各地、州、市发展改革委，国网新疆电力有限公司，新疆电力交易中心有限公司，各有关企业：

根据《电力中长期交易基本规则》等国家有关文件要求，结合我区实际，我委编制了《新疆维吾尔自治区2024年电力中长期交易实施方案》。现印发给你们，请认真贯彻执行。

附件：新疆维吾尔自治区2024年电力中长期交易实施方案.doc

自治区发展改革委

2023年12月8日

新疆维吾尔自治区2024年电力中长期交易实施方案

为贯彻落实《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）、《新疆电力中长期市场实施细则》（新监能市场〔2022〕93号）、《自治区发展改革委关于进一步完善分时电价有关事宜的通知》（新发改规〔2023〕11号）文件精神，全面做好2024年电力中长期交易工作，制定本方案。

一、基本原则

（一）保障电力市场平稳运行。充分发挥电力中长期交易“压舱石”作用，创新交易品种，扩大市场化规模，缩短交易周期，增加交易频次，为市场主体提供灵活的曲线生成和调偏机制，实现中长期交易按工作日连续开市。

（二）做好中长期与现货市场衔接。建立与电力现货市场衔接的中长期分时段带曲线交易模式，形成24小时曲线的交易合同，保障中长期与现货市场有序衔接、平稳过渡。

（三）促进绿色低碳发展。充分发挥市场平台效用，建立更加灵活高效的新能源市场化交易机制，促进能源清洁低碳安全高效利用。

二、市场主体及其准入条件

（一）准入范围

1.各市场主体准入标准按照《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）和《新疆电力中长期市场实施细则》（新监能市场〔2022〕93号）等文件要求进行准入。集中式扶贫光伏发电项目、分布式新能源项目暂不参与新疆电力市场。

2.由电网企业代理购电的工商业用户，通过向新疆电力交易中心有限公司（以下简称“交易中心”）提交参与批发交易或零售交易申请按季度进入市场。电力用户新增用户营销户号，可在每季度最后15日前，通过新疆电力交易平台（以下简称“交易平台”）提交新增申请，新增的用户营销户号自下一季度起参与市场交易。

3.已在交易平台注册但未曾参与电力市场交易的电力用户，由电网企业代理购电。

4.自2024年起，符合市场准入条件的工商业电力用户可直接在交易平台开展市场注册，不再按电力用户年用电量以及电压等级区分大、中小用户类型。

5.已参与电力市场交易的市场主体，应持续满足电力市场准入基本条件，不再满足准入基本条件的，待整改后再准入电力市场交易。售电公司按照国家、自治区相关政策文件执行。

6.当电力用户所有营销户号（用电单元） 均已注销或过户给其他市场主体的，或者电力用户不再属工商业用电性质的，电力用户可申请正常退市。当发电企业所有机组注销或转让给其他市场主体的，发电企业可申请正常退市。当电力用户（发电企业）在交易平台的营销户号（机组）均已注销或过户（转让），电力用户（发电企业）自动退市。

7.新型市场主体参照国家、自治区相关政策文件准入和注册。

（二）市场注册

1.符合准入条件的市场主体应进行注册。抽水蓄能按照发电企业类型进行注册。

2.集团用户分地州注册。

3.国网新疆电力有限公司（以下简称“国网新疆公司”），兵团各师（市）电力公司、增量配电网经营主体等配售电公司应在交易平台注册。

4.参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。未做出选择的，延续2023年批发或零售交易身份。

5.参与电力市场交易的发用电市场主体应具备分时计量与数据传递条件，目前采用线下传递数据的用户应采取有效措施尽快具备线上传递数据功能。

三、交易组织

2024年市场化交易规模预计1240亿千瓦时（含电采暖交易）。

（一）交易组织时段划分

为做好中长期与现货市场衔接，将全天按单位小时划分为24个交易时段，中长期交易按照24个交易时段组织实施，尖峰、峰、平、谷、深谷时段划分按照自治区分时电价政策执行。

