北极星电力网获悉，近日国家能源局新疆监管办公室发布了关于对《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(暂行)》 的通知。
具体内容如下:
新监能市场〔2016〕51号
关于印发《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(暂行)》的通知
国网新疆电力公司，国电新疆电力有限公司，华电新疆发电有限公司，华能新疆能源开发公司，中电投新疆能源化工集团，大唐新疆能源开发有限公司，神华国能集团新疆公司，新疆天山电力股份有限公司，各有关新能源发电企业和燃煤自备电厂：
为贯彻落实国家关于可再生能源发电全额保障性收购政策，充分挖掘区域电力市场新能源消纳潜力和电力系统辅助服务潜力，拓展新能源消纳空间，促进就近消纳，减少弃风、弃光电量，根据《国家能源局关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》(国能监管[2016]39号)和《国家发改委关于印发〈可再生能源全额保障性收购管理办法的通知〉》(发改能源〔2016〕625号)等文件精神，结合新疆实际情况，我办制定了《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(暂行)》(可在国家能源局新疆监管办公室门户网站-能源监管下载，网址为http://xjb.nea.gov.cn/)，现印发给你们，请认真贯彻执行。
附《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(暂行)》全文：
1.总则
1.1 目的
为贯彻落实《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)文件及相关配套文件精神，深化电力体制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步规范和推进新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易，拓展新能源消纳空间，完善电价形成机制，促进规范透明的市场交易机制建设，实现电力替代交易的公开、公平、公正。
1.2 依据
本细则依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《关于印发可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕625号)、《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》(发改运行〔2015〕518号)、《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》(发改办运行〔2015〕2554号)、《关于做好2016年电力运行调节工作的通知》(发改运行〔2016〕413号)、《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》(国能监管〔2016〕39号)、《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》(国能新能〔2016〕54号)、《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》(国能新能〔2016〕74号)等国家有关法规、规程、行业标准、文件等，同时参照《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》(发改经体〔2015〕2752号)、《热电联产管理办法》(发改能源[2016]617 号)文件要求，结合新疆电网2015年新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易试点情况及其他各省开展试点情况，编制本实施细则。
1.3 定义
新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易是指在保证电网运行安全、新能源全额保障性收购、满足新疆区域内用电市场和外送电的基础上，充分挖掘燃煤自备电厂调峰空间，通过加大燃煤自备电厂机组调峰力度，将新能源发电企业全额保障性收购电量以外的多发电量置换给自备电厂所属企业的用电负荷，以实质性提高新能源发电企业的发电量。
1.4 适用范围
本实施细则适用于新疆区域内新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易(以下简称：调峰替代交易)。
1.5 基本原则
1.5.1坚持市场化方向和市场主导。在新能源发电企业侧和燃煤自备电厂机组调峰和用电侧引入市场交易补偿机制，通过市场化手段，将补偿价格信号反映电网调峰能力增加，拓展新能源发电企业发电空间上，缓解因电网调峰受阻引起弃电电量的增加(因电网输送受阻另行解决)，促进新能源消纳规模实质性增加，发挥市场配置电力资源的作用。
1.5.2坚持“安全第一”，公平开放电网，维护电力调度秩序，确保电力系统安全稳定运行和电力有序供应。
1.5.3坚持节能减排，促进产业结构优化调整。参与试点的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的要求，实现全社会节能减排。
1.5.4坚持稳妥推进，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。
1.5.5坚持“公开、公平、公正”，市场交易主体自愿参与，建立规范透明的交易机制。
1.6 交易品种
1.6.1 按照交易期限，分为为年度、季度、月度交易。
1.6.2 按照交易组织方式，分为集中撮合(竞价)交易、挂牌交易。
1.7 交易电量
1.7.1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的综合调峰能力和新能源保障性收购的具体情况进行全网综合平衡(发、用电负荷)后确定，即根据本年度省内电力电量需求、新能源全额保障性收购电量、直接交易和跨省区交易电量中新能源打捆情况，以及燃煤自备电厂预测的调峰情况确定年(季、月)度交易电量规模。现阶段暂按自治区经信委批复的清洁能源替代自备发电工作方案确定的原则执行。
1.7.2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。
1.7.3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增加，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。
1.8 其他
1.8.1 本细则中涉及电力的量纲为兆瓦(MW)，电量的量纲为兆瓦时(MWh)，电价的量纲为元/兆瓦时(元/ MWh)。
1.8.2 交易组织须提前公告。
2.市场管理
2.1 市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构权责
2.1.1. 市场交易主体包括新能源发电企业和燃煤自备电厂所属企业。市场运营机构包括电力交易机构电力调度机构。
(1)新能源发电企业(替代方)：指符合准入条件、完成注册手续的风电、光伏发电企业。
(2)燃煤自备电厂所属企业(被替代方)：指符合准入条件、完成注册手续的燃煤自备电厂所属企业。
(3)电网运营企业：指符合准入条件、完成注册手续的电网运营企业。
2.2.2市场交易主体权责
2.1.2.1 新能源发电企业
按规则参与交易;签订和履行交易合同及协议;按规定提供辅助服务;按规定披露和提供相关信息，获得调峰替代交易和发电服务等相关信息;遵守《购售电合同》、《并网调度协议》、《调度运行规程》，服从电力调度机构的统一调度。
2.1.2.2燃煤自备电厂所属企业
负责自身的发、用电安全;按规则参与交易;签订和履行交易合同及协议;按时足额支付电费;按规定披露和提供相关信息，获得调峰替代交易和输配电服务等相关信息;遵守《供用电合同》、《并网调度协议》、《调度运行规程》和需求侧管理规定，服从电力调度机构的统一调度。
2.1.3 电网运营企业权责
调峰替代交易的输电方，保障输配电设施的安全稳定运行，为市场交易主体提供公平的输配电服务、电网接入服务和售电服务;按规定披露和提供电网相关信息;按规定收取输配电费，代收代付电费和政府基金及附加等。
2.1.4 市场运营机构权责
(1)负责管理市场交易主体的注册、注销、变更;负责组织开展年度交易;负责交易合同及协议管理;负责编制月度交易计划;负责交易电量抄录、结算和统计分析;负责发布电力市场信息;经授权对市场采取干预措施;负责电力交易平台(含电力市场交易运营系统，简称交易运营系统)的管理;负责执行有序用电方案;负责发电侧计量关口点和计量装置管理;负责交易相关业务咨询。
