從國家能源局新疆監(jiān)管辦公室獲悉：《新疆區(qū)域新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易實施細則（征求意見稿）》已經(jīng)完成起草，并下發(fā)各相關單位進行征見。
為推進和規(guī)范新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易，拓展新能源消納空間，國家能源局新疆監(jiān)管辦公室在2015年新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代的基礎上，結合目前電力運行實際情況，起草了《新疆區(qū)域新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易實施細則（征求意見稿）》，要求各相關單位于2016年5月3日19:00（北京時間）前將修改意見反饋至國家能源局新疆監(jiān)管辦公室。
聯(lián) 系 人：甘洪亮
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《新疆區(qū)域新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易實施細則（征求意見稿）》（全文）
1． 總則
1.1 目的
為貫徹落實《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）文件及相關配套文件精神，深化電力體制改革，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，進一步規(guī)范和推進新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易（以下簡稱調峰替代交易），拓展新能源消納空間，完善電價形成機制，促進規(guī)范透明的市場交易機制建設，實現(xiàn)電力替代交易的公開、公平、公正。
1.2 依據(jù)
本細則依據(jù)《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國可再生能源法》、《關于印發(fā)可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》（發(fā)改能源〔2016〕625號）、《關于改善電力運行調節(jié)促進清潔能源多發(fā)滿發(fā)的指導意見》（發(fā)改運行〔2015〕518號）、《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》（發(fā)改辦運行〔2015〕2554號）、《關于做好2016年電力運行調節(jié)工作的通知》（發(fā)改運行〔2016〕413號）、《關于做好“三北”地區(qū)可再生能源消納工作的通知》（國能監(jiān)管〔2016〕39號）、《關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》（國能新能〔2016〕54號）、《關于做好2016年度風電消納工作有關要求的通知》（國能新能〔2016〕74號）等國家有關法規(guī)、規(guī)程、行業(yè)標準、文件等，同時參照《關于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導意見》（發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號）、《熱電聯(lián)產(chǎn)管理辦法》（發(fā)改能源[2016]617 號）文件要求，按照《關于2016年新疆電網(wǎng)清潔能源替代自備電廠促進自備電廠參與電網(wǎng)調峰工作方案的批復》（新經(jīng)信電力函〔2016〕140號）確定的原則，結合新疆電網(wǎng)2015年新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易試點情況及其他各省開展試點情況，編制本實施細則。
1.3 適用范圍
新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易（以下簡稱：調峰替代交易）是指在保證電網(wǎng)運行安全、全額消納新能源、滿足新疆區(qū)域內用電市場和外送電的基礎上，充分挖掘燃煤自備電廠調峰空間，通過新能源替代自備電廠的調峰，實質性提高新能源的發(fā)電量。
本實施細則適用于新疆區(qū)域內新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易（以下簡稱：調峰替代交易）。
1.4 基本原則
1.4.1 堅持市場化方向和市場主導。在新能源企業(yè)發(fā)電側和燃煤自備電廠調峰和用電側引入市場交易補償機制，通過市場化手段，將補償價格信號反映電網(wǎng)調峰能力增加，拓展新能源企業(yè)發(fā)電空間上，緩解因電網(wǎng)調峰受阻引起棄電電量的增加（因電網(wǎng)輸送受阻另行解決），促進新能源消納規(guī)模實質性增加，發(fā)揮市場配置電力資源的作用。
1.4.2 堅持“安全第一”，公平開放電網(wǎng)，維護電力調度秩序，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電力有序供應。
1.4.3 堅持節(jié)能減排，促進產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化調整。參與試點的新能源企業(yè)和燃煤自備電廠須符合國家產(chǎn)業(yè)政策和有關節(jié)能環(huán)保的要求，實現(xiàn)全社會節(jié)能減排。
1.4.4 堅持穩(wěn)妥推進，兼顧各方利益，預判市場風險，促進可持續(xù)健康發(fā)展。調峰替代交易試點應建立運營規(guī)則和統(tǒng)一的交易平臺，實施有效的市場監(jiān)管，規(guī)范有序地開展試點工作。
1.4.5 堅持“公開、公平、公正”，市場交易主體自愿參與，建立規(guī)范透明的交易機制。
1.5 交易品種
1.5.1 按照交易期限，調峰替代交易分為年度交易。
1.5.2 按照交易組織方式，調峰替代交易分為集中撮合（競價）交易、掛牌交易等。
1.5.3 年度交易電量應分解到月度，并按月進行月度實際電量結算，年度進行清算。
1.6 交易電量
1.6.1 調峰替代交易電量應以保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和可靠供電為基礎，根據(jù)自備電廠機組的綜合調峰能力和新能源棄電情況進行全網(wǎng)綜合平衡（發(fā)、用電負荷）后確定，現(xiàn)階段暫按自治區(qū)經(jīng)信委批復的清潔能源替代自備發(fā)電工作方案確定的原則執(zhí)行。
1.6.2 參加調峰替代交易的燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)的調度、結算等關系保持不變，由電網(wǎng)運營企業(yè)分別與燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源企業(yè)進行電量、電費等的計量、確認和結算。燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易的電力電量僅限于生產(chǎn)自用，不得轉售。
1.6.3 調峰替代交易電量不包括燃煤自備電廠調峰替代交易月度計劃以外的非計劃停運等產(chǎn)生的下網(wǎng)電量、計劃停機超出調度機構確定的時間以后產(chǎn)生的下網(wǎng)電量增加等情況。
1.7 其他
1.7.1 本細則中涉及電力的量綱為兆瓦（MW），電量的量綱為兆瓦時（MWh），電價的量綱為元/兆瓦時（元/ MWh）。
1.7.2 交易組織須提前公告。
2. 市場管理
2.1 市場交易主體、電網(wǎng)運營企業(yè)和市場運營機構權責
2.1.1 市場交易主體包括新能源企業(yè)和燃煤自備電廠。市場運營機構包括電力交易機構（簡稱電力交易中心）、電力調度機構（現(xiàn)為電力調度控制中心，簡稱電力調控中心）。
（1） 新能源企業(yè)（替代方）：指符合準入條件、完成注冊手續(xù)的風電、光伏發(fā)電企業(yè)。
（2） 燃煤自備電廠（被替代方）：指符合準入條件、完成注冊手續(xù)的燃煤自備電廠。
（3）電網(wǎng)運營企業(yè)：指符合準入條件、完成注冊手續(xù)的電網(wǎng)運營企業(yè)。
2.1.2 新能源發(fā)電企業(yè)
按規(guī)則參與調峰替代交易；簽訂和履行調峰替代交易合同及協(xié)議；按規(guī)定提供輔助服務；按規(guī)定披露和提供相關信息，獲得調峰替代交易和發(fā)電服務等相關信息；遵守《購售電合同》、《并網(wǎng)調度協(xié)議》、《調度運行規(guī)程》，服從電力調度機構的統(tǒng)一調度。
2.1.3 燃煤自備電廠企業(yè)：負責自身的發(fā)用電安全；按規(guī)則參與調峰替代交易；簽訂和履行調峰替代交易合同及協(xié)議；按時足額支付電費；按規(guī)定披露和提供相關信息，獲得調峰替代交易和輸配電服務等相關信息；遵守《供用電合同》、《并網(wǎng)調度協(xié)議》、《調度運行規(guī)程》和需求側管理規(guī)定，服從電力調度機構的統(tǒng)一調度。
2.1.4 電網(wǎng)運營企業(yè)調峰替代交易的輸電方，保障輸配電設施的安全穩(wěn)定運行，為市場交易主體提供公平的輸配電服務、電網(wǎng)接入服務和售電服務；按規(guī)定披露和提供電網(wǎng)相關信息；按規(guī)定收取輸配電費，代收代付電費和政府基金及附加等。
2.1.5 市場運營機構
（1）負責管理市場交易主體的注冊、注銷、變更；負責組織開展年度調峰替代交易；負責調峰替代交易合同及協(xié)議管理；負責編制交易月度計劃；負責調峰替代交易電量抄錄、結算和統(tǒng)計分析；負責發(fā)布電力市場信息；經(jīng)授權對市場采取干預措施；負責電力交易平臺（含電力市場交易運營系統(tǒng)，簡稱交易運營系統(tǒng)）的管理；負責執(zhí)行有序用電方案；負責發(fā)電側計量關口點和計量裝置管理；負責調峰替代交易相關業(yè)務咨詢。
（2）負責所轄電力系統(tǒng)的調度運行，保持電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，保持電力電量實時平衡; 負責提供調峰替代交易相關的電網(wǎng)運行、檢修信息；負責調峰替代交易的安全校核和輸電阻塞管理；負責執(zhí)行各類交易合同，根據(jù)月度交易計劃編制調度運行計劃，并組織落實。
（3）結合新疆電網(wǎng)網(wǎng)架結構特點、受阻等約束條件，提出調峰替代交易準入和退出的意見和建議。
（4）依據(jù)電力行政主管部門審核公布的準入結果，組織參與調峰替代交易的新能源發(fā)電企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)在交易平臺上完成注冊后，并在交易平臺上對通過審核的新能源發(fā)電企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)賦予調峰替代交易權限；對上年開展了調峰替代交易、但本年度資格復核不通過的新能源發(fā)電企業(yè)和燃煤自備電廠所屬企業(yè)，由市場運營機構依據(jù)電力行政主管部門公布的準入名單，在交易平臺上取消其調峰替代交易資格。
2.2 市場準入與退出
2.2.1 基本準入條件
參加調峰替代交易的市場交易主體，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經(jīng)濟實體。內部核算的電力用戶、發(fā)電企業(yè)經(jīng)法人單位授權，可參與相應的交易。
2.2.2 市場準入條件
2.2.2.1 新能源發(fā)電企業(yè)
符合國家產(chǎn)業(yè)政和基本建設審批程序，滿足節(jié)能環(huán)保要求和并網(wǎng)技術要求，取得電力業(yè)務許可證（發(fā)電類），已轉商業(yè)運營；現(xiàn)階段在6月30日前尚未取得電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）取消中標電量。配套直流（如天中直流）外送的新能源企業(yè)和分散式、分布式新能源企業(yè)暫不參與；
2.2.2.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)
符合國家產(chǎn)業(yè)政策及環(huán)保要求，其機組應與所屬企業(yè)用電負荷相匹配，即通過企業(yè)自身發(fā)、用電方式的調配，可實現(xiàn)穩(wěn)定性、連續(xù)性、實質性下網(wǎng)負荷的燃煤自備電廠所屬企業(yè)，即可以采取降低燃煤自備電廠機組發(fā)電出力或停機備用等措施，實現(xiàn)一定的下網(wǎng)電力、電量，擴大電網(wǎng)調峰能力，實質性提升新能源企業(yè)消納空間的燃煤自備電廠所屬企業(yè)；綜合利用的自備電廠機組和“背壓式”自備電廠機組暫不參與。
2.2.3 進入與退出機制
2.2.3.1 進入調峰替代交易市場的市場交易主體應保持相對穩(wěn)定，在合同期（或交易期）內原則上不得退出，屬自身責任被限制交易、自愿和強制退出的在三年內不得再次進入調峰替代交易市場，并按合同和規(guī)則約定補償相關損失。
2.2.3.2 市場交易主體有下列行為之一的，電力交易中心經(jīng)授權后可取消其調峰替代交易市場注冊，并由市場交易主體承擔相應違約責任。
（1）已注冊的市場交易主體發(fā)生兼并、重組、合并、分立、破產(chǎn)等變化，要求注銷原市場交易主體的；電力業(yè)務許可證已注銷、退出商業(yè)運營、不能繼續(xù)履行合同的；
（2）違反市場規(guī)則（如互相串通報價，惡意報價，嚴重擾亂交易市場秩序的）；
（3）違反國家電力或環(huán)保政策的；
（4）未經(jīng)許可私自將所購電力轉售給其他用戶的；
（5）無正當理由不服從電網(wǎng)統(tǒng)一調度的；
（6）不按時繳清電費，拖欠調峰替代交易電費的。
（7）參與調峰替代交易的企業(yè)出現(xiàn)重大安全隱患；
（8）其他違法違規(guī)行為。
2.3 市場交易主體注冊與注銷
2.3.1 市場交易主體須在電力交易機構進行登記，并進行調峰替代交易市場注冊后可參與交易，基本注冊程序如下：
（1）市場交易主體至少在10個工作日（或每年確定購電模式的20個工作日前）向電力交易中心提交書面的注冊申請材料，包括交易運營系統(tǒng)使用申請書。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)注冊申請材料包括：燃煤自備電廠所屬企業(yè)參與調峰替代交易注冊申請表、交易員注冊申請表、數(shù)字認證證書（電力交易證書）申請表，以及企業(yè)營業(yè)執(zhí)照、組織機構代碼證、稅務登記證、供用電合同、與電網(wǎng)運營企業(yè)發(fā)生供用電關系的用戶編碼、準入目錄等原件或復印資料。
新能源發(fā)電企業(yè)注冊申請材料包括：新能源發(fā)電企業(yè)參與調峰替代交易注冊申請表、交易員注冊申請表、數(shù)字認證證書（電力交易證書）申請表，以及企業(yè)營業(yè)執(zhí)照、組織機構代碼證、稅務登記證、發(fā)電業(yè)務許可證、準入目錄等原件或復印資料。
（2）電力交易中心在收到注冊申請材料后10個工作日內完成審核，向審核通過的市場交易主體發(fā)送審核通過通知書；向審核未通過的市場交易主體發(fā)送審核未通過通知書，書面說明原因，并向監(jiān)管機構備案。
（3）收到審核通過通知書的市場交易主體在5個工作日之內，簽訂調峰替代交易入市協(xié)議及交易運營系統(tǒng)使用協(xié)議等。電力交易中心向市場交易主體提供交易運營平臺賬號、使用手冊和數(shù)字認證證書等資料，并根據(jù)市場交易主體需要進行必要的操作培訓。
（4）市場交易主體在2個工作日內完成交易運營平臺注冊工作，燃煤自備電廠所屬企業(yè)應通過交易運營系統(tǒng)選定交易購電模式。
2.3.2 已注冊的市場交易主體，當注冊信息發(fā)生變化時，在10個工作日內，向受理其注冊的電力交易中心書面報送信息變更情況以及變更后的注冊信息，電力交易中心在5個工作日之內完成注冊信息變更。
2.3.3 出現(xiàn)下列情況之一者，電力交易中心應注銷市場交易主體的交易資格：
（1）符合2.2.3節(jié)規(guī)定取消交易主體資格的；
（2）無正當理由未通過年度資格復核且的；
（3）違反電力市場交易規(guī)則，符合退出條件的；
（4）市場交易主體提出退出申請，經(jīng)審核同意的。
2.3.4 市場交易主體資格注銷后，必須按下列規(guī)定執(zhí)行：
（1）停止調峰替代交易；
（2）在15個工作日內結清與其他市場交易主體的賬目及款項；
（3）在資格注銷前與其他市場交易主體存在的爭議仍通過市場爭議解決程序解決。
2.3.5 市場交易主體完成注冊、信息變更、注銷手續(xù)后，電力交易中心在3個工作日內通過交易平臺發(fā)布有關信息，并向能源監(jiān)管機構報備。
2.3.6 調峰替代交易主體變更注冊或撤銷注冊，應當向電力交易機構提出申請，經(jīng)批準后，方可變更或撤銷注冊；當已完成注冊的調峰替代交易主體如不能繼續(xù)滿足準入市場的條件時，由電力交易機構強制撤銷注冊。
