新疆电网2016年电力用户与发电企业双边直接交易(试点)交易公告
根据自治区人民政府《关于做好当前经济工作推进经济持续健康发展的意见》(新党办发〔2016〕7号)、《关于研究2016年第一批发电企业与电力用户直接交易(试点)相关问题的会议纪要》(新政阅〔2016〕9号)文件要求，按照自治区经济与信息化委员会批复的《关于2016年电力用户与发电企业双边直接交易(试点)的批复》(新经信电力函[2016]427号)文件明确的方案和准入名单，并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)文件明确的要求，现将新疆电网2016年电力用户与发电企业双边直接交易(试点)(以下简称双边交易)组织方案、相关说明、有关事项公布如下：
一、市场交易信息
1.2016年双边交易电量规模和参与交易发电企业、电力用户明确如下。
双边交易电量及执行时段: 2016年直接交易双边交易电量指标为10亿千瓦时左右。交易执行、结算时段均为2016年9月1日至12月31日。试点阶段暂不剔除容量。
参与双边交易电力用户准入条件：自治区重点扶持的符合国家产业政策、环保达标等特殊要求的新增电量企业。试点期间以自治区经信委批复《关于2016年电力用户与发电企业双边直接交易(试点)的批复》(新经信电力函[2016]427号)文件内确定的电力用户名单为准，具体名单见附表1。
参与双边交易试点火电发电企业准入条件：疆内取得发电业务许可证、环保达标、单机容量为10万千瓦及以上的公用火电企业自愿参与。试点期间，选择八家骨干发电企业为试点范围内参与的发电企业(即：华电、国电、华能、大唐、中电投、天山电力、神华集团、国投集团各自选定一家发电企业参与)，具体名单见附表2。
参与双边交易试点新能源企业：与参与双边交易试点新能源发电企业适度参与，其准入条件详见实施细则。试点期间，试点双方针对新能源企业可以打捆参与，也可以不进行打捆参与。如需要新能源企业参与，应由已达成双边直接交易的火电发电企业所属集团内的新能源企业自愿参与，且由本火电企业代理;如本火电企业无新能源企业参与(或参与容量不满足匹配容量) 的，由该火电企业与其他符合准入条件的新能源企业进行协商确定，并将参与的新能源企业确定结果同时上报。
试点期间，需根据打捆新能源企业确定的电量及规模后，先进行安全校核，再确定企业名单。
2、2016年双边交易输配电价标准、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：发电企业价格变动部分全部传导到电力用户侧，即直接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;力调电费标准维持原标准不变。
南疆地区：南疆五地州按照“输配电价法”交易模式执行：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电力用户侧，即直接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。其输配电价法用户侧成交电价为电力用户的电度电价由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。其中：直接交易价格由用电户与发电企业通过协商确定，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:平均电量电价0.137元/千瓦时，其中，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。
交易电量执行平段电价(不执行峰平谷电价)，力率电费计算和执行不变
二、双边交易流程
本次交易组织原则：按照“双边协商、统一校核、政府确认”的原则组织实施。发电企业和电力用户可事先洽谈，达成《双边直接交易框架协议》意向后，由交易双方分别上报电力交易中心，另外发电企业将所属集团公司内新能源企业参与双边交易的名单同时上报。电力交易中心汇总交易信息后，再按照双边直接交易规则组织安全校核和执行。
双边交易试点期间，由电力用户与发电企业事先通过双边协商确定交易电量和交易电价，双边协商按政府批复的方案、实施细则确定的原则进行，需注意如下事项：
1. 组织双边直接交易有关要求。按照“双边协商、统一校核、政府确认”的原则组织实施的原则组织实施，即按照用户确定的名单顺序，按照电源就近原则先进行协商，如先期已协商好的，可提前上报，如先期未协商好的，可参照一下条件进行协商。
2.发电企业和电力用户双边直接交易电量确定原则
此次双边交易电力用户和发电企业均需签订分月电量及年度总电量，分月交易电量和总电量为10兆瓦时的整数倍。分月电量及总电量，需经调度控制机构安全校核后最终确定。
3.电网安全校核
本次双边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、就地平衡优先”开展安全校核，确保电网安全、民生供热。安全校核后，对双方框架协议进行落实和适当调整;同时对新能源企业打捆电量比例、参与出清名单、中标电量比例等进行确认，最终形成双边直接交易三方合同，并执行。安全校核时，新能源企业参与双边直接交易电量的打捆电量比例不超过20%。
4. 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。
双边直接交易结算按照交易实施细则确定原则结算。发电企业或电力用户可在每月20日前对次月及后续月度直接交易电量计划提出调整申请，电量调整计划需以纸质调整单加盖公章后传真至交易中心备案，调整电量计划后实际结算电量按比例进行调整。
5.直接交易偏差违约电量处理
