关于印发《新疆维吾尔自治区2020年电力直接交易实施方案》的通知20200103

关于印发《新疆维吾尔自治区2020年电力直接交易实施方案》的通知

伊犁州发展改革委、工信局，各地(州、市)发展改革委、工信局，国网新疆电力公司，新疆电力交易中心有限公司，各有关企业:

为推进新疆电力市场稳步有序发展，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件、《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）等文件精神，结合新疆电力市场实际，我委制定了《新疆维吾尔自治区2020年电力直接交易实施方案》，现印发你们，请认真贯彻执行。

附件：新疆维吾尔自治区2020年电力直接交易实施方案

自治区发展改革委
2020年1月3日

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附件：

新疆维吾尔自治区2020年电力直接交易实施方案

为了推进新疆电力市场建设，有序放开发用电计划，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件、《国家发展改革委 关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）等文件精神，结合《自治区发展改革委关于全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易的通知》的有关要求，制定了2020年电力用户与发电企业直接交易实施方案。

一、编制说明

1.《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）要求放开煤炭、钢铁、有色、建材四个行业用户全电量进入市场，自治区在2018年直接交易中放开了部分用户进入市场进行全电量试点，2019年直接交易中在国家规定的四行业基础上进一步放开了硅基新材料、石油化工和云计算进入市场。2019年国家发改委印发了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）要求，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。

2.按照“统一设计、试点先行、有序推进”的原则，结合新疆发用电计划放开情况，立足自治区特殊区情和电力供需现状，将2020年的电力交易分为定向双边交易和全疆直接交易。其中：

（1）定向双边交易：新疆生产建设兵团（各师）所属发电企业与新疆生产建设兵团（各师）网内电力用户的直接交易（范围暂定第一师、第七师，不含其他师）、准东开发区内电力用户与准东开发区内发电企业的直接交易。定向双边交易优先于全疆直接交易组织。

（2）全疆直接交易：采用现行市场化规则组织，在定向双边交易之外开展的直接交易为全疆直接交易。

二、交易规模

根据新疆电网2020年供需平衡预测，考虑电量预测偏差、负荷实际波动等因素影响，2020年全年电力直接交易规模按530亿千瓦时控制。

（一）按交易周期分

1.年度直接交易：规模按460亿千瓦时控制。其中，定向双边年度交易规模按130亿千瓦时控制（以实际成交量为准），全疆直接年度交易规模按330亿千瓦时控制。

2.月度直接交易：规模预计70亿千瓦时。其中：定向双边准东市场主体月度交易规模原则上按22亿千瓦时控制（规模按月均分，每月以实际成交电量为准，新疆生产建设兵团一师、七师无月度交易），全疆直接月度交易市场48亿千瓦时（其中5-9月的水电参与月度交易规模每月按4.7亿千瓦时控制，剩余规模在其他月份按月均分）。原则上每月23日组织次月的月度直接交易（如遇节假日顺延），2020年1月直接交易在年度交易后一天组织。

3.年度和月度交易规模衔接：若定向双边年度交易实际成交电量小于计划规模，则差额部分进入定向双边月度交易市场（规模均分至月度）。若全疆直接年度交易实际成交电量小于计划规模，则差额部分进入全疆直接月度交易市场（规模均分至月度）。电力市场交易发生恶意串通操纵市场行为影响交易结果和电力市场发生严重异常情况时，自治区电力主管和监管部门可做出中止电力市场的决定。

（二）按交易类别分

1.定向双边交易：电力用户全年电量规模约152亿千瓦时。其中，新疆生产建设兵团第一师、第七师交易按全年规模组织，准东开发区的市场主体年度交易规模按110亿千瓦时控制，其余部分（预计22亿千瓦时）进入月度市场。

2.全疆直接交易：全年交易规模预计378亿千瓦时，其中年度全疆直接交易电量规模按330亿千瓦时控制，月度交易规模按48亿千瓦时控制。

三、交易主体

（一）市场主体

参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户以及独立辅助服务提供者，应当是具有独立法人资格、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。内部核算的发电企业（电网企业保留的调峰调频电厂除外）、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力市场交易。

1.发电企业

依法取得核准和备案文件及电力业务许可证（发电类）；符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求；并网自备电厂在公平承担社会责任，承担国家依法合规设立的政府性基金及附加，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的发电侧市场主体参与市场化交易；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），其中：新疆区域内外送配套新能源发电企业，分布式发电企业（全额上网除外）、特许权新能源项目、扶贫光伏、风电平价上网项目等暂不参与新疆区域内的电力直接交易。

