（一）燃煤發(fā)電企業(yè)在省內(nèi)直接交易中申報的平時段報價按 照國家規(guī)定的燃煤基準價浮動范圍進行限制，目前為 20%浮動比 例，即 250×（1±20%）元/兆瓦時。 

（二）雙邊直接交易中，雙方按月申報分時段電量電價，應(yīng) 先申報平時段電價，平臺根據(jù)各時段電價系數(shù)，自動生成峰（尖 峰）時段和谷時段的報價范圍，其中：峰時段價格申報下限=平 時段價格×（1+65%），谷時段價格申報上限=平時段價格×（1－ 65%），1 月、7 月、11 月、12 月的尖峰價格申報下限=平時段價 格×（1+65%）×（1+20%）。 

（三）月度集中交易中，雙方平時段報價范圍為 250× （1±20%），峰時段申報價格下限=平時段價格×（1+65%），谷時 段申報價格上限=平時段價格×（1－65%），尖峰時段申報價格下 限=平時段價格×（1+65%）×（1+20%）。 

（四）電網(wǎng)代購交易中，售方平時段報價范圍為 250× （1±20%），峰時段申報價格=平時段價格×（1+65%），谷時段申 報價格=平時段價格×（1－65%），尖峰時段申報價格=平時段價 格×（1+65%）×（1+20%）。 

 （五）月內(nèi)合同交易中，設(shè)置各時段申報價格上限，計算方 式為：平時段價格申報上限=250×（1+20%）=300 元/兆瓦時，峰 時段價格申報上限=250×（1+20%）×（1+65%）=495 元/兆瓦時， 谷時段申報上限=250×（1+20%）×（1－65%）=105 元/兆瓦時， 尖峰時段申報上限=250×（1+20%）×（1+65%）×（1+20%）=594 元/兆瓦時。 

（六）高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮 20%限制，本地區(qū) 高耗能企業(yè)名單由各地出臺并定期完善。國家明確規(guī)定的電氣化 鐵路牽引用電用戶，參與市場化交易時，按時段申報電量和電價， 各時段電價申報相同價格。結(jié)算時，按照不分時段的原則進行結(jié) 算。 

（七）用戶側(cè)執(zhí)行到戶電價由市場交易上網(wǎng)價格、輸配電價、 輔助服務(wù)費用和政府性基金及附加組成，市場交易上網(wǎng)電價由用 戶或市場化售電主體與發(fā)電企業(yè)通過分時段市場化交易組織形 成，輸配電價、輔助服務(wù)費用和政府性基金及附加按照政府政策 執(zhí)行。

 六、電量限額 

（一）發(fā)電企業(yè)月度最大售出電量=月度最大上網(wǎng)電量－月 度已有合同－申報成功但未出清電量。 

（二）電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)根據(jù)機組可調(diào)出力、檢修天數(shù)、系統(tǒng) 負荷曲線以及電網(wǎng)約束情況，折算出各發(fā)電企業(yè)月度最大上網(wǎng)電 量，在交易前通過信息平臺將數(shù)據(jù)推送至新疆電力交易平臺。 

（三）新替交易前，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)提供燃煤自備電廠在交易執(zhí) 行周期內(nèi)的最大下網(wǎng)能力，通過信息平臺將數(shù)據(jù)推送至新疆電力 交易平臺。

 （四）發(fā)電企業(yè)各時段最大申報電量=交易單元對應(yīng)的裝機 容量×（交易周期內(nèi)自然月各時段對應(yīng)的小時數(shù)）·K－該月各時 段已成交合同－各時段申報成功但未出清電量，其中光伏發(fā)電企 業(yè)僅在 7:00－22:00 之間折算各時段對應(yīng)的小時數(shù)，火電企業(yè) K 值取 92%，新能源 K 值取 80%。 

（五）電力用戶（售電公司）各時段最大申報電量=該用戶 （代理用戶）合同容量×（交易周期內(nèi)自然月各時段對應(yīng)的小時 數(shù)）－該月各時段已成交合同－各時段申報成功但未出清電量。 用戶合同容量為該用戶在營銷系統(tǒng)中的數(shù)據(jù)。 

