新疆电力中长期交易实施细则(试行)：售电企业可代理电力用户参与跨省跨区交易

北极星售电网获悉，国家能源局新疆监管办公室日前发布了关于印发《新疆电力中长期交易实施细则(试行)》的通知。

北极星售电网整理了部分重点内容：

1.年用电量在1亿千瓦时以下的电力用户可参与集中竞价(撮合)和挂牌交易。

2.售电公司代理的用户在同一交易类型之间可进行合同电量转让。

3.售电企业可以代理符合准入条件的电力用户参与跨省跨区交易。

详情如下：

新疆电力中长期交易实施细则(试行稿)

2018 年 4 月

第一章 总则

第一条 为规范新疆电力市场中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及其配套文件、国家发改委、国家能源局《电力中长期交易基本实施细则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784 号)等文件和有关法律、法规规定，结合新疆实际，制定本实施细则。

第二条 本实施细则适用于新疆区域内现阶段开展的电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易、合同电量转让交易等。随着全疆竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本实施细则规定的方法解决时，新疆区域应当适时启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的全疆统一市场化电力电量平衡机制。

第三条 本实施细则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌交易等市场化方式，开展多年、年、季、月、月内多日(含周交易，下同)的电力交易。未参与市场交易的优先发电电量和基数电量视为双边协商交易电量，签订购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其交易、执行和结算均应符合本实施细则相关规定。

第四条 辅助服务补偿(交易)机制纳入电力中长期交易范畴，执行《新疆区域电力辅助服务市场运营规则》、西北能源监管局发布的《辅助服务管理实施细则》以及本实施细则中的其他条款。

第五条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第六条 国家能源局新疆监管办公室负责本实施细则的制定，并会同地方电力管理部门(自治区经信委、自治区发改委、自治区能源局、兵团发改委、兵团工信委，下同)根据职责依法履行市场监管职责。

第二章 市场成员权利和义务

第七条 市场成员包括各类发电企业、售电公司(含拥有配电网运营权的售电公司、独立的售电公司)、电网企业(含各局域电网企业、趸售县(团场)供电公司)、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。

第八条 发电企业权利和义务：

(一) 严格遵守有关法律法规、行业标准以及相关政府电力管理、监管部门的有关规程、规定，生产符合国家标准和电力行业标准的电能;

(二) 按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同(含电子合同);

(三) 获得公平的输电服务和电网接入服务;

(四) 严格执行已签订的并网调度协议，服从调度机构的统一调度，落实为保证电力系统安全稳定运行而下达的各类安全技术措施，按规定提供辅助服务;

(五) 按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(六) 按规定向调度机构和交易机构提供发电能力预测数据(预测出力数据);

(七) 法律法规规定的其他权利和义务。

第九条 电力用户权利和义务：

(一) 按规则参与电力市场交易，签订和履行各类电力交易合同(购售电合同)、输配电服务合同、供用电合同等，提供交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;

(二) 获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费(含市场交易电量电费、容量电费、力率调整电费、违约电费等)、输配电费、政府性基金及附加等;

(三) 符合准入条件的电力用户可自主选择售电公司或按本实施细则自愿进入市场，自主选择交易对象，并依据本实施细则退出市场;

(四) 按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(五) 服从电力调度机构统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;

(六) 遵守有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;

(七) 法律法规规定的其他权利和义务。

第十条 售电公司权利和义务

(一)独立的售电公司：

1.按规则参与电力市场交易，签订和履行电力市场交易合同(含供用电合同)、购售电合同、输配电合同等，约定交易、服务、结算、收费等事项;

2.获得公平的输配电服务;

3.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

4.承担保密义务，不得泄露用户信息;

5.按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报;

6.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求协助安排受委托的电力用户用电;

7.遵守有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;

8.已在电力交易机构注册的售电公司不受配电区域限制，可同时或单独在区域内多个配电区域售电;

