1、1附件新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则（试行）2014 年 11 月 20 日2目 录1. 总则 51.1 目的 51.2 依据 51.3 适用范围 51.4 原则 61.5 交易品种 61.6 交易电量 71.7 其他 82. 市场管理 82.1 市场主体、运营机构职责 82.2 市场准入与退出 102.2.1. 准入条件设置原则 102.2.2. 市场准入条件 112.2.3. 进入与退出机制 122.3 市场主体注册与注销 142.4 电力用户购电模式 162.5 市场交易规则修改 182.6 临时条款的制定 183. 交易方式 183.1 双边协商交易 183.1.1. 概述 1
2、83.2 集中撮合交易 193.2.1 概述 .193.2.2 申报数据格式 .193.2.3 出清计算方法 .203.3 安全校核 224. 中长期交易组织 244.1 概述 245. 年度交易组织 2535.1 概述 255.2 年度交易程序 255.2.1 基础信息发布 .265.2.2 交易准备 .265.2.3 交易公告 .265.2.4 交易申报 .285.2.5 交易汇总与出清 .295.2.6 安全校核 .305.2.7 交易结果发布 .306. 月度交易组织 306.1 概述 316.2 月度交易流程 316.2.1 交易准备（含基础信息发布） .316.2.2 交易公告 .
3、326.2.3 交易申报 .336.2.4 交易汇总与出清 .356.2.5 安全校核 .356.2.6 交易结果发布 .357. 交易价格 367.1 概述 367.2 直接交易价格 377.3 电网输配电价及线损 377.4 政府性基金及附加 387.5 其他 388. 交易合同 398.1 概述 398.2 合同的签订 398.3 合同的变更与修改 408.4 合同的违约与解除 408.5 不可抗力 419. 交易执行 419.1 概述 4149.2 年度交易计划 429.2.1 概述 .429.2.2 年度基数电量分配 .429.3 月度交易计划编制 429.4 月度交易计划执行 43
4、10. 计量与结算 4410.1 概述 4410.2 计量点与计量装置 4410.3 计量数据采集 4510.4 计量数据确认和替代方法 4510.5 电量结算 4610.5.1 电量结算原则 .4610.5.2 月度结算基本算法 .5010.6 电费结算 5210.6.1 电力用户电费计算 .5210.6.2 发电企业电费计算 .5310.6.3 电费及违约金支付 .5311. 信息披露 5411.1 信息分类 5411.1.1 按照信息保密要求和公开范围分类 5411.1.2 按照信息内容和主要用途分类 5511.2 信息管理 5511.3 市场运营信息发布 5611.4 保密规定 571
5、2.市场干预及终止 5813.争议与违规处理 5914.针对直接交易中的名词解释 6051. 总则1.1 目的为深化电力体制改革，发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易），放开用户电力采购和发电企业电力销售的自主权，完善电价形成机制，促进规范透明的市场交易机制建设，实现电力交易的公开、公平、公正，制订本细则。1.2 依据本细则依据中华人民共和国电力法、 中华人民共和国可再生能源法、 关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知（电监市场2009 20 号）、 关于开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知（国能综监管 201
6、3258 号）、关于规范电力用户 与发电 企业直接交易有关工作的通知（国能综监管2013 506 号）等国家有关法 规、规程、行业标准、文件，按照国家发改委关于核定新疆维吾尔自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复（发改办价格20141782 号）文件和自治区人民政府关于印发新疆电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（试行）的通知（新政发201478 号）文件确定的原则，结合国家电网公司编制的电力用户与发电企业直接交易运营规则和国内直接交易试点省执行的实施细则，进行编制。1.3 适用范围6本细则适用于新疆维吾尔自治区统一电力市场开展的直接交易，参与直接交易的所有市场主体必须遵守本细则。近
