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近日新疆自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于征求新疆維吾爾自治區(qū)2023年電力市場化交易實施方案意見的函》。文件對市場主體及其準入條件、時段劃分、交易組織、價格機制、電量限額、合同管理、電量結(jié)算、交易事項等進行規(guī)定說明。

文件要點如下：

一、市場主體及其準入條件

1、燃煤、生物質(zhì)、資源綜合利用發(fā)電企業(yè)（含余熱余壓余氣發(fā)電、煤層氣發(fā)電等）進入電力市場，生物質(zhì)、資源綜合利用發(fā)電企業(yè)視為火電企業(yè)參與市場化交易。

2、集中式扶貧光伏、特許權(quán)新能源、示范試驗類新能源等實行全額保障性收購，暫不參與新疆電力市場直接交易。

3、省調(diào)調(diào)管水電站、裝機5萬千瓦及以上地調(diào)調(diào)管水電站原則上進入電力市場。水電企業(yè)因所在流域特殊原因放棄進入市場的，流域內(nèi)水電機組電量納入優(yōu)先發(fā)電計劃，由電網(wǎng)企業(yè)按照批復(fù)上網(wǎng)電價收購。

4、10千伏及以上工商業(yè)用戶（含不具備法人資格的工商業(yè)用戶）原則上直接參與市場交易（直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電），未直接從電力市場購電的工商業(yè)用戶由代購企業(yè)代理購電（含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易的用戶）。

5、年用電量在500萬千瓦時及以上（南疆地區(qū)為300萬千瓦時及以上）且接入電壓等級在10千伏以上的工商業(yè)電力用戶為大用戶，其他用戶為中小用戶。

6、不符合國家產(chǎn)業(yè)政策的電力用戶不直接參與市場交易，產(chǎn)品和工藝屬于淘汰類和限制類的電力用戶嚴格執(zhí)行現(xiàn)有差別電價政策。

7、已參與電力市場交易的市場主體，應(yīng)持續(xù)滿足電力市場準入基本條件，不再滿足準入基本條件時，應(yīng)暫停電力市場交易資格。未持續(xù)滿足注冊條件的售電公司，經(jīng)新疆電力交易機構(gòu)通知后2個月未完成整改的執(zhí)行強制退市。符合正常退市條件的市場主體，可向新疆電力交易機構(gòu)提交退市申請。當電力用戶所有營銷戶號（用電單元）均已注銷的，電力用戶可申請正常退市。

8、所有市場用戶均需貫徹落實國家和自治區(qū)可再生能源電力消納保障要求，切實履行可再生能源消納權(quán)重責(zé)任。提高“兩高”市場用戶可再生能源消納權(quán)重，具體標準按照2023年自治區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重及分配方案執(zhí)行。鼓勵可再生能源電量優(yōu)先疆內(nèi)消納。

二、時段劃分

將每日用電時間分為高峰、平時段、低谷時段，具體為：

高峰時段8小時（8:00—11:00，19:00—24:00）；平時段8小時（11:00—14:00，16:00—19:00，0:00—2:00）；低谷時段8小時（2:00—8:00，14:00—16:00）。

夏季7月份的21:00—23:00，冬季1、11、12月份的19:00—21:00由高峰時段調(diào)整為尖峰時段，夏季7月高峰時段變成6小時（8:00—11:00，19:00—21:00，23:00—24:00），冬季1、11、12月份的高峰時段變?yōu)?小時（8:00—11:00，21:00—24:00）。

三、交易組織

推動電力市場化交易從電量交易模式向分時段交易模式轉(zhuǎn)變。根據(jù)國網(wǎng)新疆電力有限公司測算，預(yù)計2023年全年市場化交易電量XXXX億千瓦時。

