重磅丨《新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易实施细则(征求意见稿)》发布

3.1.4.7 根据电力调度机构安全校核给定的各区域新能源企业调峰替代交易总电量、分区“发电能力”、“上网电量”、“网架受阻电量”、“调峰受阻电量”后，交易中心应进行综合计算，给出各区域内年度调峰替代交易电量的出清比例。如网架受阻区域不满足出清比例时，等比例调减受阻区域，同时等比例调增非受阻区域，尽量保证同一区域出清比例大体相当的原则处理，直至满足调峰替代交易总电量对应自备电厂机组替代交易成交电量;区域内按照申报电量等比例调减或调增。

有约束出清(正式出清)：根据调度机构给出的总调峰替代交易电量、各区域新能源企业具体参与替代交易的年度调峰替代交易电量比例、分月大体交易电量结算比例构成三个指标，交易中心计算并形成对新能源企业有约束出清。

年度出清电量比例的具体计算方式：分月替代交易电量的比例为预测值(可滚动修订)。

W各区域内新能源企业年度总替代交易上网电量=∑W1某区域内新能源企业年度上网电量×(X)某区域新能源替代交易电量的比例;

N各区域内电网受阻电量=∑N1调峰受阻电量+∑N2断面及送出受阻电量

W>M年度自备电厂总调峰替代交易电量，按M执行。如W

年度各新能源企业所在区域内出清电量比例的具体计算方式：

X：各区域“替代”电量与上网电量比率:

年度出清电价的具体计算方式：已确定新能源所属企业调峰替代交易价格(与标杆电价相对应)=本企业上网电价-已中标的让利电价。

3.1.4.8 进行申报电量匹配，新能源企业年度成交电量与自备电厂调峰替代交易电量出清总电量相同;新能源企业年度成交电量同等条件充分考虑申报电量，同一区域的出清比例保持一致，且权重相同。

3.1.5集中交易安全校核

3.1.5.1燃煤自备电厂应根据该企业预测用网电量、用电负荷构成、机组对用电、供热等因素的影响，发用电设备检修计划、电网设备检修计划、已确定的边界条件对调峰替代交易总电量等条件进行综合考虑。安全校核时应及时与自备电厂所属企业充分沟通、协商的前提下，确定其分月替代交易电量及停机计划、方式等，并予以公示。燃煤自备电厂机组校核方式可按照“分区方式”和“机群方式”进行。电力调度机构应给出各分区内各燃煤自备电厂调峰替代电量分月大体电量构成和总成交电量，即完成对自备电厂机组替代交易结果的安全校核。

针对燃煤自备电厂调峰替代电量安全校核时，当不满足安全约束要求时，先将边界条件三的替代电量进行调减，并将让利电价变动大的机组优先调减。

3.1.5.2新能源发电企业应适当考虑新能源发电机组内部因素的影响(如非计划停运、机组可用小时数、机组类型等因素影响，造成月度上网电量差异较大问题);应充分考虑外部因素的影响(如区域内资源差异性较大、送出断面、主变、通道受阻等，造成月度上网电量差异较大问题);针对存在的偏差电量、结算电量在以下相关条款中明确。

新能源企业调峰替代交易电量安全校核时，根据已确定新能源项目预出清的结果，进行电网受阻区域分别校核。如电网受阻区域不满足出清比例时，等比例调减受阻区域，同时等比例调增非受阻区域，直至满足替代交易对应的自备电厂机组电量，形成正式交易安全校核结果，并给出各区域内年度替代交易电量出清构成;区域内按照申报电量等比例调减或调增，即在边界条件的基础上，校核后的中标新能源企业调峰替代交易电量原则上不超过其预计年度上网电量30%为易。

3.1.5.3 新能源企业调峰替代交易电量安全校核时，充分考虑公用火电机组全停方式、个别月份新能源企业无发电量等情况。按照“分区方式”和“就地自备电厂下网平衡用电方式”优先进行校核，给出各区域调峰受阻电量、断面及送出受阻电量、弃电比等情况(含调峰弃电占比、断面及送出受阻弃电占比)等。

3.1.5.4 当电网安全约束对燃煤自备电厂所属企业、新能源企业替代交易电量产生影响时，调度机构应出具安全校核总体意见，并提交给交易中心。

4. 年度交易组织

4.1概述

4.1.1 年度调峰替代交易：燃煤自备电厂所属企业和新能源企业年度的调峰替代交易应通过集中撮合、集中竞价、挂牌交易等交易方式确定年度调峰替代交易电量与电价。

4.1.2 年度调峰替代交易中，新能源企业先登录交易运营系统，按照规定格式录入申报上网电量、电价等信息，然后燃煤自备电厂所属企业再登录确认并提交录入的信息;交易中心对交易意向进行预出清后提交调度机构安全校核，安全校核后由交易中心形成调峰替代交易成交结果，交易各方在10个工作日内根据调峰替代交易成交结果签订调峰替代交易合同(入市协议)。