9.法律法规规定的其他权利和义务。

(二)拥有配电网运营权的售电公司：

1.具备独立售电公司全部的权利和义务;

2.享有公平无歧视接入电网的权利;

3.享有依法合规参与辅助服务市场的权利;

4.按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务，在独立的售电公司无法为其签约用户提供售电服务时提供保底供电服务;

5. 负责配电网络的调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

6.负责配电网的投资、建设、改造、运营、维护、检修及事故处理等工作，保障配电设施的安全稳定运行，履行防窃电义务;

7.无歧视开放配电网，公平地向网内分布式发电企业、电力用户和相关售电公司提供报装、接入、增容、计量、抄表、维修、结算、收费、支付、开具发票等各类供电服务;

8.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;

9.代收、代付配电网内使用的新能源电量补贴，代收配网内国家规定的政府性基金及附加，根据核定的配电价收取配电费，按合同向各方支付相关费用;

10.按规定向市场主体披露配电网络可用容量、实际容量等必要的市场信息;

11.承担配电网安全责任，按照要求提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和新疆区域电力标准;

12.同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权;

13.法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条 独立辅助服务提供者权利和义务：

(一) 按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;

(二) 获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三) 服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;

(四) 按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;

(五) 法律法规规定的其他权利和义务。

第十二条 电网企业权利和义务：

(一) 严格遵守法律法规、行业标准以及相关地方电力管理、监管机构的相关规定，负责建设、运营和公平开放电网，保障经营范围内输配电设施的安全、稳定、经济运行;

(二) 为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，签订合同并严格履行，对其管辖的输、变、配电设备进行管理、检修维护，对其管辖的继电保护、安全自动装置、自动化、通信等二次设备进行技术管理及运行维护;

(三) 向发电企业、电力用户和售电公司提供报装、计量、抄表、维修、结算、收费、支付等各类供电服务;

(四) 按规定收取输配电费，代付网内新能源电量补贴电费，代收、代缴政府性基金及附加等，并按规定及时向相关市场成员结算电费;

(五) 预测并确定非市场电力用户(包括优先购电用户)的电量需求，执行厂网间优先发电合同等;

(六) 按政府定价向优先购电用户及其他不参与市场交易的电力用户提供配售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;

(七) 向电力交易机构提供电力交易组织所需的有关信息，包括但不限于通道输电能力、停电检修计划、关口表计量、电网规划、输电通道投运计划等信息，并按规定向市场主体披露有关信息;

(八) 采取有效措施加强和促进电网建设，提高输送能力，减少输送限制;

(九) 法律法规规定的其他权利和义务。

第十三条 电力交易机构权利和义务：

(一) 按规则组织各类中长期电力交易，建设、运营和维护电力交易平台和交易技术支持系统;

(二) 拟定相应交易实施细则，对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;

(三) 负责各类市场化交易、输配电合同等的组织签订、汇总、管理和备案;

(四) 根据各类市场化交易合同编制年度交易计划、月度交易计划和月内调整计划，并向相应电力调度机构下达;

(五) 负责市场主体的注册管理;

(六) 负责提供电力交易结算凭证(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(七) 监视和分析市场运行情况，负责各类交易平衡分析预测;

(八) 根据规则及相关政策在特定情况下干预市场，防控市场风险，并于事后向国家能源局新疆监管办公室和自治区经信委申报、备案、调整;

(九) 按规则披露和发布信息，保证信息披露及时、真实、准确和完整;

(十) 配合开展市场主体信用评价，按授权对市场主体和相关从业人员违反交易规则、扰乱交易秩序等违规行为进行监察和报告;

(十一) 法律法规所赋予的其他权利和义务。

第十四条 电力调度机构权利和义务：

(一)负责安全校核;

(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;

(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;

(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);

(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第三章 市场准入和退出

第十五条 参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户以及独立辅助服务提供者，应当是具有独立法人资格、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。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力市场交易。