7、期，主要在新疆境内开展直接交易；随着电力市场建设的逐步推进，将逐步开展跨区跨省直接交易，其实施细则另行制定。1.4 原则1.4.1 坚持市场化方向和市场主导的原则。在发电和用电侧引入市场竞争机制，公平开放电网，通过价格信号反映电力市场供需情况，发挥市场配置电力资源的作用。1.4.2 坚 持“安全第一”的方针，维护电力调度秩序，确保电力系统安全稳定运行和电力有序供应。1.4.3 坚持节能减排原则，促进产业结构优化调整。参与试点的电力用户和发电企业必须符合国家产业政策和有关节能环保的要求。1.4.4 坚持稳妥推进的原则，兼顾各方利益，控制市场风险，促进可持续健康发展。直接交易应建立运营规则和统一的
8、交易平台，实施有效的市场监管，规范有序地开展试点工作。1.4.5 坚持 “公开、公平、公正”原则，建立规范透明的交易机制，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。1.5 交易品种1.5.1 按照交易期限，直接交易分为中长期、年度、月度交易，其中，中长期交易的执行时间为未来二至五年，年度交易的执行时间为下一年度，月度交易的执行时间为下一月7度。1.5.2 按照交易组织方式，直接交易分为双边协商交易、集中撮合交易。1.5.3 中长期交易和年度交易电量应分解到月度，并按月进行月度电量结算，年终进行清算偏差电量；偏差电量应按照已签订的直接交易合同执行。1.6 交易电量1.6.1 新疆电网直接交易电量根据电
9、力市场改革进程和市场需求、企业的承受能力等进行合理安排。现阶段年度交易电量暂按政府印发方案执行。1.6.2 新疆电网直接交易电量实行总量目标管理。当所有直接交易电量之和超出总规模时，优先匹配的电量先中标，最后匹配相同时的电量等比例中标（即最后超出电量在中标电量中等比例扣减）。1.6.3 新疆电网直接交易电量在发电企业年度基数电量之外单列，发电企业直接向用户供电的发电容量试点阶段暂不剔除。后期随着直接交易规模逐步扩大，按照签订的直接交易合同电量剔除相应比例的发电容量，电力主管部门不再对这部分剔除容量分配基数电量，其交易实施细则另行修改和确认。1.6.4 当电力用户、发电企业直接交易出现偏差电量，
10、按实施细则和三方签订的直接交易合同执行。1.6.5 参加直接交易的发电企业和用电户与电网企业的调度、结算等关系不变，由电网企业分别与用电户和发电企业进行结算。用电户直接交易的电力电量限于生产自用，不得8转售或者变相转售给其他用户。1.6.6 新疆电网内直接交易原则通过现有公用电网线路实现，确需新建、扩建或改建线路的，应符合新疆电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。用电户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经能源监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力、电量。1.7 其他1.7.1 本细则中涉及电力的量纲为兆瓦（MW），电量的量纲为兆瓦时
11、（MWh），电价的量纲为元/兆瓦时（元/ MWh）。1.7.2 本细则规定的交易组织日期为原则性意见，市场运营组织机构可以根据国家法定节假日、公休日情况进行调整，实际日期必须至少提前一个月进行公告。2. 市场管理2.1 市场主体、运营机构职责2.1.1. 市场主体包括电力用户、发电企业和电网企业。市场运营组织机构包括电网企业所属的电力交易中心、电力调控中心等相关部门。（1）电力用户：指符合准入条件、完成注册手续的电力用户。（2）发电企业：指符合准入条件、完成注册手续的发电企业。9（3）电网企业：指符合准入条件、完成注册手续的电网企业。2.1.2 电力用户按照政府确定的规定进入或退出直接交易市场
12、，负责自身的安全用电和计划用电，参与市场交易，履行交易合同及协议、披露相关信息，按合同及协议约定的时间、数量在计量点接受发电企业生产经电网企业输送的电能，并按合同约定足额支付电费。电力用户应遵守供用电合同、所在电网的调度运行规程和政府部门有关需求侧管理规定，并按需求侧管理规定参与调峰、错峰、避峰用电。2.1.3 发电企业按规定进入或退出直接交易市场，负责生产符合国家标准和电力行业标准的电能，参与市场交易、履行交易合同及协议、披露相关信息，按合同及协议约定的时间、数量在计量点向购电方送出电能，并按合同及协议约定收取售电费。发电企业应遵守并网调度协议，服从电力统一调度，按照国家标准、电力行业标准、