2.3.7 市場交易主體被強制或自愿退出市場，未完成的合同和協(xié)議，可以在規(guī)定的時間內進行轉讓，未轉讓的終止執(zhí)行，并由違約方承擔相應的違約責任。
2.4 燃煤發(fā)電機組調峰替代下網(wǎng)購電模式
2.4.1 完成調峰替代交易注冊的燃煤自備電廠所屬企業(yè)可選兩種下網(wǎng)購電模式：部分調峰替代交易模式和全額向電網(wǎng)購電模式（即不參加調峰替代交易）。
（1）選擇部分調峰替代交易模式的燃煤自備電廠所屬企業(yè)可以通過市場化替代交易方式購電，須提前向電力交易機構申報年度、月度購電計劃和調峰替代交易計劃，月度購電計劃內實際中標的調峰替代交易分月電量計劃可以在編制10日前提出修改申請，并進行分月滾動調整，但交易周期內應完成全部中標電量，調峰替代交易電量的執(zhí)行、偏差電量計算、違約責任承擔等按本細則規(guī)定執(zhí)行。
（2）選擇全額向電網(wǎng)購電模式時（即不參加調峰替代交易），其全部用電量均向電網(wǎng)運營企業(yè)購買。
2.4.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)的購電價格由調峰替代交易價格、電網(wǎng)輸配電價和政府性基金及附加三部分組成?，F(xiàn)階段，選擇集中撮合（競價）的，根據(jù)事先明確交易模式，交易價格執(zhí)行集中撮合（競價）后的市場交易價格。具體交易模式如下：
（1）順推法
新能源發(fā)電企業(yè)價格變動部分可全部傳導到燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電側，即調峰替代交易價格按照交易中標電價執(zhí)行，交易中標電量對應的電度電價執(zhí)行交易中標電價，交易中標電量對應的基本電價維持原標準不變；
燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=本企業(yè)用網(wǎng)電度電價-交易規(guī)則確定的基準讓利電價200元/兆瓦時-本企業(yè)出清的變動價格。
新能源企業(yè)替代交易電價=新能源發(fā)電企業(yè)批復電價（含補貼電價）-交易規(guī)則確定的基準讓利電價200元/兆瓦時-新能源企業(yè)出清的變動價格。
（2）輸配電價法
新能源發(fā)電企業(yè)價格變動部分疊加輸配電價變動部分累加后全部傳導到燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電側，即調峰替代交易價格按照交易中標電價執(zhí)行，交易中標電量對應的電度電價執(zhí)行交易中標電價，交易中標電量對應的基本電價按“輸配電價”對應的標準執(zhí)行。輸配電價執(zhí)行調峰替代交易實施方案確定的標準。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=新能源發(fā)電企業(yè)執(zhí)行的上網(wǎng)電價（不含補貼電價）+電網(wǎng)輸配電價和政府性基金-（交易規(guī)則確定的基準讓利電價200元/兆瓦時+新能源企業(yè)出清的變動價格）。
2.5 市場交易規(guī)則修訂
2.5.1 市場交易主體及市場運營機構有義務定期提出修改實施細則的建議。
2.5.2 能源監(jiān)管機構負責實施細則的修訂。
2.6 臨時條款的制定
2.6.1 如實施細則不適應電力市場交易需要的，監(jiān)管機構可制定臨時條款，向市場成員說明制訂的理由后實施。
2.6.2 臨時條款一經(jīng)發(fā)布立即生效，本實施細則中與臨時條款相抵觸部分暫時失效。
2.6.3 臨時條款應制定有效期，在有效期內，應及時根據(jù)實際情況組織修訂本實施細則的相關條款，修訂的條款生效后，臨時條款自動失效。
3. 交易方式
3.1 集中撮合和集中競價交易
3.1.1 概述
通過電力交易運營平臺申報交易需求，由電力交易運營平臺按照選定（公告公示）的計算方法進行預出清計算，確定新能源發(fā)電企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)主體參與調峰替代交易電量和電價，形成無約束交易結果（預出清），經(jīng)電力調度機構安全校核后形成有約束出清（交易結果和正式出清），各方依據(jù)交易結果和簽訂的入市協(xié)議落實調峰替代交易電量、電價、分配結果并執(zhí)行。
燃煤自備電廠機組邊界條件包括：采取實時有功電力調峰、旋轉備用調峰（固定下網(wǎng)負荷調峰、其機組調峰控制在30%以內）和停機備用調峰等三種方式。
新能源發(fā)電企業(yè)邊界條件包括：新能源項目所在區(qū)域三年平均年分月綜合利用小時數(shù)的方式計算，并綜合考慮區(qū)域內新能源發(fā)電能力、調峰受阻和電網(wǎng)受阻等情況。
3.1.2 申報電量和價格
3.1.2.1 申報流程
燃煤自備電廠所屬企業(yè)先進行調峰替代交易申報和預出清，再進行新能源企業(yè)申報和預出清，并在確定燃煤自備電廠所屬企業(yè)正式出清電量、電價后，再確定新能源企業(yè)正式出清電價、區(qū)域參與電量的比例，預測分地區(qū)年度對應的電量結算比例。申報數(shù)據(jù)包括交易邊界條件、執(zhí)行時間、電量和電價等。其中燃煤自備電廠所屬企業(yè)按照三個邊界條件申報電量和價格（價格由低到高申報，最多可申報三個）；新能源企業(yè)按照一個邊界條件申報電量和價格（價格由高到低申報，最多可申報三個）。
3.1.2.2 價格申報：
燃煤自備電廠所屬企業(yè)：以調峰替代交易設定的讓利電價200元/兆瓦時為基準值（每次參考設定），申報相對應的價格變量（正數(shù)表示漲價幅度，負數(shù)表示降價幅度，可以為0）；如申報價格變量進行限價時，其變動范圍不得超過限價幅度和條件，超出限價幅度和條件的視為不合格報價。
新能源發(fā)電企業(yè)：以替代交易設定的讓利電價200元/兆瓦時為基準值（每次參考設定），申報相對應的價格變量（正數(shù)表示漲價幅度，負數(shù)表示降價幅度，可以為0）；如申報價格變量進行限價時，其變動范圍不得超過限價幅度和條件，超出限價幅度和條件的視為不合格報價。
3.1.2.3 電量申報
新能源發(fā)電企業(yè)申報年度電量的最小值為10兆瓦時，可以按照10兆瓦時的整數(shù)倍向上增加申報電量，申報電價精確到0.1元/兆瓦時，現(xiàn)階段按照該項目預測分區(qū)利用小時數(shù)的50%為限定條件。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)申報年度電量的最小值為100兆瓦時，可以按照100兆瓦時的整數(shù)倍向上增加申報電量，申報電價精確到0.1元/兆瓦時。
3.1.3 集中交易出清計算方法
3.1.3.1 出清計算原則和要求
（1）先按照已選定的交易模式規(guī)定的原則進行確定。如“順推法”“輸配電價法”。
（2）以有利于消納新能源為原則進行出清。
3.1.3.2 出清計算方法：具體采取集中撮合（競價）、掛牌交易方式的出清方法應在公告中公示和明確。集中撮合（競價）方式的具體出清計算方法，如“高低匹配法”、“最低價匹配法”、“邊際電價法”等出清方式均可計算；采取“掛牌交易”的出清計算方法只進行電量出清計算，電價按照掛牌交易確定的價格執(zhí)行。
3.1.4 集中交易出清
集中競價交易出清包括：預出清和正式出清兩個階段。
第一階段：預出清階段
3.1.4.1 首先對燃煤自備電廠年度調峰替代電量、電價進行預出清計算，其次對新能源企業(yè)調峰替代電量年度分區(qū)分攤比例、電價進行預出清計算。
3.1.4.2 針對燃煤自備電廠年調峰替代電量預出清的計算，首先按照邊界條件進行排序，其次按照讓利變動價格量絕對值由小到大進行排序，最后按照同一邊界條件對應的讓利變動價格進行邊界預出清。具體計算方式：按照邊界條件一（以實時有功電力調峰）和邊界條件二（旋轉備用調峰）申報電量、電價進行排序；再按照邊界條件三（停機備用調峰）對應的申報電量、電價分別進行排序；同一邊界條件按照讓利變動價格量由小到大進行排序。
預出清計算時優(yōu)先按邊界條件排序后的方式分別預出清計算，即將實時有功電力調峰電量、電價出清計算，其次對旋轉備用調峰出清計算，最后對停機備用調峰出清計算。當邊界條件一、二項已滿足替代電量時，則全部確定為預出清電量；當邊界條件一、二項不滿足替代電量時，進行第三項邊界條件排序和計算，價格變量不同時，按照讓利電價小的優(yōu)先出清，價格相同時，按申報電量比例和運行方式進行預出清（無約束出清）。具體計算方式：
M年度總預出清調峰替代交易電量=M1+M2+M3=M1實時有功電力調峰電量+M2旋轉備用調峰電量+M3停機備用調峰電量
當M1+M2≥政府確定的目標電量，為預出清電量
當M1+M2＜政府確定的目標電量，M為預出清電量
燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=本企業(yè)用網(wǎng)電度電價-基準讓利電價200元/兆瓦時-本企業(yè)出清的變動價格（申報賣出報價后的出清成交價格）。
3.1.4.3 針對新能源企業(yè)調峰替代電量預出清的計算，首先按照讓利變動價格量由小到大進行排序（不能超過限價下限），其次按照新能源項目分區(qū)分月前三年平均利用小時數(shù)總和的50%為邊界條件預出清（無約束出清）。
具體計算方式：
N年度總預出清調峰替代交易電量=N1+N2+N3……；
N1設定某一區(qū)域參與調峰替代交易申報上網(wǎng)電量+N2設定另一區(qū)域參與調峰替代交易申報上網(wǎng)電量+N3……；
N1設定某一區(qū)域參與調峰替代交易申報上網(wǎng)電量=∑同一區(qū)域內各發(fā)電企業(yè)申報上網(wǎng)電量，如某一發(fā)電企業(yè)申報上網(wǎng)電量＞分區(qū)分月前三年平均利用小時數(shù)總和的50%為邊界條件時，按照50%為邊界條件縮減，如≤50%為邊界條件時，按照申報電量預出清；
當N≥M時，N為新能源企業(yè)預出清電量；當N＜M時，N為新能源企業(yè)預出清電量或重新開展調峰替代交易；
第二階段：正式出清
3.1.4.4 交易中心將預出清計算結果送達電力調度機構進行安全校核，并按照先燃煤自備電廠后新能源企業(yè)校核順序進行。
3.1.4.5 根據(jù)電力調度機構安全校核給定的燃煤自備電廠調峰替代電量后，交易中心應進行綜合計算，當不滿足安全約束的要求時，如果對應的自備電廠機組需調減調峰替代交易電量時，邊界條件一、二的電量不做調減；優(yōu)先將邊界條件三的替代電量進行調減，并將讓利電價變動大的機組優(yōu)先調減，同等條件可以將申報電量等比例計算（或按照環(huán)保等級）調減的原則處理，直至滿足替代交易目標值計算出清。
有約束出清（正式出清）：根據(jù)調度機構給出的總調峰替代交易電量、各燃煤自備電廠所屬企業(yè)具體參與替代交易的年度調峰替代交易電量、分月大體電量構成三個指標，交易中心計算并形成對燃煤自備電廠所屬企業(yè)有約束出清。
年度出清電量的具體計算方式：分月替代電量為預測值（可滾動修訂）。
W2某自備電廠所屬企業(yè)替代交易電量=W某自備電廠所屬企業(yè)年度總下網(wǎng)電量-W1
W1=某自備機組非調整出力后形成的年度替代電量（年度網(wǎng)購電量）；
W2=某自備機組調整出力后形成的年度替代電量=本企業(yè)年度實時有功電力調峰電量+旋轉備用調峰電量+停機備用調峰電量；
M年度總調峰替代交易電量=∑W2=M1+M2+M3=M1實時有功電力調峰電量+M2旋轉備用調峰電量+M3停機備用調峰電量
當M1+M2≥政府確定的目標電量，校核后電量對應值為正式出清電量，不進行調整；
當M1+M2＜政府確定的目標電量，M3= M-（M1+M2）為校核后電量，各自備電廠機組調峰替代交易電量對應的邊界三總電量為正式出清電量；
年度出清電價的具體計算方式：已確定燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=本企業(yè)用網(wǎng)電度電價-已中標的讓利電價。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)如原用網(wǎng)電量執(zhí)行峰谷電價的，調峰替代交易電量按照平段電價申報、匹配和出清計算，調峰替代交易對應的電量全部按照平段電價執(zhí)行，網(wǎng)購電量執(zhí)行原標準。
3.1.4.6 根據(jù)電力調度機構安全校核給定的各區(qū)域新能源企業(yè)調峰替代交易總電量、分區(qū)“發(fā)電能力”、“上網(wǎng)電量”、“網(wǎng)架受阻電量”、“調峰受阻電量”后，交易中心應進行綜合計算，給出各區(qū)域內年度調峰替代交易電量的出清比例。如網(wǎng)架受阻區(qū)域不滿足出清比例時，等比例調減受阻區(qū)域，同時等比例調增非受阻區(qū)域，盡量保證同一區(qū)域出清比例大體相當?shù)脑瓌t處理，直至滿足調峰替代交易總電量對應自備電廠機組替代交易成交電量；區(qū)域內按照申報電量等比例調減或調增。
有約束出清（正式出清）：根據(jù)調度機構給出的總調峰替代交易電量、各區(qū)域新能源企業(yè)具體參與替代交易的年度調峰替代交易電量比例、分月大體交易電量結算比例構成三個指標，交易中心計算并形成對新能源企業(yè)有約束出清。年度出清電量比例的具體計算方式：分月替代交易電量的比例為預測值（可滾動修訂）。
W各區(qū)域內新能源企業(yè)年度總替代交易上網(wǎng)電量=∑W1某區(qū)域內新能源企業(yè)年度上網(wǎng)電量×(X)某區(qū)域新能源替代交易電量的比例；
N各區(qū)域內電網(wǎng)受阻電量=∑N1調峰受阻電量+∑N2斷面及送出受阻電量
W＞M年度自備電廠總調峰替代交易電量，按M執(zhí)行。如W＜M，年度自備電廠替代總電量全部調減到W。
年度各新能源企業(yè)所在區(qū)域內出清電量比例的具體計算方式：
X：各區(qū)域“替代”電量與上網(wǎng)電量比率:
年度出清電價的具體計算方式：已確定新能源所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與標桿電價相對應）=本企業(yè)上網(wǎng)電價-已中標的讓利電價。
3.1.4.7 進行申報電量匹配，新能源企業(yè)年度成交電量與自備電廠調峰替代交易電量出清總電量相同；新能源企業(yè)年度成交電量同等條件充分考慮申報電量，同一區(qū)域的出清比例保持一致，且權重相同。
3.1.5 集中交易安全校核
3.1.5.1 燃煤自備電廠應根據(jù)該企業(yè)預測用網(wǎng)電量、用電負荷構成、機組對用電、供熱等因素的影響，發(fā)用電設備檢修計劃、電網(wǎng)設備檢修計劃、已確定的邊界條件對調峰替代交易總電量等條件進行綜合考慮。安全校核時應及時與自備電廠所屬企業(yè)充分溝通、協(xié)商的前提下，確定其分月替代交易電量及停機計劃、方式等，并予以公示。燃煤自備電廠機組校核方式可按照“分區(qū)方式”和“機群方式”進行。電力調度機構應給出各分區(qū)內各燃煤自備電廠調峰替代電量分月大體電量構成和總成交電量，即完成對自備電廠機組替代交易結果的安全校核。
針對燃煤自備電廠調峰替代電量安全校核時，當不滿足安全約束要求時，先將邊界條件三的替代電量進行調減，并將讓利電價變動大的機組優(yōu)先調減。
3.1.5.2 新能源發(fā)電企業(yè)應適當考慮新能源發(fā)電機組內部因素的影響（如非計劃停運、機組可用小時數(shù)、機組類型等因素影響，造成月度上網(wǎng)電量差異較大問題）；應充分考慮外部因素的影響（如區(qū)域內資源差異性較大、送出斷面、主變、通道受阻等，造成月度上網(wǎng)電量差異較大問題）；針對存在的偏差電量、結算電量在以下相關條款中明確。
新能源企業(yè)調峰替代交易電量安全校核時，根據(jù)已確定新能源項目預出清的結果，進行電網(wǎng)受阻區(qū)域分別校核。如電網(wǎng)受阻區(qū)域不滿足出清比例時，等比例調減受阻區(qū)域，同時等比例調增非受阻區(qū)域，直至滿足替代交易對應的自備電廠機組電量，形成正式交易安全校核結果，并給出各區(qū)域內年度替代交易電量出清構成；區(qū)域內按照申報電量等比例調減或調增，即在邊界條件的基礎上，校核后的中標新能源企業(yè)調峰替代交易電量原則上不超過其預計年度上網(wǎng)電量30%為易。
3.1.5.3 新能源企業(yè)調峰替代交易電量安全校核時，充分考慮公用火電機組全停方式、個別月份新能源企業(yè)無發(fā)電量等情況。按照“分區(qū)方式”和“就地自備電廠下網(wǎng)平衡用電方式”優(yōu)先進行校核，給出各區(qū)域調峰受阻電量、斷面及送出受阻電量、棄電比等情況（含調峰棄電占比、斷面及送出受阻棄電占比）等。
3.1.5.4 當電網(wǎng)安全約束對燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源企業(yè)替代交易電量產(chǎn)生影響時，調度機構應出具安全校核總體意見，并提交給交易中心。
4. 年度交易組織
4.1 概述
4.1.1 年度調峰替代交易：燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)年度的調峰替代交易應通過集中撮合、集中競價、掛牌交易等交易方式確定年度調峰替代交易電量與電價。
