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

第一百八十九条 各发电企业月度电量收入按照如下公式计算：

(一)月度优先发电和基数电量

R 优先和基数 =(Q 优先发电 +Q 基数 )×P 标杆 (1)

其中：

R 优先和基数 为各发电企业月度优先发电和基数电量电费收入;

Q 优先发电 为各发电企业月度优先发电合同电量;

Q 基数 为各发电企业月度基数合同电量;

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P 标杆 为各发电企业标杆上网电价。

(二)月度市场化合约电量收入计算：

R 市场合同 =Q 双边 ×P 双边 +Q 竞价 ×P 竞价 +Q 挂牌 ×P 挂牌

其中：

R 市场合同 为发电企业月度市场合约电量电费收入;

Q 双边 为发电企业月度双边协商交易电量;

Q 竞价 为发电企业月度集中竞价(撮合)交易电量;

Q

挂牌 为发电企业月度挂牌等交易电量(含合同转让电量和互

保协议电量);

P 双边 为发电企业双边协商交易度电电价;

P 竞价 为发电企业集中竞价(撮合)度电电价;

P 挂牌 为发电企业挂牌交易度电电价。

(三)新能源发电企业(包括风电、光伏)和无调节能力的水电月度电量电费收入计算

1.根据次月整体最大发电能力预测值、优先发电计划及月度市场化合同电量确定次月月度发电计划，并按照有关规定和本实施细则对新能源进行结算。

2.新能源发电企业和无调节能力的水电月度合同执行的实际用网电量与合同电量允许偏差范围为风电、光伏发电 15%以内，无调节能力水电 10%以内。在允许偏差范围内免除考核;在允许偏差范围以外的需支付偏差考核费用。

3.新能源发电企业和无调节能力的水电月均不参与预挂牌月平衡偏差交易，但±15%(±10%)以外的偏差电量按照火电机组预挂牌上、下调加权平均价格结算。

R 新能源优先 =Q 新能源优先 ×P 标杆 (3)

R 新能源市场合同 =Q 双边 ×P 双边 +Q 竞价 ×P 竞价 +Q 挂牌 ×P 挂牌 (4)

R 偏差 =(|Q 新能源实际 -Q 新能源月度总合同 |-Q 新能源月度总合同 ×15%或 10%)×P预挂牌加权平均 (5)

当偏差小于 15%或 10%时R 免考偏差 =(Q 新能源实际 -Q 新能源月度总合同 )×P 市场合同加权平均 (6)R 新能源实际 =R 新能源优先 +R 新能源市场合同 +R 免考偏差 (7)

当偏差大于 15%或 10%时R 免考偏差 =(Q 新能源月度总合同 ×15%或 10%)×P 市场合同加权平均 (8)

超发：R 新能源实际 =R 新能源优先 +R 新能源市场合同 +R 免考偏差 - R 偏差 (9)

少发：R 新能源实际 =R 新能源优先 +R 新能源市场合同 -R 免考偏差 - R 偏差 (10)

其中：

R 新能源实际收入 为新能源发电企业月度实际电量收入;

R 偏差 为新能源发电企业月度偏差考核费用，当|Q 新能源实际- Q 新能源月度总合同 |≤Q 新能源总 ×15%或 10%时 R 偏差 =0，当|Q 新能源实际- Q 新能源总 |>Q 新总×15%或 10%时 R 偏差 为公式(5)计算值;

R 免考偏差 为新能源发电企业月度允许偏差范围内电费收入;

Q新能源月度总合同 为新能源发电企业月度总合同电量，为优先发电合同电量和市场化合同电量之和;

R新能源市场合同 为新能源市场化合同电量总收入按照公式(4)计算得出;

P 预挂牌加权平均 为火电预挂牌加权平均电价，分为上调电价和下调电价两种，新能源超发(用户少用)采用下调加权平均电价，新能源少发(用户多用)采用上调加权平均电价;

P 市场合同加权平均 为新能源市场化合同加权平均电价。

(四)其他机组在新能源次月月度发电计划确定后，根据优先发电计划和市场化合同确定次月月度发电计划，按照有关规定和本实施细则进行结算。其中新能源和无调节性水电以外的发电企业月度发电收入按照以下方式结算：

1.当上网电量小于月度优先发电和和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用，5%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