(2)负责所辖电力系统的调度运行，保持电网安全稳定运行，保持电力电量实时平衡; 负责提供调峰替代交易相关的电网运行、检修信息;负责交易的安全校核和输电阻塞管理;负责执行各类交易合同，根据月度交易计划编制调度运行计划和方式，并组织落实。
(3)结合新疆电网网架结构特点、受阻等约束条件，提出市场交易主体准入和退出的意见和建议。
2.2 市场准入与退出
2.2.1 基本准入条件
参加交易的市场交易主体，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、新能源发电企业经法人单位授权，可参与相应的交易。
2.2.2 市场准入条件
2.2.2.1 新能源发电企业
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)，已转商业运营，其中：参与2016年交易的应在2016年6月30日前取得电力业务许可证(发电类)的企业，未按时取得的将取消2016年交易的中标电量。配套直流外送的(如天中直流)新能源发电企业和分散式、分布式新能源发电企业暂不参与。
2.2.2.2燃煤自备电厂所属企业
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”自备电厂机组暂不参与。
2.2.3 进入与退出机制
2.2.3.1 进入市场交易的主体应保持相对稳定，在合同期(或交易期)内原则上不得退出，属自身责任被限制交易、自愿和强制退出的应在三年内不得再次进入市场，并按合同和规则约定补偿相关损失。
2.2.3.2市场交易主体有下列行为之一的，电力交易机构经授权后可取消其市场注册，并由市场交易主体承担相应违约责任。
(1)已注册的市场交易主体发生兼并、重组、合并、分立、破产等变化，要求注销原市场交易主体的;电力业务许可证已注销、退出商业运营、不能继续履行合同的;
(2)违反市场规则(如互相串通报价，恶意报价，严重扰乱交易市场秩序的);
(3)违反国家电力或环保政策的;
(4)未经许可私自将所购电力转售给其他用户的;
(5)无正当理由不服从电网统一调度的;
(6)不按时缴清电费，恶意拖欠交易电费的;
(7)参与交易的企业出现重大安全隐患;
(8)其他违法违规行为。
2.2.3.3 市场交易主体有下列行为之一的，经核实并报监管机构同意，予以强制退出，并根据国家有关规定予以查处。
(1)提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的;
(2)违反国家电力或环保政策并受处罚的;
(3)互相串通报价，操纵或控制市场交易，哄抬或打压交易价格等严重违反交易市场秩序，经警告后仍不改正的;
(4)长时间拖欠电费，经警告后仍不改正的;
(6)无正当理由不按交易结果签订合同或协议的;
(7)无正当理由不履行已签订的交易合同或协议的;
(8)无正当理由不服从电网调度命令的;
(9)其它违反交易规则行为并造成严重后果的。
2.3 市场交易主体注册与注销
2.3.1 市场交易主体须在电力交易机构进行登记，并进行市场注册后可参与调峰替代交易，基本注册程序如下：
(1)市场交易主体至少在10个工作日(或每年确定购电模式的20个工作日前)向电力交易机构提交书面的注册申请材料，包括交易运营系统使用申请书。
燃煤自备电厂所属企业注册申请材料包括：燃煤自备电厂所属企业参与交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书(电力交易证书)申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、供用电合同、与电网运营企业发生供用电关系的用户编码、准入目录等原件或复印资料。
新能源发电企业注册申请材料包括：新能源发电企业参与交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书(电力交易证书)申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、发电业务许可证、准入目录等原件或复印资料。
(2)电力交易机构在收到注册申请材料后10个工作日内完成审核，向审核通过的市场交易主体发送审核通过通知书;向审核未通过的市场交易主体发送审核未通过通知书，书面说明原因，并向能源监管机构备案。
(3)收到审核通过通知书的市场交易主体在5个工作日之内，签订交易入市协议及交易运营系统使用协议等。电力交易机构向市场交易主体提供交易运营平台账号、使用手册和数字认证证书等资料，并根据市场交易主体需要进行必要的操作培训。
(4)市场交易主体在2个工作日内完成交易运营平台注册工作，燃煤自备电厂所属企业应通过交易运营系统选定交易购电模式。
2.3.2 已注册的市场交易主体，当注册信息发生变化时，在10个工作日内，向受理其注册的电力交易机构书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息，电力交易机构在5个工作日之内完成注册信息变更。
2.3.3 出现下列情况之一者，电力交易机构应注销市场交易主体的交易资格：
(1)符合2.2.3节规定取消交易主体资格的;
(2)无正当理由未通过年度资格复核的;
(3)违反电力市场交易规则，符合退出条件的;
(4)市场交易主体提出退出申请，经审核同意的。
2.3.4市场交易主体资格注销后，必须按下列规定执行：
(1)停止调峰替代交易;
(2)在15个工作日内结清与其他市场交易主体的账目及款项;
(3)在资格注销前与其他市场交易主体存在的争议仍通过市场争议解决程序解决。
2.3.5 市场交易主体完成注册、信息变更、注销手续后，电力交易机构在3个工作日内通过交易平台发布有关信息，并向能源监管机构报备。
2.3.6 市场交易主体变更注册或撤销注册，应当向电力交易机构提出申请，经批准后，方可变更或撤销注册;当已完成注册的市场交易主体如不能继续满足准入市场的条件时，由电力交易机构强制撤销注册。
2.3.7市场交易主体被强制或自愿退出市场，未完成的合同和协议，可以在规定的时间内进行转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。
2.4 燃煤发电机组调峰替代下网购电模式和交易价格
2.4.1.完成调峰替代交易注册的燃煤自备电厂所属企业可选两种下网购电模式：部分调峰替代交易模式和全额向电网购电模式(即不参加调峰替代交易)。
(1)选择部分调峰替代交易模式的燃煤自备电厂所属企业可以通过市场化替代交易方式购电，须提前向电力交易机构申报年度、月度购电计划和调峰替代交易计划，月度购电计划内实际中标的交易分月电量计划可以在编制10日前提出修改申请，并进行分月滚动调整，但交易周期内应完成全部中标电量，交易电量的执行、偏差电量计算、违约责任承担等按本细则规定执行。
(2)选择全额向电网购电模式时(即不参加调峰替代交易)，其全部用电量均向电网运营企业购买。
2.4.2燃煤自备电厂所属企业的购电价格由调峰替代交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。现阶段，选择集中撮合(竞价)的，根据事先明确交易模式，交易价格执行集中撮合(竞价)后的市场交易价格。具体交易模式如下：
(1)顺推法
新能源发电企业价格变动部分可全部传导到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，交易中标电量对应的电度电价执行交易中标电价，交易中标电量对应的基本电价维持原标准不变;
燃煤自备电厂所属企业交易价格(与电度电价相对应)=本企业用网电度电价-交易规则确定的基准电价200元/兆瓦时-本企业出清的变动价格。
新能源发电企业交易电价=新能源发电企业批复电价(含补贴电价)-交易规则确定的基准电价200元/兆瓦时-新能源发电企业出清的变动价格。
(2)输配电价法
新能源发电企业价格变动部分叠加输配电价变动部分累加后全部传导到燃煤自备电厂所属企业用电侧，即调峰替代交易价格按照交易中标电价执行，交易中标电量对应的电度电价执行交易中标电价，交易中标电量对应的基本电价按“输配电价”对应的标准执行。输配电价执行调峰替代交易实施方案确定的标准。
燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易价格(与电度电价相对应)=新能源发电企业执行的上网电价(不含补贴电价)+电网输配电价+政府性基金合附加-(交易规则确定的基准电价200元/兆瓦时+新能源发电企业出清的变动价格)。
2.5 市场交易规则修订
能源监管机构负责实施细则的修订，市场交易主体及市场运营机构可提出修改实施细则的建议。
2.6 临时条款的制定
2.6.1 如本实施细则不适应电力市场的，能源监管机构可制定临时条款，向市场成员说明后实施。
2.6.2 临时条款一经发布立即生效，本实施细则中与临时条款相抵触部分暂时失效。
2.6.3 临时条款应制定有效期，在有效期内，应及时根据实际情况组织修订本实施细则的相关条款，修订的条款生效后，临时条款自动失效。
3.交易方式
3.1 集中撮合和集中竞价交易
3.1.1 概述