4.1.2 年度調峰替代交易中，新能源企業(yè)先登錄交易運營系統(tǒng)，按照規(guī)定格式錄入申報上網(wǎng)電量、電價等信息，然后燃煤自備電廠所屬企業(yè)再登錄確認并提交錄入的信息；交易中心對交易意向進行預出清后提交調度機構安全校核，安全校核后由交易中心形成調峰替代交易成交結果，交易各方在10個工作日內根據(jù)調峰替代交易成交結果簽訂調峰替代交易合同（入市協(xié)議）。
5. 年度交易程序
5.1 基礎信息發(fā)布
5.1.1 電力交易中心通過交易運營平臺發(fā)布調峰替代交易基礎信息，包括已注冊的燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)名單及其聯(lián)系方式、發(fā)電企業(yè)裝機容量、發(fā)電類型、上網(wǎng)批復電價，燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電類型、到戶目錄電價、供電電壓等級、報裝用電容量等，并根據(jù)市場交易主體注冊情況及時更新相關信息
5.1.2 電力交易中心通過交易運營系統(tǒng)提供信息交流服務，市場交易主體可以通過交易運營平臺發(fā)布下一年度調峰替代交易供需信息。
5.2 交易準備
5.2.1 每年12月份，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)上報下一年度投產(chǎn)計劃至市場運營機構。
5.2.2 每年12月份，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)提交下一年度機組檢修計劃、各月可調峰替代交易電量（含三個邊界條件電量）等信息，燃煤自備電廠所屬企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)同時提交下一年度各月用電需求信息。
5.2.3 每年12月份，市場運營機構負責編制和完成下一年度電網(wǎng)電力電量平衡分析、電網(wǎng)輸送能力分析、發(fā)電設備檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、調峰替代交易新能源企業(yè)可交易電量計算、燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電需求、三個邊界條件調峰替代交易電量匯總等，在此基礎上編制年度燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)調峰替代交易公告。
5.3 交易公告
5.3.1 每年2月份，通過交易運營平臺發(fā)布年度燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)調峰替代交易公告，包括但不限于以下內容：
（1) 年度參與燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)可調峰替代交易電量規(guī)模，燃煤自備電廠所屬企業(yè)同時申報總用電需求；
（2）輸配電價標準、政府基金及附加、線損折價標準及變動情況，不同價區(qū)用戶電價情況；
（3）年度電網(wǎng)電力電量平衡預測結果，火電、水電等發(fā)電量預測；
（4）年度新能源發(fā)電量預測，可能的棄電比情況；
（5）年度輸變電設備停電計劃，包括：停電設備、主要工作內容、停電時間及對運行方式的影響等；
（6）年度跨區(qū)跨省交、直流通道輸送能力及已經(jīng)簽訂的合同；
（7）年度發(fā)電權替代交易和直接交易等電量指標；
（8）當年電網(wǎng)阻塞情況，包括：電網(wǎng)安全約束、主要輸電通道重載情況、主變負載率等；
（9）年度電網(wǎng)阻塞預計，包括：電網(wǎng)安全約束、典型潮流、調峰受阻、網(wǎng)架斷面（或主變）受阻等；
（10）年度各新能源企業(yè)全額收購電量上限預測值；
（11）年度關鍵輸電通道潮流極限和關鍵輸電通道可用輸送能力情況；
（12）其他應披露的信息等。
5.3.2 電力交易中心通過交易運營平臺發(fā)布年度調峰替代交易基礎信息，發(fā)電企業(yè)裝機容量、發(fā)電類型、上網(wǎng)批復電價，燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電類型、到戶目錄電價、供電電壓等級等，并根據(jù)市場交易主體注冊情況及時更新相關信息。
5.3.3 電力交易中心通過交易運營系統(tǒng)提供信息交流服務，市場交易主體可以通過交易運營平臺發(fā)布下一年度調峰替代交易供需信息。
5.3.4 電力調度機構負責編制和完成年度電網(wǎng)電力電量平衡分析、電網(wǎng)輸送能力分析、發(fā)電設備檢修計劃、輸變電設備檢修計劃；電力交易中心負責編制和完成年度調峰替代交易電量總預測數(shù)值（含新能源企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易需求匯總）等，在此基礎上編制年度調峰替代交易公告。
5.3.5 開展調峰替代交易時應遵循以下順序，首先根據(jù)省內電力電量需求預測、直接交易電量預測和跨省跨區(qū)交易計劃預測為參考條件，最終確定新能源企業(yè)消納總體規(guī)模和燃煤自備電廠所屬企業(yè)用網(wǎng)計劃電量規(guī)模，并將預測計劃替代交易電量規(guī)模（或政府已確定的目標值為前提）開展交易。同時通過交易運營平臺發(fā)布年度調峰替代交易公告。
5.3.6 交易公告發(fā)布時，應明確和公示相關邊界條件、交易模式（如集中競價或掛牌）、出清方式、結算模式及方式等。
5.3.7 交易公告發(fā)布后，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)參考公告信息，準備年度調峰替代交易申報相關工作。
5.3.8 因存在不確定性因素，電力交易中心發(fā)布的有關電網(wǎng)電力電量供需平衡、可再生能源發(fā)電、發(fā)電設備檢修計劃、輸變電設備停電計劃、預計電網(wǎng)阻塞等預測信息、新設備投產(chǎn)計劃等僅供市場交易主體參考，不承擔因預測信息偏差對交易雙方企業(yè)造成的損失。
5.3.9 每個交易周期，電力交易中心提前發(fā)布全網(wǎng)分月預測負荷、預計電網(wǎng)阻塞、發(fā)電檢修（備用）計劃、輸變電設備停電計劃，引導各市場成員主動規(guī)避電網(wǎng)安全約束。
5.4 交易申報
5.4.1 每年3月上旬調峰替代交易公告發(fā)布后，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)申報年度集中撮合、集中競價交易需求。
5.4.2 年度集中撮合、集中競價交易申報數(shù)據(jù)格式參見3.1.2節(jié)。
5.4.3 燃煤自備電廠所屬企業(yè)集中調峰替代交易申報電量與向電網(wǎng)購電電量應考慮相關輸變電檢修計劃，向電網(wǎng)購電電量為其年度全部用電量需求。
5.4.4 新能源企業(yè)年度申報電量應綜合考慮內部、外部影響因素，相關輸變電設備檢修計劃、合理的發(fā)電能力等因素，不能超出機組發(fā)電能力的50%（即應考慮全額收購新能源情況后的發(fā)電能力）。
5.4.5 交易運營系統(tǒng)對申報數(shù)據(jù)進行加密處理，在交易申報截止時間之前不能解密數(shù)據(jù)包。因此，交易運營系統(tǒng)在客戶端進行合理性檢查，在交易端只確認申報數(shù)據(jù)是否接收，不對申報數(shù)據(jù)的合理性進行檢查。
5.4.6 在交易申報截止時間之前，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)可以進行多次申報。對于集中交易，后一次申報數(shù)據(jù)將覆蓋前一次申報數(shù)據(jù)，以最后提交的申報數(shù)據(jù)為準。
5.5 交易匯總與出清
5.5.1 每年3月中旬，進行年度集中撮合交易的出清計算。
5.5.2 對于年度集中撮合交易，按照3.1.3節(jié)和3.1.4節(jié)的方法進行年度集中撮合、集中競價交易的出清計算，形成交易有約束出清結果。
5.5.3 在此基礎上，結合年度調峰替代交易出清結果編制年度調峰替代交易執(zhí)行方案。
5.6 安全校核
5.6.1 每年3月20日至25日，完成對年度調峰替代交易的安全校核和調整，形成年度調峰替代交易成交結果。
5.6.2 安全校核的原則參見 3.1.5節(jié)。
5.7 交易結果發(fā)布
5.7.1 每年3月26日左右，電力交易中心在交易運營系統(tǒng)發(fā)布年度調峰替代交易成交結果，已達成的交易轉入交易執(zhí)行階段：
（1）公開信息：市場年度總成交電量、市場成交均價、各燃煤自備電廠所屬企業(yè)三個邊界條件的年度成交電量、新能源企業(yè)年度調峰替代交易參與分區(qū)出清比例；
（2）向成交企業(yè)發(fā)布私有信息：成交電量及其價格，燃煤自備電廠所屬企業(yè)三個邊界條件的分月電量計劃，新能源企業(yè)所在區(qū)域年度調峰替代交易參與出清比例、安全校核信息等。
5.7.2 交易結果發(fā)布后3個工作日內，交易各方通過交易運營系統(tǒng)簽訂電子合同。
5.7.3 交易結果發(fā)布后10個工作日內，電力交易中心向自治區(qū)電力行政主管部門和能源監(jiān)管機構報備成交結果，向能源監(jiān)管機構報備調峰替代交易合同（或協(xié)議）。
6．交易合同
6.1 概述
采用“入市承諾書+交易結果確認單”簽訂模式。交易主體簽訂入市承諾書，依據(jù)方案和交易細則，在交易平臺出清的交易結果，以“入市承諾書+交易結果確認單”作為新能源發(fā)電企業(yè)《購售電合同》及燃煤自備電廠所屬企業(yè)《供用電合同》的補充協(xié)議。
6.2 合同簽訂
6.2.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)在注冊時，簽訂統(tǒng)一的《調峰替代交易》入市承諾書。
6.2.2 在集中交易結束后，交易運營系統(tǒng)根據(jù)成交結果自動生成交易結果確認單，參與調峰替代交易和中標的燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)可查詢、下載各自交易結果確認單，作為執(zhí)行依據(jù)。
6.2.3 燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)也可簽訂除入市承諾書、標準電子合同以外的補充協(xié)議，但須與入市承諾書、標準電子合同的相關原則保持一致。
6.2.4 鑒于參與調峰替代交易的新能源企業(yè)數(shù)量多，其具體中標企業(yè)偏存在差電量不確定性，故燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)不存在月度全部一一對應的合同。
6.3 合同的變更與修改
6.3.1 在不影響已執(zhí)行合同的情況下，燃煤自備電廠所屬企業(yè)于10月底前可向交易中心提出交易合同調整意向，對合同電量、電價、違約賠償標準等合同要素進行轉讓和調整。
6.3.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)用網(wǎng)計劃電量的規(guī)模和中標替代交易電量規(guī)模如需要調整，應在每年10月底前向交易中心提出申請，經(jīng)安全校核后，完成調峰替代交易電量調整和轉讓，其調整和轉讓結果應報備自治區(qū)經(jīng)信委和新疆能監(jiān)辦；新能源企業(yè)在自備電廠替代交易電量調整后，等比例進行相應調整。
6.3.3 合同的修改、補充或變更須提交交易運營系統(tǒng)進行審批、確認后生效。
6.3.4 每月20日前，可進行調峰替代交易分月合同電量的變更，燃煤自備電廠所屬企業(yè)在交易運營系統(tǒng)提交下月或以后各月的合同變更申請，由燃煤自備電廠所屬企業(yè)錄入并由交易中心確認。
6.3.5 每月25日前為合同變更審核期，27日發(fā)布審核后的合同變更信息。
6.4 合同的違約與解除
6.4.1 任何一方違反合同約定條款視為違約，合同其他任一方有權要求違約方賠償違約造成的經(jīng)濟損失。燃煤自備電廠分月執(zhí)行中的偏差電量，可在10月底通過交易系統(tǒng)進行調整，調整后的結果如還未完全執(zhí)行，視為違約，按合同違約處理。
6.4.2 違約方須承擔支付違約金、繼續(xù)履行合同和采取補救措施等責任，在支付違約金、繼續(xù)履約或者采取補救措施后，仍給對方造成其他損失的，應當賠償損失。
6.4.3 在合同履行期限屆滿之前，任何一方明確表示或者以自己的行為表明不履行合同義務的，另一方可在履行期限屆滿前解除合同，并要求對方承擔相應的違約責任。
6.4.4 如發(fā)電企業(yè)或電力用戶無法繼續(xù)履行合同（或協(xié)議）時且未能達成解除合同的一致意見，任一方可以向電力交易中心提出無法履約的書面申請，電力交易中心將不再對此合同安排月度計劃電量，并通知合同另一方，并按照合同（或協(xié)議）確定的違約責任執(zhí)行提前通知，可按照合同約定減輕違約處罰）。
7．偏差電量
7.1 偏差電量定義
7.1.1 針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)中標電量與結算電量產(chǎn)生年度偏差電量時，即當燃煤自備電廠所屬企業(yè)實際完成替代交易電量與中標結果不一致時，為出現(xiàn)偏差電量，應在保持其總替代交易電量不變的前提下，按月滾動調整，最終實現(xiàn)年度成交電量基本與中標電量結果保持一致。
7.1.2 針對新能源企業(yè)供暖高峰期發(fā)電空間不足，可能出現(xiàn)中標電量與結算電量產(chǎn)生年度偏差電量時（當參與替代交易的新能源企業(yè)上網(wǎng)電量之和小于替代交易電量之和時）為年度偏差電量。
7.1.3 調峰替代交易的月度結算電量以燃煤自備電廠所屬企業(yè)的月度實際下網(wǎng)電量（含調峰替代交易電量、網(wǎng)購電量）計算后確定，為事后確定方式，故先行計算自備電廠調峰替代電量，再計算新能源企業(yè)替代電量，并出具交易結算單。
7.2 偏差電量的處理原則
7.2.1 針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)中標電量與結算電量產(chǎn)生年度偏差電量時，各燃煤自備電廠所屬企業(yè)實際替代交易電量應是按出清結果等比例調增或調減（或進行合同轉讓交易），其年度偏差電量原則上按照應不超過±3%控制，如超過-5%以上時，執(zhí)行相關違約責任。
7.2.2 針對新能源企業(yè)年度偏差電量，其偏差電量原則上按照應不超過±10%控制，如超過-25%以上時，執(zhí)行相關違約責任。替代交易年度偏差電量在-25%以內時，結算補償電費時先由電網(wǎng)運營企業(yè)墊資，次年一季度由參與替代交易的新能源企業(yè)返還，同時調度機構應根據(jù)需要返還的總電量適當調整其AGC系數(shù)，使其增發(fā)部分電量按比例確定后進行返還。
7.2.3 調峰替代交易電量每月結算一次，其出現(xiàn)月度偏差電量時可滾動調整，整個交易期內清算完畢。針對新能源企業(yè)間歇性發(fā)電特點，偏差電量不超過-25%時，按照返還方式處理。
7.2.4 為保證調峰替代交易試點期間的各方利益，確保替代交易的執(zhí)行和結算電量、電費的完成，應做到“有理有據(jù)”“留下痕跡”，便于提高工作效率，故調峰替代交易的執(zhí)行應依托調度生產(chǎn)管理系統(tǒng)（OMS系統(tǒng)）中的電子流程進行流轉確認交易電量，即該流程由調度機構根據(jù)電網(wǎng)實際運行情況實時啟動，按照與燃煤自備電廠協(xié)商一致的替代執(zhí)行時間和時間段進行雙方簽訂確認。各參與調峰替代交易的燃煤自備電廠均可登錄該系統(tǒng)查閱替代交易電量的執(zhí)行情況，便于對結算電量核查和協(xié)調安排后期替代交易電量執(zhí)行提供條件。
8．交易執(zhí)行
8.1 概述
8.1.1 合同簽訂后，電力交易中心根據(jù)燃煤自備電廠所屬區(qū)域調峰替代中標的分月電量編制年度、月度電能替代交易電量計劃，提交電力調度機構執(zhí)行。月度調峰替代交易電量計劃包括燃煤自備電廠所屬企業(yè)替代交易計劃、網(wǎng)購電量計劃和新能源企業(yè)替代交易電量計劃等。
8.1.2 電力調度機構按照交易計劃安排發(fā)電方式，對已簽訂的各種合同按照同等責任的原則執(zhí)行，其中：優(yōu)先執(zhí)行直接交易、外送電合同等市場化交易電量，優(yōu)先發(fā)電權電量合同按照具體完成情況滾動執(zhí)行，分月偏差電量按規(guī)則調整，燃煤自備電廠所屬企業(yè)執(zhí)行調峰替代交易電量產(chǎn)生偏差的，應等比例調整中標新能源企業(yè)所在區(qū)域等比例調整執(zhí)行電量。
8.2 年度交易計劃
8.2.1 概述
電力交易中心負責編制年度交易計劃，應在上年度12月下旬完成計劃的編制。為年度調峰替代交易開展提供參考依據(jù)。
8.3 月度交易計劃編制
8.3.1 電力交易中心負責編制月度交易計劃，應在每月最后一個工作日前通過交易運營系統(tǒng)發(fā)布次月交易計劃。
8.3.2 月度交易計劃包括新能源企業(yè)交易計劃和燃煤自備電廠所屬企業(yè)下網(wǎng)電量計劃和調峰替代交易計劃。
