2023年12月12日，新疆維吾爾自治區發改委發布了《新疆維吾爾自治區2024年電力中長期交易實施方案》。

集中式扶貧光伏發電項目、分布式新能源項目暫不參與新疆電力市場。

2024年開展的中長期交易品種主要有直接交易、電網代購交易、電采暖交易、新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易、綠色電力交易、月內（多日）合同交易、關停機組發電權替代交易等。現貨市場運行后，不再開展疆內及配套新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易。

明確獨立儲能可參與的市場品種、價格機制、組織方式等內容。

以下為《新疆維吾爾自治區2024年電力中長期交易實施方案》全文。

新疆維吾爾自治區2024年電力中長期交易實施方案

為貫徹落實《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號）、《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改價格〔2021〕1093號）、《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（發改辦體改〔2023〕813號）、《新疆電力中長期市場實施細則》（新監能市場〔2022〕93號）、《自治區發展改革委關于進一步完善分時電價有關事宜的通知》（新發改規〔2023〕11號）文件精神，全面做好2024年電力中長期交易工作，制定本方案。

一、基本原則

（一）保障電力市場平穩運行。充分發揮電力中長期交易“壓艙石”作用，創新交易品種，擴大市場化規模，縮短交易周期，增加交易頻次，為市場主體提供靈活的曲線生成和調偏機制，實現中長期交易按工作日連續開市。

（二）做好中長期與現貨市場銜接。建立與電力現貨市場銜接的中長期分時段帶曲線交易模式，形成24小時曲線的交易合同，保障中長期與現貨市場有序銜接、平穩過渡。

（三）促進綠色低碳發展。充分發揮市場平臺效用，建立更加靈活高效的新能源市場化交易機制，促進能源清潔低碳安全高效利用。

二、市場主體及其準入條件

（一）準入范圍

1.各市場主體準入標準按照《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號）、《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）、《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439 號）和《新疆電力中長期市場實施細則》（新監能市場〔2022〕93號）等文件要求進行準入。集中式扶貧光伏發電項目、分布式新能源項目暫不參與新疆電力市場。

2.由電網企業代理購電的工商業用戶，通過向新疆電力交易中心有限公司（以下簡稱“交易中心”）提交參與批發交易或零售交易申請按季度進入市場。電力用戶新增用戶營銷戶號，可在每季度最后15日前，通過新疆電力交易平臺（以下簡稱“交易平臺”）提交新增申請，新增的用戶營銷戶號自下一季度起參與市場交易。

3.已在交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易的電力用戶，由電網企業代理購電。

4.自2024年起，符合市場準入條件的工商業電力用戶可直接在交易平臺開展市場注冊，不再按電力用戶年用電量以及電壓等級區分大、中小用戶類型。

5.已參與電力市場交易的市場主體，應持續滿足電力市場準入基本條件，不再滿足準入基本條件的，待整改后再準入電力市場交易。售電公司按照國家、自治區相關政策文件執行。

6.當電力用戶所有營銷戶號（用電單元） 均已注銷或過戶給其他市場主體的，或者電力用戶不再屬工商業用電性質的，電力用戶可申請正常退市。當發電企業所有機組注銷或轉讓給其他市場主體的，發電企業可申請正常退市。當電力用戶（發電企業）在交易平臺的營銷戶號（機組）均已注銷或過戶（轉讓），電力用戶（發電企業）自動退市。

7.新型市場主體參照國家、自治區相關政策文件準入和注冊。

（二）市場注冊

1.符合準入條件的市場主體應進行注冊。抽水蓄能按照發電企業類型進行注冊。

2.集團用戶分地州注冊。

3.國網新疆電力有限公司（以下簡稱“國網新疆公司”），兵團各師（市）電力公司、增量配電網經營主體等配售電公司應在交易平臺注冊。

4.參加市場化交易的電力用戶，允許在合同期滿的下一個年度，按照準入條件選擇參加批發或者零售交易。未做出選擇的，延續2023年批發或零售交易身份。

5.參與電力市場交易的發用電市場主體應具備分時計量與數據傳遞條件，目前采用線下傳遞數據的用戶應采取有效措施盡快具備線上傳遞數據功能。

三、交易組織

2024年市場化交易規模預計1240億千瓦時（含電采暖交易）。

（一）交易組織時段劃分

為做好中長期與現貨市場銜接，將全天按單位小時劃分為24個交易時段，中長期交易按照24個交易時段組織實施，尖峰、峰、平、谷、深谷時段劃分按照自治區分時電價政策執行。

