新疆电力中长期交易实施细则(试行)：售电企业可代理电力用户参与跨省跨区交易

(一)电力用户、独立辅助服务提供者参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算;

(二)电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用;

(三)加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力(如蓄热电锅炉等)，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡;

(四)跨省跨区外送交易涉及 “网对网”的发电企业纳入受端地区辅助服务。

第十章 计量和结算

第一节 计量的基本原则

第一百六十六条 电网企业(含拥有配电网运营权售电公司)应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上应安装在产权分界点处，产权分界点无法安装计量装置的，如新能源发电企业所属汇集站等，可以采取比例分摊方式计算，但应考虑相应的变(线)损。

第一百六十七条 同一计量点应安装相同型号、相同规格、同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第一百六十八条 电力用户不同电压等级应分户号计量;售电公司代理的电力用户应依照直接交易合同对应的关联户号做汇总统计;对由售电公司代理的直接交易电力用户，如其计量点存在照明、农业等用电与工业用电混合计量的情况，须按照“定量或定比方式”拆分后，统计其用于直接交易的每个月的大工业(或一般工商业)实际用网电量。对增量配电网、园区配电网的用户由售电公司代理交易的，其直接交易电量可逐步过渡到全电量参与模式，拥有配电网的售电公司整体参与交易的规则另行制定。

第一百六十九条 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(含汇集站内不同的发电企业)和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。拥有配电网运营权的售电公司应按照电力市场结算要求定期抄录电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当出现计量数据不可用时，由负荷条件的电能计量检测机构确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第二节 结算的基本原则

第一百七十条 市场主体的可结算电量统计口径，按照发电企业、电力用户等分别统计。发电企业由实际上网电量、优先发电电量、直接交易电量、新能源发电企业与自备电厂调峰替代电量、跨省跨区外送电量、合同电量转让、互保电量、月度上下调电量、违约电量等部分组成;电力用户按实际用网电量、直接交易电量、新能源发电企业与自备电厂调峰替代电量(对应相应用户)、合同电量转让、互保电量、违约电量等组成。

第一百七十一条 遵循发电企业与电力用户、售电公司的电量分开解耦结算的原则，建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开计算。售电公司代理的直接交易用户可逐步过渡到整体打捆计算偏差电量方式。

第一百七十二条 坚持月结、月清的原则，即按月对合同电量电费和执行偏差进行结算、清算;开展月内短期交易的地区，按交易周期进行电量电费计算，按月结算、清算。

第一百七十三条 电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中：跨省跨区交易原则上由电力交易机构协调外省交易机构后，向市场主体出具结算依据;合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第一百七十四条 电力用户和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，如暂不具备条件时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，并由电网企业承担用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。

第一百七十五条 发电企业上网电量电费由电网企业在次月支付;电力用户仍向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险;售电公司按照交易机构出具的结算依据和电网企业进行电费结算。

第一百七十六条 在每次结算规定日期前，电力调度机构须向电力交易机构提供交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况说明，由电力交易机构公示无异议后执行，并报国家能源局新疆监管办公室备案。

第一百七十七条 发电企业的新机调试电量和调试电价、差额资金等，单独统计和结算。

第一百七十八条 市场主体的结算依据，包括但不限于以下部分：

1.发电企业：本月实际上网电量、每笔合同结算电量和电价及违约电量和电价、优先发电电量和电价等;电量电费、上调服务补偿费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用等。

2.电力用户：

(1)参与直接交易的，由电力交易机构提供每笔合同结算电量和电价及违约(偏差考核)电量和电价、输配电费，其他容量电费、功率因数调整等由电网公司提供;

(2)由售电公司代理的，由售电公司将用户市场化结算电量和电价(或由电网企业直接提供)提电力交电力交易机构，核对汇总后，提交电网企业进行资金结算;其他容量电费、功率因数调整等由电网公司提供。

3.售电公司：由电力交易机构提供直接交易电力用户每笔合同结算电量和电价及违约电量和电价、输配电费等，由售电公司向电力交易机构提供其代理的电力用户每个户号的结算电量、电价等，电力交易机构与电力用户确认后，汇总完成;

4.电网企业：由电力交易机构提供输配电费用结算单，包括每笔合同输配电电量、电价及违约电量、电价等;跨区跨省市场主体购、售电结算单，包括每笔合同的结算电量和电价及违约电量、电价等;