8.3.3 月度電能交易計劃內容包括：月度總發(fā)用電量平衡計劃、跨省跨區(qū)電力電量計劃、月度優(yōu)先發(fā)電電量計劃、月度優(yōu)先發(fā)電權電量計劃、月度直接交易電量計劃、月度替代交易電量計劃、其他交易電量計劃等，并向電力調度機構提供各新能源企業(yè)全部市場化交易電量值和相關比例。
8.3.4 電力調度機構在會商月度電能交易計劃時，應根據(jù)新能源企業(yè)各區(qū)月度預計發(fā)電能力和發(fā)電量，綜合考慮新能源企業(yè)各區(qū)風電、光伏發(fā)電能力差異、設備可利用情況等，合理確定其各區(qū)域綜合發(fā)電能力。同時加強新能源發(fā)電出力的預測，充分挖掘系統(tǒng)調峰潛能，科學安排機組組合，合理調整旋轉備用容量，促進新能源消納空間的擴大。
8.3.5 新能源企業(yè)只出清新能源企業(yè)年度調峰替代交易總電量的比例，故新能源企業(yè)月度替代交易電量，需按照當月燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易實際總電量進行確定。新能源企業(yè)最終年度成交替代電量以年度累計結算值為準，并保持分月各電廠各區(qū)域比例一致。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)月度調峰替代交易電量計劃值=本企業(yè)月度調峰替代交易電量預測值（以實際執(zhí)行后計算值為結算電量數(shù)值）。
新能源企業(yè)月度調峰替代交易電量計劃值=自備電廠月度總替代交易電量之和×該企業(yè)所在區(qū)域內替代交易出清比例，同時參考計算出月度該新能源企業(yè)所在區(qū)域棄電比=調峰受阻棄電比+斷面及送出受阻棄電比。
8.3.6 燃煤自備電廠所屬企業(yè)根據(jù)年度合同（協(xié)議），在保持年度調峰替代交易中標總電量不變的前提下，可于每月20日前對年度交易合同（協(xié)議）中次月（分解計劃）提出調整申請，經(jīng)電力調度機構安全校核后，做為月度調峰替代交易電量計劃安排的基礎；月度內替代交易電量計劃原則上不進行調整（實時有功電力調峰電量可進行調整），如確需調整，應在年度替代電量合同的基礎上，進行月度滾動，實現(xiàn)年度清算時完成比例大體相當。
8.3.7 對參與交易的燃煤自備電廠應提前公示和調整月度停機備用計劃等，采用燃煤自備企業(yè)機組實時有功電力調峰、旋轉備用調峰和停機備用調峰交織進行的方式執(zhí)行，并根據(jù)電網(wǎng)負荷和斷面限額情況，每月可安排適量燃煤自備電廠機組停機備用方式進行電量替代（存在停機備用中標情況的），便于月度和年度調峰替代交易電量的落實和執(zhí)行。
8.4 月度交易計劃執(zhí)行
8.4.1 電力調度機構負責編制、執(zhí)行日調度計劃，通過日調度計劃落實月度交易計劃。當輸電通道發(fā)生阻塞時，調度機構按照確保電網(wǎng)安全的原則，調整發(fā)電廠出力，相應交易電量執(zhí)行偏差部分，不計入違約。
8.4.2 電力調度機構負責執(zhí)行月度電能交易計劃；電力交易中心應及時跟蹤和公布月度電能交易計劃執(zhí)行進度情況，并及時與電力調度機構溝通協(xié)調，確保各種交易成分的落實和完成。如電力調度機構在交易執(zhí)行過程中可以根據(jù)電網(wǎng)安全運行需要調整已簽訂的合同電量，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。當調峰替代交易邊界條件發(fā)生變化時，應及時告知電力交易中心并通知各市場主體。
8.4.3 電力調度機構按照電能交易計劃合理調整新能源企業(yè)AGC（自動發(fā)電控制）控制系數(shù)，對已簽訂的各種合同按照同等責任的原則執(zhí)行，其中：新能源企業(yè)優(yōu)先執(zhí)行市場化交易電量，新能源企業(yè)替代交易電量的執(zhí)行不影響其他交易電量的執(zhí)行，同時在保證電網(wǎng)安全運行的前提下，充分利用斷面空間，最大限度完成調峰替代交易，提高新能源企業(yè)消納空間。
8.4.4 針對新能源企業(yè)，應通過調整智能調度技術控制系統(tǒng)中的AGC（自動發(fā)電控制）系數(shù)控制，將下月新能源企業(yè)優(yōu)先發(fā)電權電量、調峰替代交易電量、外送交易電量、直接交易電量等進行合理分配，并進行滾動調整，體現(xiàn)其優(yōu)先發(fā)電；未參與各類交易的新能源企業(yè)均按照相同分配系數(shù)進行確定和執(zhí)行（特殊情況，按政府明確的原則執(zhí)行）；各新能源企業(yè)應嚴格按照AGC（自動發(fā)電控制）指令執(zhí)行發(fā)電出力，不得出現(xiàn)超指令、欠指令發(fā)電情況。
8.4.5 電力調度機構應加強對參與調峰替代交易的新能源企業(yè)和燃煤自備電廠所屬企業(yè)的運行監(jiān)督、管理，努力完成月度調峰替代電量交易，使參與交易的新能源企業(yè)多發(fā)電，減少棄電電量。
8.4.6 當出現(xiàn)以下情況時，調度機構可根據(jù)電網(wǎng)運行情況對月度交易計劃進行調整，由此造成新能源企業(yè)或燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電的偏差電量不承擔違約責任。
（1）保障電網(wǎng)安全所采取的電網(wǎng)調控措施。
（2）輸變電設備停電計劃調整或臨時停電。
（3）調用發(fā)電企業(yè)輔助服務，包括機組停備、調峰調頻、調壓等。
（4）消納新能源所采取的公用電廠調停機組、降低發(fā)電出力等電網(wǎng)調控措施。
（5）為保障電力平衡或電網(wǎng)安全，采取的需求側管理措施或拉路、限電，導致的直接交易合同調減。
（6）因天氣、外部環(huán)境等客觀原因造成電網(wǎng)運行方式發(fā)生變化。
當用電市場發(fā)生變化時，按先調整優(yōu)先發(fā)電權電量，再調整市場化交易電量計劃原則執(zhí)行。
8.4.7 每月1日，電力調度機構統(tǒng)計新能源企業(yè)和燃煤自備電廠所屬企業(yè)的月度計劃調整電量，編制上月交易計劃執(zhí)行情況報告，說明調整的具體時間和原因，報監(jiān)管機構備案。
8.4.8 當市場主體月度、年度對調峰替代交易電量的執(zhí)行、偏差處理、進度完成等指標提出異議時，由電力調度機構負責出具相關說明，并由電力交易中心負責公布相關信息等。
8.4.9 調峰替代交易期間，應建立溝通反饋機制。針對執(zhí)行情況和存在的問題，由自治區(qū)經(jīng)信委、新疆能監(jiān)辦、電網(wǎng)運營企業(yè)等和參與交易的燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源企業(yè)代表召開協(xié)調會，確保調峰替代交易試點工作的有序執(zhí)行和各項工作的落實。
9. 計量與結算
9.1 概述
9.1.1 電量、電費采用電網(wǎng)運營企業(yè)按月集中結算方式，電網(wǎng)運營企業(yè)向燃煤自備電廠所屬企業(yè)收取全部購電費，并將新能源企業(yè)調峰替代交易讓利電費在燃煤自備電廠所屬企業(yè)收取全部購電費中扣減，燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)不直接結算。
9.2 電網(wǎng)運營企業(yè)按規(guī)定收取輸配電服務費用（試點階段暫不收?。┖途€損電費，同時代收政府性基金附加等。 9.2 計量點與計量裝置
9.2.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)計量點以燃煤自備電廠所屬企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《供用電合同》約定的計量點為準。
9.2.2 新能源企業(yè)計量點以新能源企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《購售電合同》約定的計量點為準。
9.2.3 當計量點發(fā)生變更時，交易各方應以書面方式進行確認。
9.2.4 各市場交易主體應確保本側計量裝置的準確度達到規(guī)則和國家、行業(yè)的要求，并能接入電網(wǎng)運營企業(yè)電能量采集系統(tǒng)。
9.2.5 計量裝置需定期進行檢定（驗），對于未經(jīng)檢定（驗）、檢定（驗）不合格或超過檢定（驗）周期的計量裝置，不得使用。
9.2.6 安裝主、副電能表，應將主表和副表應安裝在同一計量點，主副兩套計量電能表一經(jīng)確認，不得改變。
9.2.7 電能計量裝置、電能計量裝置校驗要求和計量裝置異常處理辦法按燃煤自備電廠所屬企業(yè)與所在電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《供用電合同》和新能源企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《購售電合同》的約定執(zhí)行。
9.3 計量數(shù)據(jù)采集
9.3.1 有功電量、無功電量的計量數(shù)據(jù)按一個交易時段為一個采樣周期進行。經(jīng)各市場交易主體協(xié)商同意，可以用交易時段（以分鐘為單位）的約數(shù)作為一個采樣周期；對于采用峰谷電價的電力用戶，計量應支持峰谷電量采集。
9.3.2 電網(wǎng)運營企業(yè)負責建立從各計量裝置到計量數(shù)據(jù)庫的計量數(shù)據(jù)采集方法、計算公式等的設定。
9.3.3 市場交易主體必須保證每一計量裝置都與數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)實現(xiàn)計量數(shù)據(jù)傳輸。定期上報計量數(shù)據(jù)，便于核對和計算交易電量。
9.3.4 新能源企業(yè)多數(shù)存在匯集站方式接入，其計量電量的確認按已有規(guī)定執(zhí)行。
9.3.5 燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代電量、購網(wǎng)電量的計量和確認應綜合計算后確認。
9.4 計量數(shù)據(jù)確認和替代方法
9.4.1 計量數(shù)據(jù)確認及替代方法，應由市場交易主體協(xié)商一致。
9.4.2 對于裝有主表，副表兩套電能表的計量點，以主表計量數(shù)據(jù)作為結算依據(jù)，副表作為核對之用。
9.4.3 當主表發(fā)生故障時，應采用經(jīng)恰當修正后的副表數(shù)據(jù)作為計量數(shù)據(jù)（或采取考核計量點數(shù)據(jù)修正后，并確認）。
9.4.4 若尚未安裝副表，或當主副二套表計同時發(fā)生故障時，以可替代的計量表計記錄的數(shù)據(jù)扣除必要的電量（線損、變損、廠用電等）后作為替代電量數(shù)據(jù)，或采用考核計量點計量數(shù)據(jù)，并進行必要的修正。替代電量數(shù)據(jù)或考核計量點計量數(shù)據(jù)需經(jīng)各相關市場交易主體共同確認。
9.4.5 以有資質的檢定單位出具的電量退補單作為修正依據(jù)。
9.5 電量結算
9.5.1 電量結算原則
9.5.1.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)采用“月結年清”的方式，即月度結算、年度進行清算的方式結算，結算順序為先計算確定調峰替代交易電量，再確定購網(wǎng)電量后，綜合結算；新能源企業(yè)采用優(yōu)先結算市場化交易電量，優(yōu)先發(fā)電權電量兜底的方式，當優(yōu)先發(fā)電權電量不能兜底時，按兩種方式進行替代交易電量，然后結算其他市場化電量的原則執(zhí)行。
9.5.1.2 替代交易結算采用“順推法”：中標新能源企業(yè)由電網(wǎng)運營企業(yè)支付購電費時應扣除中標替代交易結算電量對應的補償款（含稅）后統(tǒng)一支付，即分別計算市場化電量和優(yōu)先發(fā)電權電量，計算相應電費（含補貼電價）；針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)向電網(wǎng)運營企業(yè)支付購電費時，其實際調峰替代交易電量部分僅需繳納目錄電度電價與交易電價（補償款）的差額部分（含稅），其他費用不變。票據(jù)與資金支付保持一致。
9.5.1.3 替代交易結算采用“輸配電價法”：針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)向電網(wǎng)運營企業(yè)支付購電費時，其實際調峰替代交易電量部分以新能源綜合出清電價（含交易電價對應補償款后的差額部分（含稅））加上相應輸配電價及損耗等，計算到燃煤自備電廠所屬企業(yè)對應電壓等級用電（電度）電價，其他費用不變。
9.5.1.4 燃煤自備電廠所屬企業(yè)替代交易月度結算電量的確定。
（1）燃煤自備電廠機組實施實時有功電力調峰、旋轉備用調峰替代結算電量的確定原則：根據(jù)自備電廠機組調峰開始、結束調整出力時對應的企業(yè)下網(wǎng)負荷時間段、下網(wǎng)負荷增加調整的幅度（自備機組降低出力的開始、結束時間及幅度），結合下網(wǎng)計量抄表數(shù)據(jù)綜合計算確定。
（2）燃煤自備電廠機組實施停機替代結算電量的確定原則：按照調度機構公示的自備電廠機組月度停機計劃，其機組開始停機、結束停機恢復正常出力時對應的企業(yè)下網(wǎng)負荷時間段、確定的下網(wǎng)負荷增加調整的幅度（自備機組停機的開始、結束時間及幅度），結合下網(wǎng)計量抄表數(shù)據(jù)綜合計算確定。
（3）燃煤自備電廠機組如計劃停機超出調度機構確定的時間后產(chǎn)生的下網(wǎng)電量增加，為購網(wǎng)電量，不計算為調峰替代交易電量；屬政府根據(jù)供熱要求，執(zhí)行供熱調峰、停止新能源企業(yè)發(fā)電的時間段，按照政府批復的“保證民生供熱調峰辦法”等政策執(zhí)行，不計算為調峰替代交易電量。
（4）燃煤自備電廠所屬企業(yè)具體計算月度替代交易電量的方法：按照邊界條件，調度機構值班調度員對自備企業(yè)機組下達調整出力，并增加下網(wǎng)電量的指令時，記錄四個節(jié)點的相關信息，即調整出力的下網(wǎng)負荷增加幅度（P2)、開始時間(T1)、開始時實際負荷(P1)以及截止時間(T2)。該指令應與對應的自備電廠值班員確認無誤后，雙方記錄并錄音（如出現(xiàn)異議時，以調度錄音為準）。期間通過電網(wǎng)運營企業(yè)用電量采集系統(tǒng)進行該時段電量數(shù)據(jù)的提取，再根據(jù)電力調度機構提供的下網(wǎng)負荷調整時間段四個節(jié)點的相關信息，進行綜合計算，并由電網(wǎng)運營企業(yè)與自備電廠所屬企業(yè)雙方共同確認。
在月度替代交易發(fā)生的月度內，根據(jù)雙方共同確認的一次調整電量數(shù)值和下網(wǎng)計量電量數(shù)值，月度累計后據(jù)實結算。即W2即為自備電廠機組調整出力后形成的調整電量，具體公式示意如下：
W=月度總下網(wǎng)電量=W1+W2
W1=自備機組非調整出力后形成的替代電量（月度網(wǎng)購電量）= W-（M1+M2+M3）=W-M
W2=自備機組調整出力后形成的替代電量= M1+M2+M3
M月度總調峰替代交易電量=M1+M2+M3=M1實時有功電力調峰電量+M2旋轉備用調峰電量+M3停機備用調峰電量
M1=(T2底碼-T1底碼）×倍率-(T2-T1)×P1功率調整數(shù)值
M2 = P2（機組旋轉備用對應的容量）×(1-廠用電率%)×T（旋轉備用時間）
M3=P3（機組停機對應的容量）×(1-廠用電率%)×T（停機時間）
W1=月度網(wǎng)購電量；W2=月度調峰替代交易電量
W3=富裕電量上網(wǎng)=關口表計反向上網(wǎng)電量（W3單獨計算）
燃煤自備電廠所屬企業(yè)月度結算電量上下網(wǎng)單獨計算；電費需對應各項電量對應電價綜合計算（含稅），并出具結算單。
9.5.1.5 新能源企業(yè)月度調峰替代交易結算電量的確定：
（1）按照當月自備電廠所屬企業(yè)實際替代交易總電量確定后，再進行各中標新能源企業(yè)結算電量計算和進行分配。
（2）具體新能源企業(yè)結算中標電量具體計算方法和公式如下：
W（新能源企業(yè)月度總上網(wǎng)電量）=W1+W2
W1=新能源機組非市場化電量=(T2底碼-T1底碼）×倍率-M（市場化電量）
W2=新能源機組月度市場化電量=（M1+M2)+M3=M
M1=直接交易疆內市場化電量之和
M2=外送電交易市場化電量之和
M3=新能源參與調峰替代交易電量
M3=W×(X)(所在區(qū)域參與調峰替代交易月度實際結算比例)
月度新能源企業(yè)所在區(qū)域內實際結算電量比例的具體計算方式：
X：各區(qū)域“替代”電量與上網(wǎng)電量比率:
區(qū)域內所有中標新能源企業(yè)調峰替代交易電量的月度實際結算比例值保持一致。
9.5.2 電量結算順序
9.5.2.1 針對新能源月度替代交易電量結算可采取兩種方式進行，并在交易公告中明確。
第一種方式，先將新能源企業(yè)月度實際上網(wǎng)電量計算確定，隨后按照調峰替代交易確定的總電量中按中標比例數(shù)值、區(qū)域比例一致的方式優(yōu)先扣除，再結算其他市場化交易電量和優(yōu)先發(fā)電權交易電量。