13、调度规程运行和运维自身电厂，确保发电机组的运行能力达到国家有关部门颁发的技术标准和规则的要求，维护电力系统安全、优质、经济运行。2.1.4 电网企业应公平、公正地向直接交易双方开放电网和提供输配电服务，并按规定向交易双方提供用电安全、质量等辅助服务及电力调度信息，将直接交易合同、输配电服务合同、市场主体的注册信息、直接交易结果等报自治区电力行政主管部门、能源监管机构备案。电网企业根据国家批复的输配电价收取输配电费用，暂不收取辅助服务费。2.1.5 新疆电网内电力用户与发电企业直接交易由电网企业负责组织实施、运营管理、电量结算、安全校核和电量10计划执行等工作。主要负责提供输配电服务和直接交易运
14、营管理，负责建设、运营和公平开放电网，管理电力调度和交易平台，按规定提供输配电、系统平衡控制、交易组织与执行、计量与结算等相关服务。电网企业及其下属市场运营机构的主要职责包括： （1（负责管理市场主体的注册、注销、变更；负责组织开展中长期、年度和月度直接交易；负责直接交易合同及协议管理；负责根据直接交易合同及协议编制月度交易计划；负责直接交易电量结算和统计分析；负责发布电力市场信息；负责按照交易规则对市场采取干预措施；负责电力交易平台（含电力市场交易运营系统，简称交易运营系统）的管理；负责直接交易相关业务咨询。（2）负责所辖电力系统的调度运行，保持电网安全稳定运行，保持实时电力电量的平衡; 负
15、责电网安全分析，提供直接交易相关的电网运行、检修信息; 负责编制、执行发电、输变电设备检修计划；负责各类直接交易的安全校核和输电阻塞管理；负责执行各类直接交易合同，根据月度交易计划编制调度运行计划，并组织落实。（3）负责电力交易平台（含交易运营系统）建设、运行和维护；负责电量抄录和直接交易电费结算；负责执行有序用电方案；负责计量关口点和计量装置管理等。2.2 市场准入与退出2.2.1. 准入条件设置原则2.2.1.1 符合国家产业政策。参与交易的电力用户和发电11企业必须符合国家产业政策和有关节能环保的要求。2.2.1.2 确保电网安全稳定。科学设定直接交易范围和步骤，保障电网安全可靠运行，保
16、障电力有序供应。2.2.1.3 保障电力普遍服务。充分考虑新疆电网不同价区和电价交叉补贴问题，维护电力市场公平和社会整体公平，维护电网企业实施电力普遍服务能力。2.2.1.4 促进市场化机制形成。优先选择市场竞争意愿较强、运行管理水平较高的大用户开展直接交易，促进市场化竞争机制加快形成和完善。2.2.2. 市场准入条件2.2.2.1 参加直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体；内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与直接交易。2.2.2.2 参与直接交易的电力用户，应按照关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问
17、题的通知（电监市场200920 号）文件规定，且必须符合国家产业结构调整指导目录等国家和自治区产业政策并且环保达标，或其单位能耗低于自治区同行业平均水平。鼓励战略性新兴产业和能效标杆企业，以及实施工业领域电力需求侧管理，实现用电科学、有序、节约、高效的企业参与直接交易。2.2.2.3 现阶段参与直接交易的用电户电压等级为 110千伏及以上的工业用户（含有自备电厂的用户）。根据国家政策和直接交易工作进展情况和自治区试点情况，逐步放宽市场主体准入条件，即扩大至 35 千伏及以上的高新技术企业、12战略性新兴产业用电户，以及具备条件的自治区级及以上的工业园区、经济开发区、边境经济合作区等的工业用户，
18、其参与直接交易细则另行确定。2.2.2.4 参加直接交易的发电企业应为符合国家基本建设审批程序，取得发电业务许可证，已转商业运营，并且环保排放达标的单机容量 30 万千瓦及以上的公用火力发电企业。2.2.3. 进入与退出机制2.2.3.1 符合准入条件的用电户和发电企业可在自愿、互利的基础上，自主协商交易电量、交易价格，签订年度直接交易合同，按照规定提供直接交易所需信息。不愿选择市场竞争的大用户，按照政府核定的目录电价向电网企业购电，执行供用电合同；不符合市场准入条件和不愿选择市场竞争的发电企业，按照政府批复价格和同类同权分配基数电量确定的原则安排，向电网企业供电。参与跨省跨区外送电和发电权交