1、年度電網(wǎng)代購交易

電網(wǎng)企業(yè)以年度代購分月電量預(yù)測值的60%作為購方申報上限，剩余交易需求進入月度市場。年度電網(wǎng)代購交易，采用場內(nèi)集中競價方式組織。在交易閉市前，購方通過電力交易平臺申報峰、平、谷、尖四個時段電量，按月分時段申報電量，其中1月、7月、11月、12月需要填尖峰電量。發(fā)電企業(yè)作為售方按月申報一個總電量和四個時段價格。系統(tǒng)根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)各時段申報電量比例將發(fā)電企業(yè)申報總電量分配，與發(fā)電企業(yè)各時段最大申報電量取小后，生成發(fā)電企業(yè)各時段的申報電量，電網(wǎng)企業(yè)作為價格接受者，按售方“價格優(yōu)先”原則出清。安全校核后，若發(fā)電企業(yè)申報量高于電網(wǎng)企業(yè)申報量，發(fā)電企業(yè)按價格“從低到高”排序依次出清，邊際點若出現(xiàn)同價情況等比例出清。出清價格為發(fā)電企業(yè)報價邊際點對應(yīng)的價格。若發(fā)電企業(yè)申報量低于電網(wǎng)企業(yè)申報量，出清電量為發(fā)電企業(yè)申報電量，出清價格為發(fā)電企業(yè)最高申報電價。系統(tǒng)分別根據(jù)各時段的申報數(shù)據(jù)按照邊際電價法出清。

如果有多個電網(wǎng)企業(yè)參與申報，將多個電網(wǎng)企業(yè)各時段申報電量合并，按照相同方式出清，出清后每個電網(wǎng)企業(yè)出清電量按照各自申報電量比例分配。

2、年度直接交易

年度直接交易售方火電、新能源均可參與。單個用戶年度直接交易以年用電量的85%為購方交易申報上限（售電公司交易電量不超過其代理用戶年用電量之和的85%），剩余交易需求進入月度市場。年度直接交易，采用雙邊協(xié)商方式組織。

3、月度電網(wǎng)代購交易

月度電網(wǎng)代購交易，采用場內(nèi)集中競價方式組織。

4、月度直接交易

月度雙邊交易。售方火電、新能源、水電均可以參與，交易組織時間為每月19日（如遇節(jié)假日可調(diào)整）。

月度集中交易。售方僅火電參與，交易組織時間為每月20日（如遇節(jié)假日可調(diào)整）。

5、月內(nèi)合同交易

月內(nèi)合同交易所有發(fā)電企業(yè)和電力用戶（售電公司）均可參與。月內(nèi)合同交易以月度為周期，暫定為按周開市，發(fā)電企業(yè)和電力用戶（售電公司）以買方或者賣方的身份參與交易。月內(nèi)合同交易僅作為市場主體調(diào)整合同偏差的手段，不附加任何可再生能源消納權(quán)重等屬性。

原則上交易組織時間為每月26日前（含26日）的每周周三，按此計算當月最后一次可組織交易時間在23日之前（含23日）的，該次交易調(diào)整為26日前最后一個工作日（含26日）組織。月內(nèi)合同交易按時段組織，組織方式為滾動撮合方式。在各時段的月內(nèi)合同交易中，市場主體只能以購方或者售方身份參加交易，在申報時間內(nèi)，實時申報電量、電價，系統(tǒng)根據(jù)價格優(yōu)先、時間優(yōu)先的原則即時匹配出清。

6、新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易

新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易（以下簡稱新替交易）滿足交易準入條件且未被售電公司代理的燃煤自備電廠所屬企業(yè)可以作為購方參與。新替交易按月組織，組織方式為集中競價。在交易閉市前，購售雙方分別按時段申報電量、電價，系統(tǒng)分別根據(jù)各時段的申報數(shù)據(jù)按照邊際電價法出清。

四、價格機制

1、燃煤發(fā)電企業(yè)在省內(nèi)直接交易中申報的平時段報價按照國家規(guī)定的燃煤基準價浮動范圍進行限制，目前為20%浮動比例，即250×（1±20%）元/兆瓦時。

2、雙邊直接交易中，雙方按月申報分時段電量電價，應(yīng)先申報平時段電價，平臺根據(jù)各時段電價系數(shù)，自動生成峰（尖峰）時段和谷時段的報價范圍，其中：峰時段價格申報下限=平時段價格×（1+65%），谷時段價格申報上限=平時段價格×（1－65%），1月、7月、11月、12月的尖峰價格申報下限=平時段價格×（1+65%）×（1+20%）。