通过电力交易运营平台申报交易需求，由电力交易运营平台按照选定(公告公示)的计算方法进行预出清计算，确定新能源发电企业、燃煤自备电厂所属企业主体参与交易电量和电价，形成无约束交易结果(预出清)，经电力调度机构安全校核后形成有约束出清(交易结果和正式出清)，各方依据交易结果和签订的入市协议落实交易电量、电价并执行。
燃煤自备机组边界条件包括：实时有功电力调峰、旋转备用调峰(固定下网负荷调峰、其机组调峰控制在30%以内)和停机备用调峰。
新能源发电企业边界条件包括：新能源发电项目所在区域前三年平均年度、月度综合利用小时数(滚动修订，并在交易前进行公示);交易结果和正式出清应综合考虑区域内新能源发电能力、调峰受阻和电网受阻等情况。
3.1.2申报电量和价格
3.1.2.1申报流程
燃煤自备电厂所属企业先进行调峰替代交易申报和预出清，新能源发电企业再进行申报和预出清;在确定燃煤自备电厂所属企业正式出清电量、电价后，再确定新能源发电企业正式出清电价、区域参与交易电量的分配系数，预测分地区年度对应的电量结算比例。申报数据包括：交易边界条件和对应的大体分月电量、参与总量、执行时间和电价等，其中燃煤自备电厂所属企业按照三个边界条件申报电量和价格(价格由低到高申报，最多可申报三个);新能源发电企业按照一个边界条件申报参与电量和价格(价格由高到低申报，最多可申报三个)。
3.1.2.2价格申报：
燃煤自备电厂所属企业：以调峰替代交易设定的200元/兆瓦时价格为基准值(每次参考设定)，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);如申报价格变量进行限价时，其变动范围不得超过限价幅度和条件，超出限价幅度和条件的视为不合格报价。
新能源发电企业：以替代交易设定的200元/兆瓦时价格为基准值(每次参考设定)，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);如申报价格变量进行限价时，其变动范围不得超过限价幅度和条件，超出限价幅度和条件的视为不合格报价。
3.1.2.3电量申报
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，申报电价精确到0.1元/兆瓦时，现阶段不超过该项目所在分区的交易期内预测发电设备利用小时数的50%。
燃煤自备电厂所属企业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，申报电价精确到0.1元/兆瓦时。
3.1.3集中交易出清计算方法
3.1.3.1原则
(1)选定的交易模式(如“顺推法”“输配电价法”)规定的原则。
(2)有利于消纳新能源的原则。
3.1.3.2出清计算方法：具体采取集中撮合(竞价)或挂牌交易方式的出清方法在公告中予以公示和明确。集中撮合(竞价)方式的具体出清计算方法，如“高低匹配法”、“最低价匹配法”、“边际电价法”等出清方式均可计算;采取“挂牌交易”的出清计算方法只进行电量出清计算，电价按照挂牌交易确定的价格执行。
3.1.4集中交易出清
集中竞价交易出清包括：预出清和正式出清两个阶段。
第一阶段：预出清阶段
3.1.4.1首先对燃煤自备电厂年度调峰替代交易电量、电价进行预出清计算，其次对新能源发电企业交易电量年度分区申报电量、分配系数、交易电量、电价进行预出清计算。
3.1.4.2燃煤自备电厂年度调峰替代交易电量预出清的计算：首先按照边界条件进行排序，其次按照变动价格量绝对值由小到大进行排序，最后按照同一边界条件对应的变动价格进行边界预出清。
具体计算方式：按照边界条件一(以实时有功电力调峰)和边界条件二(旋转备用调峰)申报电量、电价进行排序;再按照边界条件三(停机备用调峰)对应的申报电量、电价分别进行排序;同一边界条件按照变动价格量由小到大进行排序。
预出清计算时优先按边界条件排序后的方式分别预出清计算，即将实时有功电力调峰电量、电价出清计算，其次对旋转备用调峰出清计算，最后对停机备用调峰出清计算。当边界条件一、二项已满足替代电量时，则全部确定为预出清电量;当边界条件一、二项不满足替代电量时，进行第三项边界条件排序和计算，价格变量不同时，按照电价小的优先出清，价格相同时，按申报电量比例和运行方式进行预出清(无约束出清)。具体计算方式：
M年度预出清总交易电量=M1+M2+M3=M1实时有功电力调峰电量+M2旋转备用调峰电量+M3停机备用调峰电量
当M1+M2≥目标电量，为预出清电量
当M1+M2<目标电量，进行M3预出清
燃煤自备电厂所属企业交易价格按照排序方式预出清。
3.1.4.3新能源发电企业交易电量预出清的计算，首先按照变动价格量由小到大进行排序(不能超过限价下限)，其次按照新能源项目分区分月前三年平均利用小时数总和的50%为边界条件预出清(无约束出清)。
具体计算方式：
N年度总预出清替代交易电量=N1+N2+N3……;
N1设定某一区域参与交易申报上网电量+N2设定另一区域参与交易申报上网电量+N3……;
N1设定某一区域参与交易申报上网电量=∑同一区域内各发电企业申报上网电量，如某一发电企业申报上网电量>分区分月前三年平均利用小时数总和的50%为边界条件时，按照50%为边界条件缩减，如≤50%为边界条件时，按照申报电量预出清计算;
当N≥M时，N为新能源发电企业预出清电量;当N
第二阶段：正式出清
3.1.4.5电力交易机构将预出清计算结果送达电力调度机构进行安全校核，并按照先燃煤自备电厂后新能源发电企业校核顺序进行。
3.1.4.6根据电力调度机构安全校核后的燃煤自备电厂替代交易电量，电力交易机构应进行综合计算，当不满足安全约束的要求时，如果对应的自备电厂机组需调减调峰替代交易电量时，优先将边界条件三的替代电量进行调减，边界条件一、二的电量不做调减，并将电价变动大的机组优先调减，同等条件可以将申报电量等比例计算(或按照环保等级和机组运行方式)调减的原则处理，直至满足替代交易目标值计算出清。
有约束出清(正式出清)：根据电力调度机构校核的总交易电量、各燃煤自备电厂所属企业具体参与交易的年度交易总电量、三个边界条件对应的电量、分月大体电量构成三个指标，电力交易机构计算并形成对燃煤自备电厂所属企业有约束出清。
年度出清电量的具体计算方式：分月替代电量为预测值(可滚动修订)。
W=某自备电厂所属企业年度预计总下网电量;
W1=某自备机组所属企业非调峰替代交易形成的年度下网电量(年度网购电量);
W2某自备电厂所属企业年度调峰替代交易电量=W -W1=本企业年度实时有功电力调峰电量+旋转备用调峰电量+停机备用调峰电量;
M自备电厂所属企业年度总调峰替代交易电量=∑W2 =M1实时有功电力调峰电量+M2旋转备用调峰电量+M3停机备用调峰电量
当M1+M2≥目标电量，校核后电量对应值为正式出清电量，不进行调整;
当M1+M2<目标电量，M3= M-(M1+M2)为校核后电量，各自备电厂机组交易电量对应的边界三总电量为正式出清电量;
燃煤自备电厂所属企业如原用网电量(下网电量)执行峰谷电价的，调峰替代交易电量按照平段电价申报、匹配、出清计算和电费结算，其交易期内调峰替代交易电量和网购电量可按平段电价执行。
3.1.4.7 根据电力调度机构安全校核后的各区域新能源发电企业电力月度、年度网架受阻电量、调峰受阻电量、发电能力、弃电电量、风电和光伏弃电比，电力交易机构进行综合计算出各区域内年度交易电量的分配系数、出清电量年度比例。如网架原因受阻区域不满足出清年度比例时，等比例调减受阻区域，同时等比例调增非受阻区域，尽量保证同一区域出清比例大体相当的原则处理，直至满足交易总电量对应自备电厂机组交易成交电量，区域内按照申报电量等比例调减或调增。校核后的各新能源发电企业交易电量原则上不超过其预计年度上网电量30%或交易期内的45%。
根据电力调度机构校核后的总交易电量、各区域新能源发电企业具体参与交易的年度交易电量、分月大体交易电量结算比例构成三个指标，电力交易机构计算并形成对新能源发电企业有约束出清(正式出清)。
各区域年度交易电量的分配系数、年度出清电量的占比(新能源发电企业调峰替代交易电量占总上网电量的比例)的计算方式如下：
N新能源发电企业年度总交易电量=∑N1某区域内新能源发电企业年度上网电量×(X)某区域新能源发电企业调峰替代交易电量占总上网电量的比例;
N>M年度自备电厂交易总电量，缩减N等于M出清和执行,如N
P各区域内电网受阻电量=∑P1调峰原因受阻电量+∑P2断面及送出(网架原因)受阻电量
各新能源发电企业所在区域内年度出清电量比例的计算方式如下：
X某区域新能源发电企业替代交易电量占上网电量的比例:
根据新疆目前电网网架结构，将光伏发电企业分为13个区域，风电发电企业分为8个区域。
年度出清电价的具体计算方式：按照2.4.2条款执行。
说明：分月各区域新能源发电企业交易电量的出清值月度电量比例、分配系数为参考数值(可滚动修订)，在进行月度结算时，电力交易机构根据电力调度机构校核的实际数据进行调整，据实计算和结算。
3.1.4.8申报的电量进行匹配时，新能源发电企业年度成交电量应与自备电厂出清总电量相同，新能源发电企业年度成交电量同等条件充分考虑申报电量，同一区域的出清比例尽量保持一致，且权重相同。