19、易的按照其规定的原则执行。2.2.3.2 参与直接交易的电力用户、发电企业由电力行政主管部门负责市场准入资质审定的工作。电网企业可结合新疆电网网架结构特点、受阻等约束条件，向电力主管部门提出相关意见和建议。市场准入资质审定主要包括以下内容：（1）按照自治区政府批复的实施方案确定具体电力用户和发电企业，确定退出机制和认定流程。（2）按照自治区政府批复的实施方案中的规定和要求，审核申请参与直接交易的电力用户、发电企业的能耗水平，以及是否符合产业政策、是否属于淘汰落后产能企业等情况，13并下发文件公布对发电企业和电力用户的审核结果。（3）电网企业依据电力行政主管部门审核公布的结果，组织参与直接交易的
20、发电企业、电力用户在交易平台上注册；并在交易平台上对通过审核的发电企业、电力用户赋予直接交易权限；对上年开展了直接交易、但本年度资格复核不通过的电力用户和发电企业，由电网企业依据电力行政主管部门公布文件，在交易平台上取消其直接交易资格。2.2.3.3 电网企业应建立规范、透明的市场交易机制，进入市场的用电户和发电企业保持相对稳定，按规定进入和退出市场。参与直接交易的市场主体在合同期内原则上不得退出，如需退出直接交易，须经电力行政主管部门审核批准后，并按照合同约定补偿有关方面的损失执行。责任方在三年内不得再次参与直接交易市场，补偿方式可在合同中约定。2.2.3.4 取得直接交易资格的企业有下列行
21、为之一的，经电力行政主管部门同意，取消其交易资格，并承担相应违约责任。（1）已注册的市场主体发生兼并、重组、合并、分立、破产等变化，要求注销原市场主体；退出商业运营、电力业务许可证已注销，不能继续履行合同；（2）违反市场规则（如互相串通报价，恶意报价，严重扰乱交易市场秩序的）；（3）违反国家电力或环保政策；（4）私自将所购电力转售给其他用户；（5）不服从电网调度命令；（6）不能按时缴清电费，拖欠直接交易及其它电费一个月以上；14（7）参与直接交易的企业出现重大安全隐患；（8）其他违法违规行为。2.2.3.5 退出审批主要包括以下内容：电网企业依据直接交易规则，公平、公正的组织发电企业和电力用户
22、参与直接交易。如果发现参与企业发生以上严重违规行为，应收集有关证据并提出初步意见，报省级政府主管部门审定。电力用户、发电企业通过交易平台举报违规交易行为。由省级政府主管部门组织调查，判定是否取消参与企业的资格，审核结果报国家主管部门备案。 2.3 市场主体注册 与注销2.3.1 符合准入条件、获得准入资格的电力用户与发电企业，必须完成注册后才能参与直接交易。基本的注册程序如下：（1）电力用户与发电企业至少在 10 个工作日（或每年确定购电模式的 20 个工作日前）向电网企业电力交易中心（以下简称电力交易中心）提交书面的注册申请材料，包括交易运营系统使用申请书。电力用户注册申请材料包括：电力用户
23、参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书（电力交易证书）申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、直接交易准入文件、供用电合同、与电网企业发生供用电关系的用户编码等原件或复印资料。发电企业注册申请材料包括：发电企业参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书（电力交易证书）15申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、发电业务许可证、直接交易准入文件等原件或复印资料。（2）电力交易中心在收到注册申请材料后 10 个工作日内完成审核，向审核通过的市场主体发送审核通过通知书；向审核未通过的市场主体发送审核未通过通知书，并说明原因。（3）收到审核通过通
24、知书的市场成员应在 5 个工作日之内，与电力交易中心签订直接交易入市协议及交易运营系统使用协议，向市场主体提供交易运营平台账号、使用手册和数字认证证书等资料，并根据市场主体需要进行必要的操作培训。（4）电力用户、发电企业在 2 个工作日内完成交易运营平台注册工作，电力用户通过交易运营系统选定购电模式。2.3.2 已注册的市场主体，当注册信息发生变化时，应在 10 个工作日内，向受理其注册的电力交易中心书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息；电力交易中心应在 5个工作日之内完成注册信息更新工作。2.3.3 出现下列情况之一者，电力交易中心应注销市场主体的交易资格：（1）根据 2.2.3 节规定