（二）交易品種

2024年開展的中長期交易品種主要有直接交易、電網代購交易、電采暖交易、新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易、綠色電力交易、月內（多日）合同交易、關停機組發電權替代交易等。根據政策要求和市場環境變化，適時調整中長期交易品種。

（三）合約要素

1.交易單元

交易單元是參與中長期交易的基本單位。同一交易單元可以在不同標的（或批次）的交易中擔任購方或者售方，在同一批次交易中，同一交易單元不能同時作為購方和售方。

2.交易周期

中長期合同執行的起止時間，以完整日歷日為基本單位。

3.合同電量

中長期交易結果按交易標的日匯總合同電量，包含出清的年度（多月）、月度、月內（多日）等交易分解到標的日的合同電量，作為結算依據。

4.交易價格

中長期交易價格采用絕對價格形式，不得為負值。

5.合同最小單位

中長期交易合同電量可根據需要分解為日小時塊（1小時×1兆瓦時）。

四、電量約束條件

（一）發電側電量約束

所有中長期交易中，發電企業各批次交易售出電量不超過月度交易電量上限和24個交易時段中各時段交易電量上限。發電企業購入電量不超過該交易周期內凈售出電量（指多次售出、購入相互抵消后的凈售出電量，不含交易預出清結果）。

1.月度交易電量上限=月度最大上網電量－月度已成交合同（交易正式出清結果）－月度申報成功但未出清電量（含交易預出清結果）

月度最大上網電量由調度機構在交易前提供。

2.發電企業24個交易時段中各時段交易電量上限=24個交易時段中各交易時段最大上網電量－各時段已有合同（交易正式出清結果）－各時段申報成功但未出清電量（含交易預出清結果）

各交易時段最大上網電量=交易標的天數×裝機容量×1小時

裝機容量數據以交易平臺注冊數據為準。

（二）用戶側電量約束

用戶側申報購入電量不超過各交易時段最大購入電量；用戶側申報售出電量不超過該交易周期內的凈購入電量（多次購入、售出相互抵消后的凈購入電量，不含交易預出清結果）。

批發用戶/售電公司24個交易時段中各時段最大購入電量=批發用戶合同容量/售電公司代理用戶合同容量之和×交易標的對應天數×1小時－各交易時段已成交合同（交易正式出清結果）－各交易時段申報成功但未出清電量（含交易預出清結果）。

電力用戶合同容量以交易平臺注冊數據為準。

五、合同曲線分解

（一）曲線分解方式

將年度（多月）、月度、月內（多日）等各周期中長期合同按照執行期內日歷天數均分的原則，將24個交易時段合同電量分解至日小時塊。若年度（多月）交易按月申報，可按月度日歷天數均分的原則，將24個交易時段合同電量分解至日小時塊。

（二）外送曲線分解

北京電力交易中心發布的出清結果中，若交易曲線已出清至發電企業交易單元，則不再進行分解。交易曲線未出清至發電企業交易單元的，則按各發電企業交易單元分時段出清電量，等比例分解交易曲線至各發電企業交易單元。