第十六条 参与电力市场交易的市场主体采取注册制度。符合国家及自治区(兵团)有关准入条件的发电企业、售电公司、电力用户按程序在交易机构完成注册后，可自愿参与电力市场交易。

第十七条 参与电力市场交易的电力用户原则上应全部电量进入市场，不执行目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务;鼓励发电企业全部电量进入市场;市场主体参与市场后不得随意退出市场。

第十八条 发电企业市场准入条件：

(一) 依法取得核准和备案文件及电力业务许可证(发电类);

(二) 符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求;

(三) 并网自备电厂在公平承担社会责任，承担国家依法合规设立的政府性基金及附加，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的发电侧市场主体参与市场化交易;

(四) 符合条件的局域电网、增量配电区域及趸售县(团场)等电网范围内的发电企业，可以独立参与交易;

(五) 新疆区域内外送配套电源所属的发电企业，暂不参与新疆区域内组织的电力交易，如确需参与则另行确定;

(六) 保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易;

(七) 关停机组在关停之日至国家规定的期限内，可直接在电力交易机构注册，仅参与优先发电电量合同转让交易;

(八) 其他相关法律法规规定。

第十九条 电力用户市场准入条件：

(一)准入条件

1.10 千伏及以上电压等级电力用户，鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场;

2.符合国家和自治区(兵团)产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与;

3.拥有自备电厂的用户在公平承担社会责任，承担国家依法合规设立的政府性基金及附加，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的用户侧市场主体参与市场化交易;

4.符合准入条件的兵团、石油、水利、趸售县(团场)等局域电网内的电力用户可单独参与市场化交易;

5.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求;

6.其他相关法律法规规定。

(二)电力用户参与市场的分类管理

1.2018 年，原则上按年用电量在 1.0 亿千瓦时及以上的电力用户可参与双边协商交易; 1.0 亿千瓦时以下的电力用户可参与集中竞价(撮合)和挂牌交易;符合准入条件的电力用户均可选择一家售电公司参与交易(参加双边协商交易的售电公司代理申报总电量应满足双边协商交易电量要求)，已选择售电公司的电力用户，不能同时单独以电力用户的身份参与双边协商或集中竞价(撮合)交易。2019 年及以后，根据自治区(兵团)有序放开发电计划相关政策，在前一年予以确定后执行;如无法确定的，暂按上一年的原则执行。

2.满足新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易市场准入条件的并网自备电厂，其发电机组自发电量部分可参与新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易，用电负荷自用电量部分可选择以下两种方式参与：

(1)自备电厂所属用户符合直接交易条件的可参与直接交易;

(2)不符合直接交易条件的直接向电网企业购买电量。

参加直接交易电量和调峰替代电量应分别计算和结算，分别承担违约责任。

第二十条 售电公司市场准入条件：

(一)售电公司准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120 号)有关规定及自治区(兵团)售电侧改革相关政策文件确定的原则执行;

(二)拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类)。

第二十一条 独立辅助服务提供者准入条件：

(一) 具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，应向电力调度机构提供具备相应资质咨询机构出具的机组辅助服务能力测试报告，经技术测试通过后可参与交易;

(二) 鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与。

第二十二条 合同电量转让交易的市场条件:

(一)拥有各类交易合同电量(不含电力援疆外送电量合同)的发电企业可有条件进行转让;拥有直接交易合同的电力用户、售电公司可有条件进行转让;

(二)合同电量转让交易原则上只在符合原交易准入条件的发电企业之间、售电公司之间和电力用户之间进行，不同类型交易之间暂不进行，售电公司代理的用户在同一交易类型之间可进行;

(三)发电企业原则上应由高效、环保机组替代低效、小容量机组;

(四)其他可转让合同电量：

1.特殊方式确定“以热定电”抽凝机组“保量不保价”对应的电量;

2.可再生能源调峰机组优先发电电量;