25、取消交易主体资格的；（2）年度资格复核不通过的；（3）违反市场规则的；（4）市场主体提出退出申请，经电力行政主管部门审核同意的。2.3.4 主体资格注销后，市场主体必须执行下列规定：（1）该市场主体必须按通知规定，停止其在市场中的所16有交易活动；（2）在市场主体资格注销后 15 个工作日内，该市场主体必须结清与所有市场主体的账目及款项；（3）市场主体资格注销后，该市场主体在市场主体资格停止前与其他市场主体存在的争议仍须通过市场争议解决程序解决。2.3.5 在市场主体完成注册、信息变更、注销手续后，电力交易中心应 3 个工作日之内通过交易平台发布有关信息，并向能源监管机构报备。2.4 电力用户
26、购电模式2.4.1.完成直接交易注册的电力用户可选三种购电模式：全额直接交易模式、部分直接交易模式和全额向电网购电模式。（1）选择直接交易模式时，电力用户可按照本细则以市场方式向发电企业购电，直接交易电量须按照交易规则事先申报年度、月度购电计划；超过直接交易合同和计划允许偏差范围的用电量按照政府核定目录电价（不含基金及附加）的 110%结 算，实际用电量少于直接交易合同和计划允许偏差范围时将承担违约责任。（2）选择部分直接交易、部分向电网购电模式时，向电网购电应按照政府核定的目录电价购电（购电份额自行确定），购电网企业的电量（以下简称购网电量）应事先申报年度、月度购电计划；直接交易电量按交易规
27、则执行。（3）选择全额向电网购电模式时，其全部用电量均向电网企业购买，执行政府核定的目录电价。172.4.2 电力用户的购电价格由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。其中：直接交易价格由用电户与发电企业通过协商自主确定；输配电度电价按国家发展改革委办公厅核定新疆自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复（发改办价格20141782 号）标准执行，具体为:平均电 量电价 0.137 元/ 千瓦 时，其中，110 千伏为 0.115 元/千瓦 时，220 千伏为 0.095 元/千瓦时；基本电价按照最大需量 33 元/ 千瓦 月，变压器容量为 26 元/ 千伏安 月；损耗率
28、按前三年新疆电网各电压等级的平均损耗率测算，线损电价按政府批复的结果执行（目前为 0.015 元/千瓦时）；政府性基金及附加执行各地（州、市）电网现行标准。2.4.3 电力用户以年度为周期确定购电模式，购电模式确定后本年度不得变更购电模式。每年底，允许变更下一年度购电模式。具体操作流程如下：（1）每年 11 月第一个工作周，电力交易平台开放购电模式变更服务，有需求的电力用户通过平台提交变更申请；（2）每年 11 月第二个工作周，电力交易中心审核用户变更申请；（3）每年 11 月 20 日前，通过电力交易平台公示购电模式变更情况；（4）电力用户的购电模式变更从下一年度 1 月 1 日 0 点开始
29、生效。2.4.4 未提出购电模式变更申请的电力用户沿用上一年度购电模式。2.4.5 新注册电力用户在第一次选定购电模式后，本年内不得变更。182.4.6 对于选择直接交易购电模式的电力用户，在已签订的直接交易执行完毕前，不允许改变购电模式。2.5 市场交易规则修改2.5.1 市场主体及市场运营机构有义务定期向直接交易管理部门提出修改实施细则的建议。2.5.2 实施细则的修改由能源监管机构按照相关程序组织修改。2.6 临时条款的制定2.6.1 由于实施细则问题，在导致市场秩序混乱的情况下，市场运营机构可提交临时条款，报自治区主管部门和能源监管机构备案后，发布执行。2.6.2 临时条款一经发布立即
30、生效，本实施细则中与临时条款相抵触部分暂时失效。2.6.3 临时条款发布时，应规定有效期，并向市场成员说明制订临时条款的理由。2.6.4 在临时条款有效期内，应及时根据实际情况组织修订本实施细则的相关条款。修订的条款生效后，临时条款自动失效。3. 交易方式3.1 双边协商交易3.1.1. 概述19电力用户与发电企业按照平等、自愿原则，自主协商确定直接交易意向，包括交易电量、交易价格（含企业用网电压等级对应的输配电价、线损电价和各地（州、市）政府性基金及附加电价）、执行时间、违约电量赔偿标准等内容后，在规定时间内向电力交易平台提交，经电力交易中心汇总初审、电力调控中心安全校核后，交易各方根据安全
31、校核后发布的结果签订直接交易合同并执行。3.2 集中撮合交易3.2.1 概述电力用户与发电企业通过电力交易平台申报直接交易需求，由电力交易平台按照规定计算方法进行出清计算，确定各购售电主体直接交易电量和电价，形成无约束交易结果，经电力调控中心安全校核后形成交易结果，交易各方签订直接交易合同并执行。3.2.2 申报数据格式3.2.2.1 直接交易申报数据主要包括执行时间（年度交易要求明确执行月份）、电量和电价等。每个月，发电企业最多可以按照价格单调增的方式申报三个（含）以内的价格、电量对，电力用户按照价格单调减的方式至多申报三个（含）以内的价格、电量对。3.2.2.2 申报价格方式：针对参与直接