（二）交易品种

2024年开展的中长期交易品种主要有直接交易、电网代购交易、电采暖交易、新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易、绿色电力交易、月内（多日）合同交易、关停机组发电权替代交易等。根据政策要求和市场环境变化，适时调整中长期交易品种。

（三）合约要素

1.交易单元

交易单元是参与中长期交易的基本单位。同一交易单元可以在不同标的（或批次）的交易中担任购方或者售方，在同一批次交易中，同一交易单元不能同时作为购方和售方。

2.交易周期

中长期合同执行的起止时间，以完整日历日为基本单位。

3.合同电量

中长期交易结果按交易标的日汇总合同电量，包含出清的年度（多月）、月度、月内（多日）等交易分解到标的日的合同电量，作为结算依据。

4.交易价格

中长期交易价格采用绝对价格形式，不得为负值。

5.合同最小单位

中长期交易合同电量可根据需要分解为日小时块（1小时×1兆瓦时）。

四、电量约束条件

（一）发电侧电量约束

所有中长期交易中，发电企业各批次交易售出电量不超过月度交易电量上限和24个交易时段中各时段交易电量上限。发电企业购入电量不超过该交易周期内净售出电量（指多次售出、购入相互抵消后的净售出电量，不含交易预出清结果）。

1.月度交易电量上限=月度最大上网电量－月度已成交合同（交易正式出清结果）－月度申报成功但未出清电量（含交易预出清结果）

月度最大上网电量由调度机构在交易前提供。

2.发电企业24个交易时段中各时段交易电量上限=24个交易时段中各交易时段最大上网电量－各时段已有合同（交易正式出清结果）－各时段申报成功但未出清电量（含交易预出清结果）

各交易时段最大上网电量=交易标的天数×装机容量×1小时

装机容量数据以交易平台注册数据为准。

（二）用户侧电量约束

用户侧申报购入电量不超过各交易时段最大购入电量；用户侧申报售出电量不超过该交易周期内的净购入电量（多次购入、售出相互抵消后的净购入电量，不含交易预出清结果）。

批发用户/售电公司24个交易时段中各时段最大购入电量=批发用户合同容量/售电公司代理用户合同容量之和×交易标的对应天数×1小时－各交易时段已成交合同（交易正式出清结果）－各交易时段申报成功但未出清电量（含交易预出清结果）。

电力用户合同容量以交易平台注册数据为准。

五、合同曲线分解

（一）曲线分解方式

将年度（多月）、月度、月内（多日）等各周期中长期合同按照执行期内日历天数均分的原则，将24个交易时段合同电量分解至日小时块。若年度（多月）交易按月申报，可按月度日历天数均分的原则，将24个交易时段合同电量分解至日小时块。

（二）外送曲线分解

北京电力交易中心发布的出清结果中，若交易曲线已出清至发电企业交易单元，则不再进行分解。交易曲线未出清至发电企业交易单元的，则按各发电企业交易单元分时段出清电量，等比例分解交易曲线至各发电企业交易单元。

（三）机组曲线分解

考虑与现货市场的衔接，将现有交易单元对应的中长期合同曲线按照机组容量比例匹配到各机组。

（四）优先发电计划曲线分解

优先发电计划由电网企业根据政府分时段优先发电计划下达情况，依据新疆电网发电企业月度合同电量计划编制规范要求形成月度分时段（峰平谷时段）优先电量计划，并暂按各月度各时段（峰平谷时段）内小时数均分的原则，将优先发电计划分解至各月24个交易时段，在年度交易组织前将优先计划分月24个交易时段电量计划发送至交易中心。年度关停机组替代交易组织完成后，电网企业按照交易中心提供的年度关停机组替代交易出清数据形成分月分时段（峰平谷时段）电量计划，按时段内小时数均分的原则，将优先发电计划分解至各月24个交易时段。发电企业可通过按工作日连续开市的月内（多日）合同交易，灵活调整偏差。