3.1.5集中交易安全校核
3.1.5.1燃煤自备电厂
根据该企业预测用网电量、用电负荷构成、机组对用电、供热等因素的影响，发用电设备检修计划、电网设备检修计划、已确定的边界条件对交易总电量等条件进行综合考虑。校核时与自备电厂所属企业充分沟通、协商确定其分月替代交易电量(含三个边界条件电量的预测)及停机计划、方式等，并予以公示。机组校核方式按照“分区方式”和“机群方式”进行。电力调度机构给出各分区内各燃煤自备电厂调峰替代电量分月大体电量构成和总成交电量，即完成对自备电厂机组交易结果的安全校核。
对燃煤自备电厂交易电量安全校核时，当不满足安全约束时，边界条件三的交易电量和电价变动大的机组优先调减。
3.1.5.2新能源发电企业
根据已确定新能源项目预出清的结果，进行电网受阻区域分别校核方式进行，同时按照“分区方式”和“就地与自备电厂下网平衡用电方式”优先进行校核等，计算出各区域内月度、年度网架受阻电量、调峰受阻电量、发电能力、弃电电量、弃电比(风电、光伏应分别给出上述数值)。
校核时，应适当考虑新能源发电机组内部因素的影响(如非计划停运、机组可用小时数、机组类型、设备运维差异等因素影响，造成年度上网电量差异较大问题);应充分考虑外部因素的影响(如区域内资源差异性较大、季节性差异、送出断面、主变、通道和网架受阻等造成年度上网电量差异较大等)、公用火电机组全停方式和个别月份新能源发电企业受供热影响发电量大幅度减少等情况。
3.1.5.3当电网安全约束对燃煤自备电厂所属企业、新能源发电企业交易电量产生影响时，电力调度机构应出具安全校核总体意见，提交给电力交易机构，由电力交易机构备案。
4.年度交易(季度和月度交易参照执行)
4.1 概述
4.1.1 年度交易：采用集中撮合、集中竞价、挂牌交易等交易方式确定交易电量与电价。
4.1.2 年度交易中，新能源发电企业先登录交易运营系统，按照规定格式录入申报上网电量、电价等信息，然后燃煤自备电厂所属企业再登录确认并提交录入的信息;电力交易机构对交易意向进行预出清后提交电力调度机构安全校核，安全校核后由电力交易机构形成年度交易成交结果，交易各方在10个工作日内根据交易成交结果签订合同(入市协议)。
5.年度交易组织和程序(季度和月度交易参照执行)
5.1 基础信息发布
5.1.1电力交易机构通过交易运营平台发布交易基础信息，包括已注册的燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业名单及其联系方式、装机容量、发电类型、上网批复电价，燃煤自备电厂所属企业用电类型、到户目录电价、供电电压等级、报装用电容量、机组装机容量等，并根据市场交易主体注册情况及时更新相关信息
5.1.2 电力交易机构通过交易运营系统提供信息交流服务，市场交易主体可以通过交易运营平台发布下一年度交易供需信息。
5.2 交易准备
5.2.1 每年12月份，燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业上报下一年度投产计划至市场运营机构。
5.2.2 每年12月份，燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业通过交易运营系统提交下一年度机组检修计划、各月调峰替代交易电量(自备含三个边界条件的交易电量、新能源含一个边界条件的交易电量)等信息，燃煤自备电厂所属企业通过交易运营系统同时提交下一年度各月用电需求信息。
5.2.3 每年12月份，市场运营机构编制和完成下一年度电力电量平衡分析、输送能力分析、发电设备检修计划、输变电设备检修计划、新能源发电企业参与调峰替代交易电量、燃煤自备电厂所属企业用电需求、参与调峰替代交易电量(三个边界条件)汇总等，并在此基础上编制年度调峰替代交易公告。
5.3 交易公告
5.3.1 每年2月份，通过交易运营平台发布年度调峰替代交易公告，包括但不限于以下内容：
(1) 本年度交易电量规模，燃煤自备电厂所属企业申报的总用电需求;
(2)输配电价标准、政府基金及附加、线损折价标准及变动情况，不同价区用户电价情况;
(3)本年度电力电量平衡预测结果，火电、水电等发电量预测;
(4)本年度和分月新能源发电企业发电量预测，可能的弃电比情况;
(5)本年度和分月输变电设备停电计划，包括：停电设备、主要工作内容、停电时间及对运行方式的影响等;
(6)本年度和分月跨区跨省交、直流通道输送能力及已经签订的合同;
(7)本年度和分月其他交易电量指标及将关停的机组容量等;
(8)上一年度电网阻塞情况，包括：电网安全约束、主要输电通道重载情况、主变负载率等;
(9)本年度和分月电网阻塞预计，包括：电网安全约束、典型潮流、调峰受阻、网架断面(或主变)受阻等;
(10)本年度各新能源发电企业全额收购电量上限预测值;
(11)本年度和分月关键输电通道潮流极限和关键输电通道可用输送能力情况;
(12)其他应披露的信息等。
5.3.2电力交易机构通过交易运营平台发布年度交易基础信息，并根据市场交易主体注册情况及时更新相关信息。
5.3.3电力交易机构通过交易运营系统提供信息交流服务，市场交易主体可以通过交易运营平台发布下一年度调峰替代交易供需信息。
5.3.4电力调度机构编制和完成年度电力电量平衡分析、输送能力分析、发电设备检修计划、输变电设备检修计划;电力交易机构编制和完成年度调峰替代交易电量总预测数值等，在此基础上编制年度调峰替代交易公告。
5.3.5电力交易机构根据确定的交易电量和相关边界条件、交易模式(如集中竞价或挂牌)、出清方式、结算模式及方式等,发布年度交易公告。
5.3.6交易公告发布后，燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业根据公告信息开展年度调峰替代交易申报工作。
5.3.7每个交易周期，电力交易机构提前发布全网分月预测负荷、预计电网阻塞、发电检修(备用)计划、输变电设备停电计划，供市场交易主体参考。
5.4 交易申报
5.4.1 每年3月上旬交易公告发布后，燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业通过交易运营系统申报年度交易需求。交易申报数据格式参见3.1.2节。
5.4.2燃煤自备电厂所属企业申报替代交易电量、购电电量可考虑相关输变电检修计划，其中购电电量为其年度全部用电量需求。
5.4.3新能源发电企业申报年度交易电量可综合考虑内部、外部影响因素，相关输变电设备检修计划、合理的发电能力等因素，并不超出机组年度发电能力的50%(即考虑全额保障性收购后的发电能力)。
5.4.4 交易运营系统对申报数据进行加密处理，在交易申报截止时间之前不能解密数据包。对客户端进行合理性检查，即在交易端只确认申报数据是否接收，不对申报数据的合理性进行检查。
5.4.5 市场交易主体在交易申报截止时间之前可进行多次申报(后一次申报数据将覆盖前一次申报数据)，以最后提交的申报数据为准。
5.5 交易汇总与出清
5.5.1电力交易中心在市场主体申报交易后，进行交易的出清，并根据出清结果(成交结果)编制年度调峰替代交易执行计划。
5.5.2 对于年度集中撮合交易，按照3.1.3节和3.1.4节的方法进行年度集中撮合、集中竞价交易的出清计算，形成交易有约束出清结果。
5.6 安全校核
每年3月20日至25日，电力调度机构按照安全校核原则进行年度交易的安全校核和调整，形成成交结果。安全校核的原则参见 3.1.5节。
5.7 交易结果发布
5.7.1 每年3月26日左右，电力交易机构在交易运营系统发布年度交易成交结果，已达成的交易转入交易执行阶段，交易信息包括：
(1)公开信息：市场年度总成交电量、市场成交均价、各燃煤自备电厂所属企业三个边界条件的年度成交电量、新能源发电企业年度调峰替代交易参与分区系数、出清电量比例;
(2)私有信息：向成交企业发布成交电量及其价格，燃煤自备电厂所属企业三个边界条件的分月电量计划，新能源发电企业所在区域分月调峰替代交易参与出清系数、电量比例、安全校核信息等。
5.7.2 交易结果发布后3个工作日内，交易各方通过交易运营系统签订电子合同。
5.7.3 交易结果发布后10个工作日内，电力交易机构向能源监管机构报备成交结果和交易合同(或协议)。
6.交易合同
6.1 概述
6.1.1交易合同包括入市承诺书和交易结果确认单两部分，其中入市承诺书由交易主体在申报时签订，交易结果确认单为交易平台出清的交易结果，“入市承诺书+交易结果确认单”作为新能源发电企业《购售电合同》及燃煤自备电厂所属企业《供用电合同》的补充协议。
6.1.2由于参与交易的新能源发电企业数量多，其具体中标企业存在偏差电量等不确定性，燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业签订调峰替代合同为月度和年度非一一对应的合同。
6.2 合同签订
6.2.1 燃煤自备电厂所属企业与新能源发电企业在注册时，签订统一的《调峰替代交易》入市承诺书。
