新疆电力中长期市场实施细则印发！拥有储能设备、充电桩等可单独参与！

第四十八条同一市场主体可根据自身电力生产或者消费需要，购入或者售出电能量。在单个批次的合同转让交易中，市场主体只能选择卖出或者购入。

为降低市场操纵风险，发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。

除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报；发电权交易、合同转让交易应当遵循购售双方的意愿，不得人为设置条件，原则上鼓励清洁、高效机组替代低效机组发电。

第四十九条在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。

新疆跨区跨省交易可以在区域交易平台开展，也可以在新疆电力交易平台开展；点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电机组，纳入受电地区电力电量平衡，根据受电地区发电计划放开情况参与受电地区电力市场化。

第五十条电力供应存在短缺风险时，可探索建立容量市场，保障长期电力供应安全。对于燃煤机组利用小时严重偏低时，可研究探索出台容量补偿机制。

第五章 价格机制

第五十一条除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。

第五十二条电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。

第五十三条双边交易价格按照双方合同约定执行。集中竞价交易可采用边际出清或者高低匹配等价格形成机制；滚动撮合交易可采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制；挂牌交易采用一方或双方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。

第五十四条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由新疆电力市场管理委员会提出，新疆能源监管办、自治区电力主管部门审定，应当避免政府不当干预。

集中交易出清原则：

（一）边际电价出清原则：购电方（用户侧）报价由高到低排序，售电方（发电侧）报价由低到高排序，根据购电方与售电方量价曲线交叉点对应的价格确定市场边际成交价格，或根据最后一个交易匹配对的成交价格确定（即：当购电方与售电方边际成交价格不一致时，则按两个价格的算术平均值作为市场成交价格执行）。边际点由两家及以上市场主体报价确定的，按各家该报价段电量比例分配成交电量。

（二）高低匹配出清原则：购电方（用户侧）报价由高到低排序，售电方（发电侧）报价由低到高排序，根据购电方与售电方各交易匹配对的申报价格形成成交价格（如购电方与售电方申报价格的算术平均值）。出清价格由两家及以上市场主体报价确定的，按各家该报价段电量比例分配成交电量。

（三）滚动撮合交易出清原则：在调度机构事先确定交易安全约束条件的情况下，交易开市期间根据市场主体随时申报的电量与价格信息，按照匹配规则，实时进行滚动撮合匹配出清。当交易对价差（交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格）为正值或零时成交，负值时不能成交。系统根据申报数据实时匹配出清，申报时间相同的情况下，价差大的优先出清，申报时间以系统记录时间为准。

第五十五条新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易中，新能源发电企业电价按交易出清电价执行，燃煤自备电厂所属企业下网替代电量电价按新能源发电企业出清电价加上核定的输配电价执行，其他电价、费用等维持不变。

第五十六条跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。

第五十七条合同电量转让交易价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。合同电量转让不再关联原合同，转让价格可以与原合同价格不同，但不能为负值。新疆区域内合同电量（含跨省跨区合同）转让不收取输电费和网损。

第五十八条因电网安全约束必须开启的机组，其上网电量超出其合同电量（含优先发电合同、市场交易合同）的部分，按照新疆电力市场结算方案相关规则执行。加强对必开机组组合和上网电量的监管，保障公开、公平、公正。

新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策进行结算。

第五十九条市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家和自治区有关规定执行。

第六十条现阶段，直接交易电价结算全部执行平段电价，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。条件具备时，执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价。进一步完善新疆峰谷分时交易机制和调峰补偿机制，积极探索用户侧峰谷电价对应多段报价方式，以引导发电企业、电网企业和电力用户等主动参与调峰。

第六十一条配电网内电力用户的用电价格，由电能量交易价格、上一级电网（新疆电网）输配电价格、辅助服务费用、配电网配电价格、政府性基金及附加（或由趸售价格、配电网配电价格、政府性基金及附加）等构成。在配电价格未单独核定前，配电网可按照上一级电网（新疆电网）输配电价不同电压等级价差收取配电价格。配电网内电力用户承担的配电价格与上一级电网（新疆电网）输配电价之和，不得高于其直接接入相同电压等级对应的省级电网新疆输配电价。