3.新能源替代自备电厂交易中自备电厂所属用户侧合同电量可在同一替代方式内进行转让;

4.水电机组为提高水能利用率或增加电网调峰能力的电量(含水电机组替代交易电量)。

(五)不可转让合同电量：

1.背压式热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等;

2.新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易中新能源侧合同电量;

3.有其他特殊约定的;

4.法律法规规定的。

第二十三条 市场注册管理

(一)新疆电力交易机构应向其他省(市)电力交易机构共享注册信息，市场主体无需重复注册。交易市场主体目录(含注册和退出)根据准入情况按月滚动调整，定期向地方电力管理部门、国家能源局新疆监管办公室及政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和新疆电力交易机构网站向社会公布;

(二)电力交易机构根据相关规定建立市场注册备案管理实施细则，由市场管理委员会审议通过后，报国家能源局新疆监管办公室和地方电力管理部门备案后执行;

(三)注册要求：

1.符合准入目录条件的市场主体均须通过电力交易平台申请市场注册，市场主体注册申请材料按国家及自治区(兵团)相关规定执行;

2.电力交易机构在受理市场主体注册申请之日起的 10 个工作日内完成申请材料初步审查;

3.经审查不符合要求的，电力交易机构应一次性书面通知申请单位进行修改和补充，申请单位在接到通知的 20 个工作日内完成申请材料修改和补充，并重新提交电力交易机构审查;

4.对不予注册的，电力交易机构在审查完成的 3 个工作日内通过电力交易平台通知申请单位并说明理由。同时，报国家能源局新疆监管办公室及地方电力管理部门备案。

(四)已通过注册的市场主体，应办理数字交易证书，签订《电力交易平台使用协议》并通过电力交易平台分配权限，其中售电公司还应与电力交易机构签订《售电公司入市协议》;

(五)市场主体注册内容发生变化，须向电力交易机构提出变更申请，电力交易机构按照有关规定办理，并在 10 个工作日内完成审查。信息变更包括但不限于：因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致市场主体股权、经营权、营业范围发生变化的;企业更名、法人变更的;发电企业通过设备改造、大修、变更等，关键技术参数发生变化的;企业银行账号变更的;售电公司与用户建立、变更、取消购售电关系的;其他与市场准入资质要求相关的信息变更等;

(六)出现下列情况之一者，电力交易机构可注销其市场主体资格，市场主体通过电力交易平台提出申请，经国家能源局新疆监管办公室批准后，电力交易机构予以注销;

1. 已注册的市场主体发生兼并、重组、合并、分立、破产、关停等变化，不能继续满足市场准入条件，无法继续参与市场交易的;

2.违反市场规则的，按规定列入黑名单的;

3.其他原因导致不能继续参与市场的。

(七)市场主体注销后停止在市场中的所有交易及活动;自注销之日起 15 个工作日内，结清与所有相关市场主体的账目及款项;注销前，应妥善处理相关事宜，履行完毕或转让所有已签订的交易合同，并按合同约定承担相应违约责任，与另一市场主体存在的争议应按照此前合同约定解决;

(八)市场主体对电力交易机构的注册决定有异议，可在收到处理通知之日起 30 日内向国家能源局新疆监管办公室提请复议;

(九)电力交易机构按规定通过交易平台披露市场主体注册信息，包括但不限于已注册的发电企业、售电公司和电力用户的名单、联系方式等。

第二十四条 市场主体退出

(一)发电企业、电力用户、售电企业、独立辅助服务提供者等市场主体自愿或强制退出，均参照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120 号)及国家、自治区(兵团)相关规定执行;

(二)市场主体自愿或强制退出的，原则上 3 年内不得参与电力市场交易，由原受理申请的电力交易机构进行注销，并向社会公示。其中，对强制退出的市场主体除按合同约定承担相应违约责任外，电力交易机构还应提出处罚建议报国家能源局新疆监管办公室批准后执行，同时不再继续执行该市场主体签订的合同电量。退出市场的电力用户须向售电企业(包括保底供电企业)购电。