6.2.2 在集中交易结束后，交易运营系统根据成交结果自动生成交易结果确认单，参与交易和中标的燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业可查询、下载各自交易结果确认单，作为执行依据。
6.2.3燃煤自备电厂所属企业和新能源发电企业也可签订除入市承诺书、标准电子合同以外的补充协议，但须与入市承诺书、标准电子合同的相关原则保持一致。
6.3 合同的变更与修改
6.3.1 在不影响已执行合同的情况下，燃煤自备电厂所属企业可向电力交易机构提出交易合同调整意向，对合同进行转让和调整。
6.3.2年度交易调整申请应在每年10月底前提出，经安全校核后调整和转让，调整和转让结果10个工作日内报能源监管机构备案;新能源发电企业在燃煤自备电厂所属企业交易电量调整后，等比例进行相应调整。
6.3.3月度电量变更应在每月20日前申请，燃煤自备电厂所属企业在交易运营系统提交下月或以后各月的计划变更申请，由燃煤自备电厂所属企业录入并由电力交易机构确认。
6.3.4每月25日前为月度计划变更审核期，27日发布审核后的月度计划变更信息。
6.3.4合同的修改、补充或变更须提交交易运营系统进行审批、确认后生效。
6.4 合同的违约与解除
6.4.1 任何一方违反合同条款视为违约，合同中其他任一方有权要求违约方赔偿违约造成的经济损失。燃煤自备电厂分月累计执行中的偏差电量，在10月底通过交易系统进行调整后还未完全执行，视为违约，按合同违约处理。
6.4.2 违约方须承担支付违约金、继续履行合同和采取补救措施等责任，在支付违约金、继续履约或者采取补救措施后，仍给对方造成其他损失的，应当赔偿损失。
6.4.3 在合同履行期限届满之前，任何一方明确表示或者以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可在履行期限届满前解除合同，并要求对方承担相应的违约责任。
6.4.4 如交易双方无法继续履行合同(或协议)时且未能达成解除合同的一致意见，任一方可以向电力交易机构提出无法履约的书面申请，电力交易机构将不再对此合同安排月度计划电量，并通知合同另一方，并按照合同(或协议)确定的违约责任执行提前通知，可按照合同约定减轻违约处罚)。
7.偏差电量
7.1 定义
7.1.1年度偏差电量
年度内自备电厂所属企业年度中标电量与结算电量产生的偏差，即当燃煤自备电厂所属企业实际完成交易电量与中标结果不一致时产生的偏差，一般不超过年度中标电量-5%。
年度内新能源发电企业供暖高峰期发电空间不足时，年度中标电量与结算电量产生的偏差(当参与替代交易的新能源发电企业上网电量之和小于替代交易电量之和时)产生的，一般不超过年度中标电量-15%。
7.1.2月度偏差电量
月度内燃煤自备电厂所属企业的计划电量与扣除网购电量的实际下网电量产生的偏差，为事后确定方式，一般不超过月度计划电量±10%。
月度内新能源发电企业月度上网计划电量与实际执行的扣除其他交易电量后的上网电量的偏差，即先计算自备电厂调峰替代电量，再计算新能源发电企业区域分配系数、出清电量月度比例后，确定各新能源发电企业月度替代电量和偏差电量(按比例结算时，只有冬季供暖期间出现偏差电量)，一般不超过月度计划电量±10%。
7.2 偏差电量的处理原则
7.2.1燃煤自备电厂所属企业
7.2.1.1年度偏差电量原则上不超过±3%，超过-5%以上承担违约责任(3%和-5%以内的电量不承担违约责任)。
7.2.1.2月度偏差电量在保持总交易电量不变的前提下，可按月滚动调整，偏差范围不超过±10%，原则上交易期内分月据实结算，年度清算。
7.2.1.3年度成交电量应尽量与中标电量结果保持一致，如确无法滚动调整的，可按照正式出清结果等比例调增(减)或进行合同转让交易。
7.2.2新能源发电企业
7.2.2.1年度偏差电量原则上不超过±15%，超过部分承担违约责任。
7.2.2.2年度偏差电量先期扣除燃煤自备电厂所产生的偏差电量后进行计算，并在中标电量-15%范围内的交易电量，按照次年一季度返还方式处理，由电网运营企业垫资结算补偿电费，次年一季度由参与替代交易的新能源发电企业返还，同时电力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。
7.2.2.3月度偏差电量在保持总交易电量不变的前提下，可按月滚动调整，其月度偏差电量范围不超过±10%，原则上交易期内分月据实结算，年度清算，
7.2.2.4年度成交电量应尽量与中标电量结果保持一致。
7.2.3 由于电力调度机构原因造成交易双方偏差电量的，可根据8.4.5条款执行。
8.交易执行
8.1 概述
8.1.1合同签订后，电力交易机构根据燃煤自备电厂所属区域中标的分月计划电量编制年度、月度交易电量计划，提交电力调度机构执行。月度交易电量计划包括燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易计划、网购电量计划和新能源发电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、调峰替代交易电量等市场化交易电量，优先发电权电量按照具体完成情况滚动执行，分月偏差电量按规则调整。
8.2 年度交易计划
8.2.1 概述
电力交易机构在上年度12月下旬完成年度交易计划编制，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 电力交易机构负责编制月度交易计划，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发电企业交易计划、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发电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，应根据新能源发电企业各区月度预计发电能力、发电量，综合考虑新能源发电企业各区风电、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新能源发电企业月度交易电量根据新能源发电企业出清年度交易总电量比例和当月燃煤自备电厂所属企业交易实际总电量进行确定。新能源发电企业最终年度交易电量以年度累计结算值为准，并保持分月各电厂各区域分配系数、出清电量年度比例相一致。
燃煤自备电厂所属企业月度交易电量计划值=本企业月度各边界条件中标交易电量的预测值(以实际执行后计算值为结算电量数值)。
新能源发电企业月度交易电量计划值=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(预测值)，同时参考计算出月度该新能源发电企业所在区域弃电比(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(有停机备用中标电量的)，便于月度和年度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并执行，按照电能交易计划合理调整新能源发电企业AGC(自动发电控制)控制系数。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机构并通知各市场主体;在交易执行过程中，如遇电网安全运行需要必须调整已签订的合同时，应及时与电力交易机构会商并在电力交易机构备案，重大调整应及时报能源监管机构备案。
8.4.2 每月1日，电力调度机构统计新能源发电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，报能源监管机构备案，同时抄送电力交易机构。
8.4.3电力交易机构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。
8.4.4当输电通道发生阻塞时，按照确保电网安全的原则，调整发电厂出力，相应交易电量计入偏差电量，不计入违约。
8.4.5当出现以下情况时，电力调度机构可根据电网运行情况对月度交易计划进行调整，由此造成新能源发电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。
(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。
9.计量与结算
9.1 概述
9.1.1参加交易的燃煤自备电厂所属企业、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，燃煤自备电厂所属企业与新能源发电企业不直接结算，由电网运营企业分别与燃煤自备电厂所属企业、新能源发电企业进行电量、电费等的计量、确认和结算。电量、电费采用按月集中结算方式执行，即电网运营企业向燃煤自备电厂所属企业收取全部购电费，并扣减新能源发电企业交易部分电量对应的电费，向新能源发电企业支付购电费。
9.1.2 电网运营企业按规定收取输配电服务费用(试点阶段暂不收取)和线损电费，同时代收政府性基金附加等。
9.2 计量点与计量装置
9.2.1 燃煤自备电厂所属企业计量点以燃煤自备电厂所属企业与电网运营企业签订的《供用电合同》约定的计量点为准。