（三）機組曲線分解

考慮與現貨市場的銜接，將現有交易單元對應的中長期合同曲線按照機組容量比例匹配到各機組。

（四）優先發電計劃曲線分解

優先發電計劃由電網企業根據政府分時段優先發電計劃下達情況，依據新疆電網發電企業月度合同電量計劃編制規范要求形成月度分時段（峰平谷時段）優先電量計劃，并暫按各月度各時段（峰平谷時段）內小時數均分的原則，將優先發電計劃分解至各月24個交易時段，在年度交易組織前將優先計劃分月24個交易時段電量計劃發送至交易中心。年度關停機組替代交易組織完成后，電網企業按照交易中心提供的年度關停機組替代交易出清數據形成分月分時段（峰平谷時段）電量計劃，按時段內小時數均分的原則，將優先發電計劃分解至各月24個交易時段。發電企業可通過按工作日連續開市的月內（多日）合同交易，靈活調整偏差。

六、年度（月度）綠色電力交易

（一）交易標的

每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的，全年共288個交易標的。

（二）交易范圍

購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足綠色電力交易準入條件的新能源企業。

（三）組織方式

年度綠電交易優先于年度電網代購和年度直接交易開展，月度綠電交易每月8日開展（遇節假日調整）。年度、月度綠電交易均采用雙邊協商方式組織。在交易開市期間，購方通過交易平臺按月申報各交易時段電量和電價（區分電能量價格和綠色環境權益價格），售方分別對電量、電價確認。

（四）價格機制

購售雙方在申報價格時，各時段除去綠色電力環境價值后的電能量價格應滿足自治區分時價格浮動比例要求。交易平臺功能具備后，參照年度（月度）雙邊交易的價格機制設置各時段價格限額。

七、年度（月度）電網代購交易

（一）交易標的

每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的，全年共288個交易標的。

（二）參與交易范圍

購方為電網企業，年度電網代購交易中售方為滿足交易準入條件的發電企業，月度電網代購交易中售方為滿足交易準入條件的發電企業、獨立儲能企業。電網企業的代購電量含電網企業代理購電工商業用戶的用電量和線損電量。線損電量由電網企業按照國家核定新疆電網的上網環節綜合線損率6.57%計算。

（三）組織方式

年度電網代購交易在2023年底開展，月度電網代購交易原則上每月15日開展（遇節假日調整）。電網代購交易由售方報量報價，電網企業（購方）作為價格接受者報量不報價，采用場內集中競價方式組織，根據各交易時段的申報數據按照“邊際電價法”出清。在交易開市期間，購售雙方通過交易平臺分別按月申報24個交易時段的數據。

（四）交易電量約束

電網企業以年度代購分月電量預測值的85%作為購方申報上限，剩余交易需求進入月度市場。

（五）價格機制

電網代購交易中，售方先申報平時段電價，平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。

八、年度（月度）雙邊直接交易

（一）交易標的

每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的，全年共288個交易標的。

（二）交易范圍

年度雙邊直接交易購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足交易準入條件的火電企業（含煤電、氣電、油電、生物質發電、資源綜合利用發電等）、新能源企業、水電企業。

月度雙邊直接交易購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足交易準入條件的火電企業（含煤電、氣電、油電、生物質發電、資源綜合利用發電等）、新能源企業、獨立儲能企業。

（三）組織方式

年度雙邊直接交易在年度電網代購交易后開展，月度雙邊直接交易原則上每月19日開展（遇節假日調整），均采用雙邊協商方式組織。在交易開市期間，購方通過交易平臺申報各交易時段電量和電價，售方分別對電量、電價確認。

（四）交易電量約束

電力用戶（售電公司）年度雙邊直接交易以其（售電公司代理用戶）年用電量的85%作為購方申報電量上限，并提前向市場主體公示。

（五）價格機制

燃煤發電企業平時段報價范圍為250×（1±20%）元/兆瓦時。

購售雙方先申報平時段電價。峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。

九、月度集中交易

（一）交易標的

每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的。

（二）交易范圍

購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足交易準入條件的火電企業（含煤電、氣電、油電、生物質發電、資源綜合利用發電等）、新能源企業、水電企業。

（三）組織方式

月度集中交易原則上每月20日開展（遇節假日調整）。在交易開市期間，購售雙方分別申報24個交易時段電量、電價。現貨市場運行前，月度集中交易采用集中競價方式組織，并分別根據各交易時段申報數據按照“邊際電價法”出清。現貨市場運行后，月度集中交易采用滾動撮合方式組織。

