（一）燃煤發電企業在省內直接交易中申報的平時段報價按 照國家規定的燃煤基準價浮動范圍進行限制，目前為 20%浮動比 例，即 250×（1±20%）元/兆瓦時。 

（二）雙邊直接交易中，雙方按月申報分時段電量電價，應 先申報平時段電價，平臺根據各時段電價系數，自動生成峰（尖 峰）時段和谷時段的報價范圍，其中：峰時段價格申報下限=平 時段價格×（1+65%），谷時段價格申報上限=平時段價格×（1－ 65%），1 月、7 月、11 月、12 月的尖峰價格申報下限=平時段價 格×（1+65%）×（1+20%）。 

（三）月度集中交易中，雙方平時段報價范圍為 250× （1±20%），峰時段申報價格下限=平時段價格×（1+65%），谷時 段申報價格上限=平時段價格×（1－65%），尖峰時段申報價格下 限=平時段價格×（1+65%）×（1+20%）。 

（四）電網代購交易中，售方平時段報價范圍為 250× （1±20%），峰時段申報價格=平時段價格×（1+65%），谷時段申 報價格=平時段價格×（1－65%），尖峰時段申報價格=平時段價 格×（1+65%）×（1+20%）。 

 （五）月內合同交易中，設置各時段申報價格上限，計算方 式為：平時段價格申報上限=250×（1+20%）=300 元/兆瓦時，峰 時段價格申報上限=250×（1+20%）×（1+65%）=495 元/兆瓦時， 谷時段申報上限=250×（1+20%）×（1－65%）=105 元/兆瓦時， 尖峰時段申報上限=250×（1+20%）×（1+65%）×（1+20%）=594 元/兆瓦時。 

（六）高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制，本地區 高耗能企業名單由各地出臺并定期完善。國家明確規定的電氣化 鐵路牽引用電用戶，參與市場化交易時，按時段申報電量和電價， 各時段電價申報相同價格。結算時，按照不分時段的原則進行結 算。 

（七）用戶側執行到戶電價由市場交易上網價格、輸配電價、 輔助服務費用和政府性基金及附加組成，市場交易上網電價由用 戶或市場化售電主體與發電企業通過分時段市場化交易組織形 成，輸配電價、輔助服務費用和政府性基金及附加按照政府政策 執行。

 六、電量限額 

（一）發電企業月度最大售出電量=月度最大上網電量－月 度已有合同－申報成功但未出清電量。 

（二）電力調度機構應根據機組可調出力、檢修天數、系統 負荷曲線以及電網約束情況，折算出各發電企業月度最大上網電 量，在交易前通過信息平臺將數據推送至新疆電力交易平臺。 

（三）新替交易前，調度機構應提供燃煤自備電廠在交易執 行周期內的最大下網能力，通過信息平臺將數據推送至新疆電力 交易平臺。

 （四）發電企業各時段最大申報電量=交易單元對應的裝機 容量×（交易周期內自然月各時段對應的小時數）·K－該月各時 段已成交合同－各時段申報成功但未出清電量，其中光伏發電企 業僅在 7:00－22:00 之間折算各時段對應的小時數，火電企業 K 值取 92%，新能源 K 值取 80%。 

（五）電力用戶（售電公司）各時段最大申報電量=該用戶 （代理用戶）合同容量×（交易周期內自然月各時段對應的小時 數）－該月各時段已成交合同－各時段申報成功但未出清電量。 用戶合同容量為該用戶在營銷系統中的數據。 

（六）售電公司剩余交易限額按照履約保函、資產總額以及 當年交易方案中明確的交易電量限額要求計算。 

（七）年度、月度交易中，發電企業申報電量需要同時滿足， 各時段申報電量不超過各時段最大申報電量，各時段申報電量之 和不得超過月度最大售出電量。 

（八）年度、月度交易中，電力用戶（售電公司）各時段申 報電量不超過各時段最大申報電量，售電公司各時段申報電量之 和不得超過剩余交易限額。 

（九）在單批次月內合同交易中，發電企業在各時段交易中 的售出電量不得超過其本月最大申報電量，各時段售出電量之和 - 16 - 不得超過月度最大售出電量，各時段購入電量不得超過其各時段 凈售出電量（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量，不含優 先發電合同）的 10%。電力用戶和售電公司各時段售出電量不得 超過其各時段凈購入電量（指多次購入、售出相互抵消后的凈購 電量）的 10%，各時段購入電量不得超過各時段最大申報電量， 各時段購入電量之和不得超過剩余交易限額。 

（十）單個售電公司全年交易規模不得超過 2023 年全年電 力市場化交易預計規模的 20%。按照履約保函、資產總額、全年 交易規模計算交易電量限額時，售電公司全年交易規模即全年合 同凈值（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量）。