3、月度集中交易中，雙方平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段申報價格下限=平時段價格×（1+65%），谷時段申報價格上限=平時段價格×（1－65%），尖峰時段申報價格下限=平時段價格×（1+65%）×（1+20%）。

4、電網(wǎng)代購交易中，售方平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段申報價格=平時段價格×（1+65%），谷時段申報價格=平時段價格×（1－65%），尖峰時段申報價格=平時段價格×（1+65%）×（1+20%）。

5、月內(nèi)合同交易中，設(shè)置各時段申報價格上限，計算方式為：平時段價格申報上限=250×（1+20%）=300元/兆瓦時，峰時段價格申報上限=250×（1+20%）×（1+65%）=495元/兆瓦時，谷時段申報上限=250×（1+20%）×（1－65%）=105元/兆瓦時，尖峰時段申報上限=250×（1+20%）×（1+65%）×（1+20%）=594元/兆瓦時。

6、高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制；國家明確規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電用戶，參與直接交易時，按時段申報電量和電價，各時段電價可以申報相同價格。

五、電量限額

發(fā)電企業(yè)各時段最大申報電量=交易單元對應(yīng)的裝機容量×（交易周期內(nèi)自然月各時段對應(yīng)的小時數(shù)）·K－該月各時段已成交合同—申報成功但未出清電量，其中光伏發(fā)電企業(yè)僅在7:00－22:00之間折算各時段對應(yīng)的小時數(shù)，火電企業(yè)K值取92%，新能源K值取80%。

電力用戶（售電公司）各時段最大申報電量=該用戶（代理用戶）合同容量×（交易周期內(nèi)自然月各時段對應(yīng)的小時數(shù)）－該月各時段已成交合同－申報成功但未出清電量。

單個售電公司全年交易規(guī)模不得超過2023年全年電力直接交易預(yù)計規(guī)模的20%。按照履約保函、資產(chǎn)總額、全年交易規(guī)模計算交易電量限額時，售電公司全年交易規(guī)模即全年合同凈值（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量），含直接交易合同和轉(zhuǎn)讓交易合同。

六、電量結(jié)算

電網(wǎng)代理購電電量分時段結(jié)算方式參照批發(fā)交易的用戶分時段結(jié)算方式開展，各時段偏差范圍及各時段懲罰系數(shù)按照現(xiàn)行常規(guī)交易結(jié)算偏差范圍及懲罰系數(shù)執(zhí)行。

發(fā)電企業(yè)各時段偏差范圍在原有常規(guī)交易結(jié)算的基礎(chǔ)上上下浮動5個百分點。各時段懲罰系數(shù)暫按原有常規(guī)交易結(jié)算懲罰系數(shù)執(zhí)行。各電源類型各時段上調(diào)、下調(diào)電價計算不含電網(wǎng)代理購電交易及綠色電力交易。綠色電力交易及新替交易據(jù)實納入偏差范圍計算。

所有用戶結(jié)算順序均按綠色電力交易、新能源替代交易、其他市場交易結(jié)算。綠色電力交易的售電公司應(yīng)等量等價傳導(dǎo)至用戶。

發(fā)電企業(yè)分攤承擔(dān)的日前實時類（含無法清分至市場主體類省間成分）外送電量，按照相應(yīng)送出價格結(jié)算。分攤方式按各時段剩余電量等比例分攤，如仍有剩余電量，按疆內(nèi)市場結(jié)算的火電、新能源發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量等比例分攤，其余與現(xiàn)有原則保持一致。

南疆三地州燃煤發(fā)電企業(yè)疆內(nèi)消納電量按照0.035元/千瓦時補貼，補貼資金來源為月度清算費用。南疆三地州燃煤發(fā)電企業(yè)納入當月補貼結(jié)算電量上限=（三地州以外燃煤發(fā)電企業(yè)當月上網(wǎng)電量/三地州以外燃煤發(fā)電企業(yè)裝機容量）×該電廠裝機容量。

設(shè)置偏差收益回收費用，即對批發(fā)交易的用戶（含售電公司）各時段各偏差范圍的少用電量結(jié)算電價大于其各時段合同均價的部分，以及發(fā)電企業(yè)各時段各偏差范圍的少發(fā)電量結(jié)算電價小于其各時段合同均價的部分，進行電費回收，并納入月度清算費用計算。