（四）價格機制

月度集中交易中，購售雙方先申報平時段電價，平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。

十、新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易

（一）交易標的

每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的。

（二）交易范圍

購方為滿足交易準入條件的燃煤自備電廠所屬用電企業（含不同調度控制區的公用火電和售電公司代理的自備電廠所屬用電企業），售方為滿足交易準入條件的新能源企業。

（三）組織方式

疆內新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易原則上每月11日開展（遇節假日調整），天中配套新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易原則上每月12日開展（遇節假日調整），采用集中競價方式組織，按照“邊際電價法”出清。現貨市場運行后，不再開展疆內及配套新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易。

（四）價格機制

新能源與燃煤自備電廠調峰替代交易中，購售雙方先申報平時段電價，平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。

十一、月內（多日）合同交易

（一）交易標的

現貨市場運行前，交易標的為當月各交易時段電量。

現貨市場運行后，按工作日組織月內（多日）合同交易，原則上交易標的為（D+2）日至（D+4）日或（D+2）日至（D+5）日的24個交易時段電量（周一周二周三組織的交易標的為（D+2）日至（D+4）日，周四周五的交易標的為（D+2）日至（D+5）日，遇節假日時，節前第2個工作日開展的交易標的為節日第1日至節后第2個工作日期間每個交易時段電量，節前第1個工作日開展的交易標的為節日第2日至節后第3個工作日期間每個交易時段電量）。其中D為交易組織（開市）日。

（二）交易范圍

發電企業、電力用戶（售電公司）均可以購入或者售出電量，

在同一批次交易的同一時段中，市場主體只能購入或者售出電量。

（三）組織方式

按工作日組織月內（多日）合同交易，實現連續開市，采用滾動撮合方式組織。

（四）交易電量約束

在單批次交易中，發電企業（電力用戶、售電公司）各時段購入（售出）電量不得超過該時段已有合同的50%。

（五）價格機制

現貨市場運行前，月內（多日）合同交易設置各時段申報價格上限，平時段報價上限=250×（1+20%）=300元/兆瓦時，峰時段報價上限=250×（1+20%）×（1+P峰），谷時段報價上限=250×（1+20%）×（1－P谷），深谷時段報價上限=250×（1+20%）×（1－P深谷），尖峰時段報價上限=250×（1+20%）×（1+P尖）。

現貨市場運行后，根據現貨有關規則適時調整月內（多日）合同交易申報限額。

十二、電量結算

（一）滿足準入條件的批發用戶（含電網代理購電）、零售用戶、發電企業均按分時段開展電量電費結算，偏差電量按分時段執行，其總上網電量（用電量）及各時段上網電量（用電量）應滿足計量要求，發電企業輔助服務電量、現貨電量、上下調電量、新機調試電量均應按時段區分，電網企業（含配售電企業）應按要求報送交易中心用于交易結算。

（二）各市場主體沿用2023年分時段結算方式開展結算工作，偏差范圍及懲罰系數年內根據實際情況適時調整。

（三）各類型電源各時段上調、下調電價計算不含電網代理購電交易、綠色電力交易、新替交易。新替交易據實納入偏差范圍計算。

（四）參加零售交易的用戶實際用電量根據其與售電公司在交易平臺協商確定的價格（套餐或合同）執行，價格浮動標準需滿足自治區相關規定，各時段用電量按照各時段交易價格結算。

（五）退出電力市場的市場主體，交易中心不再出具結算依據。因不再滿足準入基本條件暫停電力市場交易資格的市場主體，在暫停交易資格期間正常開展結算工作。

（六）批發用戶（含電網代理購電）、零售用戶實際結算電量為用戶實際用電量與結算線損電量之和，結算線損電量為用戶實際用電量除以（1-線損率）再乘以線損率，線損率按照國家核定新疆電網的上網環節綜合線損率6.57%計算。