第四章 交易品种、周期和方式第二十五条 电力市场交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易、电量互保交易、跨省跨区交易、预挂牌月平衡交易、预挂牌日平衡交易及辅助服务交易等。

(一)电力直接交易：指符合准入条件的发电企业与电力用户(含售电公司)经双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌等方式达成的市场交易。符合准入条件的局域电网内电力用户、发电企业及售电公司等市场主体均可参与直接交易;

(二)合同电量转让交易：指发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间(含售电公司代理用户之间)，就电量交易合同开展的电量转让交易。主要包括优先发电合同、直接交易合同、新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易合同、关停机组发电权交易合同、跨省跨区交易合同(不含电力援疆外送电量合同)等;

1.新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易是指符合准入条件的新能源发电企业与符合准入条件的自备电厂所属企业之间经集中竞价(撮合)、挂牌等方式达成的发电权益转让交易(参与新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易的自备电厂所属用户侧下网电量视作合同电量);

2.关停机组发电权交易是指符合准入条件发电企业(含局域电网内发电企业)之间经双边协商、集中竞价(撮合)等方式达成的发电权益转让替代交易(关停机组享有的发电量指标视作合同电量);

(三)电量互保交易：是指发电企业之间、电力用户之间以及售电公司之间事前签订符合交易要求的协议，因特殊原因协议相关方无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，可由其他协议主体代发(代用)部分或全部电量的交易，参与交易的市场主体需在事前进行确认;

(四)跨省跨区交易：是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户、电网企业等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，与不同省级电网的其他市场主体开展的多年、年、季、月及月内多日(含周交易，下同)交易;

(五)预挂牌月平衡交易：是指通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序和下调机组调用排序，每月最后 7 日开始执行;

(六)预挂牌日平衡交易：是指通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序和下调机组调用排序，当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按日进行调用;

(七)电力辅助服务交易：是指为保障电力系统安全稳定运营需要的调频、自动发电控制、备用、调峰、无功调节、自动电压控制及黑启动等电力交易。根据市场需求和技术条件分阶段逐步开展。

第二十六条 电力市场交易按交易期限原分为多年、年度、季度、月度、月内多日交易(不含日前、日内现货交易)。现阶段主要按照年度和月度开展，如有特殊需求的，也可以根据实际情况开展年度以上、季度或者月内多日交易。多年交易需分解到年度，年度、季度交易需分解到月度，月度交易及月内多日上交易可分解到日。

第二十七条 合同电量转让交易主要按月度开展，其他交易主要按年度、月度开展。部分交易可在条件成熟后逐步过渡到日前开展，电力交易的周期、品种原则上不进行调整。

第二十八条 电力中长期交易组织方式包括双边协商交易、集中竞价(撮合)交易、挂牌交易等，各类交易按照本细则组织开展，具体组织时结合交易公告执行。

(一)双边协商交易：指市场主体之间自主协商交易电量(电力曲线)、电价，形成双边协商交易的初步意向后(新能源企业需打捆参与)，通过电力交易平台进行申报，经相关方确认和电力调度机构安全校核后形成交易结果。协商是主要的交易方式。鼓励交易双方按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行协商交易。

(二)集中竞价(撮合)交易： 指所有市场主体通过电力交易平台申报电量、电价等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报，电力交易机构按照事先确定的规则进行市场预出清，经电力调度机构安全校核后，形成交易结果。鼓励大用户整合内部用电负荷或售电公司整合已准入的电力用户将用电负荷进行峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)集中竞价(撮合)交易。

1.集中竞价(撮合)可以采取高低匹配、边际出清等方式进行。其中，发电企业的申报按照分机组(或同一发电厂整体)申报、电力用户按照分电压等级的户号申报、售电公司代理用户分别进行申报(后续可逐步过渡至整体申报);电量、电价可分段进行申报;