 七、安全校核 

（一）安全校核分為單筆校核方式和打捆校核方式，年度交 易（年度電網代購交易、年度直接交易）和月度交易（月度雙邊 交易、月度集中交易）采用打捆校核方式，其余交易采用單筆校 核方式。單筆校核方式下，由交易機構匯總已有合同數據和單筆 交易申報數據，推送至調度機構安全校核；打捆校核方式下，由 交易機構匯總已有合同數據和多筆交易申報數據總和，推送至調 度機構安全校核，交易機構根據交易優先級確定各批次校核后的 電量（優先組織優先出清）。調度機構根據最新安全約束條件， 僅反饋本次交易安全約束條件和校核意見（通過、不通過、部分 通過）。 

（二）雙邊交易申報數據被調減時，按照各時段申報電量比 例調減，按用戶申報電量等比例對用戶側同步調減，若發電側和 用戶側同時存在調減電量的情況，則按照發用兩側分別等比例調 減后取小方式出清；對于集中交易申報數據被調減時，按各時段 申報電量比例等比例調減，并按照調減后的數據有約束出清。 

（三）月內合同交易申報結束后，交易機構將匯總發電企業 已有合同數據和預出清結果（售出電量），推送至調度機構安全 校核，調度機構應當在 1 個工作日內返回安全校核結果，安全校 核未通過時，由電力交易機構調減。交易機構根據最新的安全約 束條件對交易結果按照價格由高到低的原則，對涉及的交易雙方 預出清結果調減，當價格相同時，按時間逆序調減，形成正式出 清結果。

 （四）生物質、資源綜合利用發電企業、地調調管電源參與 市場后統一由省級調度機構統籌安全校核。 

（五）年度交易、月度交易、月內交易的校核時間分別為 5 個工作日、2 個工作日、1 個工作日，安全校核結果由調度機構 提供給交易機構，并通過電力交易平臺發布。 

八、合同管理 

（一）優先發電計劃 優先發電計劃由電網企業根據政府分時段優先發電計劃下 達情況，依據新疆電網發電企業月度合同電量計劃編制規范要求 在合同中明確分時段電量或者分時段電量形成方式，形成月度分 時段優先電量計劃，在交易組織前將優先計劃分時段電量推送至 交易機構。優先發電計劃價格初期統一按政府批復價格執行。關 停替代交易組織完成后，替代方電廠獲取的關停發電權替代指標 按照優先發電計劃方式下達。 

（二）合同標準化處理 市場主體某一結算周期某個時段的中長期合約電量為相應 時段年、月、月內交易形成電量之和。根據實際需要，當某一交 易品種的時段劃分標準與疆內不一致時，可以按照段內小時數均 分的原則進行合同分解，價格與原時段對應價格一致，然后按照 疆內統一時段合并，最后與疆內時段保持一致。考慮光伏發電企 業的特殊性，在分解光伏發電企業合同時，僅在 7:00－22:00 之 間分配。配套新能源優先送出電量應按本方案時段劃分。

 九、電量結算 

（一）滿足準入條件的批發用戶（含電網代理購電）、零售 用戶、發電企業均按分時段電量電費結算，偏差電量分時段執行， 其總上網電量（用電量）及各時段上網電量（用電量）應滿足計 量要求，發電企業輔助服務電量、現貨電量、上下調電量、新機 調試電量均應按時段區分，電網企業（含配售電企業）應按要求 報送交易機構用于交易結算。 

（二）參加批發交易的用戶（含售電公司）分時段電量電費 結算參照《新疆電力市場結算方案（修訂稿）》執行。對于有源 配電網企業內用戶參與市場化的情況，以各時段聯絡線下網電量 為邊界條件開展結算工作。 

 （三）電網代理購電電量分時段結算方式參照批發交易的用 戶分時段結算方式開展，各時段偏差范圍及各時段懲罰系數按照 現行常規交易結算偏差范圍及懲罰系數執行。 

（四）發電企業各時段偏差范圍在原有常規交易結算的基礎 上上下浮動 5 個百分點。各時段懲罰系數暫按原有常規交易結算 懲罰系數執行。 各電源類型各時段上調、下調電價計算不含電網代理購電交 易及綠色電力交易。綠色電力交易及新替交易據實納入偏差范圍 計算。 

（五）參加零售交易的用戶實際用電量均按照其與售電公司 協商確定的各時段交易價格結算，各時段交易價格的峰谷比例需 滿足自治區相關政策要求，各時段用電量按照各時段交易價格結 算。 

（六）所有用戶結算順序均按綠色電力交易、新能源替代交 易、其他市場交易結算。綠色電力交易的售電公司應等量等價傳 導至用戶。 

（七）在直流通道檢修時，相應直流通道配套新能源新替交 易按照“以發定用”結算，其余新替交易均按照“以用定發”結算。

 （八）跨區跨省交易時段與本方案時段不同的，以本方案時 段劃分為準�？鐓^跨省交易按小時出清的，結算時按時段合并結 算；不能按小時出清的，按原合同完成省間結算后，結算至發電 企業時由交易機構等比例拆分省間據實結算后的合同，再按本方 案時段合并后進行發電側結算。 