六、年度（月度）绿色电力交易

（一）交易标的

每个月按小时分为24个交易时段，每个交易时段为1个交易标的，全年共288个交易标的。

（二）交易范围

购方为电力用户（售电公司），售方为满足绿色电力交易准入条件的新能源企业。

（三）组织方式

年度绿电交易优先于年度电网代购和年度直接交易开展，月度绿电交易每月8日开展（遇节假日调整）。年度、月度绿电交易均采用双边协商方式组织。在交易开市期间，购方通过交易平台按月申报各交易时段电量和电价（区分电能量价格和绿色环境权益价格），售方分别对电量、电价确认。

（四）价格机制

购售双方在申报价格时，各时段除去绿色电力环境价值后的电能量价格应满足自治区分时价格浮动比例要求。交易平台功能具备后，参照年度（月度）双边交易的价格机制设置各时段价格限额。

七、年度（月度）电网代购交易

（一）交易标的

每个月按小时分为24个交易时段，每个交易时段为1个交易标的，全年共288个交易标的。

（二）参与交易范围

购方为电网企业，年度电网代购交易中售方为满足交易准入条件的发电企业，月度电网代购交易中售方为满足交易准入条件的发电企业、独立储能企业。电网企业的代购电量含电网企业代理购电工商业用户的用电量和线损电量。线损电量由电网企业按照国家核定新疆电网的上网环节综合线损率6.57%计算。

（三）组织方式

年度电网代购交易在2023年底开展，月度电网代购交易原则上每月15日开展（遇节假日调整）。电网代购交易由售方报量报价，电网企业（购方）作为价格接受者报量不报价，采用场内集中竞价方式组织，根据各交易时段的申报数据按照“边际电价法”出清。在交易开市期间，购售双方通过交易平台分别按月申报24个交易时段的数据。

（四）交易电量约束

电网企业以年度代购分月电量预测值的85%作为购方申报上限，剩余交易需求进入月度市场。

（五）价格机制

电网代购交易中，售方先申报平时段电价，平时段报价范围为250×（1±20%），峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P峰），谷时段报价上限为平时段价格×（1－P谷），尖峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P尖），深谷时段报价上限为平时段价格×（1－P深谷）。

八、年度（月度）双边直接交易

（一）交易标的

每个月按小时分为24个交易时段，每个交易时段为1个交易标的，全年共288个交易标的。

（二）交易范围

年度双边直接交易购方为电力用户（售电公司），售方为满足交易准入条件的火电企业（含煤电、气电、油电、生物质发电、资源综合利用发电等）、新能源企业、水电企业。

月度双边直接交易购方为电力用户（售电公司），售方为满足交易准入条件的火电企业（含煤电、气电、油电、生物质发电、资源综合利用发电等）、新能源企业、独立储能企业。

（三）组织方式

年度双边直接交易在年度电网代购交易后开展，月度双边直接交易原则上每月19日开展（遇节假日调整），均采用双边协商方式组织。在交易开市期间，购方通过交易平台申报各交易时段电量和电价，售方分别对电量、电价确认。

（四）交易电量约束

电力用户（售电公司）年度双边直接交易以其（售电公司代理用户）年用电量的85%作为购方申报电量上限，并提前向市场主体公示。

（五）价格机制

燃煤发电企业平时段报价范围为250×（1±20%）元/兆瓦时。

购售双方先申报平时段电价。峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P峰），谷时段报价上限为平时段价格×（1－P谷），尖峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P尖），深谷时段报价上限为平时段价格×（1－P深谷）。

九、月度集中交易

（一）交易标的

每个月按小时分为24个交易时段，每个交易时段为1个交易标的。

（二）交易范围

购方为电力用户（售电公司），售方为满足交易准入条件的火电企业（含煤电、气电、油电、生物质发电、资源综合利用发电等）、新能源企业、水电企业。

（三）组织方式

月度集中交易原则上每月20日开展（遇节假日调整）。在交易开市期间，购售双方分别申报24个交易时段电量、电价。现货市场运行前，月度集中交易采用集中竞价方式组织，并分别根据各交易时段申报数据按照“边际电价法”出清。现货市场运行后，月度集中交易采用滚动撮合方式组织。