5.电力调度机构：由电力调度机构提供辅助服务结算数据，电力交易机构出具结算依据。

第一百七十九条 市场主体接到电费结算依据后，核对并确认，如有异议应在 3 个工作日内通知电力交易机构，逾期视同没有异议。

第一百八十条 电力用户结算的基本原则。合同偏差采用交易周期内清算方式结算，将月度内所有交易电量统一进行计算，其合同执行月度计划周期内实际用网电量与合同电量(含合同电量转让互抵和互保协议后)允许偏差范围为±5%。均执行月度清算，在允许偏差范围以内，按照实际用网电量结算;偏差范围以外的电量按本实施细则承担违约责任，并支付偏差考核费用;其偏差考核费用按照本实施细则确定的原则全部返还到发电企业。

第一百八十一条 售电公司结算原则：

(一)对于售电公司代理的电力用户，其代理的各用户实际用网电量累加值(分户计量，汇总结算;可分户结算)与合同电量(含合同电量转让互抵和互保协议)偏差按照±5%为允许偏差范围。与直接参与交易的用户结算和偏差处理相同;

(二)经营配网业务的售电公司，其配网范围内供电的电力用户的电量、电费结算由所属经营配电网的售电公司参照已签订的《供用电协议》执行。

第一百八十二条 发电企业结算基本原则：

(一)新能源(风电、光伏)和新能源(可调节性和不可调节性水电)上网电量实行保障性收购和市场化交易增加收购的方式执行。

1.参加绿色能源认证交易的新能源发电企业上网电量不再享受政府补贴;

2.新能源发电企业发电侧月度合同执行的实际上网电量与合同电量允许偏差范围±15%、无调节能力水电允许偏差范围±10%，未超出部分，对统一出清电价的(火电与新能源相同电价的)相应调整交易电量的打捆比例，不同电价的，应调整用户侧结算电价(或通过平衡账户解决);超出偏差电量范围以外的违约电量按本实施细则承担违约责任，并支付违约金;其违约金按照本实施细则确定的原则全部返还到其他发电企业;

3.对新能源打捆比例的结算。按照跨省跨区交易电量、直接交易电量等实际执行的电量和已确定的打捆比例对应的电量值进行计算和结算，建立平衡账户或“调整打捆比例”处理。

(二)有调节性水电企业未参加市场化交易的，其对应的电量和按政府批复上网电价结算;参加市场化交易的，优先结算优先发电权的电量，其市场化电量按照市场化合同电量完成对应的电量、电价进行结算。与新能源发电企业规则相同，但允许偏差范围为±5%(与火电企业相同);

(三)垃圾掺烧发电企业按国家垃圾掺烧比例政策结算;生物质发电、余热余压等资源综合利用电厂实行保障性收购;新能源调峰机组(满足调峰调频和电网安全)未施行市场化交易的部分电量进行保障性收购。以上电量，按政府批复上网电价结算;

(四)热电联产企业 “以热定电”、火电防冻机组，常规燃煤、燃气发电企业的市场化交易电量，按照市场化交易合同约定结算;非市场化部分电量，按照电网运行需要由优先合同电量按照月度计划执行，上网电量按照政府核定的上网电价结算。其合同执行计划周期(或月度内)内实际用网电量与合同电量(含合同电量转让互抵和互保协议后)允许偏差范围为±5%。

第一百八十三条 天中直流等外送配套电源企业的结算。优先确定配套新能源发电企业送出电量并结算，再确定配套火电外送电量，扣除配套电源送出电量后，最终确定疆内组织直流外送电量和不同成分完成电量，再按已确定的打捆比例对外送电量进行等比例调整火电(含水电)和新能源出清结果对应的电量进行结算，回购电量单独计算和结算。

第一百八十四条 “电力援疆”发电企业结算。按已确定的打捆比例对外送电量进行等比例调整后，火电(含水电)和新能源出清结果对应的电量进行结算，如新能源送出电量未完成合同(含疆内不同区域内)，由疆内其他新能源补足(多发电的企业向受援地区支付一定比例的补偿费);“点对点”地区的火电企业援疆外送电量(火电不足则按全疆未参加“点对点”外送火电装机容量均分，并由多发电的企业向受援地区转让的火电企业支付一定比例的补偿费);参与电力援疆的疆内火电企业按本实施细则进行结算。

第三节 预挂牌月平衡偏差交易结算

第一百八十五条 各市场主体按照市场合约电量将发电企业与电力用户解耦计算，并按月清算、结算(含合同电量转让互抵和互保协议)，如月度偏差电量采取发电企业上调、下调方式和“月度盈亏平衡账户”无法处理时，应尽快启动现货交易。