第二種方式，先將新能源企業(yè)月度實際上網(wǎng)電量計算確定，隨后按照其他市場化交易電量先期扣除，再將調峰替代交易確定的總電量中按中標比例數(shù)值和占優(yōu)先發(fā)電權交易電量比例、區(qū)域比例一致的方式扣除。
9.5.2.2 替代交易電量每月結算一次，其出現(xiàn)月度偏差電量時可滾動調整，整個交易期內清算完畢。
9.6. 違約電量的計算與處理原則
9.6.1 針對新能源企業(yè)存在各區(qū)風電、光伏發(fā)電能力差異、設備可利用差異情況等，其自身原因造成風電、光伏替代發(fā)電量年度中標計劃的75%以下的少發(fā)電量按照調峰替代交易最高成交價的10%支付違約金，75%以內的電量次年一季度補發(fā)，因調度運行需要導致的少發(fā)電量免于支付違約金。
9.6.2 針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)年度調峰替代交易（含轉讓后，或未能轉讓的），其自身原因導致少發(fā)電量，完成偏差大于-5%以上的，應支付最高成交價的10%支付違約金。
9.6.3 違約電量的計算：
（1）當新能源企業(yè)調峰替代交易完成上網(wǎng)電量≥燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量時，根據(jù)燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量計算調峰替代交易實際執(zhí)行電量。因燃煤自備電廠所屬企業(yè)原因實際執(zhí)行調峰替代交易電量與合同電量偏差超過-5%以上造成的違約損失由燃煤自備電廠所屬企業(yè)承擔，對新能源企業(yè)造成的損失也由燃煤自備電廠所屬企業(yè)承擔。
（2）當新能源企業(yè)調峰替代交易完成上網(wǎng)電量＜燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量時，先行根據(jù)根據(jù)燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量計算調峰替代交易實際執(zhí)行電量。新能源企業(yè)上網(wǎng)電量計算調峰替代交易實際執(zhí)行電量時，因新能源企業(yè)原因實際執(zhí)行調峰替代交易電量與合同電量偏差超過-25%以上時，造成的違約損失由新能源企業(yè)承擔，對燃煤自備電廠所屬企業(yè)造成的損失也由新能源企業(yè)承擔。
9.6.4 違約電量的處理：
9.6.4.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)當調峰替代交易執(zhí)行電量＜調峰替代交易合同電量×0.95時，違約電量等于調峰替代交易合同電量×0.95-調峰替代交易執(zhí)行電量；
9.6.4.2 新能源企業(yè)當調峰替代交易執(zhí)行電量＜調峰替代交易合同電量×0.75時，違約電量等于調峰替代交易合同電量×0.75-調峰替代交易執(zhí)行電量；
9.6.4.3 違約電量由電力交易中心統(tǒng)一計算，原則上由電網(wǎng)運營企業(yè)進行結算。
9.6.4.4 在計算應執(zhí)行調峰替代交易合同電量和購電計劃電量時，電量結算應統(tǒng)計電力調度機構在交易執(zhí)行過程中對月度交易計劃的調整。在收到月度交易計劃執(zhí)行情況報告后，電力交易中心將計劃調整電量分解到具體的交易合同和購網(wǎng)電量計劃中，根據(jù)調整（扣除調整電量）后的合同電量和購網(wǎng)計劃電量進行實際結算。
9.7 電費結算
9.7.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)
9.7.1.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)應按規(guī)定及時支付購電費用，購電費包括調峰替代交易購電費、購網(wǎng)電量電費、違約電量電費、基本電費；調峰替代交易購電費和違約金等。
先按實際用電量和目錄電價、基本電價計算購電費；然后分別計算調峰替代交易產(chǎn)生的電費，同時計算參與調峰替代交易形成的差價電費，再計算政府性基金及附加和違約金；最后計算購網(wǎng)電費、力調電費等，得到最終的燃煤自備電廠所屬企業(yè)電費。根據(jù)計算電費數(shù)據(jù)與燃煤自備電廠所屬企業(yè)結算。
9.7.1.2 違約金包括兩部分：燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易違約金和對發(fā)電企業(yè)補償金。
9.7.1.3 燃煤自備電廠所屬企業(yè)原因，違約金=違約電量×燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電的目錄電價（不含政府性基金及附加，以下相同）×10%；
9.7.2 新能源企業(yè)
9.7.2.1 新能源企業(yè)電費包括調峰替代交易電費、政府確定的優(yōu)先發(fā)電權電量電費、其他市場化交易電量電費和違約金等。
先按實際上網(wǎng)電量和核定上網(wǎng)電價計算上網(wǎng)電費；然后分別計算調峰替代交易產(chǎn)生的電費，同時計算參與調峰替代交易形成的差價電費和違約金；并計算其他電量形成的電費等，最終得到新能源企業(yè)上網(wǎng)電費。
9.7.2.2 新能源企業(yè)原因，違約金=違約電量×電廠上網(wǎng)電價×10%。
9.7.3 電費及違約金支付
9.7.3.1 電網(wǎng)運營企業(yè)負責電量電費結算工作，編制《調峰替代交易電量結算單》和《調峰替代交易電費結算單》，并發(fā)給燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)確認。
9.7.3.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)在收到《調峰替代交易電量結算單》和《調峰替代交易電費結算單》后應盡快進行核對、確認，如有異議，在收到結算單后2個工作日內通知電網(wǎng)運營企業(yè)。經(jīng)協(xié)商修正后，電網(wǎng)運營企業(yè)將修正后的《調峰替代交易電量結算單》和《調峰替代交易電費結算單》發(fā)送給燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)重新確認。
9.7.3.3 新能源企業(yè)根據(jù)確認后的《調峰替代交易電費結算單》開具增值稅發(fā)票，并送達給電網(wǎng)運營企業(yè)；電網(wǎng)運營企業(yè)根據(jù)確認后的《調峰替代交易電費結算單》開具增值稅發(fā)票，并送達給燃煤自備電廠所屬企業(yè)，各方據(jù)此付費。
10. 信息披露
10.1 信息分類
10.1.1 按照信息保密要求和公開范圍分類
10.1.1.1 按照信息的保密要求和公開范圍，電力交易平臺上的市場信息可以分為公眾信息、公開信息、私有信息和交換信息四大類。
10.1.1.2 公眾信息指通過電力交易平臺向社會公眾公布的信息，例如各類交易適用的法律、法規(guī)、電力行業(yè)規(guī)程、管理規(guī)定、電力交易工作流程等。
10.1.1.3 公開信息指所有市場交易主體均可獲得的信息，例如市場交易主體名單、輸配價格、損耗率、撮合交易最高限價、新機組投產(chǎn)情況、電網(wǎng)發(fā)電設備容量和構成情況（分水、火）、每月發(fā)、用電量、機組剩余發(fā)電量、關鍵輸電通道剩余可用輸電能力和潮流極限情況等。應保證市場交易主體可以在規(guī)定時間范圍內無歧視地獲得各類公開信息。
10.1.1.4 私有信息指只有特定的市場交易主體及電力交易中心、電力調度機構才可獲得的信息，例如發(fā)電機組的機組特性參數(shù)、各市場交易主體的各類交易的成交電量及成交價格、各市場交易主體的申報電量和申報價格、結算信息等。應采取必要措施來保證市場交易主體可以按時獲得私有信息，并保證市場范圍內私有信息的保密性。
10.1.1.5 交換信息是監(jiān)管機構、電力交易中心、電力調度機構之間為維持電力系統(tǒng)正常運行和電力市場正常運轉所交換的信息，例如實時信息、網(wǎng)絡拓撲、市場運行信息等。只有監(jiān)督機構、電力交易中心、電力調度機構有權獲得交換信息。
10.1.1.6 以上信息均應向監(jiān)管機構提供并備案。
10.1.2 按照信息內容和主要用途分類
10.1.2.1 按照信息的內容和主要用途，電力交易平臺上的市場信息可分為交易信息和市場運營信息兩大類。
10.1.2.2 交易信息是指電力交易產(chǎn)生的信息，包括通過電力交易平臺向市場交易主體發(fā)布的交易組織信息、交易結果信息、交易執(zhí)行信息等信息。交易信息以私有信息和交換信息為主。
10.1.2.3市場運營信息是指各交易機構按照市場運營規(guī)則，定期通過電力交易平臺向市場交易主體發(fā)布的相關市場信息。市場運營信息以公眾和公開信息為主。
10.2 信息管理
10.2.1 市場交易主體應根據(jù)各自職責及時披露相關信息，并確保真實有效；電力交易中心對調峰替代交易信息進行匯總、整理、發(fā)布、保存，并報監(jiān)管機構備案。
10.2.2 電力交易中心應創(chuàng)造信息公開的良好條件，通過電力交易平臺發(fā)布市場信息，發(fā)布的信息應真實、準確、及時、完整。
10.2.3 市場交易主體應當按照本規(guī)則的規(guī)定，配合提供市場運營所必須的信息或參數(shù)。并對所提供信息的正確性負責。
10.2.4 為保證市場交易主體的信息安全，市場交易主體各方、市場運營機構、電網(wǎng)運營企業(yè)、應按照各自的訪問權限對市場運營信息進行訪問，對于超出授權范圍的訪問需要經(jīng)過有關電力交易中心的審核批準后才可進行，監(jiān)管機構可按要求對信息管理進行全過程監(jiān)管。
10.3 市場運營信息發(fā)布
10.3.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)披露信息包括：
（1）公司股權結構、投產(chǎn)時間、用電電壓等級、最大生產(chǎn)能力、報裝用電容量、用電類型、目錄電價、年用電量、電費欠繳情況、產(chǎn)品電力單耗、用電負荷率、以前年度違約情況等。
（2）調峰替代交易需求信息、最大需量、聯(lián)系方式。（3）調峰替代交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。
10.3.2 新能源企業(yè)應披露的信息包括：
（1）機組臺數(shù)、機組容量、投產(chǎn)日期、發(fā)電業(yè)務許可證、上網(wǎng)電價、以前年度違約情況等。
（2）已簽合同電量等。
（3）調峰替代交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。
10.3.3 電網(wǎng)運營企業(yè)披露信息包括：
（1）輸配電價標準、政府性基金及附加、損耗率、線損折價等。
（2）主要輸配電設備典型時段的最大允許容量、預測需求容量、約束限制的依據(jù)等。
（3）關鍵輸電通道潮流極限情況和剩余可用輸送能力情況。
10.3.4 電力交易中心披露的信息包括：
（1）調峰替代交易合同電量。
（2）年度、月度電力供需預測情況；
（3）由于電網(wǎng)安全約束限制了調峰替代交易的具體輸配線線路或輸變電設備名稱、限制容量、限制依據(jù)、該輸配電設備上其他用戶的使用情況、約束時段等；次年（季、月）各機組剩余可發(fā)電量的上限。
（4）交易電量執(zhí)行、電量清算、電費結算等。
（5）其他與調峰替代交易相關的公共信息。
10.4 保密規(guī)定
10.4.1 除公開披露信息外（私有信息具有保密性），未經(jīng)電力監(jiān)管機構批準，市場交易主體和市場運營機構不得向其他市場交易主體透露私有信息。
10.4.2 電力交易中心不得向其他市場交易主體透露交換信息。
10.4.3 公開信息、私有信息和交換信息具有保密性，未經(jīng)電力監(jiān)管機構批準，市場交易主體不得向公眾透露這三類信息。
10.4.4 泄密事件涉及權益當事人的，該當事人可向電力監(jiān)管機構提出對泄密責任人的申訴。
10.4.5 以下屬于例外情況：
（1）應司法、仲裁機構要求透露、使用或者復制該信息時；
（2）應法律、爭議解決程序、仲裁程序要求使用或復制該信息時。
11.市場干預及終止
11.1 市場交易主體和市場運營機構均可向監(jiān)管機構申請市場干預。
11.2 發(fā)生以下情況時，監(jiān)管機構進行市場干預。
（1）市場交易主體濫用市場力、串謀及其它嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（2）交易平臺發(fā)生故障，調峰替代交易無法正常進行時；
（3）其它情況。
11.3 出現(xiàn)下列情形之一時，市場運營機構可以進行市場干預，并報能源監(jiān)督機構備案：
（1）系統(tǒng)出力不足以至無法按市場規(guī)則正常運行時；
（2）系統(tǒng)內發(fā)生事故危及電網(wǎng)安全時；
（3）自動化系統(tǒng)、數(shù)據(jù)通信系統(tǒng)等發(fā)生故障導致交易無法正常進行；
（4）其他必要的情形。
11.4 市場干預的主要手段包括：
（1）暫停市場交易；
（2）改變市場交易時間、暫緩市場交易；
（3）調整市場限價；
（4）調整市場交易電量。
11.5 干預期間，進行干預的市場運營機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和后果等，并報監(jiān)督機構備案。
11.6 可根據(jù)情況選擇如下干預方式：
（1） 暫停市場交易；
（2） 推遲市場交易；
（3） 調整交易結果；
（4） 其他干預手段。
11.7 監(jiān)管機構可根據(jù)《電力市場監(jiān)管辦法（試行）》等文件決定中止或恢復電力市場。
11.8 市場中止期間，各市場交易主體應按照電網(wǎng)調度管理規(guī)程，根據(jù)電力調度機構的調度指令，嚴格執(zhí)行調度計劃。
12.爭議與違規(guī)處理
12.1 市場運營過程中，市場交易成員之間發(fā)生爭議時，可以通過以下方式處理：
（1） 雙方協(xié)商解決；
（2） 書面提請監(jiān)管機構調解，監(jiān)管機構依據(jù)《電力爭議調解暫行辦法》實施調解和裁決；
（3） 申請仲裁；
（4） 提出司法訴訟。
12.2 電力用戶和發(fā)電企業(yè)有下列行為之一的，經(jīng)核實并報監(jiān)管機構同意，予以強制退出，并根據(jù)國家有關規(guī)定予以查處。
（1）提供虛假材料或其它欺騙手段取得市場準入的；
（2）違反國家電力或環(huán)保政策并受處罰的；
（3）互相串通報價，操縱或控制市場交易，哄抬或打壓交易價格的；
（4）將所購交易電量轉售或變相轉售給其他用戶的；
（5）拖欠電費的；
（6）不按交易結果簽訂合同的；
（7）無正當理由，不履行已簽訂的交易合同或協(xié)議的；
（8）不服從電網(wǎng)調度命令的；
（9）其它違反交易規(guī)則行為并造成嚴重后果的。
12.3 監(jiān)管機構根據(jù)國家法規(guī)、規(guī)章相關條款的規(guī)定，對市場成員違反本細則的行為予以處罰。
13．名詞解釋
（1）替代交易：指符合準入條件的自備企業(yè)與新能源企業(yè)按照自愿參與原則直接進行的購售電交易，電網(wǎng)運營企業(yè)按規(guī)定提供輸配電服務。
（2）市場交易主體：指符合市場準入條件、在電力交易平臺注冊的自備企業(yè)、新能源企業(yè)、電網(wǎng)運營企業(yè)。市場交易主體可分為自備企業(yè)、新能源企業(yè)和輸電主體。
（3）新能源：指風能、太陽能。
（4）替代交易價格：指在新能源企業(yè)補償給自備企業(yè)的價格。
（5）集中競價交易是指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經(jīng)電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量與成交價格等市場要素；
（6）掛牌交易是指市場主體通過電力交易平臺，將需要求電量或可供電量的數(shù)量和價格等信息對外發(fā)布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該邀約的申請，經(jīng)過安全校核和相關方確認后形成交易結果，同一周期內提交的交易按等比例原則分配，不同周期內提交的交易按時間優(yōu)先原則成交。
（7）集中掛牌交易：指自備企業(yè)、新能源企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)直接進行電量需求申報，按照市場規(guī)則進行交易出清的交易組織方式。
（8）轉讓交易：指市場交易主體以市場方式將原交易合同全部或部分權利義務轉移給其他方。
（9）安全校核：對自備企業(yè)與新能源企業(yè)按市場出清形成的無約束交易結果進行發(fā)電、輸配電和用電過程模擬分析，確定是否滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定和發(fā)電能力約束條件的過程。