（四）价格机制

月度集中交易中，购售双方先申报平时段电价，平时段报价范围为250×（1±20%），峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P峰），谷时段报价上限为平时段价格×（1－P谷），尖峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P尖），深谷时段报价上限为平时段价格×（1－P深谷）。

十、新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易

（一）交易标的

每个月按小时分为24个交易时段，每个交易时段为1个交易标的。

（二）交易范围

购方为满足交易准入条件的燃煤自备电厂所属用电企业（含不同调度控制区的公用火电和售电公司代理的自备电厂所属用电企业），售方为满足交易准入条件的新能源企业。

（三）组织方式

疆内新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易原则上每月11日开展（遇节假日调整），天中配套新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易原则上每月12日开展（遇节假日调整），采用集中竞价方式组织，按照“边际电价法”出清。现货市场运行后，不再开展疆内及配套新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易。

（四）价格机制

新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易中，购售双方先申报平时段电价，平时段报价范围为250×（1±20%），峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P峰），谷时段报价上限为平时段价格×（1－P谷），尖峰时段报价下限为平时段价格×（1+ P尖），深谷时段报价上限为平时段价格×（1－P深谷）。

十一、月内（多日）合同交易

（一）交易标的

现货市场运行前，交易标的为当月各交易时段电量。

现货市场运行后，按工作日组织月内（多日）合同交易，原则上交易标的为（D+2）日至（D+4）日或（D+2）日至（D+5）日的24个交易时段电量（周一周二周三组织的交易标的为（D+2）日至（D+4）日，周四周五的交易标的为（D+2）日至（D+5）日，遇节假日时，节前第2个工作日开展的交易标的为节日第1日至节后第2个工作日期间每个交易时段电量，节前第1个工作日开展的交易标的为节日第2日至节后第3个工作日期间每个交易时段电量）。其中D为交易组织（开市）日。

（二）交易范围

发电企业、电力用户（售电公司）均可以购入或者售出电量，

在同一批次交易的同一时段中，市场主体只能购入或者售出电量。

（三）组织方式

按工作日组织月内（多日）合同交易，实现连续开市，采用滚动撮合方式组织。

（四）交易电量约束

在单批次交易中，发电企业（电力用户、售电公司）各时段购入（售出）电量不得超过该时段已有合同的50%。

（五）价格机制

现货市场运行前，月内（多日）合同交易设置各时段申报价格上限，平时段报价上限=250×（1+20%）=300元/兆瓦时，峰时段报价上限=250×（1+20%）×（1+P峰），谷时段报价上限=250×（1+20%）×（1－P谷），深谷时段报价上限=250×（1+20%）×（1－P深谷），尖峰时段报价上限=250×（1+20%）×（1+P尖）。

现货市场运行后，根据现货有关规则适时调整月内（多日）合同交易申报限额。

十二、电量结算

（一）满足准入条件的批发用户（含电网代理购电）、零售用户、发电企业均按分时段开展电量电费结算，偏差电量按分时段执行，其总上网电量（用电量）及各时段上网电量（用电量）应满足计量要求，发电企业辅助服务电量、现货电量、上下调电量、新机调试电量均应按时段区分，电网企业（含配售电企业）应按要求报送交易中心用于交易结算。

（二）各市场主体沿用2023年分时段结算方式开展结算工作，偏差范围及惩罚系数年内根据实际情况适时调整。

（三）各类型电源各时段上调、下调电价计算不含电网代理购电交易、绿色电力交易、新替交易。新替交易据实纳入偏差范围计算。

（四）参加零售交易的用户实际用电量根据其与售电公司在交易平台协商确定的价格（套餐或合同）执行，价格浮动标准需满足自治区相关规定，各时段用电量按照各时段交易价格结算。

（五）退出电力市场的市场主体，交易中心不再出具结算依据。因不再满足准入基本条件暂停电力市场交易资格的市场主体，在暂停交易资格期间正常开展结算工作。

（六）批发用户（含电网代理购电）、零售用户实际结算电量为用户实际用电量与结算线损电量之和，结算线损电量为用户实际用电量除以（1-线损率）再乘以线损率，线损率按照国家核定新疆电网的上网环节综合线损率6.57%计算。