第一百八十六条 发电企业月度优先发电和基数电量按政府核定上网电价结算。

第一百八十七条 发电企业的电费构成包括：电量电费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。市场电力用户的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金及附加等。

第一百八十八条 发电企业电量首先结算优先发电电量，再次结算市场化合约电量，最后结算偏差电量。其中，Q 为电量;R为电量收入;P 为度电电价。

第一百八十九条 各发电企业月度电量收入按照如下公式计算：

(一)月度优先发电和基数电量

R 优先和基数 =(Q 优先发电 +Q 基数 )×P 标杆 (1)

其中：

R 优先和基数 为各发电企业月度优先发电和基数电量电费收入;

Q 优先发电 为各发电企业月度优先发电合同电量;

Q 基数 为各发电企业月度基数合同电量;

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P 标杆 为各发电企业标杆上网电价。

(二)月度市场化合约电量收入计算：

R 市场合同 =Q 双边 ×P 双边 +Q 竞价 ×P 竞价 +Q 挂牌 ×P 挂牌

其中：

R 市场合同 为发电企业月度市场合约电量电费收入;

Q 双边 为发电企业月度双边协商交易电量;

Q 竞价 为发电企业月度集中竞价(撮合)交易电量;

Q

挂牌 为发电企业月度挂牌等交易电量(含合同转让电量和互

保协议电量);

P 双边 为发电企业双边协商交易度电电价;

P 竞价 为发电企业集中竞价(撮合)度电电价;

P 挂牌 为发电企业挂牌交易度电电价。

(三)新能源发电企业(包括风电、光伏)和无调节能力的水电月度电量电费收入计算

1.根据次月整体最大发电能力预测值、优先发电计划及月度市场化合同电量确定次月月度发电计划，并按照有关规定和本实施细则对新能源进行结算。

2.新能源发电企业和无调节能力的水电月度合同执行的实际用网电量与合同电量允许偏差范围为风电、光伏发电 15%以内，无调节能力水电 10%以内。在允许偏差范围内免除考核;在允许偏差范围以外的需支付偏差考核费用。

3.新能源发电企业和无调节能力的水电月均不参与预挂牌月平衡偏差交易，但±15%(±10%)以外的偏差电量按照火电机组预挂牌上、下调加权平均价格结算。

R 新能源优先 =Q 新能源优先 ×P 标杆 (3)

R 新能源市场合同 =Q 双边 ×P 双边 +Q 竞价 ×P 竞价 +Q 挂牌 ×P 挂牌 (4)

R 偏差 =(|Q 新能源实际 -Q 新能源月度总合同 |-Q 新能源月度总合同 ×15%或 10%)×P预挂牌加权平均 (5)

当偏差小于 15%或 10%时R 免考偏差 =(Q 新能源实际 -Q 新能源月度总合同 )×P 市场合同加权平均 (6)R 新能源实际 =R 新能源优先 +R 新能源市场合同 +R 免考偏差 (7)

当偏差大于 15%或 10%时R 免考偏差 =(Q 新能源月度总合同 ×15%或 10%)×P 市场合同加权平均 (8)

超发：R 新能源实际 =R 新能源优先 +R 新能源市场合同 +R 免考偏差 - R 偏差 (9)

少发：R 新能源实际 =R 新能源优先 +R 新能源市场合同 -R 免考偏差 - R 偏差 (10)

其中：

R 新能源实际收入 为新能源发电企业月度实际电量收入;

R 偏差 为新能源发电企业月度偏差考核费用，当|Q 新能源实际- Q 新能源月度总合同 |≤Q 新能源总 ×15%或 10%时 R 偏差 =0，当|Q 新能源实际- Q 新能源总 |>Q 新总×15%或 10%时 R 偏差 为公式(5)计算值;

R 免考偏差 为新能源发电企业月度允许偏差范围内电费收入;

Q新能源月度总合同 为新能源发电企业月度总合同电量，为优先发电合同电量和市场化合同电量之和;

R新能源市场合同 为新能源市场化合同电量总收入按照公式(4)计算得出;

P 预挂牌加权平均 为火电预挂牌加权平均电价，分为上调电价和下调电价两种，新能源超发(用户少用)采用下调加权平均电价，新能源少发(用户多用)采用上调加权平均电价;