9.2.2 新能源发电企业计量点以新能源发电企业与电网运营企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。
9.2.3 当计量点发生变更时，交易各方应以书面方式进行确认。
9.2.4 各市场交易主体应确保本侧计量装置的准确度达到规则和国家、行业的要求，并能接入电网运营企业电能量采集系统。
9.2.5 计量装置需定期进行检定(验)，对于未经检定(验)、检定(验)不合格或超过检定(验)周期的计量装置，不得使用。
9.2.6 安装主、副电能表，应将主表和副表应安装在同一计量点，主副两套计量电能表一经确认，不得改变。
9.2.7 电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按燃煤自备电厂所属企业与所在电网运营企业签订的《供用电合同》和新能源发电企业与电网运营企业签订的《购售电合同》的约定执行。
9.3 计量数据采集
9.3.1有功电量、无功电量的计量数据按一个交易时段为一个采样周期进行。经各市场交易主体协商同意，可以用交易时段(以分钟为单位)的约数作为一个采样周期;对于采用峰谷电价的燃煤自备电厂所属企业，计量应支持峰谷电量采集。
9.3.2 电网运营企业负责建立从各计量装置到计量数据库的计量数据采集方法、计算公式等的设定。
9.3.3 市场交易主体必须保证每一计量装置都与数据采集系统实现计量数据传输。定期上报计量数据，便于核对和计算交易电量。
9.3.4新能源发电企业多数存在汇集站接入方式，其计量电量的确认按已有规定执行。
9.3.5燃煤自备电厂所属企业调峰替代电量、购网电量的计量和确认应综合计算后确认。
9.4 计量数据确认和替代方法
9.4.1 计量数据确认及替代方法，应由市场交易主体协商一致。
9.4.2 对于装有主表，副表两套电能表的计量点，以主表计量数据作为结算依据，副表作为核对之用。
9.4.3 当主表发生故障时，应采用经恰当修正后的副表数据作为计量数据(或采取考核计量点数据修正后，并确认)。
9.4.4 若尚未安装副表，或当主副二套表计同时发生故障时，以可替代的计量表计记录的数据扣除必要的电量(线损、变损、厂用电等)后作为替代电量数据，或采用考核计量点计量数据，并进行必要的修正。替代电量数据或考核计量点计量数据需经各相关市场交易主体共同确认。
9.4.5 以有资质的检定单位出具的电量退补单作为修正依据。
9.5 电量结算
9.5.1结算原则
9.5.1.1 燃煤自备电厂所属企业采用“月结年清”的方式，即年度交易电量应分解到月度，并按月度结算、年度进行清算的方式结算，结算顺序为先计算确定交易电量，再确定购网电量，进行综合结算。
9.5.1.2新能源发电企业采用优先结算市场化交易电量，优先发电权电量兜底的方式，当优先发电权电量不能兜底时，按照优先结算直接交易电量、外送电量，调峰替代交易电量垫付原则执行。
9.5.1.3交易结算采用“顺推法”：电网运营企业向中标新能源发电企业支付扣除中标调峰替代交易结算电量对应的补偿款(含税)后的电费，即分别计算市场化电量和优先发电权电量，计算全部上网电量对应的综合电费(含补贴电价);燃煤自备电厂所属企业向电网运营企业支付购电费时，其实际调峰替代交易电量部分仅需缴纳目录电度电价与交易电价(补偿款)的差额部分(含税)，其他费用不变。票据与资金支付保持一致。
9.5.1.4交易结算采用“输配电价法”：燃煤自备电厂所属企业向电网运营企业支付购电费时，其实际调峰替代交易电量部分以新能源综合中标电价(含替代交易电价对应补偿款后的差额部分(含税))加上相应输配电价及损耗等，计算到燃煤自备电厂所属企业对应电压等级用电(电度)电价，其他费用不变。
9.5.1.5交易月度结算电量的确定
(1)燃煤自备电厂所属企业实施边界条件一方式(实时有功电力调峰)结算电量确定：根据自备电厂机组调峰开始、结束调整出力时对应的企业下网负荷时间段、下网负荷增加调整的幅度，结合下网计量抄表数据综合计算确定。
边界条件一的具体计算：电力调度机构值班调度员对自备企业机组下达增加下网电量、调整发电机组出力的指令后，各自记录四个节点的相关信息，即调整出力时的开始实际负荷下网负荷、增加幅度、开始时间以及截止时间和下网负荷;交易时段内通过电网运营企业用电量采集系统进行该时段电量数据的提取，再根据电力电力调度机构提供的调整时间段内四个节点的相关信息，进行综合计算。即M1=(T2结束底码-T1开始底码)×倍率-(T2-T1)×P1功率调整数值<该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码)×倍率，由电网运营企业与自备电厂所属企业双方共同确认。
(2)燃煤自备电厂机组实施边界条件二(旋转备用调峰)结算电量的确定：根据自备电厂机组降低出力调峰开始、结束调整出力时对应的企业下网负荷时间段、下网负荷增加调整的幅度，结合下网计量抄表数据综合计算确定。
边界条件二的具体计算：电力调度机构值班调度员对自备企业机组下达连续增加下网电量、调整发电机组出力的指令后，各自记录四个节点的相关信息，即调整出力时的实际下网负荷、增加幅度、开始时间、以及截止时间和下网负荷，同时扣除连续调整时段内非调峰电量(调整发电出力时段);交易时段内通过用电量采集系统进行该时段电量数据的提取，再根据电力调度机构提供的替代交易间段内四个节点的相关信息，进行综合计算。
可采用两种方式计算：
M2=(T2结束底码-T1开始底码)×倍率-非调峰电量<该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码)×倍率;即自备电厂所属企业连续调峰下网负荷×调峰时间段<该时间段下网电量，如出现超出情况，以(T2结束底码-T1开始底码)×倍率计算电量为准确定(适用多台机组情况)。
M2 = 机组旋转备用对应的容量×(1-厂用电率%)×T(旋转备用时间)-非调峰电量<该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码)×倍率计算电量为准确定(适用两台机组及以下情况)。
非调峰电量=调峰期间需要个别时段调整出力(其他机组跳闸)所产生的电量+自身其他机组非计划停运期间所产生的电量。
由电网运营企业与自备电厂所属企业双方共同确认。
(3)燃煤自备电厂机组实施边界条件三(停机)结算电量的确定：按照电力调度机构公示的自备电厂机组月度停机计划，计算其月度停机替代电量，即机组停机解列时间、结束停机后并网时间及恢复到正常出力时间，结合下网计量抄表数据综合计算确定。
可采用两种方式计算：
M3=(T2结束底码-T1开始底码)×倍率-非调峰电量<该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码)×倍率;即自备电厂所属企业停机解列时的下网负荷×停机时间段<该时间段下网电量，如出现超出情况，以(T2结束底码-T1开始底码)×倍率计算电量为准确定(适用多台机组情况)。
M3 = 机组停机备用对应的容量×(1-厂用电率%)×T(停机备用时间)-非调峰电量<该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码)×倍率计算电量为准确定(适用两台机组及以下情况)。
非调峰电量=超出停机计划时间以外所产生的电量+自身其他机组非计划停运期间所产生的电量。
由电网运营企业与自备电厂所属企业双方共同确认。
(4)燃煤自备电厂所属企业具体计算月度交易电量的方法：W=∑M月度各燃煤自备电厂所属企业总调峰替代交易电量=∑M1+∑M2+∑M3。
W=各燃煤自备电厂所属企业月度总下网电量实际数值=W1+W2
W1各燃煤自备电厂所属企业月度实际网购电量=W-∑M(各月度实际调峰替代交易电量数值)
W2月度实际调峰替代交易电量数值=∑M
在月度实际结算替代交易时，应在发生替代交易的月度内，根据双方共同确认的调峰替代交易电量数值和下网计量电量数值进行月度综合计算后，据实结算。
(5)燃煤自备电厂所属企业月度结算电量上、下网单独计算(其中W3=富裕电量上网=关口表计反向上网电量(W3单独计算));电费需对应各项电量相应的电价后综合计算确认(含税)，并出具结算单。
(6)所有调峰替代交易开始、结束时间以电力调度机构值班调度员下达调度指令为准，同时应与对应的自备电厂值班员确认无误后，双方记录并录音(如出现异议时，以调度录音为准)。
9.5.1.5 新能源发电企业月度交易结算电量的确定
(1)按照当月燃煤自备电厂所属企业实际替代交易总电量确定后，再进行各中标新能源发电企业结算电量计算。
(2)具体新能源发电企业结算中标电量具体计算方法和公式如下：
按照电力调度机构校核的月度各区域内实际发生的网架受阻电量、调峰受阻电量、发电能力、弃电电量、弃电比(风电、光伏分别给出)数据，电力交易机构进行综合计算，即先计算出各区域内月度调峰替代交易电量的分配系数、结算电量月度具体比例(新能源发电企业替代交易电量占上网电量的比例)，在计算出各新能源发电企业替代交易结算电量。具体计算方式：