当 Q 其他实际 ≤Q 优先发电 +Q 基数 时：

Q 其他偏差 =| Q 其他总合同 -Q 其他实际 |-5%×Q 其他总合同 (11)

R 偏差 =Q 其他偏差 ×P 预挂牌下调 (12)

Q 自身考核 =Q 自身原因 -5%×Q 其他总合同 (13)

R 自身考核 =Q 自身考核 ×P 竞价最高 ×10% (14)

R 其他实际收入 =Q 其他实际 ×P 标杆 + R 偏差 - R 自身考核 (15)

其中：

Q 实际上网 为其他发电企业月度实际上网电量;

R 实际收入 为其他发电企业月度实际电费收入;

Q

其他总合同 为其他发电企业月度总合同电量(包括月度优先发电、基数电量和市场化合同电量);

P 预挂牌下调 为其他发电企业预挂牌下调成交电价;

Q其他偏差 为其他发电企业获得补偿的偏差电量，为公式(11)的计算值;

R 偏差 为其他发电企业的偏差补偿收入，当|Q 其他总合同 -Q 优先发电 -Q

基数 |≤5%×Q 其他总合同 时 R 偏差 =0，当|Q 其他总合同 - Q 其他实际 |>5%×Q 总发电量时 R 偏差 为公式(12)的计算值;

Q 自身原因 为因企业自身原因导致的少发或多发总电量;

Q 自身考核 为因企业自身原因导致的少发考核或多发补偿电量;

R 自身考核 为当 Q 自身考核 ≤5%×Q 其他总合同 时 R 自身考核 =0，当 Q 自身考核 >5%

×Q 其他总合同 时 R 自身考核 为公式(14)计算值;

P 竞价最高 为市场月度集中竞价交易最高成交电价;

2.当实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按市场月度集中竞价交易最高成交价的 10% 支付偏差考核费用，5% 以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

当 Q 优先发电 +Q 基数

Q 其他实际市场合同 =(Q 实际上网 -Q 优先发电 -Q 基数 ) (16)

R 实际收入 =R 其他优先和基数 +Q 其他实际市场合同 ×P 合同加权平均 + Q 其他偏差 ×P 预挂牌下调 -

Q 自身考核 ×P 竞价最高 ×10% (17)

其中：

R 其他优先和基数 按照公式(1)计算;

Q其他实际市场合同 为其他发电企业月度实际市场合约发电量，按照公式(13)计算;

Q 其他偏差 按照公式(11)计算;

Q 自身考核 按照公式(13)计算;

Q其他实际市场合同 为其他发电企业实际发出的合同电量，按照公式(16)计算。

3.当实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按市场月度集中竞价交易的最低成交价结算。

当 Q 实际上网 >Q 优先发电 +Q 基数 +Q 市场合约 时：

R 实际收入 =R 其他优先和基数 + R 其他市场合同 +Q 其他偏差 ×P 预挂牌上调 +Q 自身考核 ×P 竞价最低 (18)

其中：

R 其他优先和基数 按照公式(1)计算;

R 其他市场合同 按照公式(2)计算;

Q 其他偏差 按照公式(11)计算;

Q 自身考核 按照公式(13)计算;

P 竞价最低 为月度集中竞价最低价格;

P 预挂牌上调 为其他企业月度预挂牌上调成交电价。

4.全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。

5.机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

第一百九十条 市场电力用户(售电公司)电费结算按照如下公式计算：

(一)实际用电量超过合同电量时(Q 用户实际 >Q 市场合同 )：

1.按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算。

R 用户实际 = Q 市场合同 ×P 合同加权平均 +(Q 用户实际 - Q 市场合同 )×P 预挂牌加权平均 (19)

其中：

R 用户实际 ：用户支付总电费;

Q 用户实际 ：用户实际用电量;

公式其他字母含义同上。

2.系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算。

R 用户实际 = Q 市场合同 ×P 合同加权平均 +(Q 用户实际 - Q 市场合同 )×P 竞价最高(20)

(二)实际用电量小于合同电量时(Q 用户实际

1.按其合同加权平均价结算实际用电量。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用。

Q 用户偏差考核 =|Q 市场合同 -Q 用户实际 |-5%×Q 市场合同 (21)