P 市场合同加权平均 为新能源市场化合同加权平均电价。

(四)其他机组在新能源次月月度发电计划确定后，根据优先发电计划和市场化合同确定次月月度发电计划，按照有关规定和本实施细则进行结算。其中新能源和无调节性水电以外的发电企业月度发电收入按照以下方式结算：

1.当上网电量小于月度优先发电和和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用，5%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

当 Q 其他实际 ≤Q 优先发电 +Q 基数 时：

Q 其他偏差 =| Q 其他总合同 -Q 其他实际 |-5%×Q 其他总合同 (11)

R 偏差 =Q 其他偏差 ×P 预挂牌下调 (12)

Q 自身考核 =Q 自身原因 -5%×Q 其他总合同 (13)

R 自身考核 =Q 自身考核 ×P 竞价最高 ×10% (14)

R 其他实际收入 =Q 其他实际 ×P 标杆 + R 偏差 - R 自身考核 (15)

其中：

Q 实际上网 为其他发电企业月度实际上网电量;

R 实际收入 为其他发电企业月度实际电费收入;

Q

其他总合同 为其他发电企业月度总合同电量(包括月度优先发电、基数电量和市场化合同电量);

P 预挂牌下调 为其他发电企业预挂牌下调成交电价;

Q其他偏差 为其他发电企业获得补偿的偏差电量，为公式(11)的计算值;

R 偏差 为其他发电企业的偏差补偿收入，当|Q 其他总合同 -Q 优先发电 -Q

基数 |≤5%×Q 其他总合同 时 R 偏差 =0，当|Q 其他总合同 - Q 其他实际 |>5%×Q 总发电量时 R 偏差 为公式(12)的计算值;

Q 自身原因 为因企业自身原因导致的少发或多发总电量;

Q 自身考核 为因企业自身原因导致的少发考核或多发补偿电量;

R 自身考核 为当 Q 自身考核 ≤5%×Q 其他总合同 时 R 自身考核 =0，当 Q 自身考核 >5%

×Q 其他总合同 时 R 自身考核 为公式(14)计算值;

P 竞价最高 为市场月度集中竞价交易最高成交电价;

2.当实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按市场月度集中竞价交易最高成交价的 10% 支付偏差考核费用，5% 以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

当 Q 优先发电 +Q 基数

Q 其他实际市场合同 =(Q 实际上网 -Q 优先发电 -Q 基数 ) (16)

R 实际收入 =R 其他优先和基数 +Q 其他实际市场合同 ×P 合同加权平均 + Q 其他偏差 ×P 预挂牌下调 -

Q 自身考核 ×P 竞价最高 ×10% (17)

其中：

R 其他优先和基数 按照公式(1)计算;

Q其他实际市场合同 为其他发电企业月度实际市场合约发电量，按照公式(13)计算;

Q 其他偏差 按照公式(11)计算;

Q 自身考核 按照公式(13)计算;

Q其他实际市场合同 为其他发电企业实际发出的合同电量，按照公式(16)计算。

3.当实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按市场月度集中竞价交易的最低成交价结算。

当 Q 实际上网 >Q 优先发电 +Q 基数 +Q 市场合约 时：

R 实际收入 =R 其他优先和基数 + R 其他市场合同 +Q 其他偏差 ×P 预挂牌上调 +Q 自身考核 ×P 竞价最低 (18)

其中：

R 其他优先和基数 按照公式(1)计算;

R 其他市场合同 按照公式(2)计算;

Q 其他偏差 按照公式(11)计算;

Q 自身考核 按照公式(13)计算;

P 竞价最低 为月度集中竞价最低价格;

P 预挂牌上调 为其他企业月度预挂牌上调成交电价。

4.全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。

5.机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

第一百九十条 市场电力用户(售电公司)电费结算按照如下公式计算：

(一)实际用电量超过合同电量时(Q 用户实际 >Q 市场合同 )：

1.按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算。

R 用户实际 = Q 市场合同 ×P 合同加权平均 +(Q 用户实际 - Q 市场合同 )×P 预挂牌加权平均 (19)

其中：

R 用户实际 ：用户支付总电费;

Q 用户实际 ：用户实际用电量;

公式其他字母含义同上。

2.系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算。

R 用户实际 = Q 市场合同 ×P 合同加权平均 +(Q 用户实际 - Q 市场合同 )×P 竞价最高(20)