第六章 交易组织

第一节 总体原则

第六十二条自治区电力主管部门应当在每年11月底前确定次年跨区跨省优先发电计划（含国家指令性计划、政府间外送协议等）、省内优先发电计划（含调试电量）、优先购电计划。按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易。

第六十三条多年、多月、临时开市的交易组织原则上按照年度交易组织规则开展。合同电量转让交易原则上以月度（月内）交易为主，市场主体通过各类周期交易满足发用电需求，促进供需平衡。

第六十四条各类交易按照本实施细则组织开展，具体组织时结合交易公告执行。交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织以及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。

第六十五条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，在相应周期交易开市前按要求向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。

第六十六条售电公司交易前需缴纳履约保函，售电公司交易规模限额依据履约保函设定，具体按照新疆电力市场售电公司履约保函实施办法等相关规则执行。

第六十七条电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件开展电力交易出清。

第六十八条电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与新疆区域内电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。可再生能源消纳责任权重交易规则另行制定。

第二节年度（多年）交易

第六十九条原则上每年11月底前，电网企业预测非市场用户年度用电规模，自治区电力主管部门商有关方面确定年度优先发电计划，并根据国家和新疆最新政策要求确定年度交易方案。

第七十条原则上年度直接交易开市前15个工作日，电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，在年度交易开市前15个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。

第七十一条电网企业根据政府确定的优先发电计划与发电企业完成优先发电合同（分解到月）签订工作，并向电力交易机构报备，电力交易机构汇总后通过电力交易平台向市场主体发布。

第七十二条原则上每年12月20日前，电力交易机构组织次年中长期市场化交易。

第七十三条市场主体经过双边协商形成的年度（多年）意向协议（包括年度总量、各月分解电量、电力曲线、交易价格等），需要在年度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成双边交易预成交结果。

第七十四条采用集中交易方式开展年度（多年）交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成集中交易预成交结果。

第七十五条年度交易公告应当提前交易开市至少5个工作日发布，交易公告发布内容包括但不限于：

（一）交易开闭市时间；

（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、交易组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；

（三）次年关键输电通道可用输电容量情况（分解到月）；

（四）次年主要输电设备停电检修计划（分解到月）；

（五）次年公用发电机组发电能力（分解到月）；

第七十六条年度交易结束后1个工作日内，电力交易机构汇总各类交易的预成交结果（或申报数据），并提交电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在5个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由电力交易机构按照交易组织时间逆序或等比例原则进行交易削减和调整。

第七十七条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

第三节 月度交易

第七十八条原则上每月电力交易机构在月度交易开始前向市场主体发布年度优先发电合同分月计划。

第七十九条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，原则上在月度交易开市前3个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。

第八十条原则上每月电力交易机构根据年度合同分月计划、发用平衡及电力用户月度用电需求等情况组织次月市场化交易。

第八十一条市场主体经过双边协商形成的意向协议（包括电量、电力曲线、电价等），需要在月度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成双边交易预成交结果。

第八十二条采用集中交易方式开展月度交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成集中交易预成交结果。

第八十三条月度交易公告应当提前交易开市至少1个工作日发布；交易公告发布内容包括但不限于：

（一）交易开闭市时间；

（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；

（三）次月关键输电通道可用输电容量情况；

（四）次月主要输电设备停电检修计划；

（五）次月公用发电机组发电能力；

第八十四条月度交易结束后1个工作日内，电力交易机构汇总各类交易的预成交结果（或申报数据），并提交给电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在2个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由电力交易机构按照交易组织时间逆序或等比例原则进行交易削减和调整。

第八十五条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

第八十六条电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对年度交易分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果。

第四节 月内（多日）交易

第八十七条月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量。月内交易可按旬或周定期开市或者连续开市。

第八十八条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，原则上在月内交易开市前2个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。

第八十九条月内交易中，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成交易预成交结果。

第九十条月内（多日）交易公告应当提前交易开市至少1个工作日发布；交易公告发布内容包括但不限于：

（一）交易开闭市时间；

（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；

（三）月内关键输电通道可用输电容量情况；

（四）月内主要输电设备停电检修计划；

（五）月内公用发电机组发电能力；

第九十一条电力交易机构将月内交易的预成交结果（或申报数据）提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在1个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。月内滚动撮合交易原则上采用事前约束校核，实时出清。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。

第九十二条月内交易结束后，电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对分月交易计划进行调整、更新和发布。