北极星售电网获悉，近日新疆自治区发展改革委发布《关于征求新疆维吾尔自治区2023年电力市场化交易实施方案意见的函》。文件对市场主体及其准入条件、时段划分、交易组织、价格机制、电量限额、合同管理、电量结算、交易事项等进行规定说明。
(相关资料图)
文件要点如下：
一、市场主体及其准入条件
1、燃煤、生物质、资源综合利用发电企业（含余热余压余气发电、煤层气发电等）进入电力市场，生物质、资源综合利用发电企业视为火电企业参与市场化交易。
2、集中式扶贫光伏、特许权新能源、示范试验类新能源等实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场直接交易。
3、省调调管水电站、装机5万千瓦及以上地调调管水电站原则上进入电力市场。水电企业因所在流域特殊原因放弃进入市场的，流域内水电机组电量纳入优先发电计划，由电网企业按照批复上网电价收购。
4、10千伏及以上工商业用户（含不具备法人资格的工商业用户）原则上直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），未直接从电力市场购电的工商业用户由代购企业代理购电（含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易的用户）。
5、年用电量在500万千瓦时及以上（南疆地区为300万千瓦时及以上）且接入电压等级在10千伏以上的工商业电力用户为大用户，其他用户为中小用户。
6、不符合国家产业政策的电力用户不直接参与市场交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。
7、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时，应暂停电力市场交易资格。未持续满足注册条件的售电公司，经新疆电力交易机构通知后2个月未完成整改的执行强制退市。符合正常退市条件的市场主体，可向新疆电力交易机构提交退市申请。当电力用户所有营销户号（用电单元）均已注销的，电力用户可申请正常退市。
8、所有市场用户均需贯彻落实国家和自治区可再生能源电力消纳保障要求，切实履行可再生能源消纳权重责任。提高“两高”市场用户可再生能源消纳权重，具体标准按照2023年自治区可再生能源消纳责任权重及分配方案执行。鼓励可再生能源电量优先疆内消纳。
二、时段划分
将每日用电时间分为高峰、平时段、低谷时段，具体为：
高峰时段8小时（8:00—11:00，19:00—24:00）；平时段8小时（11:00—14:00，16:00—19:00，0:00—2:00）；低谷时段8小时（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由高峰时段调整为尖峰时段，夏季7月高峰时段变成6小时（8:00—11:00，19:00—21:00，23:00—24:00），冬季1、11、12月份的高峰时段变为6小时（8:00—11:00，21:00—24:00）。
三、交易组织
推动电力市场化交易从电量交易模式向分时段交易模式转变。根据国网新疆电力有限公司测算，预计2023年全年市场化交易电量XXXX亿千瓦时。
1、年度电网代购交易
电网企业以年度代购分月电量预测值的60%作为购方申报上限，剩余交易需求进入月度市场。年度电网代购交易，采用场内集中竞价方式组织。在交易闭市前，购方通过电力交易平台申报峰、平、谷、尖四个时段电量，按月分时段申报电量，其中1月、7月、11月、12月需要填尖峰电量。发电企业作为售方按月申报一个总电量和四个时段价格。系统根据电网企业各时段申报电量比例将发电企业申报总电量分配，与发电企业各时段最大申报电量取小后，生成发电企业各时段的申报电量，电网企业作为价格接受者，按售方“价格优先”原则出清。安全校核后，若发电企业申报量高于电网企业申报量，发电企业按价格“从低到高”排序依次出清，边际点若出现同价情况等比例出清。出清价格为发电企业报价边际点对应的价格。若发电企业申报量低于电网企业申报量，出清电量为发电企业申报电量，出清价格为发电企业最高申报电价。系统分别根据各时段的申报数据按照边际电价法出清。
如果有多个电网企业参与申报，将多个电网企业各时段申报电量合并，按照相同方式出清，出清后每个电网企业出清电量按照各自申报电量比例分配。
2、年度直接交易
年度直接交易售方火电、新能源均可参与。单个用户年度直接交易以年用电量的85%为购方交易申报上限（售电公司交易电量不超过其代理用户年用电量之和的85%），剩余交易需求进入月度市场。年度直接交易，采用双边协商方式组织。
3、月度电网代购交易
月度电网代购交易，采用场内集中竞价方式组织。
4、月度直接交易
月度双边交易。售方火电、新能源、水电均可以参与，交易组织时间为每月19日（如遇节假日可调整）。
月度集中交易。售方仅火电参与，交易组织时间为每月20日（如遇节假日可调整）。
5、月内合同交易