W(新能源发电企业月度实际总上网电量)=各新能源发电企业(T2底码-T1底码)×倍率=W1+W2;
W1=各新能源机组非市场化电量(优先发电权电量)
W2=各新能源机组月度市场化电量= N=(∑N1+∑N2)+ ∑N3;
∑N1+ ∑N2=其他市场化电量之和;
∑N3调峰替代交易各新能源发电企业具体结算电量之和;
N3区域内新能源发电企业调峰替代交易月度结算电量=同一区域内新能源发电企业月度实际上网电量×(X)同一区域内新能源发电企业替代交易电量占上网电量的月度实际结算比例;
X同一区域新能源发电企业替代交易电量占上网电量的比例:
先计算8个风电企业区域内的系数，再计算13个光伏企业区域内的系数。
说明：月度各区域新能源替代交易电量的结算电量比例、分配系数为实际发生数值，电力交易机构计算后，据实结算，并出具结算单(详细列出新能源发电企业所有结算成分)。
9.5.2 电量结算顺序
9.5.2.1新能源发电企业月度交易电量结算可采取两种方式进行，具体在交易公告中明确。
第一种方式，先计算新能源发电企业月度实际上网电量，然后按照调峰替代交易月度电量中确定的分配系数、月度实际结算比例，在区域内按照比例一致的方式优先扣除，再结算其他市场化交易电量和优先发电权交易电量。
第二种方式，先计算新能源发电企业月度实际上网电量，然后按照其他市场化交易电量先期扣除，再将调峰替代交易月度电量和占优先发电权交易电量中确定的分配系数、月度实际结算比例，在区域内按照比例一致的方式扣除。
9.6 违约电量的计算与处理原则
9.6.1违约电量的计算：
9.6.1.1当新能源发电企业交易完成上网电量≥燃煤自备电厂所属企业交易电量时，根据燃煤自备电厂所属企业交易电量计算实际执行电量。因燃煤自备电厂所属企业原因造成实际执行交易电量与合同电量偏差超过-5%以上(含转让后或未能转让的)视为违约电量。
9.6.1.2当新能源发电企业交易完成上网电量<燃煤自备电厂所属企业交易电量时，先计算燃煤自备电厂所属企业交易电量，并按照实际执行电量;然后计算新能源发电企业交易电量，并按照实际电量执行，差额电量部分(-15%以内)由电网运营企业先期垫付，次月(或次年一季度返还);如因新能源发电企业偏差电量超过-15%以上时，视为违约电量。
9.6.2由于新能源发电企业自身原因造成的违约按照交易最高成交价的10%价格×违约电量计算违约金，违约金由新能源发电企业支付，并承担违约损失。10%以内的偏差不计算违约，电量次年一季度补发。
9.6.3由于燃煤自备电厂所属企业自身原因造成的违约导致年度交易偏差电量大于-5%以上的，按照最高成交价的10%价格×违约电量计算违约金，违约金由燃煤自备电厂所属企业企业支付，并承担违约损失。
9.6.4违约金可计入新疆区域“两个细则”账户，具体资金分配和使用报能源监管机构批准执行。
9.7 电费结算
9.7.1 燃煤自备电厂所属企业
燃煤自备电厂所属企业购电费包括调峰替代交易购电费、购网电量电费、基本电费、违约电量电费(违约金)等。
首先按实际用网电量和目录电价、基本电价等计算购电费，其次分别计算交易产生的电费和参与交易形成的差价电费，再次计算政府性基金及附加和违约金，最后计算实际购网电费、力调电费等，以此确定最终的燃煤自备电厂所属企业应缴纳电费，并据此与燃煤自备电厂所属企业进行结算。
9.7.2 新能源发电企业
新能源发电企业电费包括调峰替代交易电费、政府确定的优先发电权电量电费、其他市场化交易电量电费和违约电量电费(违约金)等。首先按实际上网电量和核定上网电价计算上网电费，其次分别计算调峰替代交易和其他电量成分产生的电费等，同时计算参与交易形成的差价电费和违约金，以此确定新能源发电企业上网电费。
9.7.3 电费支付
9.7.3.1 电网运营企业负责电量电费结算工作，编制《调峰替代交易电量结算单》和《调峰替代交易电费结算单》，并发给燃煤自备电厂所属企业与新能源发电企业确认。
9.7.3.2 燃煤自备电厂所属企业与新能源发电企业在收到《调峰替代交易电量结算单》和《调峰替代交易电费结算单》后应尽快进行核对、确认，如有异议，在收到结算单后2个工作日内通知电网运营企业。经协商修正后，电网运营企业将修正后的《调峰替代交易电量结算单》和《调峰替代交易电费结算单》发送给燃煤自备电厂所属企业与新能源发电企业重新确认。
9.7.3.3 新能源发电企业根据确认后的《调峰替代交易电费结算单》开具增值税发票，并送达给电网运营企业;电网运营企业根据确认后的《调峰替代交易电费结算单》开具增值税发票，并送达给燃煤自备电厂所属企业，各方据此付费。
10.信息披露
10.1 信息分类
10.1.1按照信息保密要求和公开范围分类
10.1.1.1 按照信息的保密要求和公开范围，电力交易平台上的市场信息可以分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息四大类。
10.1.1.2 公众信息指通过电力交易平台向社会公众公布的信息，例如各类交易适用的法律、法规、电力行业规程、管理规定、电力交易工作流程等。
10.1.1.3 公开信息指所有市场交易主体均可获得的信息，例如市场交易主体名单、输配价格、损耗率、撮合交易最高限价、新机组投产情况、电网发电设备容量和构成情况(分水、火)、每月发、用电量、机组剩余发电量、关键输电通道剩余可用输电能力和潮流极限情况等。应保证市场交易主体可以在规定时间范围内无歧视地获得各类公开信息。
10.1.1.4 私有信息指只有特定的市场交易主体及电力交易机构、电力调度机构才可获得的信息，例如发电机组的机组特性参数、各市场交易主体的各类交易的成交电量及成交价格、各市场交易主体的申报电量和申报价格、结算信息等。应采取必要措施来保证市场交易主体可以按时获得私有信息，并保证市场范围内私有信息的保密性。
10.1.1.5 交换信息是能源监管机构、电力交易机构、电力调度机构之间为维持电力系统正常运行和电力市场正常运转所交换的信息，例如实时信息、网络拓扑、市场运行信息等。只有能源监管机构、电力交易机构、电力调度机构有权获得交换信息。
10.1.1.6 以上信息均应向能源监管机构提供并备案。
10.1.2按照信息内容和主要用途分类
10.1.2.1 按照信息的内容和主要用途，电力交易平台上的市场信息可分为交易信息和市场运营信息两大类。
10.1.2.2 交易信息是指电力交易产生的信息，包括通过电力交易平台向市场交易主体发布的交易组织信息、交易结果信息、交易执行信息等信息。交易信息以私有信息和交换信息为主。
10.1.2.3市场运营信息是指各交易机构按照市场运营规则，定期通过电力交易平台向市场交易主体发布的相关市场信息。市场运营信息以公众和公开信息为主。
10.1.2.4 以上信息均应向能源监管机构提供并备案。
10.2 信息管理
10.2.1 市场交易主体应根据各自职责及时披露相关信息，并确保真实有效;电力交易机构对调峰替代交易信息进行汇总、整理、发布、保存，并报监管机构备案。
10.2.2 电力交易机构应创造信息公开的良好条件，通过电力交易平台发布市场信息，发布的信息应真实、准确、及时、完整。
10.2.3 市场交易主体应当按照本规则的规定，配合提供市场运营所必须的信息或参数。并对所提供信息的正确性负责。
10.2.4 为保证市场交易主体的信息安全，市场交易主体各方、市场运营机构、电网运营企业、应按照各自的访问权限对市场运营信息进行访问，对于超出授权范围的访问需要经过电力交易机构的审核批准后才可进行，能源监管机构对信息管理进行全过程监管。
10.3 市场运营信息发布
10.3.1 燃煤自备电厂所属企业披露信息包括：
(1)公司股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、机组台数、机组容量、报装用电容量、用电类型、目录电价、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、以前年度违约情况等;
(2)调峰替代交易需求信息、最大需量、联系方式;
(3)调峰替代交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
10.3.2 新能源发电企业应披露的信息包括：
(1)机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上网电价、以前年度违约情况等;
(2)已签合同电量;
(3)调峰替代交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
10.3.3 电网运营企业披露信息包括：
(1)输配电价标准、政府性基金及附加、损耗率、线损折价等;
(2)主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等;
(3)关键输电通道潮流极限情况和剩余可用输送能力情况。
10.3.4 电力交易机构披露的信息包括：
(1)调峰替代交易合同电量;
(2)年度、月度电力供需预测情况;
(3)由于电网安全约束限制了调峰替代交易的具体输配线线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等;次年(季、月)各机组剩余可发电量的上限;