（六）售電公司剩余交易限額按照履約保函、資產(chǎn)總額以及 當年交易方案中明確的交易電量限額要求計算。 

（七）年度、月度交易中，發(fā)電企業(yè)申報電量需要同時滿足， 各時段申報電量不超過各時段最大申報電量，各時段申報電量之 和不得超過月度最大售出電量。 

（八）年度、月度交易中，電力用戶（售電公司）各時段申 報電量不超過各時段最大申報電量，售電公司各時段申報電量之 和不得超過剩余交易限額。 

（九）在單批次月內(nèi)合同交易中，發(fā)電企業(yè)在各時段交易中 的售出電量不得超過其本月最大申報電量，各時段售出電量之和 - 16 - 不得超過月度最大售出電量，各時段購入電量不得超過其各時段 凈售出電量（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量，不含優(yōu) 先發(fā)電合同）的 10%。電力用戶和售電公司各時段售出電量不得 超過其各時段凈購入電量（指多次購入、售出相互抵消后的凈購 電量）的 10%，各時段購入電量不得超過各時段最大申報電量， 各時段購入電量之和不得超過剩余交易限額。 

（十）單個售電公司全年交易規(guī)模不得超過 2023 年全年電 力市場化交易預(yù)計規(guī)模的 20%。按照履約保函、資產(chǎn)總額、全年 交易規(guī)模計算交易電量限額時，售電公司全年交易規(guī)模即全年合 同凈值（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量）。

 七、安全校核 

（一）安全校核分為單筆校核方式和打捆校核方式，年度交 易（年度電網(wǎng)代購交易、年度直接交易）和月度交易（月度雙邊 交易、月度集中交易）采用打捆校核方式，其余交易采用單筆校 核方式。單筆校核方式下，由交易機構(gòu)匯總已有合同數(shù)據(jù)和單筆 交易申報數(shù)據(jù)，推送至調(diào)度機構(gòu)安全校核；打捆校核方式下，由 交易機構(gòu)匯總已有合同數(shù)據(jù)和多筆交易申報數(shù)據(jù)總和，推送至調(diào) 度機構(gòu)安全校核，交易機構(gòu)根據(jù)交易優(yōu)先級確定各批次校核后的 電量（優(yōu)先組織優(yōu)先出清）。調(diào)度機構(gòu)根據(jù)最新安全約束條件， 僅反饋本次交易安全約束條件和校核意見（通過、不通過、部分 通過）。 

（二）雙邊交易申報數(shù)據(jù)被調(diào)減時，按照各時段申報電量比 例調(diào)減，按用戶申報電量等比例對用戶側(cè)同步調(diào)減，若發(fā)電側(cè)和 用戶側(cè)同時存在調(diào)減電量的情況，則按照發(fā)用兩側(cè)分別等比例調(diào) 減后取小方式出清；對于集中交易申報數(shù)據(jù)被調(diào)減時，按各時段 申報電量比例等比例調(diào)減，并按照調(diào)減后的數(shù)據(jù)有約束出清。 

（三）月內(nèi)合同交易申報結(jié)束后，交易機構(gòu)將匯總發(fā)電企業(yè) 已有合同數(shù)據(jù)和預(yù)出清結(jié)果（售出電量），推送至調(diào)度機構(gòu)安全 校核，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)當在 1 個工作日內(nèi)返回安全校核結(jié)果，安全校 核未通過時，由電力交易機構(gòu)調(diào)減。交易機構(gòu)根據(jù)最新的安全約 束條件對交易結(jié)果按照價格由高到低的原則，對涉及的交易雙方 預(yù)出清結(jié)果調(diào)減，當價格相同時，按時間逆序調(diào)減，形成正式出 清結(jié)果。

 （四）生物質(zhì)、資源綜合利用發(fā)電企業(yè)、地調(diào)調(diào)管電源參與 市場后統(tǒng)一由省級調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)籌安全校核。 

（五）年度交易、月度交易、月內(nèi)交易的校核時間分別為 5 個工作日、2 個工作日、1 個工作日，安全校核結(jié)果由調(diào)度機構(gòu) 提供給交易機構(gòu)，并通過電力交易平臺發(fā)布。 

八、合同管理 

（一）優(yōu)先發(fā)電計劃 優(yōu)先發(fā)電計劃由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)政府分時段優(yōu)先發(fā)電計劃下 達情況，依據(jù)新疆電網(wǎng)發(fā)電企業(yè)月度合同電量計劃編制規(guī)范要求 在合同中明確分時段電量或者分時段電量形成方式，形成月度分 時段優(yōu)先電量計劃，在交易組織前將優(yōu)先計劃分時段電量推送至 交易機構(gòu)。優(yōu)先發(fā)電計劃價格初期統(tǒng)一按政府批復(fù)價格執(zhí)行。關(guān) 停替代交易組織完成后，替代方電廠獲取的關(guān)停發(fā)電權(quán)替代指標 按照優(yōu)先發(fā)電計劃方式下達。 