2.符合准入条件的新能源机组(含风电、光伏、水电等)可参加集中竞价(撮合)交易，并应分别进行出清，实现新能源、水电和火电打捆交易。

(三)挂牌交易：指市场主体通过电力交易平台，提出售电(发电侧)、购电(用电侧)合同的电量、电价等申请信息，电力交易机构根据市场情况向所有符合条件的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，将购、售电市场主体的电量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，并得到相关方确认，电力交易机构按照事先确定的规则进行市场预出清，经电力调度机构安全校核后，形成出清结果。当安全校核未通过时，由电力交易机构对相关交易进行调减：按照交易申报时间依序成交的，按申报时间逆序调减;按交易申报电量等比例成交的，按中标电量等比例调减。挂牌交易可采用以下两种方式进行。

方式一：交易组织时，按照供方或需方挂牌对外发布要约，由符合资格要求的另一方(或多方)提出接受该邀约的申请，按照市场规则进行交易出清的交易组织方式。

方式二：交易组织时，按照供需双方同时进行 1 次挂牌对外发布要约(双边挂牌)，由符合资格要求的另一方(或多方)提出接受该邀约的申请，在交易参与各方成交前(或闭市前)可以调整 1 次挂牌价格(间隔在 10 分钟以上)，经两轮挂牌后双方最后共同确认成交，按照市场规则进行交易出清的交易组织方式。

挂牌交易可以采用两种方式成交：一是已达到开市前约定的闭市时间，出现已确定的交易电量未超过挂牌电量时，则按照申报的交易电量成交，出现已确定的交易电量超过挂牌电量时，则按交易申报电量等比例成交;二是已达到挂牌交易电量对应的时间，即交易申报电量达到挂牌交易电量时，自动关闭电力交易平台申报，并按照交易申报时间依序成交，直至挂牌电量全部成交或达到开市前约定的闭市时间。

第二十九条 年度直接交易原则上允许按照扣除相应发电容量方式执行，具体由新疆电力市场管理委员会每年 11 月下旬提出建议，报国家能源局新疆监管办公室和自治区经信委批准后执行。发电容量在年度交易时扣除，月度交易时不再扣除，参与跨省跨区外送电交易的不扣除容量。

第三十条 现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，售电企业可以代理符合准入条件的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

第五章 价格形成机制

第三十一条 电力中长期交易的成交价格(出清后电价)由市场主体通过自主协商、集中竞价(撮合)、挂牌交易等市场化方式形成;优先发电电量中非市场化电量执行政府批复价格。

第三十二条 电力直接交易输配电价按照经国家核定的新疆电网输配电价执行;已核定输配电价但未覆盖电压等级的电力用户(含局域电网、趸售用户)，可采取电网购销差价不变的方式执行，但须事先获得价格管理部门批准，政府性基金及附加按国家有关规定执行。

第三十三条 对拥有配电网运营权的售电公司，其配电电价和输电电价未单独核定前，可暂按趸售电价顺推方式执行或按输配电价计算到局域电网出口处(产权分界点处)执行;价格管理部门核定标准后，按核定标准执行。

第三十四条 合同电量转让交易价格为实际转让成交价(含跨省跨区输电费和网损)，不影响出让方原有合同的价格和结算。新疆区域内合同电量转让不收取输电费和网损;跨省跨区合同转让(不含电力援疆电量合同)应按潮流实际情况,另行支付输电费和网损。

第三十五条 新能源替代自备电厂调峰交易中新能源发电企业电价按交易出清电价执行，自备电厂所属企业下网替代电量电价按原下网电度电价扣除新能源出清电价与标杆电价的差值后执行，或按新能源发电企业出清电价加上核定的输配电价执行，其他容量电价等维持不变。

第三十六条 电量互保交易，由发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间签订电量互保协议，按照合同约定的价格结 22 算。