2.电力用户

（1）农业、居民生活及党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等重要公用事业、公益性服务等用户为优先保障购电用户，原则上暂不开展直接交易。2019年已经参与过市场化交易的优先购电用户可以继续参与2020年市场化交易。

（2）除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。除不符合国家产业政策、不符合安全、环保、能耗要求、违法违规、列入失信“黑名单”等电力用户暂不参与疆内市场化交易外，其他经营性电力用户均可参与疆内直接交易，其中：产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。

（3）年用电量在500万千瓦时及以上（南疆地区为300万千瓦时及以上）且接入电压等级在10千伏及以上的经营性电力用户为大用户，其他用户为中小用户。大用户可自行参与或委托售电公司代理参与市场化交易，中小用户仅可通过售电公司代理后参与市场化交易。

3.售电公司

准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定及自治区（新疆生产建设兵团）售电侧改革相关政策文件确定的原则执行。从2020年起，售电公司入市交易前需缴纳履约保函，具体要求按照相关规则和要求执行。拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证（供电类）。

（二）市场注册

1.依法取得核准和备案文件及电力业务许可证（发电类）且在《关于全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易的通知》文件印发前已经完成注册的发电企业，经公示无异议，在平台阅读市场风险提示书、诚信承诺书和可再生能源消纳承诺书并完全同意后，列入2020年市场主体准入目录。

2.新注册的经营性电力大用户，需要按《新疆维吾尔自治区发展和改革委员会关于全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易的通知》相关要求履行申报手续，经公示无异议，在平台阅读市场风险提示书、诚信承诺书和可再生能源消纳承诺书并完全同意后方可开展注册工作。未按要求履行申报手续的，一经发现，暂停其参与2020年疆内年度直接交易，并向自治区发展改革委、国家能源局新疆监管办公室备案。

3.新注册的经营性电力中小用户，应遵循自主自愿注册的原则，在平台阅读市场风险提示书、诚信承诺书和可再生能源消纳承诺书并完全同意后方可开展注册工作。

4.新注册的发电企业，根据要求提供市场注册资料，电力交易机构按准入规定进行核实并组织公示，公示无异议的发电企业报电力主管部门备案并列入2020年市场准入目录。

四、交易范围

1.定向双边交易：新疆生产建设兵团第一师、第七师满足条件的用户名单由相关师电力公司确定。准东开发区范围内的经营性电力用户（含2019年已参与交易的优先购电用户）可参与定向双边年度和月度直接交易。

2.全疆直接交易：南疆五地州（和田地区、喀什地区、克州地区、阿克苏地区、巴州）年用电量5000万千瓦时及以上、其他地州年用电量1亿千瓦时及以上的经营性电力用户（含2019年已参与交易的优先购电用户）既可以参与年度全疆直接交易，也可根据实际需求参与月度交易。以上年用电量标准均不含售电公司打捆，指单个用户年用电量。新疆生产建设兵团用户同等参与疆内市场化交易。

所有经营性电力用户（含2019年已参与交易的优先购电用户，不含定向双边交易用户）均可参与月度交易。

五、交易方式

（一）交易组织方式

1.定向双边交易

（1）年度交易：新疆生产建设兵团第一师、第七师交易分别参照《2019年四季度兵团一师电力用户与阿拉尔盛源有限公司定向双边直接交易（试点）实施方案》和《2019年下半年兵团七师电力用户与奎屯锦疆热电有限公司定向双边直接交易（试点）实施方案》执行（有其他要求的除外）。准东开发区年度交易由准东开发区内的用户和发电企业通过双边方式组织开展。

（2）月度交易：准东开发区月度交易由准东开发区内的用户和发电企业通过双边方式组织开展。2020年1月1日后投产且满足条件的用户可自愿进入月度市场。

2.全疆直接交易

（1）年度交易：由交易范围内的用户（含售电公司代理）与具备准入条件的发电企业通过双边方式组织开展。

（2）月度交易：由交易范围内的用户（不含定向双边交易范围内的用户）与具备准入条件的发电企业通过集中竞价方式组织开展。2020年1月1日后投产且满足条件的用户可自愿进入月度市场。

