新疆2017大用户直接交易（双边交易与集中撮合交易）开始！

 新疆电网2017年第一批电力用户与发电企业直接交易集中撮合交易公告

根据自治区人民政府《关于印发新疆电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（试行）的通知》（新政发[2014]78号）文件精神，按照自治区经信委员批复的方案、准入的市场成名单，依据新疆能监办批复的《关于印发新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则（修订稿）的通知（暂行）》（新监能市场[2016]36号）文件要求，新疆电力交易中心有限公司组织开展2017年第一批电力用户与发电企业直接交易集中撮合交易工作（以下简称大用户直接交易）。现将大用户直接交易组织方案、相关事项说明公布如下：

一、市场交易信息

1.2017年第一批直接交易集中撮合交易电量指标及市场成员准入明确如下。

直接交易电量为:集中撮合交易暂定50亿千瓦时，同时根据双边交易成交情况，双边交易未中标电量指标滚入集中撮合交易，新能源打捆比例均为10%。本次交易暂不剔除发电容量。

火电、新能源交易执行、结算时段均为2017年1月1日至6月30日。

参与第一批直接交易的电力用户：电压等级为10千伏及以上，年用电量500万千瓦时及以上的电力用户。电力用户侧交易电量指标按2017年1月至6月申请电量的80%执行，交通运输企业按2017年1至6月申请电量的30%执行，双边交易未成交电量可参与集中撮合交易。具体名单及电量指标以自治区经信委网站公布确定的名单为准。

参与第一批直接交易的发电企业：符合国家产业政策和基本建设审批手续，满足环保要求，取得发电业务许可证（发电类），并已转商业运行的在役公用火电企业和新能源企业；已参与清洁能源供暖的发电企业、分布分散式发电企业、天中配套电源、特许权新能源项目不参与此次交易。具体名单以自治区经信委网站公布确定的名单为准。

2、2017年第一批直接交易输配电价标准、政府基金及附加标准、线损折价标准及变动情况，不同价区用户价格情况。

北疆地区：北疆地区采取“顺推法”交易模式执行：发电企业让利价差全部传导至电力用户，即电力用户目前执行的目录电价扣除发电企业让价后即为直接交易电价，其余基本电价、力调电费、政府附加维持原标准不变。

南疆地区：南疆五地州按照“输配电价法”交易模式执行：

南疆电力用户的直接交易购电价格由直接交易成交价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。其中：直接交易成交价格由用电户与发电企业通过集中撮合交易确定，输配电价按《国家发展改革委办公厅核定新疆自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复》（发改办价格[2014]1782号）标准执行，具体为:10/35千伏为0.137元/千瓦时，110千伏为0.115元/千瓦时，220千伏为0.095元/千瓦时；；基本电价按照最大需量33元/千瓦˙月，变压器容量为26元/千伏安˙月；损耗率按前三年新疆电网各电压等级的平均损耗率测算，线损电价0.015元/千瓦时；力调电费、政府性基金及附加执行各地（州、市）电网现行标准。

南、北疆电力用户交易电量均执行平段电价（不执行峰平谷电价）。

3.直接交易申报原则

本次交易组织原则：按照“事先撮合、集中申报、统一校核、分别出清、政府确认”的原则组织实施。

（1）发电企业和电力用户申报电价原则

发电侧：发电企业申报价差，火电以250元/千千瓦时为基准，上下浮动22%，其申报价差区间为-55元/千千瓦时与+55元/千千瓦时之间（正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0）；

新能源企业以50元/千千瓦时价格进行挂牌申报，新能源企业申报价差，其申报价差为-200元/千千瓦时；

用户侧：用户申报直接交易电价的变动范围对应发电企业报价区间，其火电申报价差区间为-55元/千千瓦时与+55元/千千瓦时之间，无需对新能源进行申报。

（2）发电企业和电力用户申报电量原则

此次直接交易电力用户和发电企业均仅申报年度总电量，交易电量的最小值为10兆瓦时，可以按照10兆瓦时的整数倍向上增加申报电量；

发电企业申报原则：火电机组申报电量为按照600小时对应的上网电量为上限，下限为0电量（全部上网电量最高不超过600小时）；新能源企业采取定价挂牌交易模式进行摘牌。

电力用户申报电量原则：电力用户需按照自治区经信委确定的直接交易电量进行申报，如用户交易期间预测申报电量小于确定的电量，则按照实际申报电量出清；如用户交易期间预测申报电量大于确定的电量，则按照自治区经信委确定电量出清。

电力用户分别按南疆、北疆分区申报交易电量和电价，发电企业（含新能源发电企业）不区分南北疆的方式，可自由申报南北疆交易。

4.无约束出清顺序：本次交易采取“边际电价法”组织集中撮合交易。南疆、北疆分区交易，南疆优先出清；南北疆优先火电出清，根据申报电量打捆新能源企业，南北疆电力用户新能源电量打捆比例10%,确定清洁能源参与电量总量，按照已摘牌清洁能源企业装机容量平均分配至各个清洁能源企业。

如果各电力用户实际中标电量不论大于、小于和等于已确定的电量值，均按照实际中标的电子合同成交电量确定执行，即第一批直接交易合同电量。

5.电网安全校核

本次直接交易试点的安全校核“公开、透明”，基于新疆电网现状，按照“分区、机群方式”开展校核，确保电网安全、民生供热。发电企业为哈、吐区域、乌、昌区域、阿克苏、巴州区域、伊犁区域、塔城、博州、阿勒泰区域（奎屯地区并入塔城区域，在750千伏乌苏主变投运后并入乌昌区域）、疆南和田区域等六个分区进行电量校核。

新能源企业校核原则：新能源按照火电成交电量，确定清洁能源参与电量总量，按照已摘牌清洁能源企业装机容量平均分配至各个清洁能源企业。新能源根据各区域内新能源发电能力进行安全校核出清。

6.参加直接交易的发电企业和用电户与电网企业的调度、结算等关系不变，由电网企业分别与用电户和发电企业进行结算。用电户直接交易的电力电量限于生产自用，不得擅自转售或者变相转售给其他用户。

7.直接交易偏差违约电量处理

每月20日前容许用电企业对下月用电计划进行一次修正申报，月度严格按照修正申报数据进行违约清算，同时相应调整发电侧发电计划。整个交易期结束后，对整体违约情况进行结算，并按照规则规则对违约方进行处罚。

8.交易合同执行

本次直接交易采取入市承诺书+电子合同签订模式。交易主体（提前）签订入市承诺书，依据政府监管和主管部门发布的交易细则和方案，交易平台产生的直接交易结果确认单报备经信委、能监办确认后，作为发电企业购售电合同及电力用户供用电合同的补充协议，开展交易结算工作。发电企业月度计划总量根据电力用户侧计划总量变动相应调整执行。

二、2017年1-6月期间电网受阻信息公示，详见附件1。