32、交易的发电企业，按照直接交易的规则，申报为相对政府定价（新疆电网火电机组上网标杆电价）对20应的变量（正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0）；其他发电企业本身核定的上网电价为参考，先折算到标杆电价后再进行报价。针对参与直接交易的电力用户，按照直接交易的规则，申报价格：按照发电企业火电标杆上网电价加企业用网电压等级对应的输配电价、线损电价和各地（州、市）对应的政府性基金及附加电价后为基准，申报直接交易电价对应的变量（正数表示涨价，负数表示降价，可以为 0）。 3.2.2.3 采用电子化申报方式。电力用户与发电企业使用数字认证证书登录交易运营系统，按照规定的格式录入电量、电价、交易执行时间
33、等信息，并点击确认完成申报工作，交易运营系统对申报信息进行加密、传输、保存处理。3.2.2.4 电力用户与发电企业申报总电量的最小值为100 兆瓦时，可以按照 10 兆瓦时的整数倍向上增加申报电量；申报电价精确到 0.1 元/兆瓦时。3.2.3 出清计算方法3.2.3.1 采用高低匹配法进行出清。采用高低匹配法进行出清。根据发电企业的报价，先将最低的卖出变量与最高的卖出变量进行排队（降价排到涨价）；再根据用户的报价，将最高的买入直接交易电价变量与最低的买入直接交易电价变量进行排队（涨价排到降价）；根据卖出和买入电价进行比较和配对。匹配方式为：最高买入价与最低卖出价优先配对，配对成功为预成交（成
34、交电量为买方与卖方申报电量最小值，成交电价为配对双方中间报价之和的二分之一），再将次高买入价与最低卖出价进行配对，成21交电量与电价同上，若买入价高于或等于卖出价则匹配预成交，直到发电企业最高卖出电量成交完毕或用户最低买入价成交完毕为止，同时直接交易电量不得超过规则规定的最高约束电量（达到约束电量时等比例成交），若同等条件匹配成交电量时，按照用户申报电量等比例匹配。3.2.3.2 直接交易匹配成功的发电企业、电力用户，按照直接交易出清计算分为两个阶段：第一阶段为预出清计算阶段：首先对直接交易的用户与发电企业预先匹配成功交易电价、电量的进行出清计算；然后对其次匹配成功的交易电价、电量进行出清计算
35、。基本流程如下：发电企业卖出价格=发电企业上网核定电价的折算电价+发电企业变动 价格（申 报卖出报价后的出清价格）= 发电企业直接交易电价。电力用户买入价格=发电企业直接交易出清电价+ 核定输配电价+ 线损电价和当地政府性基金及附加+ 电力用户变动价格（申报买入报价后的出清价格）= 电力用户直接交易价格（与电度电价相对应）按照申报卖出、买入报价进行匹配，最终直接交易成交价格为配对双方报价之和的二分之一，即成交价格=电力用户申报买入价格+发电 企业申报卖出价格 /2； 当报价相同且发电企业申报总电量与用电申报总电量不匹配时，按照以上原则匹配交易电量：对于发电企业，环保发电机组的申报电量同等条件下
36、优先成交（即含脱硫、脱销、22高效除尘三部分的优先，其次含脱硫、脱销两部分的优先），然后环保发电机组相同时按其申报电量的比例匹配成交；电力用户同等条件下按其申报电量的比例匹配成交电量（逐步过渡到同等条件下能耗低的优先）。第二阶段为正式出清计算阶段：根据预匹配出清的计算，先进行安全校核，当不满足安全约束要求、需要调减直接交易电量时，调减的原则为：先调减发电企业申报直接交易电量，再进行匹配交易，直至满足直接交易计算出清，形成正式交易结果。3.2.3.3 参与直接交易的电力用户，如果执行峰谷电价，其申报电价按照平段电价申报、匹配和出清计算，直接交易对应的电量全部按照平段电价执行，网购电量按峰谷电价确
37、定的规则执行。发电企业上网电价如果执行峰谷电价时，处理规则相同。3.3 安全校核3.3.1 安全校核包括调峰裕度校核、节能约束校核和电网阻塞校核。3.3.2 电力调控中心基于预测电量、预测负荷及发电设备检修计划、电网设备检修计划等已知边界条件进行安全校核。当边界条件发生变化时，在交易执行过程中可以根据电网安全运行需要调整已签订的合同电量。3.3.3 电力调控中心仅对发电厂直接交易电量合同及计划电量的总量进行分月安全校核。当电网安全约束对发电厂23的合同及计划电量总量产生影响时，可出具安全校核总体意见。3.3.4 基于总量校核原则，电力交易中心应编制年度、月度交易总方案，包括直接交易合同等所有交