(二)实际用电量小于合同电量时(Q 用户实际

1.按其合同加权平均价结算实际用电量。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用。

Q 用户偏差考核 =|Q 市场合同 -Q 用户实际 |-5%×Q 市场合同 (21)

R 用户偏差 = Q 用户偏差考核 ×P 下调电量补偿 (22)

R 用户实际 = Q 用户实际 ×P 合同加权平均 + R 用户偏差 (23)

Q 用户偏差考核 为用户少用的考核电量;

R 用户偏差 为用户支付的偏差考核费用，其中当|Q 市场合同 -Q 用户实际 |≤5%×Q 市场合约 时 R 用户偏差 =0，当|Q 市场合同 -Q 用户实际 |>5%×Q 市场合约 时按照公式(21)和公式(22)计算得出;

P下调电量补偿 ：下调电量补偿单价，等于所有下调电量的补偿价格和所有下调电量乘积的累加值与下调总电量的比值;

2.系统未调用下调服务时，按其合同加权价的 10%支付偏差考核费用。

R 用户实际 = Q 用户实际 ×P 合同加权平均 +Q 用户偏差考核 ×10%×P 合同加权平均 (24)

其中：Q 用户偏差考核 按照公式(21)计算。

(三)售电公司按照其代理各用户的累加值参照以上公式进行结算。

第一百九十一条 非市场电力用户电费结算按照如下公式计算：

(一)非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。

R 非市场实际 =Q 非市场实际 ×P 目录 (25)

其中：

R 非市场实际 为非市场化用户应结算电费;

Q 非市场实际 为非市场化用户实际用电量;

P 目录 为非市场用户目录电价。

(二)非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，5%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;5%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用。

当 Q 总非市场实际 >Q 总优先发电 +Q 总基数 时：

Q 总非市场考核 = |Q 总非市场实际 -(1+5%)×(Q 总优先发电 +Q 总基数 )| (26)

R 非市场考核 = Q 总非市场考核 ×10%×P 竞价最高 (27)

R 非市场 = Q 总非市场实际 ×P 目录 + R 非市场考核 (28)

其中：

Q总非市场考核 为非市场电力用户偏差考核电量，按照公式(26)

计算;

R 非市场考核 为非市场电力用户偏差考核费用，当 Q 总非市场考核 ≤(Q总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 =0，当 Q 总非市场考核 >(Q 总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 为公式(27)的计算值;

Q 总优先发电 为发电侧总的优先发电量;

Q 总基数 为发电侧总的基数电量;

Q 总非市场考核 为非市场电力用户总偏差考核电量;

Q 总非市场实际 为非市场电力用户实际用电量。

(三)非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用。

1.当 Q 总非市场实际 ≤Q 总优先发电 +Q 总基数 时：

R 非市场考核 = Q 总非市场考核 ×P 下调电量补偿 (29)

R 非市场实际 = Q 总非市场实际 ×P 目录 + R 非市场考核 (30)

其中：

Q 总非市场考核 按照公式(26)计算;

R 非市场考核 为非市场电力用户偏差考核费用，当 Q 总非市场考核 ≤(Q总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 =0，当 Q 总非市场考核 >(Q 总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 为公式(27)的计算值;

2.系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用。

R 非市场考核 = Q 总非市场考核 ×10%×P 竞价最高 (31)

R 非市场实际 = Q 总非市场实际 ×P 目录 + R 非市场考核 (32)

其中：

Q 总非市场考核 按照公式(26)计算;

R 非市场考核 为非市场电力用户偏差考核费用，当 Q 总非市场考核 ≤(Q总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 =0，当 Q 总非市场考核 >(Q 总优先发电 +Q 总基数 )×5%时 R 非市场考核 为公式(27)的计算值;

(四)非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂、地方电网造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。

第一百九十二条 对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时， 按月度集中竞价交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的 10% 支付偏差考核费用)。

第一百九十三条 电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。

上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量—新能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量)

优先发电和基数电量加权平均价=(新能源政府批复电价(不含补贴)×新能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(新能源当月实际完成的优先发电和基数电量 + 其他类型电源当月计划合同电量)

以上用电量均按上年网损率折算到发电侧，电力用户侧收取的市场化交易费用(含偏差考核，不含电网输配电费)和发电企业偏差考核费用统一用于支付发电企业市场化交易费用(含上、下调服务费)，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。

第一百九十四条 对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用：

R 电网偏差 =Q 电网原因偏差 ×P 预挂牌加权平均 (33)