（七）上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。其中：直接参与市场交易的工商业用户按其实际购电上网电价结算，由电网代理购电的工商业用户按每月公示的代理购电价格预结算，按实际上网电价清算。

（八）在直流通道检修时，相应直流通道配套新能源与自备电厂替代交易按照“以发定用”结算，其余新能源与自备电厂替代交易均按照“以用定发”结算。

（九）跨区跨省交易时段与自治区政策时段不同的，以自治区下发文件时段划分为准。跨区跨省交易按小时出清的，结算时按时段合并结算；不能按小时出清的，按原合同完成省间结算，结算电量按小时等比例拆分后，再按自治区下发文件时段合并进行发电侧结算。

（十）发电企业分摊承担的日前实时类（含无法清分至市场主体类省间成分）外送电量，按照相应送出价格结算。分摊方式按各时段剩余电量等比例分摊，如仍有剩余电量，按疆内市场结算的火电、新能源发电企业上网电量等比例分摊，其余与现有原则保持一致。

（十一）配套新能源优先送出电量应按自治区下发文件时段划分。直流配套电源送受电协议对配套新能源优先送出电量明确约定为全额收购的，按配套新能源各时段上网电量减对应时段市场化电量后的剩余电量等比例结算；未明确约定的，按发电企业各时段优先送出合同电量等比例结算。

（十二）新投机组在注册当月按照《新疆电力市场结算方案（修订稿）》等相关规则进行结算，注册前上网电量一并清算。符合交易准入条件的全额保障性收购发电企业按照同电源类型发电企业偏差结算方式执行。

（十三）按照《自治区发展改革委关于印发〈完善我区新能源价格机制的方案〉的通知》（新发改能价〔2022〕185号）要求，我区2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，执行相关目标上网电价政策。此类项目涉及的补偿电量电费结算原则为：上网电量减去外送实际结算电量为补偿电量，疆内实际交易电价为疆内年度月度中长期直接交易加权均价（不含绿电、电采暖、新替、合同交易）、市场均价为当年年度中长期直接交易各时段加权均价。

（十四）设置偏差收益回收费用，即对批发交易的用户（含

售电公司）各时段各偏差范围的少用电量结算电价大于其各时段合同均价的部分，以及发电企业各时段各偏差范围的少发电量（含下调电量）结算电价小于其各时段合同均价的部分，进行电费回收，并纳入月度清算费用计算。

（十五）国家明确规定的电气化铁路牵引用电用户，结算时按照分时段偏差结算，结算价格按各时段加权平均价格执行。

（十六）现货市场开展后，按照现货市场相关规则进行结算。

十三、其他事项

（一）市场主体申报电价时，对应尖峰、峰、平、谷、深谷各时段内的交易时段报价应相同，后续根据现货运行情况适时调整。

（二）P峰为峰时段浮动比例，P谷为谷时段浮动比例，P深谷为深谷时段浮动比例，P尖为尖峰时段浮动比例。疆内时段划分、分时段电价等政策如有变化，以政府最新要求为准。

（三）中长期交易申报数据以交易平台为准。曲线分解时，数据尾差由标的日最后一天的数据兜底，保留小数时四舍五入。

（四）现货市场运行后，交易中心不再向调度机构推送申报数据，中长期交易采用事前约束进行有约束出清。

（五）现货市场运行前，原则上按周开展交易计划调整工作。具备条件后，由交易平台按日推送发电企业合同电量。现货市场运行后，不再开展发电企业交易计划调整工作。

（六）电力用户年用电量以2023年10月已结算数据为基准往前连续倒推12个月计算。自备电厂企业年用电量为从主网下网的电量，不含自发自用电量。

（七）执行期在2024年的中长期交易准入范围按照本方案执行。直接参与市场交易的用户（含售电公司代理）需通过市场采购线损电量。

（八）市场主体通过月内（多日）合同交易灵活调整中长期合同曲线。

（九）2024年1月月度交易在年度交易之后开展，具体交易组织时间、申报精度等内容以发布的交易公告为准。