天中直流配套新能源发电企业与新疆区域燃煤自备电厂调峰替代交易实施细则征求意见

5.4 坚持“公开、公平、公正”原则，市场交易主体自愿参与，建立规范透明的交易机制。

5.5 坚持节能减排，促进产业结构优化调整原则。参与交易的天中配套新能源发电企业和燃煤自备电厂须符合国家产业政策和有关节能环保要求，实现全社会节能减排。

5.6 坚持稳妥推进的原则。兼顾各方利益，预判市场风险，促进可持续健康发展。调峰替代交易试点应建立运营规则和统一的交易平台，实施有效的市场监管，规范有序地开展试点工作。

6.交易范围

6.1 基本条件：参与交易的市场主体，应当具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的燃煤自备电厂、不同调度控制区内的火电企业、新能源发电企业经法人单位授权，可参与相应的交易。

6.2 新能源企业交易范围：符合国家产业政策和基本建设审批程序，满足节能环保要求和并网技术要求，取得电力业务许可证（发电类），具备AGC控制功能的天中直流配套新能源企业均可自愿参与。

6.3 自备电厂企业交易范围：符合国家产业政策及环保要求，其机组应与所属企业用电负荷相匹配，即通过企业自身发、用电方式的调配，可实现稳定性、连续性、实质性下网负荷的燃煤自备电厂所属企业，即可以采取降低燃煤自备电厂机组发电出力或停机备用等措施，实现一定的下网电力、电量，实现扩大电网调峰能力，实质性提升新能源发电企业消纳空间的燃煤自备电厂所属企业；综合利用的自备电厂机组和“背压式”自备电厂机组机组暂不参与。

6.4 不同调度控制区内火电企业交易范围：符合国家产业政策及环保要求，其机组应与所在不同调度控制区用电负荷相匹配，即通过不同调度控制区内发、用电方式的调配，采取降低不同调度控制区内火电机组发电出力或停机备用等措施，实现一定的下网电力、电量，实现扩大主电网调峰能力，实质性提升新能源发电企业消纳空间的不同调度控制区的火电企业。

7.交易电量

7.1 交易电量以保证电网安全稳定运行和可靠供电为基础，根据燃煤自备电厂机组、不同调度控制区内火电机组的综合调峰能力和天中配套新能源优先外送的具体情况进行全网综合平衡（发、用电负荷）后确定。

7.2 燃煤自备电厂所属企业交易的电力、电量仅限于生产自用，不得转售。

7.3 交易电量不包括燃煤自备电厂调峰替代交易月度计划以外的非计划停运等产生的下网电量、计划停机超出确定的合理时间以外产生的下网电量，以及政府根据供热要求，执行供热调峰、停止新能源发电企业发电时间段的电量等情况。

7.4 根据天中配套新能源外送受限电量预测规模，以及各燃煤自备电厂所属企业实际下网调峰能力，扣除疆内新能源替代交易的成交电量后的剩余规模，综合考虑电网调峰、网架受限等因素，二者取小确定天中配套新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易规模。若出现网架结构、外送通道变化等重大边界条件变更的，需在重新测算分析后确定交易规模。

8.执行时段

原则上天中配套新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易的执行时段为交易出清结果发布后的次月至当年12月。

9.交易方式

9.1 每年天中配套新能源与自备电厂第一阶段调峰替代交易通过集中竞价方式组织开展，交易价格采用边际电价法统一出清。

9.2 若同一年度分多个阶段组织天中配套新能源与自备电厂调峰替代交易，在后续阶段交易中可以采取集中竞价方式，也可以根据第一阶段的边际出清价格采用挂牌方式。

9.3 原则上已参与替代交易的双方在交易执行期内不得退出。

10.交易模式

天中配套新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易采用价差申报模式，新能源发电企业价格变动部分全部传导至燃煤自备电厂所属企业用电侧，即交易价格按照交易中标电价执行，将新能源价格以250元/兆瓦时为基准的变动部分全部传导至自备电厂侧。

11.交易申报

11.1 自备电厂企业申报

11.1.1 考虑自备电厂不同运行模式与新能源出力的耦合关系，自备电厂按照旋转备用占60%及以上、停机备用占40%及以下进行交易电量申报。若两种模式的申报电量不满足比例要求，则根据旋转备用模式的申报电量确定停机备用模式有效申报电量，超范围电量按照申报时间顺序逆序调减。

11.1.2 自备电厂申报年度交易电量的最小值为100兆瓦时，可以按照100兆瓦时的整数倍向上增加申报电量。

11.1.3 自备电厂申报相对应的价格变量（正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0），申报价格须大于-250元/兆瓦时（新能源企业交易价格不得为零电价、负电价），电价数据精确到1元/兆瓦时。自备电厂交易价格（与电度电价相对应）=本企业用网电度电价+新能源发电企业出清的变动价格。