5. 年度交易程序

5.1 基础信息发布

5.1.1电力交易中心通过交易运营平台发布调峰替代交易基础信息，包括已注册的燃煤自备电厂所属企业和新能源企业名单及其联系方式、发电企业装机容量、发电类型、上网批复电价，燃煤自备电厂所属企业用电类型、到户目录电价、供电电压等级、报装用电容量等，并根据市场交易主体注册情况及时更新相关信息

5.1.2 电力交易中心通过交易运营系统提供信息交流服务，市场交易主体可以通过交易运营平台发布下一年度调峰替代交易供需信息。

5.2 交易准备

5.2.1 每年12月份，燃煤自备电厂所属企业和新能源企业上报下一年度投产计划至市场运营机构。

5.2.2 每年12月份，燃煤自备电厂所属企业和新能源企业通过交易运营系统提交下一年度机组检修计划、各月可调峰替代交易电量(含三个边界条件电量)等信息，燃煤自备电厂所属企业通过交易运营系统同时提交下一年度各月用电需求信息。

5.2.3 每年12月份，市场运营机构负责编制和完成下一年度电网电力电量平衡分析、电网输送能力分析、发电设备检修计划、输变电设备检修计划、调峰替代交易新能源企业可交易电量计算、燃煤自备电厂所属企业用电需求、三个边界条件调峰替代交易电量汇总等，在此基础上编制年度燃煤自备电厂所属企业和新能源企业调峰替代交易公告。

5.3交易公告

5.3.1 每年2月份，通过交易运营平台发布年度燃煤自备电厂所属企业和新能源企业调峰替代交易公告，包括但不限于以下内容：

(1) 年度参与燃煤自备电厂所属企业和新能源企业可调峰替代交易电量规模，燃煤自备电厂所属企业同时申报总用电需求;

(2)输配电价标准、政府基金及附加、线损折价标准及变动情况，不同价区用户电价情况;

(3)年度电网电力电量平衡预测结果，火电、水电等发电量预测;

(4)年度新能源发电量预测，可能的弃电比情况;

(5)年度输变电设备停电计划，包括：停电设备、主要工作内容、停电时间及对运行方式的影响等;

(6)年度跨区跨省交、直流通道输送能力及已经签订的合同;

(7)年度发电权替代交易和直接交易等电量指标;

(8)当年电网阻塞情况，包括：电网安全约束、主要输电通道重载情况、主变负载率等;

(9)年度电网阻塞预计，包括：电网安全约束、典型潮流、调峰受阻、网架断面(或主变)受阻等;

(10)年度各新能源企业全额收购电量上限预测值;

(11)年度关键输电通道潮流极限和关键输电通道可用输送能力情况;

(12)其他应披露的信息等。

5.3.2电力交易中心通过交易运营平台发布年度调峰替代交易基础信息，发电企业装机容量、发电类型、上网批复电价，燃煤自备电厂所属企业用电类型、到户目录电价、供电电压等级等，并根据市场交易主体注册情况及时更新相关信息。

5.3.3电力交易中心通过交易运营系统提供信息交流服务，市场交易主体可以通过交易运营平台发布下一年度调峰替代交易供需信息。

5.3.4电力调度机构负责编制和完成年度电网电力电量平衡分析、电网输送能力分析、发电设备检修计划、输变电设备检修计划;电力交易中心负责编制和完成年度调峰替代交易电量总预测数值(含新能源企业、燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易需求汇总)等，在此基础上编制年度调峰替代交易公告。

5.3.5开展调峰替代交易时应遵循以下顺序，首先根据省内电力电量需求预测、直接交易电量预测和跨省跨区交易计划预测为参考条件，最终确定新能源企业消纳总体规模和燃煤自备电厂所属企业用网计划电量规模，并将预测计划替代交易电量规模(或政府已确定的目标值为前提)开展交易。同时通过交易运营平台发布年度调峰替代交易公告。

5.3.6交易公告发布时，应明确和公示相关边界条件、交易模式(如集中竞价或挂牌)、出清方式、结算模式及方式等。

5.3.7交易公告发布后，燃煤自备电厂所属企业和新能源企业参考公告信息，准备年度调峰替代交易申报相关工作。

5.3.8因存在不确定性因素，电力交易中心发布的有关电网电力电量供需平衡、可再生能源发电、发电设备检修计划、输变电设备停电计划、预计电网阻塞等预测信息、新设备投产计划等仅供市场交易主体参考，不承担因预测信息偏差对交易双方企业造成的损失。

5.3.9 每个交易周期，电力交易中心提前发布全网分月预测负荷、预计电网阻塞、发电检修(备用)计划、输变电设备停电计划，引导各市场成员主动规避电网安全约束。