(4)交易电量执行、电量清算、电费结算等;
(5)其他与调峰替代交易相关的公共信息。
10.4 保密规定
10.4.1 除公开披露信息外(私有信息具有保密性)，未经能源监管机构批准，市场交易主体和市场运营机构不得向其他市场交易主体透露私有信息。
10.4.2 电力交易机构不得向其他市场交易主体透露交换信息。
10.4.3 公开信息、私有信息和交换信息具有保密性，未经能源监管机构批准，市场交易主体不得向公众透露这三类信息。
10.4.4 泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向能源监管机构提出对泄密责任人的申诉。
10.4.5 以下属于例外情况：
(1)应司法、仲裁机构要求透露、使用或者复制该信息时;
(2)应法律、争议解决程序、仲裁程序要求使用或复制该信息时。
11.市场干预及终止
11.1 市场交易主体和市场运营机构均可向监管机构申请市场干预。
11.2 发生以下情况时，能源监管机构进行市场干预。
(1)市场交易主体滥用市场力、串谋及其它严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱;
(2)交易平台发生故障，调峰替代交易无法正常进行时;
(3)其它情况。
11.3 出现下列情形之一时，市场运营机构可以进行市场干预，并报能源监督机构备案：
(1)系统出力不足以至无法按市场规则正常运行时;
(2)系统内发生事故危及电网安全时;
(3)自动化系统、数据通信系统等发生故障导致交易无法正常进行;
(4)其他必要的情形。
11.4 市场干预的主要手段包括：
(1)暂停市场交易;
(2)改变市场交易时间、暂缓市场交易;
(3)调整市场限价;
(4)调整市场交易电量。
11.5 干预期间，进行干预的市场运营机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和后果等，并报监管机构备案。
11.6 可根据情况选择如下干预方式：
(1) 暂停市场交易;
(2) 推迟市场交易;
(3) 调整交易结果;
(4) 其他干预手段。
11.7能源监管机构可根据《电力市场监管办法(试行)》等相关文件决定中止或恢复电力市场。
11.8 市场中止期间，各市场交易主体应按照电网调度管理规程，根据电力调度机构的调度指令，严格执行调度计划。
12.争议与违规处理
12.1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，可由电力调度机构负责出具书面说明，电力交易机构负责解释，如仍有异议，可提请能源监管机构协调解决。
12.2争议也以通过以下方式处理：
(1) 协商解决;
(2) 书面申请调解，能源监管机构依据《电力争议调解暂行办法》实施调解和裁决;
(3) 申请仲裁;
(4) 提出司法诉讼。
12.3 能源监管机构根据国家法规、规章相关条款的规定，对市场成员违反本细则的行为予以处罚。
13.名词解释
(1)市场交易主体：指符合市场准入条件、在电力交易平台注册的自备企业、新能源发电企业、电网运营企业。市场交易主体可分为燃煤自备电厂所属企业、新能源发电企业和输电主体。
(2)新能源：指风能、太阳能(光伏)。
(3)集中竞价交易是指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量与成交价格等市场要素。
(4)挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，将需求替代交易电量或可供替代交易电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该邀约的申请，经过安全校核和相关方确认后形成交易结果，同一周期内提交的交易按等比例原则分配，不同周期内提交的交易按时间优先原则成交。
(5)集中挂牌交易：指燃煤自备电厂所属企业、新能源发电企业通过交易运营系统进行电量需求申报，按照市场规则进行交易出清的交易组织方式。
(6)转让交易：指市场交易主体以市场方式将原交易合同全部或部分权利义务转移给其他方。
(7)安全校核：对燃煤自备电厂所属企业与新能源发电企业按市场出清形成的无约束交易结果进行发电、输配电和用电过程模拟分析，确定是否满足电网安全稳定和发电能力约束条件的过程。
(8)工作日：指除星期六、星期日及法定节假日以外的公历日。
(9)购网电量：指燃煤自备电厂所属企业按照政府核定目录电价向电网运营企业购买的电量。
(10)电子合同：市场交易主体在交易入市前，签署《交易入市承诺函》，承诺履行替代交易规则及办法规定的各项义务，承认交易平台产生的交易结果单并且将其作为购售电合同(发电企业)及供用电合同(燃煤自备电厂所属企业用电)的补充协议，进行相关结算工作。这种入市承诺函+交易结果单的方式，称为“电子合同”
(11)新能源发电企业分区方式：是指电力调度机构根据电网输送通道瓶颈，采取划分不同区域进行安全校核的方式。目前，全疆划分为风电8个区域(乌、昌、吐、哈、博州、塔城、阿勒泰、巴州地区)进行安全校核;光伏13个区域(乌、昌、吐、哈、博州、塔城、阿勒泰、巴州地区和阿克苏、疆南、和田、奎屯、伊犁地区)进行安全校核;当电网结构发生重大调整时，分区方式可进行随之调整。
(12)发电机群方式：是指在一个分区内，所有发电企业和发电厂机组为一个发电机群，并分别将火电、水电、新能源等电源单独确定为发电机群，机群内机组可以相互停机备用。
(13)“边际电价法”：按照申报卖出、买入报价进行匹配，最终替代交易成交价格为配对双方成交的边际电价，即成交价格=[新能源发电企业申报买入价格-燃煤自备电厂所属企业申报卖出价格]=0后，对应的边际出清价格，即申报买入报价后的出清价格=申报卖出报价后的出清价格。
(14)“高低匹配法”，按照申报卖出、买入报价进行匹配，最终交易成交价格为配对双方报价之和的二分之一，即成交价格=[新能源发电企业申报买入价格+燃煤自备电厂所属企业申报卖出价格]/2;
(15)“最低价匹配法”，按照申报卖出、买入报价进行匹配，最终直接交易成交价格为撮合配对双方报价差值的二分之一，即成交价格=[新能源发电企业申报买入价格+燃煤自备电厂所属企业申报卖出价格]/2;
(16)调峰替代交易出清计算与结算计算的具体公示(按照正态分布方式、并考虑边界条件后，应用程序综合计算)，设定方式如下：
一、边界条件
1、各地区新能源发电企业参与调峰替代交易情况;
2、新能源发电企业为全额收购，忽略交易计划对变量的影响、弃电只受断面和负荷等因素的影响;
3、“网架原因”弃电量，受电网断面等因素的影响，综合纳入分析;
4、风电、光伏弃电之间不存在关联关系;
二、影响综合因素
1、综合考虑：上网电量、发电能力、“网架原因”、“调峰原因”四个方面的因素影响;
2、“上网电量”权重 K∽“替代交易”比例 Yi：线性关系、正向影响;其中“上网电量”多的地区，“替代交易”电量多，“上网电量”少的地区，“替代交易”电量少，作为主要分配基数;
3、“发电能力” K1∽“替代交易”比例 Yi：线性关系、正向影响;从发电能力考虑，装机容量大的地区，“替代交易”电量较多，装机容量小的地区，“替代交易”电量相应较少，作为主要因素;
4、“网架原因”弃电 K2∽“替代交易”比例 Yi：线性关系、负向影响;从电网断面考虑，因“网架原因”弃电多的地区，“替代交易”电量较少，弃电少的地区，“替代交易”电量则会增多，作为主要因素;
5、“调峰原因”弃电 K3∽“替代交易”比例 Yi：线性关系、正向影响;月度出清:从调峰弃电来看，环比“调峰原因”<0的地区，完成“替代电量”较好;环比“调峰原因”>0的地区，完成“替代电量”较差，作为主要因素;年度出清：从调峰弃电来看，全年弃电量比重小的地区，完成“替代电量”较好;弃电量比重大的地区，完成“替代电量”较差，作为主要因素;
三、计算方法
以上网电量权重为基准，综合考虑“发电能力”、“网架原因”弃电、“调峰原因”弃电等影响因素，并按一定比例构成地区新能源发电企业替代燃煤自备电厂所属企业交易电量的系数。
四、计算公式
认为K1、K2、K3之间没有关联关系，构造系数公式如下：
因变量：Y：某地区调峰替代交易的权重系数;
自变量：K：“上网电量”权重系数;
K1：发电能力系数：反映地区新能源装机情况;
K2 ：输电能力系数：受“网架原因”影响，反映电网断面的限制;
K3 ：调峰系数：受“调峰原因”影响，反映替代交易的成效;
发电能力系数K1 ：反映该地区内新能源发电企业装机情况;
通过装机容量权重对各地区进行分类：采用正态分布5分位法计算分值;
输电能力系数K2 ：反映各区域内网架受阻情况;
通过各地区“网架原因”弃电比例进行分类：采用正态分布5分位法计算分值;
调峰系数K3 ：反映各区域电网调峰情况;
通过各地区进行“调峰原因”权重进行分类：采用正态分布5分位法计算分值;
综上，考虑不同地区上述情况，确定区域分配系数的计算公式为：
五、计算结果
新能源发电企业及自备电厂计算结果表详见附件1、2。