38、易成分，提交电力调控中心进行校核。3.3.5 当 220 千伏主变中、低压侧母线所联结的用户全部参与大用户直接交易时，该 220 千伏母线负荷以用户申报的用电曲线作为边界条件进行安全校核；当该母线节点联结的用户仅有部分参与直接交易时，电力调控中心以母线负荷预测结果作为边界条件进行安全校核。用户与主网联结的供电设备（包括线路、开关、变压器等）由相关责任方进行安全校核。3.3.6 调峰能力校核是电力调控中心按照各发电厂（清洁能源除外）提供调峰、调频、备用等辅助服务并且不影响清洁能源消纳的原则，分层、分区进行测算。调控中心根据调峰能力校核结果给出“ 影响清洁能源消 纳” 、“影响辅助服务提供” 和
39、“基本无影响 ”的评级。3.3.7 电网阻塞校核是指根据电网运行结构和负荷预测，对可能出现的电网安全约束进行的预测性分析。电力调控中心根据安全分析情况，给予“电网阻塞 ”、“无阻塞”的评级。3.3.8 当不满足安全约束要求时，电力调控中心提供交易总方案调整建议，内容包括待调整发电企业和电力用户调减电量等建议，由电力交易中心对具体的交易电量进行调整。3.3.9 当不满足安全约束要求、需要调减相关交易电量时，调减的原则如下：24（1）集中撮合交易优先于双边协商交易成交；（2）对于集中撮合交易，价格低的交易电量优先成交；当价格相同时，环保机组的交易电量优先成交；当价格和机组环保等级相同时，按照各自交
40、易电量的比例调减；（3）对于双边协商交易，按照交易意向提交时间先后顺序逆序调减交易电量，即先提交的交易意向优先成交。3.3.10 每个交易周期（年、月），市场运营机构提前发布全网分月预测负荷、预计电网阻塞、发电检修（备用）计划、输变电设备停电计划，引导各市场成员主动规避电网安全约束。3.3.11 鉴于新疆电网直接交易采取基数电量以外超发电量的方式（不采取剔除容量的方式）进行，参与直接交易的发电企业应结合所属发电厂所有交易成分后，参与直接交易工作。如跨区跨省交易计划、发电权交易计划等未确定时，各发电企业在参与直接交易申报时，应充分考虑和平衡各种交易计划的申报工作，便于各种交易电量合同的全部完成。
41、4. 中长期交易组织4.1 概述4.1.1 中长期交易仅采用双边协商交易方式，按年度滚动组织，参考年度基数电量的基础上，综合考虑各种交易合同后，通过交易确定未来二至五年内各月的直接交易电量与电价。4.1.2 中长期交易由电力用户与发电企业自由选择交易对象，自主协商未来二至五年中长期交易意向。交易意向达25成后，由发电企业登录交易运营系统，按照规定格式录入分月电量、电价等信息；然后，电力用户登录交易运营系统，确认、提交发电企业录入的信息。交易中心对交易意向进行初审后，送调控中心进行安全校核，交易中心根据安全校核结果形成直接交易成交结果。交易各方在 10 个工作日内根据直接交易成交结果签订直接交易
42、合同。5. 年度交易组织5.1 概述5.1.1 年度交易包括双边协商和集中撮合两种组织方式，通过交易确定下一年度直接交易电量与电价。5.1.2 年度双边协商交易与年度集中撮合交易的申报时间、汇总和出清时间、安全校核时间、交易结果发布时间相同。在申报时间内，电力用户与发电企业申报双边协商交易意向，同时也申报集中撮合交易需求；在汇总和出清阶段，首先对双边协商交易意向进行汇总，然后对集中撮合交易申报数据进行出清计算；在安全校核阶段，对包含双边协商交易意向和集中撮合交易结果的交易预案进行统一的安全校核，消除阻塞时优先调整双边交易结果，其次调整集中交易结果；在交易结果发布时间，同时发布双边协商和集中撮合
43、交易的最终成交结果。5.1.3 在年度交易申报开始时间之前，各电力用户和发电企业可以自由选择交易对象，自主协商确定下一年度的直接交易意向。265.2 年度交易程序5.2.1 基础信息发布5.2.1.1 为方便开展双边协商交易，电力交易中心应通过交易运营平台发布直接交易基础信息，包括已注册的电力用户和发电企业名单及其联系方式、发电企业装机容量、发电类型、上网批复电价，电力用户用电类型、到户目录电价、供电电压等级、报装用电容量等，并根据市场主体注册情况及时更新相关信息5.2.1.2 电力交易中心通过交易运营系统提供信息交流服务，市场主体可以通过交易运营平台发布下一年度直接交易供需信息。5.2.2