R 用户偏差 = Q 用户偏差考核 ×P 下调电量补偿 (22)

R 用户实际 = Q 用户实际 ×P 合同加权平均 + R 用户偏差 (23)

Q 用户偏差考核 为用户少用的考核电量;

R 用户偏差 为用户支付的偏差考核费用，其中当|Q 市场合同 -Q 用户实际 |≤5%×Q 市场合约 时 R 用户偏差 =0，当|Q 市场合同 -Q 用户实际 |>5%×Q 市场合约 时按照公式(21)和公式(22)计算得出;

P下调电量补偿 ：下调电量补偿单价，等于所有下调电量的补偿价格和所有下调电量乘积的累加值与下调总电量的比值;

2.系统未调用下调服务时，按其合同加权价的 10%支付偏差考核费用。

R 用户实际 = Q 用户实际 ×P 合同加权平均 +Q 用户偏差考核 ×10%×P 合同加权平均 (24)

其中：Q 用户偏差考核 按照公式(21)计算。

(三)售电公司按照其代理各用户的累加值参照以上公式进行结算。

第一百九十一条 非市场电力用户电费结算按照如下公式计算：

(一)非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。

R 非市场实际 =Q 非市场实际 ×P 目录 (25)

其中：

R 非市场实际 为非市场化用户应结算电费;

Q 非市场实际 为非市场化用户实际用电量;

P 目录 为非市场用户目录电价。

(二)非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，5%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;5%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用。

当 Q 总非市场实际 >Q 总优先发电 +Q 总基数 时：

Q 总非市场考核 = |Q 总非市场实际 -(1+5%)×(Q 总优先发电 +Q 总基数 )| (26)

R 非市场考核 = Q 总非市场考核 ×10%×P 竞价最高 (27)

R 非市场 = Q 总非市场实际 ×P 目录 + R 非市场考核 (28)

其中：

Q总非市场考核 为非市场电力用户偏差考核电量，按照公式(26)

计算;

R 非市场考核 为非市场电力用户偏差考核费用，当 Q 总非市场考核 ≤(Q总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 =0，当 Q 总非市场考核 >(Q 总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 为公式(27)的计算值;

Q 总优先发电 为发电侧总的优先发电量;

Q 总基数 为发电侧总的基数电量;

Q 总非市场考核 为非市场电力用户总偏差考核电量;

Q 总非市场实际 为非市场电力用户实际用电量。

(三)非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用。

1.当 Q 总非市场实际 ≤Q 总优先发电 +Q 总基数 时：

R 非市场考核 = Q 总非市场考核 ×P 下调电量补偿 (29)

R 非市场实际 = Q 总非市场实际 ×P 目录 + R 非市场考核 (30)

其中：

Q 总非市场考核 按照公式(26)计算;

R 非市场考核 为非市场电力用户偏差考核费用，当 Q 总非市场考核 ≤(Q总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 =0，当 Q 总非市场考核 >(Q 总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 为公式(27)的计算值;

2.系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用。

R 非市场考核 = Q 总非市场考核 ×10%×P 竞价最高 (31)

R 非市场实际 = Q 总非市场实际 ×P 目录 + R 非市场考核 (32)

其中：

Q 总非市场考核 按照公式(26)计算;

R 非市场考核 为非市场电力用户偏差考核费用，当 Q 总非市场考核 ≤(Q总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 =0，当 Q 总非市场考核 >(Q 总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 为公式(27)的计算值;

(四)非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂、地方电网造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。

第一百九十二条 对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时， 按月度集中竞价交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的 10% 支付偏差考核费用)。

第一百九十三条 电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。

上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量—新能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量)

优先发电和基数电量加权平均价=(新能源政府批复电价(不含补贴)×新能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(新能源当月实际完成的优先发电和基数电量 + 其他类型电源当月计划合同电量)

以上用电量均按上年网损率折算到发电侧，电力用户侧收取的市场化交易费用(含偏差考核，不含电网输配电费)和发电企业偏差考核费用统一用于支付发电企业市场化交易费用(含上、下调服务费)，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。

第一百九十四条 对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用：

R 电网偏差 =Q 电网原因偏差 ×P 预挂牌加权平均 (33)

其中：

R 电网偏差 为因电网原因造成偏差考核费用;