（九）發電企業分攤承擔的日前實時類（含無法清分至市場 主體類省間成分）外送電量，按照相應送出價格結算。分攤方式 按各時段剩余電量等比例分攤，如仍有剩余電量，按疆內市場結 算的火電、新能源發電企業上網電量等比例分攤，其余與現有原 則保持一致。 

（十）配套新能源優先送出電量應按本方案時段劃分。直流 配套電源送受電協議對配套新能源優先送出電量明確約定為全 額收購的，按配套新能源各時段上網電量減對應時段市場化電量 后的剩余電量等比例結算；未明確約定的，按發電企業各時段優 先送出合同電量等比例結算。 

（十一）新投機組在調試期結束后全部電量在注冊當月按照 《新疆電力市場結算方案（修訂稿）》結算。全額保障性收購的 發電企業上網電量據實按基準電價（或批復電價）結算。 

（十二）南疆三地州燃煤發電企業疆內消納電量按照 0.035 元/千瓦時補貼，補貼資金來源為月度清算費用。南疆三地州燃 煤發電企業納入當月補貼結算電量上限=（三地州以外燃煤發電 企業當月上網電量/三地州以外燃煤發電企業裝機容量）×該電廠 裝機容量。 

（十三）按照《自治區發展改革委關于印發〈完善我區新能 源價格機制的方案〉的通知》（新發改能價〔2022〕185 號）要 求，我區 2021 年起投產的新能源平價項目發電量全部納入電力 市場，執行相關目標上網電價政策。此類項目涉及的疆內實際交 易電價、市場均價均為各時段加權平均價。 

（十四）設置偏差收益回收費用，即對批發交易的用戶（含 售電公司）各時段各偏差范圍的少用電量結算電價大于其各時段 合同均價的部分，以及發電企業各時段各偏差范圍的少發電量結 算電價小于其各時段合同均價的部分，進行電費回收，并納入月 度清算費用計算。 

（十五）本方案電量結算部分第 2 至 4 條設置過渡期，暫定 三個月，過渡期內結算方式按不分時段執行，偏差范圍及系數均 參照《新疆電力市場結算方案（修訂稿）》。過渡期結束后，按照 本方案執行。

 十、交易事項 

（一）電力用戶年用電量均以 2022 年 10 月已結算數據為基 準往前連續倒推 12 個月計算。自備電廠企業年用電量為從主網 下網的電量，不含自發自用電量。 

（二）年度交易組織前，對符合 2023 年年度交易準入條件 的電力用戶以及售電公司核算年用電量以及電網企業年度代購 總電量預測值信息披露及公示，并受理各市場主體對此提出的相 關異議，受理截止時間為年度交易組織前 2 個工作日。

 （三）當電力用戶由于擴容、新建等原因導致合同容量發生 變化時，確保交易前與各地州供電公司對接，履行正常變更流程 后，營銷系統將在流程結束后自動更新合同容量數據。 

（四）市場主體不再開展年度分時段合同的分月調整工作。 

（五）自行參與交易的兵團電力用戶執行全疆統一標準，交 易合同、執行、結算、偏差處理等事宜按照自治區相關文件要求 執行。 （六）兵團各師（市）電力公司報送參與交易用戶的結算電 量之和，不得超過主網聯絡線下網電量之和。 

（七）發電機組在規定調試運行期內的調試電量，納入代理 購電電量來源，收購電價按照國家有關要求執行。 

（八）所有市場用戶要按照國家和自治區可再生能源電力消 納保障要求，履行可再生能源消納權重責任。對 2023 年自治區 可再生能源消納責任權重及分配方案執行情況開展月度監測預 警，鼓勵可再生能源電量優先疆內消納。

 （九）2023 年綠色電力交易（以下簡稱綠電交易）組織平 臺為北京電力交易中心 e-交易平臺，2023 年綠電交易按時段申 報，時段劃分標準與本方案保持一致，各時段報價不設置電價比 例限制，其他事項按照《新疆綠色電力交易方案（試行）》執行。

 （十）2023 年 1 月月度和月內交易具體事項參照 2022 年電 力直接交易方案有關規定執行。2023 年年度交易及后續月份月 度交易按照 2023 年電力市場化交易實施方案執行，年度交易執 行周期為 2—12 月。

 （十一）對于市場主體發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴 重影響交易結果的，電力交易機構、電力調度機構應依法依規采 取市場干預措施，并向國家能源局新疆監管辦、自治區政府電力 管理部門提交干預情況報告。政府有關部門將市場主體違規行為 計入企業信用記錄。 

（十二）具體交易組織時間、申報精度、申報方式等以正式 發布的交易公告為準。

 十一、附則 本方案最終解釋權歸政府電力管理部門

 

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