（10）工作日：指除星期六、星期日及法定節(jié)假日以外的公歷日。
（11）購網(wǎng)電量：指電力用戶按照政府核定目錄電價向電網(wǎng)運營企業(yè)購買的電量。
（12）電子合同：市場交易主體在交易入市前，簽署《替代交易入市承諾函》，承諾履行替代交易規(guī)則及辦法規(guī)定的各項義務，承認替代交易平臺產(chǎn)生的交易結果單并且將其作為購售電合同（發(fā)電企業(yè)）及供用電合同（自備電廠所屬企業(yè)用電）的補充協(xié)議，進行相關結算工作。這種入市承諾函+替代交易結果單的方式，稱為“電子合同”
（13）新能源企業(yè)分區(qū)方式：是指電力調度機構根據(jù)電網(wǎng)輸送通道瓶頸，采取劃分不同區(qū)域進行安全校核的方式。目前，全疆劃分為烏昌地區(qū)、哈吐地區(qū)、巴州及阿克蘇地區(qū)、疆南及和田地區(qū)、伊犁地區(qū)、博州、奎屯、塔城及阿勒泰地區(qū)六個區(qū)域進行安全校核，當電網(wǎng)結構發(fā)生重大調整時，分區(qū)方式可進行隨之調整。
（14）就地平衡方式：是指考慮電網(wǎng)受阻情況，采取分區(qū)方式后，以電氣距離較近，受阻較少方式進行就地電力電量平衡方式計算和出清。
（15）發(fā)電機群方式：是指在一個分區(qū)內，所有發(fā)電企業(yè)和發(fā)電廠為一個發(fā)電機群，并分別將火電、水電、新能源等電源單獨確定為發(fā)電機群，機群內機組可以相互停機備用。
（16）對于“邊際電價法”，按照申報賣出、買入報價進行匹配，最終替代交易成交價格為配對雙方成交的邊際電價，即成交價格=[新能源企業(yè)申報買入價格-自備電廠所屬企業(yè)申報賣出價格]=0后，對應的邊際出清價格，即申報買入報價后的出清價格=申報賣出報價后的出清價格。
對于“高低匹配法”，按照申報賣出、買入報價進行匹配，最終直接交易成交價格為配對雙方報價之和的二分之一，即成交價格=[電力用戶申報買入價格+發(fā)電企業(yè)申報賣出價格]/2；
對于“最低價匹配法”，按照申報賣出、買入報價進行匹配，最終直接交易成交價格為撮合配對雙方報價差值的二分之一，即成交價格=[電力用戶申報買入價格-發(fā)電企業(yè)申報賣出價格]/2；
（17）調峰替代交易出清計算與結算計算
一、邊界條件
1、各地區(qū)新能源電廠參與調峰替代交易；
2、新能源為全額收購，忽略計劃對變量的影響、棄電只受斷面和負荷的影響；
3、“網(wǎng)架原因”棄電量，受電網(wǎng)斷面影響，有限度納入分析；
4、風電、光伏棄電之間不存在關聯(lián)關系；
二、影響因素
1、綜合考慮：上網(wǎng)電量、發(fā)電能力、“網(wǎng)架原因”、“調峰原因”，四個方面因素；
2、“上網(wǎng)電量”權重 K∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、正向影響；
“上網(wǎng)電量”多的地區(qū)，“替代”交易電量多?！吧暇W(wǎng)電量”少的地區(qū)，“替代”交易電量少，作為主要分配基數(shù)；
3、“發(fā)電能力” K1∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、正向影響；
從發(fā)電能力考慮，裝機容量大的地區(qū)，“替代”交易電量較多；裝機容量小的地區(qū)，“替代”交易電量相應較少，作為主要因素；
4、“網(wǎng)架原因”棄電 K2∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、負向影響；
從電網(wǎng)斷面考慮，因“網(wǎng)架原因”棄電多的地區(qū)，“替代”交易電量較少；棄電少的地區(qū)，“替代”交易電量則會增多，作為主要因素；
5、“調峰原因”棄電 K3∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、正向影響；
月度出清:從調峰棄電來看，環(huán)比“調峰原因”<0的地區(qū)，完成“替代”較好；環(huán)比“調峰原因”>0的地區(qū)，完成“替代”較差，作為主要因素；
年度出清：從調峰棄電來看，全年棄電量比重小的地區(qū)，完成“替代”較好；棄電量比重大的地區(qū)，完成“替代”較差，作為主要因素；
三、計算方法
以上網(wǎng)電量權重為基準，綜合考慮“發(fā)電能力”、“網(wǎng)架原因”棄電、“調峰原因”棄電等影響因素，并按一定比例構成地區(qū)新能源替代自備電量的系數(shù)。
四、計算公式
認為K1、K2、K3之間沒有關聯(lián)關系，構造系數(shù)公式如下：
(公式1)
(公式2)
因變量：Y：某地區(qū)調峰替代交易的權重系數(shù)；
自變量：K：“上網(wǎng)電量”權重系數(shù)；
K1：發(fā)電能力系數(shù)：反映地區(qū)新能源裝機情況；
K2 ：輸電能力系數(shù)：受“網(wǎng)架原因”影響，反映電網(wǎng)斷面的限制；
K3 ：調峰系數(shù)：受“調峰原因”影響，反映替代交易的成效；
上網(wǎng)電量權重系數(shù)K：
發(fā)電能力系數(shù)K1 ：反映地區(qū)新能源裝機情況；
通過裝機容量權重對各地區(qū)進行分類：采用正態(tài)分布5分位法計算分值；
K1 =根據(jù)計算結果正態(tài)分布情況，確定為20%、10%、0、-10%、-20%；
輸電能力系數(shù)K2 ：反映區(qū)域網(wǎng)架受阻情況；
通過各地區(qū)“網(wǎng)架原因”棄電比例進行分類：采用正態(tài)分布5分位法計算分值；
K2 =根據(jù)計算結果正態(tài)分布情況，確定為20%、10%、0、-10%、-20%；
調峰系數(shù)K3 ：反映區(qū)域電網(wǎng)調峰情況；
通過各地區(qū)進行“調峰原因”權重進行分類：采用正態(tài)分布5分位法計算分值；
K3 =根據(jù)計算結果正態(tài)分布情況，確定為20%、10%、0、-10%、-20%；
綜上，考慮不同地區(qū)情況，確定計算公式為：
各區(qū)域“替代”電量與上網(wǎng)電量比率:
從國家能源局新疆監(jiān)管辦公室獲悉：《新疆區(qū)域新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易實施細則（征求意見稿）》已經(jīng)完成起草，并下發(fā)各相關單位進行征見。
為推進和規(guī)范新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易，拓展新能源消納空間，國家能源局新疆監(jiān)管辦公室在2015年新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代的基礎上，結合目前電力運行實際情況，起草了《新疆區(qū)域新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易實施細則（征求意見稿）》，要求各相關單位于2016年5月3日19:00（北京時間）前將修改意見反饋至國家能源局新疆監(jiān)管辦公室。
聯(lián) 系 人：甘洪亮
聯(lián)系電話：0991-3631331 0991-3631331（傳真）
電子郵箱：ganhl@nea.gov.cn
《新疆區(qū)域新能源發(fā)電企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易實施細則（征求意見稿）》（全文）
1． 總則
1.1 目的
為貫徹落實《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）文件及相關配套文件精神，深化電力體制改革，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，進一步規(guī)范和推進新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易（以下簡稱調峰替代交易），拓展新能源消納空間，完善電價形成機制，促進規(guī)范透明的市場交易機制建設，實現(xiàn)電力替代交易的公開、公平、公正。
1.2 依據(jù)
本細則依據(jù)《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國可再生能源法》、《關于印發(fā)可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》（發(fā)改能源〔2016〕625號）、《關于改善電力運行調節(jié)促進清潔能源多發(fā)滿發(fā)的指導意見》（發(fā)改運行〔2015〕518號）、《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》（發(fā)改辦運行〔2015〕2554號）、《關于做好2016年電力運行調節(jié)工作的通知》（發(fā)改運行〔2016〕413號）、《關于做好“三北”地區(qū)可再生能源消納工作的通知》（國能監(jiān)管〔2016〕39號）、《關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》（國能新能〔2016〕54號）、《關于做好2016年度風電消納工作有關要求的通知》（國能新能〔2016〕74號）等國家有關法規(guī)、規(guī)程、行業(yè)標準、文件等，同時參照《關于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導意見》（發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號）、《熱電聯(lián)產(chǎn)管理辦法》（發(fā)改能源[2016]617 號）文件要求，按照《關于2016年新疆電網(wǎng)清潔能源替代自備電廠促進自備電廠參與電網(wǎng)調峰工作方案的批復》（新經(jīng)信電力函〔2016〕140號）確定的原則，結合新疆電網(wǎng)2015年新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易試點情況及其他各省開展試點情況，編制本實施細則。
1.3 適用范圍
新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易（以下簡稱：調峰替代交易）是指在保證電網(wǎng)運行安全、全額消納新能源、滿足新疆區(qū)域內用電市場和外送電的基礎上，充分挖掘燃煤自備電廠調峰空間，通過新能源替代自備電廠的調峰，實質性提高新能源的發(fā)電量。
本實施細則適用于新疆區(qū)域內新能源企業(yè)與燃煤自備電廠調峰替代交易（以下簡稱：調峰替代交易）。
1.4 基本原則
1.4.1 堅持市場化方向和市場主導。在新能源企業(yè)發(fā)電側和燃煤自備電廠調峰和用電側引入市場交易補償機制，通過市場化手段，將補償價格信號反映電網(wǎng)調峰能力增加，拓展新能源企業(yè)發(fā)電空間上，緩解因電網(wǎng)調峰受阻引起棄電電量的增加（因電網(wǎng)輸送受阻另行解決），促進新能源消納規(guī)模實質性增加，發(fā)揮市場配置電力資源的作用。
1.4.2 堅持“安全第一”，公平開放電網(wǎng)，維護電力調度秩序，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電力有序供應。
1.4.3 堅持節(jié)能減排，促進產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化調整。參與試點的新能源企業(yè)和燃煤自備電廠須符合國家產(chǎn)業(yè)政策和有關節(jié)能環(huán)保的要求，實現(xiàn)全社會節(jié)能減排。
1.4.4 堅持穩(wěn)妥推進，兼顧各方利益，預判市場風險，促進可持續(xù)健康發(fā)展。調峰替代交易試點應建立運營規(guī)則和統(tǒng)一的交易平臺，實施有效的市場監(jiān)管，規(guī)范有序地開展試點工作。
1.4.5 堅持“公開、公平、公正”，市場交易主體自愿參與，建立規(guī)范透明的交易機制。
1.5 交易品種
1.5.1 按照交易期限，調峰替代交易分為年度交易。
1.5.2 按照交易組織方式，調峰替代交易分為集中撮合（競價）交易、掛牌交易等。
1.5.3 年度交易電量應分解到月度，并按月進行月度實際電量結算，年度進行清算。
1.6 交易電量
1.6.1 調峰替代交易電量應以保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和可靠供電為基礎，根據(jù)自備電廠機組的綜合調峰能力和新能源棄電情況進行全網(wǎng)綜合平衡（發(fā)、用電負荷）后確定，現(xiàn)階段暫按自治區(qū)經(jīng)信委批復的清潔能源替代自備發(fā)電工作方案確定的原則執(zhí)行。
1.6.2 參加調峰替代交易的燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)的調度、結算等關系保持不變，由電網(wǎng)運營企業(yè)分別與燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源企業(yè)進行電量、電費等的計量、確認和結算。燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易的電力電量僅限于生產(chǎn)自用，不得轉售。
1.6.3 調峰替代交易電量不包括燃煤自備電廠調峰替代交易月度計劃以外的非計劃停運等產(chǎn)生的下網(wǎng)電量、計劃停機超出調度機構確定的時間以后產(chǎn)生的下網(wǎng)電量增加等情況。
1.7 其他
1.7.1 本細則中涉及電力的量綱為兆瓦（MW），電量的量綱為兆瓦時（MWh），電價的量綱為元/兆瓦時（元/ MWh）。
1.7.2 交易組織須提前公告。
2. 市場管理
2.1 市場交易主體、電網(wǎng)運營企業(yè)和市場運營機構權責
2.1.1 市場交易主體包括新能源企業(yè)和燃煤自備電廠。市場運營機構包括電力交易機構（簡稱電力交易中心）、電力調度機構（現(xiàn)為電力調度控制中心，簡稱電力調控中心）。
（1） 新能源企業(yè)（替代方）：指符合準入條件、完成注冊手續(xù)的風電、光伏發(fā)電企業(yè)。
（2） 燃煤自備電廠（被替代方）：指符合準入條件、完成注冊手續(xù)的燃煤自備電廠。
（3）電網(wǎng)運營企業(yè)：指符合準入條件、完成注冊手續(xù)的電網(wǎng)運營企業(yè)。
2.1.2 新能源發(fā)電企業(yè)
按規(guī)則參與調峰替代交易；簽訂和履行調峰替代交易合同及協(xié)議；按規(guī)定提供輔助服務；按規(guī)定披露和提供相關信息，獲得調峰替代交易和發(fā)電服務等相關信息；遵守《購售電合同》、《并網(wǎng)調度協(xié)議》、《調度運行規(guī)程》，服從電力調度機構的統(tǒng)一調度。
2.1.3 燃煤自備電廠企業(yè)：負責自身的發(fā)用電安全；按規(guī)則參與調峰替代交易；簽訂和履行調峰替代交易合同及協(xié)議；按時足額支付電費；按規(guī)定披露和提供相關信息，獲得調峰替代交易和輸配電服務等相關信息；遵守《供用電合同》、《并網(wǎng)調度協(xié)議》、《調度運行規(guī)程》和需求側管理規(guī)定，服從電力調度機構的統(tǒng)一調度。
2.1.4 電網(wǎng)運營企業(yè)調峰替代交易的輸電方，保障輸配電設施的安全穩(wěn)定運行，為市場交易主體提供公平的輸配電服務、電網(wǎng)接入服務和售電服務；按規(guī)定披露和提供電網(wǎng)相關信息；按規(guī)定收取輸配電費，代收代付電費和政府基金及附加等。
2.1.5 市場運營機構
（1）負責管理市場交易主體的注冊、注銷、變更；負責組織開展年度調峰替代交易；負責調峰替代交易合同及協(xié)議管理；負責編制交易月度計劃；負責調峰替代交易電量抄錄、結算和統(tǒng)計分析；負責發(fā)布電力市場信息；經(jīng)授權對市場采取干預措施；負責電力交易平臺（含電力市場交易運營系統(tǒng)，簡稱交易運營系統(tǒng)）的管理；負責執(zhí)行有序用電方案；負責發(fā)電側計量關口點和計量裝置管理；負責調峰替代交易相關業(yè)務咨詢。
（2）負責所轄電力系統(tǒng)的調度運行，保持電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，保持電力電量實時平衡; 負責提供調峰替代交易相關的電網(wǎng)運行、檢修信息；負責調峰替代交易的安全校核和輸電阻塞管理；負責執(zhí)行各類交易合同，根據(jù)月度交易計劃編制調度運行計劃，并組織落實。
（3）結合新疆電網(wǎng)網(wǎng)架結構特點、受阻等約束條件，提出調峰替代交易準入和退出的意見和建議。
（4）依據(jù)電力行政主管部門審核公布的準入結果，組織參與調峰替代交易的新能源發(fā)電企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)在交易平臺上完成注冊后，并在交易平臺上對通過審核的新能源發(fā)電企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)賦予調峰替代交易權限；對上年開展了調峰替代交易、但本年度資格復核不通過的新能源發(fā)電企業(yè)和燃煤自備電廠所屬企業(yè)，由市場運營機構依據(jù)電力行政主管部門公布的準入名單，在交易平臺上取消其調峰替代交易資格。