月内合同交易所有发电企业和电力用户（售电公司）均可参与。月内合同交易以月度为周期，暂定为按周开市，发电企业和电力用户（售电公司）以买方或者卖方的身份参与交易。月内合同交易仅作为市场主体调整合同偏差的手段，不附加任何可再生能源消纳权重等属性。
原则上交易组织时间为每月26日前（含26日）的每周周三，按此计算当月最后一次可组织交易时间在23日之前（含23日）的，该次交易调整为26日前最后一个工作日（含26日）组织。月内合同交易按时段组织，组织方式为滚动撮合方式。在各时段的月内合同交易中，市场主体只能以购方或者售方身份参加交易，在申报时间内，实时申报电量、电价，系统根据价格优先、时间优先的原则即时匹配出清。
6、新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易
新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易（以下简称新替交易）满足交易准入条件且未被售电公司代理的燃煤自备电厂所属企业可以作为购方参与。新替交易按月组织，组织方式为集中竞价。在交易闭市前，购售双方分别按时段申报电量、电价，系统分别根据各时段的申报数据按照边际电价法出清。
四、价格机制
1、燃煤发电企业在省内直接交易中申报的平时段报价按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制，目前为20%浮动比例，即250×（1±20%）元/兆瓦时。
2、双边直接交易中，双方按月申报分时段电量电价，应先申报平时段电价，平台根据各时段电价系数，自动生成峰（尖峰）时段和谷时段的报价范围，其中：峰时段价格申报下限=平时段价格×（1+65%），谷时段价格申报上限=平时段价格×（1－65%），1月、7月、11月、12月的尖峰价格申报下限=平时段价格×（1+65%）×（1+20%）。
3、月度集中交易中，双方平时段报价范围为250×（1±20%），峰时段申报价格下限=平时段价格×（1+65%），谷时段申报价格上限=平时段价格×（1－65%），尖峰时段申报价格下限=平时段价格×（1+65%）×（1+20%）。
4、电网代购交易中，售方平时段报价范围为250×（1±20%），峰时段申报价格=平时段价格×（1+65%），谷时段申报价格=平时段价格×（1－65%），尖峰时段申报价格=平时段价格×（1+65%）×（1+20%）。
5、月内合同交易中，设置各时段申报价格上限，计算方式为：平时段价格申报上限=250×（1+20%）=300元/兆瓦时，峰时段价格申报上限=250×（1+20%）×（1+65%）=495元/兆瓦时，谷时段申报上限=250×（1+20%）×（1－65%）=105元/兆瓦时，尖峰时段申报上限=250×（1+20%）×（1+65%）×（1+20%）=594元/兆瓦时。
6、高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；国家明确规定的电气化铁路牵引用电用户，参与直接交易时，按时段申报电量和电价，各时段电价可以申报相同价格。
五、电量限额
发电企业各时段最大申报电量=交易单元对应的装机容量×（交易周期内自然月各时段对应的小时数）·K－该月各时段已成交合同—申报成功但未出清电量，其中光伏发电企业仅在7:00－22:00之间折算各时段对应的小时数，火电企业K值取92%，新能源K值取80%。
电力用户（售电公司）各时段最大申报电量=该用户（代理用户）合同容量×（交易周期内自然月各时段对应的小时数）－该月各时段已成交合同－申报成功但未出清电量。
单个售电公司全年交易规模不得超过2023年全年电力直接交易预计规模的20%。按照履约保函、资产总额、全年交易规模计算交易电量限额时，售电公司全年交易规模即全年合同净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量），含直接交易合同和转让交易合同。
六、电量结算
电网代理购电电量分时段结算方式参照批发交易的用户分时段结算方式开展，各时段偏差范围及各时段惩罚系数按照现行常规交易结算偏差范围及惩罚系数执行。
发电企业各时段偏差范围在原有常规交易结算的基础上上下浮动5个百分点。各时段惩罚系数暂按原有常规交易结算惩罚系数执行。各电源类型各时段上调、下调电价计算不含电网代理购电交易及绿色电力交易。绿色电力交易及新替交易据实纳入偏差范围计算。
所有用户结算顺序均按绿色电力交易、新能源替代交易、其他市场交易结算。绿色电力交易的售电公司应等量等价传导至用户。
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。
南疆三地州燃煤发电企业疆内消纳电量按照0.035元/千瓦时补贴，补贴资金来源为月度清算费用。南疆三地州燃煤发电企业纳入当月补贴结算电量上限=（三地州以外燃煤发电企业当月上网电量/三地州以外燃煤发电企业装机容量）×该电厂装机容量。
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。