（七）上網環節線損費用按實際購電上網電價和綜合線損率計算。其中：直接參與市場交易的工商業用戶按其實際購電上網電價結算，由電網代理購電的工商業用戶按每月公示的代理購電價格預結算，按實際上網電價清算。

（八）在直流通道檢修時，相應直流通道配套新能源與自備電廠替代交易按照“以發定用”結算，其余新能源與自備電廠替代交易均按照“以用定發”結算。

（九）跨區跨省交易時段與自治區政策時段不同的，以自治區下發文件時段劃分為準。跨區跨省交易按小時出清的，結算時按時段合并結算；不能按小時出清的，按原合同完成省間結算，結算電量按小時等比例拆分后，再按自治區下發文件時段合并進行發電側結算。

（十）發電企業分攤承擔的日前實時類（含無法清分至市場主體類省間成分）外送電量，按照相應送出價格結算。分攤方式按各時段剩余電量等比例分攤，如仍有剩余電量，按疆內市場結算的火電、新能源發電企業上網電量等比例分攤，其余與現有原則保持一致。

（十一）配套新能源優先送出電量應按自治區下發文件時段劃分。直流配套電源送受電協議對配套新能源優先送出電量明確約定為全額收購的，按配套新能源各時段上網電量減對應時段市場化電量后的剩余電量等比例結算；未明確約定的，按發電企業各時段優先送出合同電量等比例結算。

（十二）新投機組在注冊當月按照《新疆電力市場結算方案（修訂稿）》等相關規則進行結算，注冊前上網電量一并清算。符合交易準入條件的全額保障性收購發電企業按照同電源類型發電企業偏差結算方式執行。

（十三）按照《自治區發展改革委關于印發〈完善我區新能源價格機制的方案〉的通知》（新發改能價〔2022〕185號）要求，我區2021年起投產的新能源平價項目發電量全部納入電力市場，執行相關目標上網電價政策。此類項目涉及的補償電量電費結算原則為：上網電量減去外送實際結算電量為補償電量，疆內實際交易電價為疆內年度月度中長期直接交易加權均價（不含綠電、電采暖、新替、合同交易）、市場均價為當年年度中長期直接交易各時段加權均價。

（十四）設置偏差收益回收費用，即對批發交易的用戶（含

售電公司）各時段各偏差范圍的少用電量結算電價大于其各時段合同均價的部分，以及發電企業各時段各偏差范圍的少發電量（含下調電量）結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。

（十五）國家明確規定的電氣化鐵路牽引用電用戶，結算時按照分時段偏差結算，結算價格按各時段加權平均價格執行。

（十六）現貨市場開展后，按照現貨市場相關規則進行結算。

十三、其他事項

（一）市場主體申報電價時，對應尖峰、峰、平、谷、深谷各時段內的交易時段報價應相同，后續根據現貨運行情況適時調整。

（二）P峰為峰時段浮動比例，P谷為谷時段浮動比例，P深谷為深谷時段浮動比例，P尖為尖峰時段浮動比例。疆內時段劃分、分時段電價等政策如有變化，以政府最新要求為準。

（三）中長期交易申報數據以交易平臺為準。曲線分解時，數據尾差由標的日最后一天的數據兜底，保留小數時四舍五入。

（四）現貨市場運行后，交易中心不再向調度機構推送申報數據，中長期交易采用事前約束進行有約束出清。

（五）現貨市場運行前，原則上按周開展交易計劃調整工作。具備條件后，由交易平臺按日推送發電企業合同電量。現貨市場運行后，不再開展發電企業交易計劃調整工作。

（六）電力用戶年用電量以2023年10月已結算數據為基準往前連續倒推12個月計算。自備電廠企業年用電量為從主網下網的電量，不含自發自用電量。

（七）執行期在2024年的中長期交易準入范圍按照本方案執行。直接參與市場交易的用戶（含售電公司代理）需通過市場采購線損電量。

（八）市場主體通過月內（多日）合同交易靈活調整中長期合同曲線。

（九）2024年1月月度交易在年度交易之后開展，具體交易組織時間、申報精度等內容以發布的交易公告為準。