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

7.偏差电量

7.1偏差电量定义

7.1.1针对燃煤自备电厂所属企业中标电量与结算电量产生年度偏差电量时，即当燃煤自备电厂所属企业实际完成替代交易电量与中标结果不一致时，为出现偏差电量，应在保持其总替代交易电量不变的前提下，按月滚动调整，最终实现年度成交电量基本与中标电量结果保持一致。

7.1.2针对新能源企业供暖高峰期发电空间不足，可能出现中标电量与结算电量产生年度偏差电量时(当参与替代交易的新能源企业上网电量之和小于替代交易电量之和时)为年度偏差电量。

7.1.3 调峰替代交易的月度结算电量以燃煤自备电厂所属企业的月度实际下网电量(含调峰替代交易电量、网购电量)计算后确定，为事后确定方式，故先行计算自备电厂调峰替代电量，再计算新能源企业替代电量，并出具交易结算单。

7.2 偏差电量的处理原则

7.2.1针对燃煤自备电厂所属企业中标电量与结算电量产生年度偏差电量时，各燃煤自备电厂所属企业实际替代交易电量应是按出清结果等比例调增或调减(或进行合同转让交易)，其年度偏差电量原则上按照应不超过±3%控制，如超过-5%以上时，执行相关违约责任。

7.2.2针对新能源企业年度偏差电量，其偏差电量原则上按照应不超过±10%控制，如超过-25%以上时，执行相关违约责任。替代交易年度偏差电量在-25%以内时，结算补偿电费时先由电网运营企业垫资，次年一季度由参与替代交易的新能源企业返还，同时调度机构应根据需要返还的总电量适当调整其AGC系数，使其增发部分电量按比例确定后进行返还。

7.2.3调峰替代交易电量每月结算一次，其出现月度偏差电量时可滚动调整，整个交易期内清算完毕。针对新能源企业间歇性发电特点，偏差电量不超过-25%时，按照返还方式处理。

7.2.4为保证调峰替代交易试点期间的各方利益，确保替代交易的执行和结算电量、电费的完成，应做到“有理有据”“留下痕迹”，便于提高工作效率，故调峰替代交易的执行应依托调度生产管理系统(OMS系统)中的电子流程进行流转确认交易电量，即该流程由调度机构根据电网实际运行情况实时启动，按照与燃煤自备电厂协商一致的替代执行时间和时间段进行双方签订确认。各参与调峰替代交易的燃煤自备电厂均可登录该系统查阅替代交易电量的执行情况，便于对结算电量核查和协调安排后期替代交易电量执行提供条件。

8.交易执行

8.1 概述

8.1.1合同签订后，电力交易中心根据燃煤自备电厂所属区域调峰替代中标的分月电量编制年度、月度电能替代交易电量计划，提交电力调度机构执行。月度调峰替代交易电量计划包括燃煤自备电厂所属企业替代交易计划、网购电量计划和新能源企业替代交易电量计划等。

8.1.2 电力调度机构按照交易计划安排发电方式，对已签订的各种合同按照同等责任的原则执行，其中：优先执行直接交易、外送电合同等市场化交易电量，优先发电权电量合同按照具体完成情况滚动执行，分月偏差电量按规则调整，燃煤自备电厂所属企业执行调峰替代交易电量产生偏差的，应等比例调整中标新能源企业所在区域等比例调整执行电量。

8.2 年度交易计划

8.2.1 概述

电力交易中心负责编制年度交易计划，应在上年度12月下旬完成计划的编制。为年度调峰替代交易开展提供参考依据。

8.3 月度交易计划编制

8.3.1 电力交易中心负责编制月度交易计划，应在每月最后一个工作日前通过交易运营系统发布次月交易计划。

8.3.2 月度交易计划包括新能源企业交易计划和燃煤自备电厂所属企业下网电量计划和调峰替代交易计划。

8.3.3月度电能交易计划内容包括：月度总发用电量平衡计划、跨省跨区电力电量计划、月度优先发电电量计划、月度优先发电权电量计划、月度直接交易电量计划、月度替代交易电量计划、其他交易电量计划等，并向电力调度机构提供各新能源企业全部市场化交易电量值和相关比例。

8.3.4电力调度机构在会商月度电能交易计划时，应根据新能源企业各区月度预计发电能力和发电量，综合考虑新能源企业各区风电、光伏发电能力差异、设备可利用情况等，合理确定其各区域综合发电能力。同时加强新能源发电出力的预测，充分挖掘系统调峰潜能，科学安排机组组合，合理调整旋转备用容量，促进新能源消纳空间的扩大。

8.3.5新能源企业只出清新能源企业年度调峰替代交易总电量的比例，故新能源企业月度替代交易电量，需按照当月燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易实际总电量进行确定。新能源企业最终年度成交替代电量以年度累计结算值为准，并保持分月各电厂各区域比例一致。