（二）合同標準化處理 市場主體某一結(jié)算周期某個時段的中長期合約電量為相應(yīng) 時段年、月、月內(nèi)交易形成電量之和。根據(jù)實際需要，當某一交 易品種的時段劃分標準與疆內(nèi)不一致時，可以按照段內(nèi)小時數(shù)均 分的原則進行合同分解，價格與原時段對應(yīng)價格一致，然后按照 疆內(nèi)統(tǒng)一時段合并，最后與疆內(nèi)時段保持一致。考慮光伏發(fā)電企 業(yè)的特殊性，在分解光伏發(fā)電企業(yè)合同時，僅在 7:00－22:00 之 間分配。配套新能源優(yōu)先送出電量應(yīng)按本方案時段劃分。

 九、電量結(jié)算 

（一）滿足準入條件的批發(fā)用戶（含電網(wǎng)代理購電）、零售 用戶、發(fā)電企業(yè)均按分時段電量電費結(jié)算，偏差電量分時段執(zhí)行， 其總上網(wǎng)電量（用電量）及各時段上網(wǎng)電量（用電量）應(yīng)滿足計 量要求，發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)電量、現(xiàn)貨電量、上下調(diào)電量、新機 調(diào)試電量均應(yīng)按時段區(qū)分，電網(wǎng)企業(yè)（含配售電企業(yè)）應(yīng)按要求 報送交易機構(gòu)用于交易結(jié)算。 

（二）參加批發(fā)交易的用戶（含售電公司）分時段電量電費 結(jié)算參照《新疆電力市場結(jié)算方案（修訂稿）》執(zhí)行。對于有源 配電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)用戶參與市場化的情況，以各時段聯(lián)絡(luò)線下網(wǎng)電量 為邊界條件開展結(jié)算工作。 

 （三）電網(wǎng)代理購電電量分時段結(jié)算方式參照批發(fā)交易的用 戶分時段結(jié)算方式開展，各時段偏差范圍及各時段懲罰系數(shù)按照 現(xiàn)行常規(guī)交易結(jié)算偏差范圍及懲罰系數(shù)執(zhí)行。 

（四）發(fā)電企業(yè)各時段偏差范圍在原有常規(guī)交易結(jié)算的基礎(chǔ) 上上下浮動 5 個百分點。各時段懲罰系數(shù)暫按原有常規(guī)交易結(jié)算 懲罰系數(shù)執(zhí)行。 各電源類型各時段上調(diào)、下調(diào)電價計算不含電網(wǎng)代理購電交 易及綠色電力交易。綠色電力交易及新替交易據(jù)實納入偏差范圍 計算。 

（五）參加零售交易的用戶實際用電量均按照其與售電公司 協(xié)商確定的各時段交易價格結(jié)算，各時段交易價格的峰谷比例需 滿足自治區(qū)相關(guān)政策要求，各時段用電量按照各時段交易價格結(jié) 算。 

（六）所有用戶結(jié)算順序均按綠色電力交易、新能源替代交 易、其他市場交易結(jié)算。綠色電力交易的售電公司應(yīng)等量等價傳 導(dǎo)至用戶。 

（七）在直流通道檢修時，相應(yīng)直流通道配套新能源新替交 易按照“以發(fā)定用”結(jié)算，其余新替交易均按照“以用定發(fā)”結(jié)算。

 （八）跨區(qū)跨省交易時段與本方案時段不同的，以本方案時 段劃分為準。跨區(qū)跨省交易按小時出清的，結(jié)算時按時段合并結(jié) 算；不能按小時出清的，按原合同完成省間結(jié)算后，結(jié)算至發(fā)電 企業(yè)時由交易機構(gòu)等比例拆分省間據(jù)實結(jié)算后的合同，再按本方 案時段合并后進行發(fā)電側(cè)結(jié)算。 

（九）發(fā)電企業(yè)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(yīng)送出價格結(jié)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(nèi)市場結(jié) 算的火電、新能源發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量等比例分攤，其余與現(xiàn)有原 則保持一致。 

（十）配套新能源優(yōu)先送出電量應(yīng)按本方案時段劃分。直流 配套電源送受電協(xié)議對配套新能源優(yōu)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(wǎng)電量減對應(yīng)時段市場化電量 后的剩余電量等比例結(jié)算；未明確約定的，按發(fā)電企業(yè)各時段優(yōu) 先送出合同電量等比例結(jié)算。 

（十一）新投機組在調(diào)試期結(jié)束后全部電量在注冊當月按照 《新疆電力市場結(jié)算方案（修訂稿）》結(jié)算。全額保障性收購的 發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量據(jù)實按基準電價（或批復(fù)電價）結(jié)算。 