3.交易规模控制方式

双边方式直接交易中，若市场主体申报电量超过交易规模，则按照时间顺序控制交易规模（按照交易确认时间先后，逆序调减电量，直至达到交易规模）。在同一批次的双边交易的数据申报阶段，每个售电侧交易单元和相同购电侧交易单元达成交易意向后，只能申报一个量、价对。若申报多对电量、电价数据，按时间顺序以最后确认的一个交易量、价对为准。确认时间相同的，取电量最大的一个量、价对。

（二）直接交易合同转让

每月25日开展电力用户月内合同电量转让交易，每月5日和20日开展发电企业月内合同电量转让交易，如遇节假日顺延，合同电量转让交易原则上只在符合原交易准入条件的市场主体之间进行。适时开展火电企业与新能源企业之间的直接交易合同转让交易。

1.定向双边交易：新疆生产建设兵团一师、七师交易的用户侧合同可在原交易准入条件范围内进行转让，发电侧合同不得转让。准东开发区的交易合同仅能在准东开发区内市场主体之间进行转让。

2.全疆直接交易：年度交易和月度交易合同在所有具备本阶段参与交易条件的市场主体之间进行转让。

（三）售电公司交易方式

1.售电公司代理用户参与交易应在交易组织前与用户签订代理购电合同，并在电力交易平台确定代理关系。代理购电合同应包括但不限于：约定代理电力用户的企业名称、委托代理期限等内容。被代理用户不得单独参与交易。

2.原则上电力交易平台确认的绑定期限不得超过代理购电合同中的代理期限，电力交易平台绑定期限不超过交易当期的完整年度。售电公司和电力用户的代理关系以平台绑定为准。同一交易期内，电力用户不得重复委托售电公司代理（跨区跨省交易除外）。

3.售电公司承担偏差考核责任，售电公司与其代理用户之间自行约定偏差考核义务。

（四）新能源参与直接交易的方式

1.新能源参与电力直接交易，原则上年度全疆直接交易新能源打捆比例按不超过13%控制，定向双边交易及月度全疆直接交易暂不打捆新能源。原则上新能源企业超过优先发电合同的电量均可参与电力市场化交易，新能源交易电量占比以实际安全校核后的出清电量为准。

2.2020年适时开展绿证交易试点。

六、电量结算

（一）定向双边交易

1.新疆生产建设兵团第一师交易参照《2019年四季度兵团一师电力用户与阿拉尔盛源有限公司定向双边直接交易（试点）实施方案》开展交易结算工作，其中各中标电力用户实际用电量与计划电量之间的允许偏差为±5%，超出允许偏差的部分按照《新疆电力市场结算调整方案（试行）》承担违约责任。如由售电公司代理，则按照上述原则对售电公司整体进行偏差考核。

2.新疆生产建设兵团七师交易继续参照《2019年下半年兵团七师电力用户与奎屯锦疆热电有限公司定向双边直接交易（试点）实施方案》开展交易结算工作，其中各中标电力用户实际用电量与计划电量之间的允许偏差为±5%，超出允许偏差的部分按照《新疆电力市场结算调整方案（试行）》承担违约责任。如由售电公司代理，则按照上述原则对售电公司整体进行偏差考核。

3.准东双边交易参照《新疆电力市场结算调整方案（试行）》开展交易结算及偏差处理工作，其中发电侧中标发电企业当月上网电量在扣除辅助服务电量后，按照优先发电电量、准东双边交易电量、发电权替代电量、整体偏差电量、援疆电量、市场化交易电量的顺序进行结算，其上网电量不足产生的准东双边交易电量偏差，纳入个体偏差统一处理。发用两侧偏差对应的市场化电量，电力用户输配电价均需按照全疆标准执行。

（二）全疆直接交易

直接交易结算及偏差处理均按照《新疆电力市场结算调整方案（试行）》执行。

（三）售电公司

1.售电公司作为整体进行偏差考核计算，但新疆生产建设兵团第一师交易、新疆生产建设兵团第七师交易、准东专项交易以及直接交易之间不得打捆整体计算。

2.关于售电公司代理的用户分月电量：目前，售电公司月度申报的优先购电计划以及售电公司月度超用偏差电量，均按照代理电力用户月度用电量比例分配至各代理电力用户，作为代理电力用户电量电费结算的依据。待电力交易平台的功能完善后，售电公司可分别申报代理用户的分月优先购电计划和月度交易计划电量。

3.电网企业按规定向交易主体收取输配电费用（含线损和交叉补贴），代国家收取政府性基金；按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。

七、风险提示

1.新能源参与交易的补贴资金按照《财政部关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》（财建〔2019〕275号）等文件要求执行，如遇国家政策调整以最新文件为准。