2.2 市場準入與退出
2.2.1 基本準入條件
參加調峰替代交易的市場交易主體，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經(jīng)濟實體。內部核算的電力用戶、發(fā)電企業(yè)經(jīng)法人單位授權，可參與相應的交易。
2.2.2 市場準入條件
2.2.2.1 新能源發(fā)電企業(yè)
符合國家產(chǎn)業(yè)政和基本建設審批程序，滿足節(jié)能環(huán)保要求和并網(wǎng)技術要求，取得電力業(yè)務許可證（發(fā)電類），已轉商業(yè)運營；現(xiàn)階段在6月30日前尚未取得電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）取消中標電量。配套直流（如天中直流）外送的新能源企業(yè)和分散式、分布式新能源企業(yè)暫不參與；
2.2.2.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)
符合國家產(chǎn)業(yè)政策及環(huán)保要求，其機組應與所屬企業(yè)用電負荷相匹配，即通過企業(yè)自身發(fā)、用電方式的調配，可實現(xiàn)穩(wěn)定性、連續(xù)性、實質性下網(wǎng)負荷的燃煤自備電廠所屬企業(yè)，即可以采取降低燃煤自備電廠機組發(fā)電出力或停機備用等措施，實現(xiàn)一定的下網(wǎng)電力、電量，擴大電網(wǎng)調峰能力，實質性提升新能源企業(yè)消納空間的燃煤自備電廠所屬企業(yè)；綜合利用的自備電廠機組和“背壓式”自備電廠機組暫不參與。
2.2.3 進入與退出機制
2.2.3.1 進入調峰替代交易市場的市場交易主體應保持相對穩(wěn)定，在合同期（或交易期）內原則上不得退出，屬自身責任被限制交易、自愿和強制退出的在三年內不得再次進入調峰替代交易市場，并按合同和規(guī)則約定補償相關損失。
2.2.3.2 市場交易主體有下列行為之一的，電力交易中心經(jīng)授權后可取消其調峰替代交易市場注冊，并由市場交易主體承擔相應違約責任。
（1）已注冊的市場交易主體發(fā)生兼并、重組、合并、分立、破產(chǎn)等變化，要求注銷原市場交易主體的；電力業(yè)務許可證已注銷、退出商業(yè)運營、不能繼續(xù)履行合同的；
（2）違反市場規(guī)則（如互相串通報價，惡意報價，嚴重擾亂交易市場秩序的）；
（3）違反國家電力或環(huán)保政策的；
（4）未經(jīng)許可私自將所購電力轉售給其他用戶的；
（5）無正當理由不服從電網(wǎng)統(tǒng)一調度的；
（6）不按時繳清電費，拖欠調峰替代交易電費的。
（7）參與調峰替代交易的企業(yè)出現(xiàn)重大安全隱患；
（8）其他違法違規(guī)行為。
2.3 市場交易主體注冊與注銷
2.3.1 市場交易主體須在電力交易機構進行登記，并進行調峰替代交易市場注冊后可參與交易，基本注冊程序如下：
（1）市場交易主體至少在10個工作日（或每年確定購電模式的20個工作日前）向電力交易中心提交書面的注冊申請材料，包括交易運營系統(tǒng)使用申請書。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)注冊申請材料包括：燃煤自備電廠所屬企業(yè)參與調峰替代交易注冊申請表、交易員注冊申請表、數(shù)字認證證書（電力交易證書）申請表，以及企業(yè)營業(yè)執(zhí)照、組織機構代碼證、稅務登記證、供用電合同、與電網(wǎng)運營企業(yè)發(fā)生供用電關系的用戶編碼、準入目錄等原件或復印資料。
新能源發(fā)電企業(yè)注冊申請材料包括：新能源發(fā)電企業(yè)參與調峰替代交易注冊申請表、交易員注冊申請表、數(shù)字認證證書（電力交易證書）申請表，以及企業(yè)營業(yè)執(zhí)照、組織機構代碼證、稅務登記證、發(fā)電業(yè)務許可證、準入目錄等原件或復印資料。
（2）電力交易中心在收到注冊申請材料后10個工作日內完成審核，向審核通過的市場交易主體發(fā)送審核通過通知書；向審核未通過的市場交易主體發(fā)送審核未通過通知書，書面說明原因，并向監(jiān)管機構備案。
（3）收到審核通過通知書的市場交易主體在5個工作日之內，簽訂調峰替代交易入市協(xié)議及交易運營系統(tǒng)使用協(xié)議等。電力交易中心向市場交易主體提供交易運營平臺賬號、使用手冊和數(shù)字認證證書等資料，并根據(jù)市場交易主體需要進行必要的操作培訓。
（4）市場交易主體在2個工作日內完成交易運營平臺注冊工作，燃煤自備電廠所屬企業(yè)應通過交易運營系統(tǒng)選定交易購電模式。
2.3.2 已注冊的市場交易主體，當注冊信息發(fā)生變化時，在10個工作日內，向受理其注冊的電力交易中心書面報送信息變更情況以及變更后的注冊信息，電力交易中心在5個工作日之內完成注冊信息變更。
2.3.3 出現(xiàn)下列情況之一者，電力交易中心應注銷市場交易主體的交易資格：
（1）符合2.2.3節(jié)規(guī)定取消交易主體資格的；
（2）無正當理由未通過年度資格復核且的；
（3）違反電力市場交易規(guī)則，符合退出條件的；
（4）市場交易主體提出退出申請，經(jīng)審核同意的。
2.3.4 市場交易主體資格注銷后，必須按下列規(guī)定執(zhí)行：
（1）停止調峰替代交易；
（2）在15個工作日內結清與其他市場交易主體的賬目及款項；
（3）在資格注銷前與其他市場交易主體存在的爭議仍通過市場爭議解決程序解決。
2.3.5 市場交易主體完成注冊、信息變更、注銷手續(xù)后，電力交易中心在3個工作日內通過交易平臺發(fā)布有關信息，并向能源監(jiān)管機構報備。
2.3.6 調峰替代交易主體變更注冊或撤銷注冊，應當向電力交易機構提出申請，經(jīng)批準后，方可變更或撤銷注冊；當已完成注冊的調峰替代交易主體如不能繼續(xù)滿足準入市場的條件時，由電力交易機構強制撤銷注冊。
2.3.7 市場交易主體被強制或自愿退出市場，未完成的合同和協(xié)議，可以在規(guī)定的時間內進行轉讓，未轉讓的終止執(zhí)行，并由違約方承擔相應的違約責任。
2.4 燃煤發(fā)電機組調峰替代下網(wǎng)購電模式
2.4.1 完成調峰替代交易注冊的燃煤自備電廠所屬企業(yè)可選兩種下網(wǎng)購電模式：部分調峰替代交易模式和全額向電網(wǎng)購電模式（即不參加調峰替代交易）。
（1）選擇部分調峰替代交易模式的燃煤自備電廠所屬企業(yè)可以通過市場化替代交易方式購電，須提前向電力交易機構申報年度、月度購電計劃和調峰替代交易計劃，月度購電計劃內實際中標的調峰替代交易分月電量計劃可以在編制10日前提出修改申請，并進行分月滾動調整，但交易周期內應完成全部中標電量，調峰替代交易電量的執(zhí)行、偏差電量計算、違約責任承擔等按本細則規(guī)定執(zhí)行。
（2）選擇全額向電網(wǎng)購電模式時（即不參加調峰替代交易），其全部用電量均向電網(wǎng)運營企業(yè)購買。
2.4.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)的購電價格由調峰替代交易價格、電網(wǎng)輸配電價和政府性基金及附加三部分組成?，F(xiàn)階段，選擇集中撮合（競價）的，根據(jù)事先明確交易模式，交易價格執(zhí)行集中撮合（競價）后的市場交易價格。具體交易模式如下：
（1）順推法
新能源發(fā)電企業(yè)價格變動部分可全部傳導到燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電側，即調峰替代交易價格按照交易中標電價執(zhí)行，交易中標電量對應的電度電價執(zhí)行交易中標電價，交易中標電量對應的基本電價維持原標準不變；
燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=本企業(yè)用網(wǎng)電度電價-交易規(guī)則確定的基準讓利電價200元/兆瓦時-本企業(yè)出清的變動價格。
新能源企業(yè)替代交易電價=新能源發(fā)電企業(yè)批復電價（含補貼電價）-交易規(guī)則確定的基準讓利電價200元/兆瓦時-新能源企業(yè)出清的變動價格。
（2）輸配電價法
新能源發(fā)電企業(yè)價格變動部分疊加輸配電價變動部分累加后全部傳導到燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電側，即調峰替代交易價格按照交易中標電價執(zhí)行，交易中標電量對應的電度電價執(zhí)行交易中標電價，交易中標電量對應的基本電價按“輸配電價”對應的標準執(zhí)行。輸配電價執(zhí)行調峰替代交易實施方案確定的標準。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=新能源發(fā)電企業(yè)執(zhí)行的上網(wǎng)電價（不含補貼電價）+電網(wǎng)輸配電價和政府性基金-（交易規(guī)則確定的基準讓利電價200元/兆瓦時+新能源企業(yè)出清的變動價格）。
2.5 市場交易規(guī)則修訂
2.5.1 市場交易主體及市場運營機構有義務定期提出修改實施細則的建議。
2.5.2 能源監(jiān)管機構負責實施細則的修訂。
2.6 臨時條款的制定
2.6.1 如實施細則不適應電力市場交易需要的，監(jiān)管機構可制定臨時條款，向市場成員說明制訂的理由后實施。
2.6.2 臨時條款一經(jīng)發(fā)布立即生效，本實施細則中與臨時條款相抵觸部分暫時失效。
2.6.3 臨時條款應制定有效期，在有效期內，應及時根據(jù)實際情況組織修訂本實施細則的相關條款，修訂的條款生效后，臨時條款自動失效。
3. 交易方式
3.1 集中撮合和集中競價交易
3.1.1 概述
通過電力交易運營平臺申報交易需求，由電力交易運營平臺按照選定（公告公示）的計算方法進行預出清計算，確定新能源發(fā)電企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)主體參與調峰替代交易電量和電價，形成無約束交易結果（預出清），經(jīng)電力調度機構安全校核后形成有約束出清（交易結果和正式出清），各方依據(jù)交易結果和簽訂的入市協(xié)議落實調峰替代交易電量、電價、分配結果并執(zhí)行。
燃煤自備電廠機組邊界條件包括：采取實時有功電力調峰、旋轉備用調峰（固定下網(wǎng)負荷調峰、其機組調峰控制在30%以內）和停機備用調峰等三種方式。
新能源發(fā)電企業(yè)邊界條件包括：新能源項目所在區(qū)域三年平均年分月綜合利用小時數(shù)的方式計算，并綜合考慮區(qū)域內新能源發(fā)電能力、調峰受阻和電網(wǎng)受阻等情況。
3.1.2 申報電量和價格
3.1.2.1 申報流程
燃煤自備電廠所屬企業(yè)先進行調峰替代交易申報和預出清，再進行新能源企業(yè)申報和預出清，并在確定燃煤自備電廠所屬企業(yè)正式出清電量、電價后，再確定新能源企業(yè)正式出清電價、區(qū)域參與電量的比例，預測分地區(qū)年度對應的電量結算比例。申報數(shù)據(jù)包括交易邊界條件、執(zhí)行時間、電量和電價等。其中燃煤自備電廠所屬企業(yè)按照三個邊界條件申報電量和價格（價格由低到高申報，最多可申報三個）；新能源企業(yè)按照一個邊界條件申報電量和價格（價格由高到低申報，最多可申報三個）。
3.1.2.2 價格申報：
燃煤自備電廠所屬企業(yè)：以調峰替代交易設定的讓利電價200元/兆瓦時為基準值（每次參考設定），申報相對應的價格變量（正數(shù)表示漲價幅度，負數(shù)表示降價幅度，可以為0）；如申報價格變量進行限價時，其變動范圍不得超過限價幅度和條件，超出限價幅度和條件的視為不合格報價。
新能源發(fā)電企業(yè)：以替代交易設定的讓利電價200元/兆瓦時為基準值（每次參考設定），申報相對應的價格變量（正數(shù)表示漲價幅度，負數(shù)表示降價幅度，可以為0）；如申報價格變量進行限價時，其變動范圍不得超過限價幅度和條件，超出限價幅度和條件的視為不合格報價。
3.1.2.3 電量申報
新能源發(fā)電企業(yè)申報年度電量的最小值為10兆瓦時，可以按照10兆瓦時的整數(shù)倍向上增加申報電量，申報電價精確到0.1元/兆瓦時，現(xiàn)階段按照該項目預測分區(qū)利用小時數(shù)的50%為限定條件。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)申報年度電量的最小值為100兆瓦時，可以按照100兆瓦時的整數(shù)倍向上增加申報電量，申報電價精確到0.1元/兆瓦時。
3.1.3 集中交易出清計算方法
3.1.3.1 出清計算原則和要求
（1）先按照已選定的交易模式規(guī)定的原則進行確定。如“順推法”“輸配電價法”。
（2）以有利于消納新能源為原則進行出清。
3.1.3.2 出清計算方法：具體采取集中撮合（競價）、掛牌交易方式的出清方法應在公告中公示和明確。集中撮合（競價）方式的具體出清計算方法，如“高低匹配法”、“最低價匹配法”、“邊際電價法”等出清方式均可計算；采取“掛牌交易”的出清計算方法只進行電量出清計算，電價按照掛牌交易確定的價格執(zhí)行。
3.1.4 集中交易出清
集中競價交易出清包括：預出清和正式出清兩個階段。
第一階段：預出清階段
3.1.4.1 首先對燃煤自備電廠年度調峰替代電量、電價進行預出清計算，其次對新能源企業(yè)調峰替代電量年度分區(qū)分攤比例、電價進行預出清計算。
3.1.4.2 針對燃煤自備電廠年調峰替代電量預出清的計算，首先按照邊界條件進行排序，其次按照讓利變動價格量絕對值由小到大進行排序，最后按照同一邊界條件對應的讓利變動價格進行邊界預出清。具體計算方式：按照邊界條件一（以實時有功電力調峰）和邊界條件二（旋轉備用調峰）申報電量、電價進行排序；再按照邊界條件三（停機備用調峰）對應的申報電量、電價分別進行排序；同一邊界條件按照讓利變動價格量由小到大進行排序。
預出清計算時優(yōu)先按邊界條件排序后的方式分別預出清計算，即將實時有功電力調峰電量、電價出清計算，其次對旋轉備用調峰出清計算，最后對停機備用調峰出清計算。當邊界條件一、二項已滿足替代電量時，則全部確定為預出清電量；當邊界條件一、二項不滿足替代電量時，進行第三項邊界條件排序和計算，價格變量不同時，按照讓利電價小的優(yōu)先出清，價格相同時，按申報電量比例和運行方式進行預出清（無約束出清）。具體計算方式：
M年度總預出清調峰替代交易電量=M1+M2+M3=M1實時有功電力調峰電量+M2旋轉備用調峰電量+M3停機備用調峰電量
當M1+M2≥政府確定的目標電量，為預出清電量
當M1+M2＜政府確定的目標電量，M為預出清電量
燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=本企業(yè)用網(wǎng)電度電價-基準讓利電價200元/兆瓦時-本企業(yè)出清的變動價格（申報賣出報價后的出清成交價格）。
3.1.4.3 針對新能源企業(yè)調峰替代電量預出清的計算，首先按照讓利變動價格量由小到大進行排序（不能超過限價下限），其次按照新能源項目分區(qū)分月前三年平均利用小時數(shù)總和的50%為邊界條件預出清（無約束出清）。
具體計算方式：
N年度總預出清調峰替代交易電量=N1+N2+N3……；
N1設定某一區(qū)域參與調峰替代交易申報上網(wǎng)電量+N2設定另一區(qū)域參與調峰替代交易申報上網(wǎng)電量+N3……；
N1設定某一區(qū)域參與調峰替代交易申報上網(wǎng)電量=∑同一區(qū)域內各發(fā)電企業(yè)申報上網(wǎng)電量，如某一發(fā)電企業(yè)申報上網(wǎng)電量＞分區(qū)分月前三年平均利用小時數(shù)總和的50%為邊界條件時，按照50%為邊界條件縮減，如≤50%為邊界條件時，按照申報電量預出清；
當N≥M時，N為新能源企業(yè)預出清電量；當N＜M時，N為新能源企業(yè)預出清電量或重新開展調峰替代交易；
第二階段：正式出清
3.1.4.4 交易中心將預出清計算結果送達電力調度機構進行安全校核，并按照先燃煤自備電廠后新能源企業(yè)校核順序進行。
3.1.4.5 根據(jù)電力調度機構安全校核給定的燃煤自備電廠調峰替代電量后，交易中心應進行綜合計算，當不滿足安全約束的要求時，如果對應的自備電廠機組需調減調峰替代交易電量時，邊界條件一、二的電量不做調減；優(yōu)先將邊界條件三的替代電量進行調減，并將讓利電價變動大的機組優(yōu)先調減，同等條件可以將申報電量等比例計算（或按照環(huán)保等級）調減的原則處理，直至滿足替代交易目標值計算出清。
有約束出清（正式出清）：根據(jù)調度機構給出的總調峰替代交易電量、各燃煤自備電廠所屬企業(yè)具體參與替代交易的年度調峰替代交易電量、分月大體電量構成三個指標，交易中心計算并形成對燃煤自備電廠所屬企業(yè)有約束出清。
年度出清電量的具體計算方式：分月替代電量為預測值（可滾動修訂）。
W2某自備電廠所屬企業(yè)替代交易電量=W某自備電廠所屬企業(yè)年度總下網(wǎng)電量-W1
W1=某自備機組非調整出力后形成的年度替代電量（年度網(wǎng)購電量）；