第三十七条 新能源打捆交易(含双边、集中和挂牌)可分别进行申报价格(协商)、排序和出清，但新能源打捆比例应按照已确定比例执行，原则上不超过上一年新疆电网购电量中新能源占比，并预留一定的新能源保障性收购比例。

第三十八条 参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用;也可以按直接交易电价结算(即全部执行平段电价结算)，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第三十九条 双边协商交易，价格按照合同约定执行，原则上不进行限价，特殊情况可由新疆电力市场管理委员会商议确定交易价格区间或采取事前集合竞价确定，报国家能源局新疆监管办公室及地方电价管理部门批准后执行。

第四十条 集中竞价(撮合)交易，按照边际电价出清法或高低匹配电价出清法计算后确定;集中竞价(撮合)交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上限;鉴于现阶段新疆区域发电能力明显大于用电需求，也可对报价或者结算价格设置下限。即分别设立发电企业报价区间和电力用户报价区间，报价区间可由新疆电力市场管理委员会确定或采取事前集合竞价确定，报国家能源局新疆监管办公室及地方电价管理部门批准后执行。

(一)边际电价出清法：

1.边际电价出清法中所有成交电量均采取统一价格进行出清;

2. 发电企业、电力用户、售电公司申报截止后，电力交易机构根据交易公告，考虑输配电价、网损、政府性基金及附加，将申报的购、售电价格统一折算到同一个交易关口，形成折算后的购电方报价和售电方报价;

3.折算后的购电方(用户侧)报价由高到低排序形成购电方申报曲线，价格相同时按其申报电量的比例分配成交电量;

4.折算后的售电方(发电侧)报价由低到高排序形成售电方申报曲线。价格相同时，按照“新能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，按其申报电量的比例分配成交电量;

5.当购电方申报曲线(含电量、电价、时间等要素)与售电方申报曲线有交叉，交叉点对应的价格为边际出清价格。折算后的售电方报价低于边际出清价格的申报电量，折算后的购电方报价高于边际出清价格的申报电量均成交。如果等于边际出清价格的购电方申报电量与售电方申报电量不相等，按照较小的申报电量成交;

6.当购电方申报曲线与售电方申报曲线没有交叉，且购电方报价始终大于售电方报价时，成交总电量为购电方与售电方申报总电量的较小者。边际出清价格为依据购、售电方报价的差值系数 K 值确定(或按照成交电量中折算后的购电方报价的最小值与折算后的售电方报价的最大值的算术平均值确定)，K 值在 0-1 24 之间(根据购售电方的供需情况事先在公告中予以确定)。差值系数经新疆电力市场管理委员会讨论通过并报国家能源局新疆监管办公室和地方电力管理部门备案后执行;当购电方申报曲线与售电方申报曲线没有交叉，且折算后的购电方报价始终小于折算后的售电方报价时，没有成交电量。

7.购电侧也可采取把成交电厂等效成一个电厂，成交用户等效成一个用户，电厂售出电价价差为 A，用户期望电价价差为 B，用户成交电价 M 为： M=B+(A-B)/2=(A+B)/2 ;

8.根据边际出清价格，考虑交易关口、输配电价、网损、政府性基金和附加，分别形成购电出清价格和售电出清价格;

9.拥有配电网运营权的售电公司(含局域电网等)或该区域内电力用户，可采用价差传导方式：一是购电方申报与现行目录电度电价的价差和购电电量，售电方申报与其上网电价的价差和售电电量;二是电价下浮为负，电价上浮为正;三是将购电方申报价差由高到低排序，售电方申报价差由低到高排序，排序原则与一般报价的原则一致;四是按市场边际成交价差作为全部成交电量价差，统一出清;五是若购电方与售电方边际成交价差不一致，则按两个价差的算术平均值执行;

10.对于已批复输配电价地区，可采用输配电价方式组织交易，其扣减输配电价等后计算方法相同，已单独批复配电价格的区域不再执行价差传导方式。