44、交易准备5.2.2.1 每年 10 月份，新建发电企业应将来年投产计划上报政府相关部门及电网企业相关部门，新增电力用户同样上报相关信息。5.2.2.2 每年 11 月份，发电企业通过交易运营平台提交下一年度机组检修计划、各月可直接交易电量等信息，电力用户通过交易运营系统提交下一年度各月用电需求信息。5.2.2.3 每年 12 月前，市场运营机构组织开展下一年度电网电力电量平衡分析、电网输送能力分析、发电设备检修计划编制、输变电设备检修计划编制、直接交易发电企业可交易电量计算、直接交易用户用电需求汇总等工作，在此基础上编制年度直接交易公告。275.2.3 交易公告5.2.3.1 每年 12 月份
45、，通过交易运营平台发布年度直接交易公告，包括但不限于以下内容：（1) 下一年度参与直接交易发电企业的可交易电量规模和参与直接交易电力用户的总用电需求；（2）参与直接交易电力用户的年度用电利用小时数和年度平均利用小时数，其中，年度用电利用小时数=1 至 10 月份用电量1.2/最大需量（或变压器报装容量）年度平均利用小时数为各用户年度用电利用小时数的电量加权平均值；（3）输配电价标准、政府基金及附加、线损折价标准及变动情况，不同价区用户电价情况；（4）下一年度电网电力电量平衡预测结果，火电、水电等发电量预测；（5）下一年度风电、光伏等新能源发电量预测；（6）下一年度发电设备检修计划，包括：检修设
46、备、检修时间等；（7）下一年度输变电设备停电计划，包括：停电设备、主要工作内容、停电时间及对运行方式的影响等；（8）下一年度跨区跨省交、直流通道输送能力及已经签订的合同；（9）下一年度关停替代的发电量、上网电量指标及将要关停的机组容量等；（10）当年电网阻塞情况，包括：电网安全约束、主要输电28通道重载情况、主变负载率等；（11）下一年度电网阻塞预计，包括：电网安全约束、典型潮流等；（12）其他应向市场主体披露的信息等。5.2.3.2 交易公告发布后，电力用户与发电企业参考公告信息，准备年度直接交易申报相关工作。5.2.3.3 因存在不确定性因素，电力交易中心发布的有关电网电力电量供需平衡、可
47、再生能源发电、发电设备检修计划、输变电设备停电计划、预计电网阻塞等预测信息仅供市场主体参考，不承担因预测信息偏差对电力用户和发电企业造成的损失。5.2.4 交易申报5.2.4.1 每年 12 月上旬直接交易公告发布后，电力用户与发电企业通过交易运营系统申报年度双边协商交易意向和年度集中撮合交易需求。5.2.4.2 年度双边协商交易意向主要包括分月的直接电量和电价等信息。首先，由发电企业在交易运营系统中按照规定格式录入分月电量、电价、违约电量赔偿标准等信息；然后，电力用户登录交易运营系统进行确认、提交。交易运营系统将对每一笔成功提交的交易意向生成一个顺序号，交易双方可以据此进行查询。在申报截止时
48、间之前，交易双方可以登录交易运营系统，取消、调整已经提交的交易意向。5.2.4.3 年度集中撮合交易申报数据格式参见 3.2.2 节。5.2.4.4 电力用户的双 边交易意向电量 +集中交易申报电量+ 向 电网 购电电量 为其下一年度全部用 电量需求，集中交29易未能成交的电量默认为向电网企业以目录电价购买。电力用户年度直接交易申报电量应考虑相关输变电检修计划，单一方向供电用户的供电通道关联设备停电检修时不应安排直接交易电量。5.2.4.5 发电企业年度直接交易申报电量应综合考虑机组检修计划、相关输变电设备检修计划、合理的发电负荷率等因素，不能超出机组发电能力，发电厂全部机组检修期间不安排直接
49、交易电量。5.2.4.6 交易运营系统对申报数据进行加密处理，在交易申报截止时间之前不能解密数据包。因此，交易运营系统在客户端进行合理性检查，在交易端只确认申报数据是否接收，不对申报数据的合理性进行检查。5.2.4.7 在交易申报截止时间之前，电力用户和发电企业可以进行多次申报。对于集中撮合交易，后一次申报数据将覆盖前一次申报数据，以最后提交的申报数据为准。5.2.5 交易汇总与出清5.2.5.1 每年 12 月中旬，首先汇总年度双边协商交易意向，然后进行年度集中撮合交易的出清计算。5.2.5.2 对于年度双边协商交易，对交易双方提交的交易意向按照发电企业和电力用户分别进行统计、汇总，确定各交易主体分月的直接交易电量与电价。5.2.5.3 对于年度集中撮合交易，按照 3.2.3 节的方法进行年度集中撮合交易的出清计算，形成交易对。5.2.5.4 在此基础上，结合中长期直接交易合同编制年度直接交易预案。30鉴于新疆电网直接交易未采取扣减发电容量的方式进行交易的情况，交易预案制定是应充分考虑发电企业超发电量预测等情况；针对电力用户，应根据电力用户申报的年度分月用电量需求和直接交易成交结果编制年度购网电量计划，公式如下：年度购网电量=分月用 电量需求之和-所有直接交易成交电量。5.2.6 安全