2.现货正式运行前一个月，发用电双方需在合同中明确电力负荷曲线。对于未约定电力负荷曲线或电力负荷曲线形成方式、未明确电力负荷曲线提交责任方的合同，电力交易机构原则上不予合同备案、结算，电力调度机构不提供安全校核。

3.发用电双方在中长期合同明确的电力负荷曲线为现货交易执行及偏差考核的边界条件，故市场主体需科学测算电量，合理进行交易申报。

4.在电力交易平台注册并公示后，视为参与电力市场。若不愿参与电力市场，可在本方案发布后5天内向电力交易机构提交退出电力市场申请，视为未参与电力市场。未参与电力市场的用户执行目录价格。已参加市场交易又退出的非居民用户，在通过售电公司或再次参与市场交易前，由电网企业承担保底供电责任，但兜底保供的非合同电量电价在缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的居民电价1.2倍执行。已参与电力市场但未成交或未全量成交的用户电量，需按照《新疆电力市场结算调整方案（试行）》相关要求申报优先购电计划，优先购电量对应电价为目录电价。

5.电力用户（含售电公司代理）发生不按国家、自治区相关政策要求或相应合同缴纳电费、政府性基金等行为，将纳入信用评价体系，并暂停其交易资格。

八、附则

1.为了避免市场主体虚报电量，保障市场运营平稳有序，定向双边年度交易中，准东开发区的用户申报电量不得超过其年用电量的80%。若准东开发区的用户预计用电量增长，可在年度交易中申报电量超过其年用电量的80%，但不得超过年用电量的160%。年度全疆直接交易中，用户申报电量不得超过其年用电量的100%。针对预计年用电量增长，申报电量超过100%的用户，年度全疆直接交易申报电量可增至120%，但其转让电量不得超过年度全疆直接交易申报电量的5%，并严格进行违约追责（任何原因均不可免责）。

2.本方案中所指的年用电量以交易组织当月为基准往前连续倒推12个月计算，运行不足1年的用户年用电量按其2019年最大的月用电量乘以12计算。自备电厂企业年用电量为从主网下网的电量，不含自发自用电量。

3.全疆直接年度交易发电企业申报电量上限原则上按照交易规模的1.5倍以内控制。在年度交易公告发布之前，调度机构需向交易机构提供单个火电企业2020年分月发电能力上限。火电企业分月发电能力上限减去已有的合约电量（含预排的基数合同、外送等其他市场化交易合约等）后，剩余空间即为各月的年度交易空间。

4.售电公司签订的直接交易合同电量不得超过其所签约用户的规定的电量之和，并不得超过所交履约保函规定的代理额度。

5.水电在丰水期参与月度市场化交易，根据水电交易实施方案批复执行。

6.南疆三地州（和田、喀什、克州地区）火电企业有特殊支持政策，且取得援疆电量指标较多，故南疆三地州在役公用火电企业不参与疆内的电力市场化交易。

7.发电侧光伏储能联合运行试点保留5个项目的发电能力测算在原基础上增加100小时，并将增加的100小时优先发电电量单列分解到月度。

8.针对2020年准东开发区电力供需面临的严峻形势，采用发电企业高能力出清、发电权替代、合同电量转让等方式，多措并举满足开发区内用户市场化需求。

9.根据政策环境变化和新疆电力市场实际，在2020年的直接交易中，不再通过行业类别区分入市方式。

10.自国家调整输配电价之日起，执行新的输配电价，相应价格空间传导至电力用户。

11.全疆各地（州、市）电力用户抄表时间统一至次月1日。

12.《新疆维吾尔自治区深化燃煤机组上网电价机制改革实施方案》印发后，相关交易按此文件执行。

13.本通知由自治区发改委负责解释。当国家、自治区政策发生重大变化时，自治区发改委会同有关部门对本方案做出相应调整。

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新疆能源文件

电力现货市场

1. 《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》政策解读 20200722
2. 关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知（ 发改办能源规〔2020〕245号）20200326
3. 国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》 的通知（发改办能源规〔2019〕828号）20190731
4. 20181121发改办能源〔2018〕1518号-关于印发电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南（试行）的通知
5. 20181108国能综通法改〔2018〕164号-关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知
6. 20180716发改运行〔2018〕1027号-关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知
7. 20170823发改办能源〔2017〕1453号-关于开展电力现货市场建设试点工作的通知