燃煤自备电厂所属企业月度调峰替代交易电量计划值=本企业月度调峰替代交易电量预测值(以实际执行后计算值为结算电量数值)。

新能源企业月度调峰替代交易电量计划值=自备电厂月度总替代交易电量之和×该企业所在区域内替代交易出清比例，同时参考计算出月度该新能源企业所在区域弃电比=调峰受阻弃电比+断面及送出受阻弃电比。

8.3.6 燃煤自备电厂所属企业根据年度合同(协议)，在保持年度调峰替代交易中标总电量不变的前提下，可于每月20日前对年度交易合同(协议)中次月(分解计划)提出调整申请，经电力调度机构安全校核后，做为月度调峰替代交易电量计划安排的基础;月度内替代交易电量计划原则上不进行调整(实时有功电力调峰电量可进行调整)，如确需调整，应在年度替代电量合同的基础上，进行月度滚动，实现年度清算时完成比例大体相当。

8.3.7对参与交易的燃煤自备电厂应提前公示和调整月度停机备用计划等，采用燃煤自备企业机组实时有功电力调峰、旋转备用调峰和停机备用调峰交织进行的方式执行，并根据电网负荷和断面限额情况，每月可安排适量燃煤自备电厂机组停机备用方式进行电量替代(存在停机备用中标情况的)，便于月度和年度调峰替代交易电量的落实和执行。

8.4 月度交易计划执行

8.4.1 电力调度机构负责编制、执行日调度计划，通过日调度计划落实月度交易计划。当输电通道发生阻塞时，调度机构按照确保电网安全的原则，调整发电厂出力，相应交易电量执行偏差部分，不计入违约。

8.4.2电力调度机构负责执行月度电能交易计划;电力交易中心应及时跟踪和公布月度电能交易计划执行进度情况，并及时与电力调度机构沟通协调，确保各种交易成分的落实和完成。如电力调度机构在交易执行过程中可以根据电网安全运行需要调整已签订的合同电量，确保电网安全稳定运行。当调峰替代交易边界条件发生变化时，应及时告知电力交易中心并通知各市场主体。

8.4.3电力调度机构按照电能交易计划合理调整新能源企业AGC(自动发电控制)控制系数，对已签订的各种合同按照同等责任的原则执行，其中：新能源企业优先执行市场化交易电量，新能源企业替代交易电量的执行不影响其他交易电量的执行，同时在保证电网安全运行的前提下，充分利用断面空间，最大限度完成调峰替代交易，提高新能源企业消纳空间。

8.4.4针对新能源企业，应通过调整智能调度技术控制系统中的AGC(自动发电控制)系数控制，将下月新能源企业优先发电权电量、调峰替代交易电量、外送交易电量、直接交易电量等进行合理分配，并进行滚动调整，体现其优先发电;未参与各类交易的新能源企业均按照相同分配系数进行确定和执行(特殊情况，按政府明确的原则执行);各新能源企业应严格按照AGC(自动发电控制)指令执行发电出力，不得出现超指令、欠指令发电情况。

8.4.5 电力调度机构应加强对参与调峰替代交易的新能源企业和燃煤自备电厂所属企业的运行监督、管理，努力完成月度调峰替代电量交易，使参与交易的新能源企业多发电，减少弃电电量。

8.4.6 当出现以下情况时，调度机构可根据电网运行情况对月度交易计划进行调整，由此造成新能源企业或燃煤自备电厂所属企业用电的偏差电量不承担违约责任。

(1)保障电网安全所采取的电网调控措施。

(2)输变电设备停电计划调整或临时停电。

(3)调用发电企业辅助服务，包括机组停备、调峰调频、调压等。

(4)消纳新能源所采取的公用电厂调停机组、降低发电出力等电网调控措施。

(5)为保障电力平衡或电网安全，采取的需求侧管理措施或拉路、限电，导致的直接交易合同调减。

(6)因天气、外部环境等客观原因造成电网运行方式发生变化。

当用电市场发生变化时，按先调整优先发电权电量，再调整市场化交易电量计划原则执行。

8.4.7 每月1日，电力调度机构统计新能源企业和燃煤自备电厂所属企业的月度计划调整电量，编制上月交易计划执行情况报告，说明调整的具体时间和原因，报监管机构备案。

8.4.8当市场主体月度、年度对调峰替代交易电量的执行、偏差处理、进度完成等指标提出异议时，由电力调度机构负责出具相关说明，并由电力交易中心负责公布相关信息等。

8.4.9调峰替代交易期间，应建立沟通反馈机制。针对执行情况和存在的问题，由自治区经信委、新疆能监办、电网运营企业等和参与交易的燃煤自备电厂所属企业、新能源企业代表召开协调会，确保调峰替代交易试点工作的有序执行和各项工作的落实。