（十二）南疆三地州燃煤發(fā)電企業(yè)疆內(nèi)消納電量按照 0.035 元/千瓦時補貼，補貼資金來源為月度清算費用。南疆三地州燃 煤發(fā)電企業(yè)納入當月補貼結(jié)算電量上限=（三地州以外燃煤發(fā)電 企業(yè)當月上網(wǎng)電量/三地州以外燃煤發(fā)電企業(yè)裝機容量）×該電廠 裝機容量。 

（十三）按照《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于印發(fā)〈完善我區(qū)新能 源價格機制的方案〉的通知》（新發(fā)改能價〔2022〕185 號）要 求，我區(qū) 2021 年起投產(chǎn)的新能源平價項目發(fā)電量全部納入電力 市場，執(zhí)行相關(guān)目標上網(wǎng)電價政策。此類項目涉及的疆內(nèi)實際交 易電價、市場均價均為各時段加權(quán)平均價。 

（十四）設(shè)置偏差收益回收費用，即對批發(fā)交易的用戶（含 售電公司）各時段各偏差范圍的少用電量結(jié)算電價大于其各時段 合同均價的部分，以及發(fā)電企業(yè)各時段各偏差范圍的少發(fā)電量結(jié) 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）本方案電量結(jié)算部分第 2 至 4 條設(shè)置過渡期，暫定 三個月，過渡期內(nèi)結(jié)算方式按不分時段執(zhí)行，偏差范圍及系數(shù)均 參照《新疆電力市場結(jié)算方案（修訂稿）》。過渡期結(jié)束后，按照 本方案執(zhí)行。

 十、交易事項 

（一）電力用戶年用電量均以 2022 年 10 月已結(jié)算數(shù)據(jù)為基 準往前連續(xù)倒推 12 個月計算。自備電廠企業(yè)年用電量為從主網(wǎng) 下網(wǎng)的電量，不含自發(fā)自用電量。 

（二）年度交易組織前，對符合 2023 年年度交易準入條件 的電力用戶以及售電公司核算年用電量以及電網(wǎng)企業(yè)年度代購 總電量預(yù)測值信息披露及公示，并受理各市場主體對此提出的相 關(guān)異議，受理截止時間為年度交易組織前 2 個工作日。

 （三）當電力用戶由于擴容、新建等原因?qū)е潞贤�容量發(fā)生 變化時，確保交易前與各地州供電公司對接，履行正常變更流程 后，營銷系統(tǒng)將在流程結(jié)束后自動更新合同容量數(shù)據(jù)。 

（四）市場主體不再開展年度分時段合同的分月調(diào)整工作。 

（五）自行參與交易的兵團電力用戶執(zhí)行全疆統(tǒng)一標準，交 易合同、執(zhí)行、結(jié)算、偏差處理等事宜按照自治區(qū)相關(guān)文件要求 執(zhí)行。 （六）兵團各師（市）電力公司報送參與交易用戶的結(jié)算電 量之和，不得超過主網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線下網(wǎng)電量之和。 

（七）發(fā)電機組在規(guī)定調(diào)試運行期內(nèi)的調(diào)試電量，納入代理 購電電量來源，收購電價按照國家有關(guān)要求執(zhí)行。 

（八）所有市場用戶要按照國家和自治區(qū)可再生能源電力消 納保障要求，履行可再生能源消納權(quán)重責(zé)任。對 2023 年自治區(qū) 可再生能源消納責(zé)任權(quán)重及分配方案執(zhí)行情況開展月度監(jiān)測預(yù) 警，鼓勵可再生能源電量優(yōu)先疆內(nèi)消納。

 （九）2023 年綠色電力交易（以下簡稱綠電交易）組織平 臺為北京電力交易中心 e-交易平臺，2023 年綠電交易按時段申 報，時段劃分標準與本方案保持一致，各時段報價不設(shè)置電價比 例限制，其他事項按照《新疆綠色電力交易方案（試行）》執(zhí)行。

 （十）2023 年 1 月月度和月內(nèi)交易具體事項參照 2022 年電 力直接交易方案有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。2023 年年度交易及后續(xù)月份月 度交易按照 2023 年電力市場化交易實施方案執(zhí)行，年度交易執(zhí) 行周期為 2—12 月。

 （十一）對于市場主體發(fā)生惡意串通操縱市場的行為，并嚴 重影響交易結(jié)果的，電力交易機構(gòu)、電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)依法依規(guī)采 取市場干預(yù)措施，并向國家能源局新疆監(jiān)管辦、自治區(qū)政府電力 管理部門提交干預(yù)情況報告。政府有關(guān)部門將市場主體違規(guī)行為 計入企業(yè)信用記錄。 

（十二）具體交易組織時間、申報精度、申報方式等以正式 發(fā)布的交易公告為準。

 十一、附則 本方案最終解釋權(quán)歸政府電力管理部門

 

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