11.2 新能源企业申报

11.2.1 各天中配套新能源场站可根据历年实际发电情况，结合电网受阻情况等，预留合理优先外送电量空间及已成交的市场化电量后，进行电量、电价申报。

11.2.2 新能源发电企业申报年度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。

11.2.3 疆内新能源企业均申报相对应的价格变量（正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0），申报价格须大于-250元/兆瓦时（新能源企业交易价格不得为零电价、负电价），电价数据精确到1元/兆瓦时。新能源发电企业交易电价=新能源发电企业执行的上网电价（不含补贴电价）+新能源发电企业出清的变动价格。

12.交易预出清

交易机构根据交易申报相关要求，对交易双方原始申报数据进行梳理后，提交调度机构安全校核。

13.安全校核

13.1 电网运行安全优先原则。安全校核结果应当是在替代交易期内参与替代交易的自备电厂满足电网安全约束的最大替代交易电量。

13.2 最大替代下网能力原则。自备电厂新能源替代计划电量不得超过该自备电厂参与新能源交易时段最大下网能力的替代电量。其中自备电厂最大旋备下网能力由各企业根据自身生产工艺和机组调节情况向新疆电力调度控制中心进行书面报备，新疆电力调度控制中心根据年度新能源弃电预测情况预估旋备下网小时数进行统一校核。自备电厂旋备下网电量确定后再校核停备下网能力。

13.3 分区域平衡原则。结合新疆电网分区的特点，安全校核以分地区形式进行。

13.4 按照价格高优先原则。自备电厂参与新能源替代交易，若同一地区下网断面出现受阻现象，优先按照自备电厂申报价格由高到低进行分配，既申报价格高的自备电厂优先。

13.5 按照电网调峰参与比例高优先原则。若同一地区下网断面出现受阻现象，所属断面下的各自备电厂申报价格一致，自备电厂替代交易电量按照上年度至本年度冬季供暖期间自备电厂参与电网调峰电量完成比例由高到低进行分配。

13.6 自备电厂自愿原则。自备电厂新能源替代计划电量不超过该自备电厂的2019年申报电量。

13.7保障措施。自备电厂无法完成旋转备用合同计划产生偏差按照《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（试行）》予以考核。

条件一、二、三、四、五、六，逐步迭代计算直至交易规模新能源替代交易电量全部分配完成。

14.交易出清

14.1 根据调度机构安全校核后的有效交易电量（可参与出清计算的电量），采用边际电价法确定配套新能源替代交易成交总量和替代交易成交价格。

14.2 针对自备电厂所属企业：根据调度安全校核结果正式出清，其中旋转备用电量优先出清。若旋转备用交易电量≥配套新能源替代交易成交总量，则停机备用电量不予出清；若配套新能源替代交易成交总量＞旋转备用交易电量，则剩余交易空间按照停机备用有效交易电量等比例出清。

14.3 针对天中配套新能源企业：天中配套新能源出清电量仅作为参与替代交易的依据，具体结算电量以实际执行为准。

15.交易合同

本次交易采取入市承诺书+交易结果确认单的电子合同模式。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实施细则和方案，交易平台产生的交易结果向政府相关部门报备后，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。按照相关税务管理规定，确保合同主体、收付款主体、发票开具主体一致。

16.交易执行

16.1 交易执行条件：

天中直流配套新能源受限时且疆内新能源不受限，自备电厂未启动疆内新能源替代交易时方能启动。

16.2 交易执行方式

根据天中配套新能源的计划总量及装机比例安排配套新能源的月度外送计划，弃电量（按天中直流配套新能源月度优先外送计划之外的电量指标测算）按中标新能源的装机容量比例安排配套新能源的进疆替代计划，电力调控中心按照天中配套新能源的外送计划和进疆替代计划开展相关替代交易，若当月配套新能源实际进疆电量超过进疆替代计划，则差额部分在次月进行追补；若当月配套新能源实际进疆电量低于进疆替代计划，则按实际执行电量执行。

17.交易结算

17.1 参加本次交易的燃煤自备电厂所属企业、不同调度控制区内火电企业、新能源发电企业与电网运营企业的调度、结算等关系保持不变，由电网运营企业分别与燃煤自备电厂所属企业、不同调度控制区所属电网企业、天中配套新能源发电企业进行结算。

17.2 针对天中配套新能源企业，根据中标新能源企业实际上网电量比例分配实际结算的进疆电量，据实结算。