数据、发电企业和电力用户、售电公司申报的月度直接交易电力、电量及滚动调整建议、当期电网运行实际情况，制定分月直接交易安排，经月度安全校核后纳入分月发购电安排。市电力交易机构将分月发购电安排报市经济信息委，并向市场主体发布分月直接交易安排。当月直接交易安排确定后，原则上不作调整。
（四）电力系统发生紧急情况时，电网企业电力调度机构有权按照保证电网安全运行的有关规定实施调度，事后应及时向市经济信息委书面报告，并向受影响的市场主体书面说明原因。影响电量在后续分月直接交易安排中滚动调整。
第二十二条电力用户、售电公司参与市场化交易时，在不影响合同已执行部分的情况下，每年10月底前，电力用户、售电公司可与发电企业协商提出一次性调整当年直接交易电量及剩余月份直接交易电量的调整意向，通过安全校核后，电力用户、售电公司、发电企业、电网企业签订年度直接交易补充协议，纳入年度交易安排，补充协议报市经济信息委和国家能源局华中监管局备案。
第四章交易价格与结算
第二十三条电力用户直接交易相关购电价格，由直接交易价格、电网输配电价（含线损）、政府性基金及附加组成。其中：
（一）直接交易价格由电力用户、售电公司与发电企业通过自主协商、集中交易等方式确定，不受第三方干预。
（二）电网输配电价暂按《重庆市物价局贯彻国家发展改革委关于核定重庆市电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的通知》（渝价〔2010〕179号）执行。其中：
电量电价110千伏用户为0.091元/千瓦时，220千伏用户为0.07元/千瓦时，其他用户暂按0.113元/千瓦时。
线损电价=直接交易价格×线损率/（1－线损率），线损率按6.87%计算。
工业企业结构调整专项资金不纳入线损计算范围。
（三）合同执行期间，遇国家输配电价、政府性基金和附加等电价政策调整，执行调整后的政策。
第二十四条参与直接交易的电力用户按有关规定执行功率因数考核，暂不执行丰枯峰谷电价浮动。
第二十五条直接交易计量抄表暂维持原有方式不变。电力用户直接交易电量计量点以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》为准。发电企业直接交易电量计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》为准。电网企业对电力用户、发电企业直接交易关口表抄表时间以相一致的自然月为周期。
第二十六条直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。电网企业与电力用户结算购电电费并开具发票，与发电企业结算交易电费，与售电公司结算售电代理服务费。电网企业应优先结算直接交易相关电量、电费。
第二十七条直接交易电量相关电费及余缺电量电费采用月度结算，按交易合同期清算。
按交易合同期清算时，当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±5％（含5%）时，直接交易各方不存在违约责任。当电力用户用电量超过合同电量105%的部分，超过部分由电网企业按目录电价进行结算，发电企业无违约责任；当实际直接交易电量低于合同电量95%的部分视为违约电量，违约责任由各市场主体在直接交易合同中约定。
第二十八条电力用户按有关规定参与移峰、错峰、避峰用电等有序用电措施，因此影响的电量不计入电力用户、售电公司和相关发电企业偏差电量考核。影响电量根据负控系统实施有序用电措施前后的负荷对比曲线测算。
第五章信息披露
第二十九条电力用户应披露以下信息：
（一）电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、变压器报装容量、年度最大需求容量、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等。
（二）直接交易需求信息。
（三）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
第三十条售电公司应披露以下信息：
（一）营业执照、法人代表、股权结构、资产证明、交易员信息、从业人员、经营场所和设备、信用情况等基本信息。
（二）代理电力用户及其直接交易需求信息。
（三）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。第三十一条发电企业应披露以下信息：
（一）发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证等。
（二）已签合同电量、发电装机容量剔除直接交易容量后剩余容量等信息。
（三）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
第三十二条电网企业应披露以下信息：
（一）输配电价标准（含线损）、政府性基金和附加等有关电价标准。
（二）年度电力供需预测，与直接交易相关的输配电设备最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等。
（三）直接交易合同电量等。
（四）因电网安全约束限制直接交易的具体输配线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据，该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等。
（五）直接交易电量执行、电量清算、电费结算等情况。
第六章市场干预监管、争议与违规处理
第三十三条国家能源局华中监管局会同相关部门对直接交易的实施情况进行监管，确保交易行为规范有序。
第三十四条下列情况之一的，市经济信息委可会同相关部门根据各自职能进行市场干预：
（一）市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约、不能履约等，致使市场秩序受到严重扰乱。
（二）市电力交易机构有关交易程序及平台发生故障，交易无法正常运行时。
（三）出现天气、外部环境等不可抗力造成电网运行方式发生重大变化。
（四）需要进行市场干预的其它情况。
第三十五条市场干预措施包括：
（一）调整市场交易时间、暂缓或终止市场交易。
（二）调整直接交易电量规模。
（三）经市政府及相关主管部门批准的其它干预措施。
第三十六条进行市场干预时，市经济信息委应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。市场干预期间，电网企业应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容。市场恢复正常后，电网企业应及时取消市场干预的执行，向市场成员发布市场恢复的信息。
第三十七条市场成员发生争议，可双方协商、提请调解、申请仲裁及提起司法诉讼。
第三十八条本规则由市经济信息委会同相关部门负责解释。
第三十九条本规则自印发之日起施行，《市经济信息委、市发展改革委、市物价局、华中能监局关于印发重庆市电力用户与发电企业直接交易规则（试行）的通知》（渝经信发〔2015〕38号）同时废止。
重庆市经济和信息化委员会办公室2016年10月8日印发