其中：

R 电网偏差 为因电网原因造成偏差考核费用;

Q 电网原因偏差 为因电网原因造成的合同偏差电量。

第一百九十五条 对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。

第十一章 信息披露

第一百九十六条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第一百九十七条 市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

第一百九十八条 电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。

第一百九十九条 市场成员应该报送与披露包括但不限于以下信息：

(一)电力交易机构：按规定披露信息,包括(但不限于)电力供需形势预测、各类型电量、国家批准的输电电价、大用户直购电输配电价、跨省跨区输配电价、网损、国家批准的收费标准、交易信息、电网安全约束信息和报价约束信息;交易结果包括年度、月度各类型交易成交电量、各类型交易最低成交价格、各类型交易最高成交价格、平均成交价格等;偏差电量责任认定、月度、年度偏差处理资金收入及支出情况;其他法律法规要

求披露的信息等;

(二)电力调度机构：按规定披露安全校核依据，具体输配电线路或输变电设备名称的安全约束情况、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;交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况;法律法规要求披露的其他信息;

(三)电网企业：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)直接交易电量、 结算电费、输配电价、输配电损耗率、政府性基金和附加等;年度电力供需预测，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;电网检修计划;其他法律法规要求披露的信息等;

(四)交易主体：

发电企业：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)参与直接交易公司名称、股权结构、投产时间、机组编号、容量、发电业务许可证、年发电量计划、能耗水平、环保设施运行情况等;

已签合同电量等;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等;

售电企业：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)公司名称、股权结构、交易许可能力;直接交易需求信息;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等;

电力用户：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)公司名称、股权结构、投产时间、受电电压等级、最大负荷及负荷特性、年最大用电量、产品能耗水平等;直接交易需求信息、最大需量;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等;

独立辅助服务提供商：按规定报送、披露信息,包括(但不限于)公司名称、股权结构、服务性质能力;直接交易需求信息;直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。

第二百条 在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。

第二百〇一条 电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。

第二百〇二条 市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。

第二百〇三条 国家能源局新疆监管办公室、地方电力管理部门、电力市场成员等不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。电力交易机构应保证私有数据信息在保密期限内的保密性。

第二百〇四条 国家能源局新疆监管办公室会同地方电力管理部门根据实际制定新疆电力市场信息报送和披露实施细则并监督实施。

第十二章 争议和违规处理

第二百〇五条 本实施细则所指争议是市场成员之间的下列争议：

(一) 注册或注销市场资格的争议;

(二) 市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议;

(三) 市场交易、计量、考核和结算的争议;

(四) 其他方面的争议。

第二百〇六条 发生争议时，具体双方先协商解决;协商解决不成的，可以申请调解;仍无法达成一致意见的，可以提请仲裁，具体按照国家有关法律法规和国家能源局及新疆监管办公室出台的相关规定处理。

第二百〇七条 市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局新疆监管办公室按照《电力监管条例》等相关法律法规处理：

(一) 提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;

(二) 滥用市场力，恶意串通、操纵市场;

(三) 不按时结算，侵害其他市场交易主体利益;

(四) 市场运营机构对市场交易主体有歧视行为;

(五) 提供虚假信息或违规发布信息;

(六) 泄露应当保密的信息;

(七) 其他严重违反市场规则的行为。

第十三章 市场干预

第二百〇八条 当出现以下情况时，国家能源局新疆监管办公室会同自治区经信委等共同做出中止电力市场的决定，并向市场交易主体公布中止原因。

(一) 电力市场未按照规则运行和管理的;

(二) 电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的;

(三) 电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的;

(四) 电力市场技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的;

(五) 因不可抗力市场交易不能正常开展的;

(六) 电力市场发生严重异常情况的。

第二百〇九条 电力交易机构会同电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预，同时可制定临时性条款，并对相关内容进行适当调整，有利于市场尽快恢复运行。市场干预期间，电力交易机构会同电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，事后报国家能源局新疆监管办公室和自治区经信委备案。

第二百一十条 当面临重大自然灾害和突发事件时，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易，全部或部分免除市场主体的违约责任。发电全部或部分电量应执行指令性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案。

第二百一十一条 市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。

第十四章 附则

第二百一十二条 本实施细则由国家能源局新疆监管办公室负责解释。

第二百一十三条 新疆区域其他电力交易规则相关条款如与本实施细则冲突，则以本实施细则为准。

第二百一十四条 本实施细则自发布之日起开始施行。