为保证双边交易严肃和可持续，维护各交易主体权益，“交易转让窗口”暂不开启，交易主体如超过交易实施细则确定的偏差电量限额的，需计算和确定违约电量，并严格按照交易规则执行，追究其违约责任。
鉴于新疆电网首次进行一定规模的双边直接交易，为促使市场主体认真履行交易合同，共同维护市场秩序，试点期间(尤其是电力用户违约风险巨大)，各中标的市场主体违约后拒不承担违约责任的，三年内不允许进入电力市场参加交易，从制度设置上约束市场主体的违约行为。
鉴于目前新疆电网发电能力严重过剩，部分发电企业采取轮停方式运行(月度部分电厂全部机组停止发电)，发电企业机组受中标电量较少影响，其只能部分时段运行。故试点期间，发电企业与电力用户偏差电量不可避免，尤其是电力用户原因产生的偏差电量较大。要求直接交易双方在中标电量与实际结算电量出现偏差时，首先是中标的发电企业与电力用户达成处理意见，特别是电力用户承担偏差电量问题，为充分体现双方的意愿，合同双方可事先协商处理偏差的方式和处理的原则，并在合同上予以体现;其次是试点期间，双方应相互理解、尊重，共同执行已达成的协议。针对发电企业原因产生的偏差电量较大时，应进行发电权集团内部替代交易方式处理，同时，鉴于双边直接交易只有4个月执行期，应分月完成双边直接交易计划，便于偏差电量减少。
三、 2016年9-12月期间电网受阻信息公示，详见附件3。
四、2016年双边交易其他情况。
1.时间安排:
现场申报初步定于2016年8月30日(星期二)下午16:00-19:00期间，在新疆电力公司一楼交易大厅进行培训交易，电力用户、八家火力发电企业(即：五大发电集团和天山电力、神华集团、国投集团各自选定一家发电企业参与)需到交易大厅现场进行培训交易，最终达成协议并报备交易中心(纸质协议并在平台内确定)，搭配的新能源企业由对应的火力发电企业人员代表进行确认。
交易运营平台报备双边协议时间定于2016年8月30日15:00-18:30时，19:30时(北京时间)后交易运营系统关闭双边协议报备。
2.本次交易符合准入条件的各发电企业(含新能源)、电力用户自愿参与，其要点如下：
(1)电力用户、发电企业代表由法定代表人或委托代理人需携带法人授权委托书原件(或企业行政公章)到会，双方法定代表人或委托代理人协商确定电量、电价，经安全校核通过后签订双边协议加盖公章，在当日18:30前提交一份交易中心现场工作人员进行报备(或加盖公章后可传真到交易中心，传真0991-2926384)。并于2016年8月30日18:30时前完成交易运营系统内双边协议报备。
(2)请具备交易资格的电力用户和发电企业提前检查交易运营平台账号和密码，确保交易正常进行。如有问题，请拨打交易平台项目组电话或在新疆交易QQ群内咨询。
(3)在交易运营系统开放时段内，各交易主体可在交易运营系统内进行双边协议报备，填入系统内数据严格按照纸质版双边协议内数据填写。
(4)交易运营系统网址：https://pmos.xj.sgcc.com.cn，新疆电力交易微信公众号：xjdljyzx，项目组电话：0991-2926340、2926341新疆交易QQ群号：466793479，44246296。
3.双边交易预出清结果经国网新疆电力调度控制中心安全校核后进行正式出清，并将双边交易结果书面报备经信委、能监办确认后，作为双边直接交易结算依据。
4.交易过程在自治区经信委和新疆能监办相关人员监督下进行。
5.交易未尽事宜可与交易中心联系。
联系人：张俊、曹瑞林、李晓君
联系电话： 0991-2926345 ; 0991-2926344;0991-2926386 ;传真：0991-2926384。
附件3
新疆电网2016年电网受阻信息公示
一、新疆电网重要输电断面运行情况
新疆电网主要送电断面主要为伊犁水电送出断面;乌北上送断面;吐鲁番上送断面;凤乌、达吐、吐巴、巴库、库阿、阿楚、吐哈、哈墩+烟沙+天中直流送电断面;丰泉断面;丰龙+丰齐断面。
750千伏哈敦+烟沙断面因动稳制约其稳定限额，乌达断面因动稳、频率稳定约束其稳定限额。
750千伏凤苏伊断面作为伊犁水电外送通道;凤乌断面担负西部、北部水电，赛尔、通达、玛电、油城等火电送出而满载，因热稳制约其稳定限额;墩台断面因缓和南部电源缺失、冬季负荷下网大而满载，因热稳制约其稳定限额;乌北上送断面因城网电力上送750千伏主网而重载。断面相关参数详见下表：
5.电厂运行控制方式：
在南部电网正常方式下，需确保南部电网重要枢纽电厂群巴克、库车、图木舒克、喀发电厂至少一台机运行，且考虑稳控投入情况下，南部电网各电厂单机最大出力不能超过30万千瓦。
750千伏巴吐二线检修方式下，需确保绿原、群巴克、库车、图木舒克、喀发电厂至少一台机运行;
750千伏库巴一线检修方式下，需确保群巴克电厂至少二台机、库车、图木舒克、喀发电厂至少一台机运行;
750千伏库阿线检修方式下，需确保库车电厂至少二台机、盛源、群巴克、图木舒克、喀发电厂至少一台机运行;
750千伏楚阿线检修方式下，需确保群巴克、库车、徐矿、图木舒克、喀发电厂至少一台机运行;
750千伏楚喀线检修方式下，需确保图木舒克、喀发电厂至少二台机、群巴克、库车电厂至少一台机运行;
南部各电厂在南部电网任一750千伏线路检修方式下，考虑稳控投入情况下，750千伏停运线路靠和田方向的各电厂单机最大出力不能超过25万千瓦。
6.说明
(1)正常方式下，台远变、棉城变、龟兹变、金鹿变、莎车变、玉龙变220千伏电压应运行在233千伏以上，在南部电网增负荷，电压下降时段，应提高南部系统220千伏电压在235千伏以上。
(2)南部电网稳控系统可靠投入时，按“控制极限(稳控投入)”运行;南部电网稳控系统退出时，按“控制极限(稳控退出)”运行。
(3)南部各输电断面运行控制值与南部电网稳控切负荷量或切机量有关，若切负荷量(切机量)减少，上表中相应控制值需下降。