Q 电网原因偏差 为因电网原因造成的合同偏差电量。

第一百九十五条 对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。

第十一章 信息披露

第一百九十六条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第一百九十七条 市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

第一百九十八条 电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。

第一百九十九条 市场成员应该报送与披露包括但不限于以下信息：

(一)电力交易机构：按规定披露信息,包括(但不限于)电力供需形势预测、各类型电量、国家批准的输电电价、大用户直购电输配电价、跨省跨区输配电价、网损、国家批准的收费标准、交易信息、电网安全约束信息和报价约束信息;交易结果包括年度、月度各类型交易成交电量、各类型交易最低成交价格、各类型交易最高成交价格、平均成交价格等;偏差电量责任认定、月度、年度偏差处理资金收入及支出情况;其他法律法规要

求披露的信息等;

(二)电力调度机构：按规定披露安全校核依据，具体输配电线路或输变电设备名称的安全约束情况、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等;交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况;法律法规要求披露的其他信息;

(三)电网企业：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)直接交易电量、 结算电费、输配电价、输配电损耗率、政府性基金和附加等;年度电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等;电网检修计划;其他法律法规要求披露的信息等;

(四)交易主体：

发电企业：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)参与直接交易公司名称、股权结构、投产时间、机组编号、容量、发电业务许可证、年发电量计划、能耗水平、环保设施运行情况等;

已签合同电量等;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等;

售电企业：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)公司名称、股权结构、交易许可能力;直接交易需求信息;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等;

电力用户：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)公司名称、股权结构、投产时间、受电电压等级、最大负荷及负荷特性、年最大用电量、产品能耗水平等;直接交易需求信息、最大需量;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等;

独立辅助服务提供商：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)公司名称、股权结构、服务性质能力;直接交易需求信息;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。

第二百条 在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。

第二百〇一条 电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。

第二百〇二条 市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。

第二百〇三条 国家能源局新疆监管办公室、地方电力管理部门、电力市场成员等不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。电力交易机构应保证私有数据信息在保密期限内的保密性。

第二百〇四条 国家能源局新疆监管办公室会同地方电力管理部门根据实际制定新疆电力市场信息报送和披露实施细则并监督实施。

第十二章 争议和违规处理

第二百〇五条 本实施细则所指争议是市场成员之间的下列争议：

(一) 注册或注销市场资格的争议;

(二) 市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议;

(三) 市场交易、计量、考核和结算的争议;

(四) 其他方面的争议。

第二百〇六条 发生争议时，具体双方先协商解决;协商解决不成的，可以申请调解;仍无法达成一致意见的，可以提请仲裁，具体按照国家有关法律法规和国家能源局及新疆监管办公室出台的相关规定处理。

第二百〇七条 市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局新疆监管办公室按照《电力监管条例》等相关法律法规处理：

(一) 提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;

(二) 滥用市场力，恶意串通、操纵市场;

(三) 不按时结算，侵害其他市场交易主体利益;

(四) 市场运营机构对市场交易主体有歧视行为;

(五) 提供虚假信息或违规发布信息;

(六) 泄露应当保密的信息;

(七) 其他严重违反市场规则的行为。

第十三章 市场干预

第二百〇八条 当出现以下情况时，国家能源局新疆监管办公室会同自治区经信委等共同做出中止电力市场的决定，并向市场交易主体公布中止原因。

(一) 电力市场未按照规则运行和管理的;

(二) 电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的;

(三) 电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的;

(四) 电力市场技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的;

(五) 因不可抗力市场交易不能正常开展的;

(六) 电力市场发生严重异常情况的。

第二百〇九条 电力交易机构会同电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预，同时可制定临时性条款，并对相关内容进行适当调整，有利于市场尽快恢复运行。市场干预期间，电力交易机构会同电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，事后报国家能源局新疆监管办公室和自治区经信委备案。

第二百一十条 当面临重大自然灾害和突发事件时，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易，全部或部分免除市场主体的违约责任。发电全部或部分电量应执行指令性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案。

第二百一十一条 市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。

第十四章 附则

第二百一十二条 本实施细则由国家能源局新疆监管办公室负责解释。

第二百一十三条 新疆区域其他电力交易规则相关条款如与本实施细则冲突，则以本实施细则为准。

第二百一十四条 本实施细则自发布之日起开始施行。