W2=某自備機組調整出力后形成的年度替代電量=本企業(yè)年度實時有功電力調峰電量+旋轉備用調峰電量+停機備用調峰電量；
M年度總調峰替代交易電量=∑W2=M1+M2+M3=M1實時有功電力調峰電量+M2旋轉備用調峰電量+M3停機備用調峰電量
當M1+M2≥政府確定的目標電量，校核后電量對應值為正式出清電量，不進行調整；
當M1+M2＜政府確定的目標電量，M3= M-（M1+M2）為校核后電量，各自備電廠機組調峰替代交易電量對應的邊界三總電量為正式出清電量；
年度出清電價的具體計算方式：已確定燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與電度電價相對應）=本企業(yè)用網(wǎng)電度電價-已中標的讓利電價。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)如原用網(wǎng)電量執(zhí)行峰谷電價的，調峰替代交易電量按照平段電價申報、匹配和出清計算，調峰替代交易對應的電量全部按照平段電價執(zhí)行，網(wǎng)購電量執(zhí)行原標準。
3.1.4.6 根據(jù)電力調度機構安全校核給定的各區(qū)域新能源企業(yè)調峰替代交易總電量、分區(qū)“發(fā)電能力”、“上網(wǎng)電量”、“網(wǎng)架受阻電量”、“調峰受阻電量”后，交易中心應進行綜合計算，給出各區(qū)域內年度調峰替代交易電量的出清比例。如網(wǎng)架受阻區(qū)域不滿足出清比例時，等比例調減受阻區(qū)域，同時等比例調增非受阻區(qū)域，盡量保證同一區(qū)域出清比例大體相當?shù)脑瓌t處理，直至滿足調峰替代交易總電量對應自備電廠機組替代交易成交電量；區(qū)域內按照申報電量等比例調減或調增。
有約束出清（正式出清）：根據(jù)調度機構給出的總調峰替代交易電量、各區(qū)域新能源企業(yè)具體參與替代交易的年度調峰替代交易電量比例、分月大體交易電量結算比例構成三個指標，交易中心計算并形成對新能源企業(yè)有約束出清。年度出清電量比例的具體計算方式：分月替代交易電量的比例為預測值（可滾動修訂）。
W各區(qū)域內新能源企業(yè)年度總替代交易上網(wǎng)電量=∑W1某區(qū)域內新能源企業(yè)年度上網(wǎng)電量×(X)某區(qū)域新能源替代交易電量的比例；
N各區(qū)域內電網(wǎng)受阻電量=∑N1調峰受阻電量+∑N2斷面及送出受阻電量
W＞M年度自備電廠總調峰替代交易電量，按M執(zhí)行。如W＜M，年度自備電廠替代總電量全部調減到W。
年度各新能源企業(yè)所在區(qū)域內出清電量比例的具體計算方式：
X：各區(qū)域“替代”電量與上網(wǎng)電量比率:
年度出清電價的具體計算方式：已確定新能源所屬企業(yè)調峰替代交易價格（與標桿電價相對應）=本企業(yè)上網(wǎng)電價-已中標的讓利電價。
3.1.4.7 進行申報電量匹配，新能源企業(yè)年度成交電量與自備電廠調峰替代交易電量出清總電量相同；新能源企業(yè)年度成交電量同等條件充分考慮申報電量，同一區(qū)域的出清比例保持一致，且權重相同。
3.1.5 集中交易安全校核
3.1.5.1 燃煤自備電廠應根據(jù)該企業(yè)預測用網(wǎng)電量、用電負荷構成、機組對用電、供熱等因素的影響，發(fā)用電設備檢修計劃、電網(wǎng)設備檢修計劃、已確定的邊界條件對調峰替代交易總電量等條件進行綜合考慮。安全校核時應及時與自備電廠所屬企業(yè)充分溝通、協(xié)商的前提下，確定其分月替代交易電量及停機計劃、方式等，并予以公示。燃煤自備電廠機組校核方式可按照“分區(qū)方式”和“機群方式”進行。電力調度機構應給出各分區(qū)內各燃煤自備電廠調峰替代電量分月大體電量構成和總成交電量，即完成對自備電廠機組替代交易結果的安全校核。
針對燃煤自備電廠調峰替代電量安全校核時，當不滿足安全約束要求時，先將邊界條件三的替代電量進行調減，并將讓利電價變動大的機組優(yōu)先調減。
3.1.5.2 新能源發(fā)電企業(yè)應適當考慮新能源發(fā)電機組內部因素的影響（如非計劃停運、機組可用小時數(shù)、機組類型等因素影響，造成月度上網(wǎng)電量差異較大問題）；應充分考慮外部因素的影響（如區(qū)域內資源差異性較大、送出斷面、主變、通道受阻等，造成月度上網(wǎng)電量差異較大問題）；針對存在的偏差電量、結算電量在以下相關條款中明確。
新能源企業(yè)調峰替代交易電量安全校核時，根據(jù)已確定新能源項目預出清的結果，進行電網(wǎng)受阻區(qū)域分別校核。如電網(wǎng)受阻區(qū)域不滿足出清比例時，等比例調減受阻區(qū)域，同時等比例調增非受阻區(qū)域，直至滿足替代交易對應的自備電廠機組電量，形成正式交易安全校核結果，并給出各區(qū)域內年度替代交易電量出清構成；區(qū)域內按照申報電量等比例調減或調增，即在邊界條件的基礎上，校核后的中標新能源企業(yè)調峰替代交易電量原則上不超過其預計年度上網(wǎng)電量30%為易。
3.1.5.3 新能源企業(yè)調峰替代交易電量安全校核時，充分考慮公用火電機組全停方式、個別月份新能源企業(yè)無發(fā)電量等情況。按照“分區(qū)方式”和“就地自備電廠下網(wǎng)平衡用電方式”優(yōu)先進行校核，給出各區(qū)域調峰受阻電量、斷面及送出受阻電量、棄電比等情況（含調峰棄電占比、斷面及送出受阻棄電占比）等。
3.1.5.4 當電網(wǎng)安全約束對燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源企業(yè)替代交易電量產(chǎn)生影響時，調度機構應出具安全校核總體意見，并提交給交易中心。
4. 年度交易組織
4.1 概述
4.1.1 年度調峰替代交易：燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)年度的調峰替代交易應通過集中撮合、集中競價、掛牌交易等交易方式確定年度調峰替代交易電量與電價。
4.1.2 年度調峰替代交易中，新能源企業(yè)先登錄交易運營系統(tǒng)，按照規(guī)定格式錄入申報上網(wǎng)電量、電價等信息，然后燃煤自備電廠所屬企業(yè)再登錄確認并提交錄入的信息；交易中心對交易意向進行預出清后提交調度機構安全校核，安全校核后由交易中心形成調峰替代交易成交結果，交易各方在10個工作日內根據(jù)調峰替代交易成交結果簽訂調峰替代交易合同（入市協(xié)議）。
5. 年度交易程序
5.1 基礎信息發(fā)布
5.1.1 電力交易中心通過交易運營平臺發(fā)布調峰替代交易基礎信息，包括已注冊的燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)名單及其聯(lián)系方式、發(fā)電企業(yè)裝機容量、發(fā)電類型、上網(wǎng)批復電價，燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電類型、到戶目錄電價、供電電壓等級、報裝用電容量等，并根據(jù)市場交易主體注冊情況及時更新相關信息
5.1.2 電力交易中心通過交易運營系統(tǒng)提供信息交流服務，市場交易主體可以通過交易運營平臺發(fā)布下一年度調峰替代交易供需信息。
5.2 交易準備
5.2.1 每年12月份，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)上報下一年度投產(chǎn)計劃至市場運營機構。
5.2.2 每年12月份，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)提交下一年度機組檢修計劃、各月可調峰替代交易電量（含三個邊界條件電量）等信息，燃煤自備電廠所屬企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)同時提交下一年度各月用電需求信息。
5.2.3 每年12月份，市場運營機構負責編制和完成下一年度電網(wǎng)電力電量平衡分析、電網(wǎng)輸送能力分析、發(fā)電設備檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、調峰替代交易新能源企業(yè)可交易電量計算、燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電需求、三個邊界條件調峰替代交易電量匯總等，在此基礎上編制年度燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)調峰替代交易公告。
5.3 交易公告
5.3.1 每年2月份，通過交易運營平臺發(fā)布年度燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)調峰替代交易公告，包括但不限于以下內容：
（1) 年度參與燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)可調峰替代交易電量規(guī)模，燃煤自備電廠所屬企業(yè)同時申報總用電需求；
（2）輸配電價標準、政府基金及附加、線損折價標準及變動情況，不同價區(qū)用戶電價情況；
（3）年度電網(wǎng)電力電量平衡預測結果，火電、水電等發(fā)電量預測；
（4）年度新能源發(fā)電量預測，可能的棄電比情況；
（5）年度輸變電設備停電計劃，包括：停電設備、主要工作內容、停電時間及對運行方式的影響等；
（6）年度跨區(qū)跨省交、直流通道輸送能力及已經(jīng)簽訂的合同；
（7）年度發(fā)電權替代交易和直接交易等電量指標；
（8）當年電網(wǎng)阻塞情況，包括：電網(wǎng)安全約束、主要輸電通道重載情況、主變負載率等；
（9）年度電網(wǎng)阻塞預計，包括：電網(wǎng)安全約束、典型潮流、調峰受阻、網(wǎng)架斷面（或主變）受阻等；
（10）年度各新能源企業(yè)全額收購電量上限預測值；
（11）年度關鍵輸電通道潮流極限和關鍵輸電通道可用輸送能力情況；
（12）其他應披露的信息等。
5.3.2 電力交易中心通過交易運營平臺發(fā)布年度調峰替代交易基礎信息，發(fā)電企業(yè)裝機容量、發(fā)電類型、上網(wǎng)批復電價，燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電類型、到戶目錄電價、供電電壓等級等，并根據(jù)市場交易主體注冊情況及時更新相關信息。
5.3.3 電力交易中心通過交易運營系統(tǒng)提供信息交流服務，市場交易主體可以通過交易運營平臺發(fā)布下一年度調峰替代交易供需信息。
5.3.4 電力調度機構負責編制和完成年度電網(wǎng)電力電量平衡分析、電網(wǎng)輸送能力分析、發(fā)電設備檢修計劃、輸變電設備檢修計劃；電力交易中心負責編制和完成年度調峰替代交易電量總預測數(shù)值（含新能源企業(yè)、燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易需求匯總）等，在此基礎上編制年度調峰替代交易公告。
5.3.5 開展調峰替代交易時應遵循以下順序，首先根據(jù)省內電力電量需求預測、直接交易電量預測和跨省跨區(qū)交易計劃預測為參考條件，最終確定新能源企業(yè)消納總體規(guī)模和燃煤自備電廠所屬企業(yè)用網(wǎng)計劃電量規(guī)模，并將預測計劃替代交易電量規(guī)模（或政府已確定的目標值為前提）開展交易。同時通過交易運營平臺發(fā)布年度調峰替代交易公告。
5.3.6 交易公告發(fā)布時，應明確和公示相關邊界條件、交易模式（如集中競價或掛牌）、出清方式、結算模式及方式等。
5.3.7 交易公告發(fā)布后，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)參考公告信息，準備年度調峰替代交易申報相關工作。
5.3.8 因存在不確定性因素，電力交易中心發(fā)布的有關電網(wǎng)電力電量供需平衡、可再生能源發(fā)電、發(fā)電設備檢修計劃、輸變電設備停電計劃、預計電網(wǎng)阻塞等預測信息、新設備投產(chǎn)計劃等僅供市場交易主體參考，不承擔因預測信息偏差對交易雙方企業(yè)造成的損失。
5.3.9 每個交易周期，電力交易中心提前發(fā)布全網(wǎng)分月預測負荷、預計電網(wǎng)阻塞、發(fā)電檢修（備用）計劃、輸變電設備停電計劃，引導各市場成員主動規(guī)避電網(wǎng)安全約束。
5.4 交易申報
5.4.1 每年3月上旬調峰替代交易公告發(fā)布后，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)申報年度集中撮合、集中競價交易需求。
5.4.2 年度集中撮合、集中競價交易申報數(shù)據(jù)格式參見3.1.2節(jié)。
5.4.3 燃煤自備電廠所屬企業(yè)集中調峰替代交易申報電量與向電網(wǎng)購電電量應考慮相關輸變電檢修計劃，向電網(wǎng)購電電量為其年度全部用電量需求。
5.4.4 新能源企業(yè)年度申報電量應綜合考慮內部、外部影響因素，相關輸變電設備檢修計劃、合理的發(fā)電能力等因素，不能超出機組發(fā)電能力的50%（即應考慮全額收購新能源情況后的發(fā)電能力）。
5.4.5 交易運營系統(tǒng)對申報數(shù)據(jù)進行加密處理，在交易申報截止時間之前不能解密數(shù)據(jù)包。因此，交易運營系統(tǒng)在客戶端進行合理性檢查，在交易端只確認申報數(shù)據(jù)是否接收，不對申報數(shù)據(jù)的合理性進行檢查。
5.4.6 在交易申報截止時間之前，燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)可以進行多次申報。對于集中交易，后一次申報數(shù)據(jù)將覆蓋前一次申報數(shù)據(jù)，以最后提交的申報數(shù)據(jù)為準。
5.5 交易匯總與出清
5.5.1 每年3月中旬，進行年度集中撮合交易的出清計算。
5.5.2 對于年度集中撮合交易，按照3.1.3節(jié)和3.1.4節(jié)的方法進行年度集中撮合、集中競價交易的出清計算，形成交易有約束出清結果。
5.5.3 在此基礎上，結合年度調峰替代交易出清結果編制年度調峰替代交易執(zhí)行方案。
5.6 安全校核
5.6.1 每年3月20日至25日，完成對年度調峰替代交易的安全校核和調整，形成年度調峰替代交易成交結果。
5.6.2 安全校核的原則參見 3.1.5節(jié)。
5.7 交易結果發(fā)布
5.7.1 每年3月26日左右，電力交易中心在交易運營系統(tǒng)發(fā)布年度調峰替代交易成交結果，已達成的交易轉入交易執(zhí)行階段：
（1）公開信息：市場年度總成交電量、市場成交均價、各燃煤自備電廠所屬企業(yè)三個邊界條件的年度成交電量、新能源企業(yè)年度調峰替代交易參與分區(qū)出清比例；
（2）向成交企業(yè)發(fā)布私有信息：成交電量及其價格，燃煤自備電廠所屬企業(yè)三個邊界條件的分月電量計劃，新能源企業(yè)所在區(qū)域年度調峰替代交易參與出清比例、安全校核信息等。
5.7.2 交易結果發(fā)布后3個工作日內，交易各方通過交易運營系統(tǒng)簽訂電子合同。
5.7.3 交易結果發(fā)布后10個工作日內，電力交易中心向自治區(qū)電力行政主管部門和能源監(jiān)管機構報備成交結果，向能源監(jiān)管機構報備調峰替代交易合同（或協(xié)議）。
6．交易合同
6.1 概述
采用“入市承諾書+交易結果確認單”簽訂模式。交易主體簽訂入市承諾書，依據(jù)方案和交易細則，在交易平臺出清的交易結果，以“入市承諾書+交易結果確認單”作為新能源發(fā)電企業(yè)《購售電合同》及燃煤自備電廠所屬企業(yè)《供用電合同》的補充協(xié)議。
6.2 合同簽訂
6.2.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)在注冊時，簽訂統(tǒng)一的《調峰替代交易》入市承諾書。
6.2.2 在集中交易結束后，交易運營系統(tǒng)根據(jù)成交結果自動生成交易結果確認單，參與調峰替代交易和中標的燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)可查詢、下載各自交易結果確認單，作為執(zhí)行依據(jù)。
6.2.3 燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)也可簽訂除入市承諾書、標準電子合同以外的補充協(xié)議，但須與入市承諾書、標準電子合同的相關原則保持一致。
6.2.4 鑒于參與調峰替代交易的新能源企業(yè)數(shù)量多，其具體中標企業(yè)偏存在差電量不確定性，故燃煤自備電廠所屬企業(yè)和新能源企業(yè)不存在月度全部一一對應的合同。
6.3 合同的變更與修改
6.3.1 在不影響已執(zhí)行合同的情況下，燃煤自備電廠所屬企業(yè)于10月底前可向交易中心提出交易合同調整意向，對合同電量、電價、違約賠償標準等合同要素進行轉讓和調整。
6.3.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)用網(wǎng)計劃電量的規(guī)模和中標替代交易電量規(guī)模如需要調整，應在每年10月底前向交易中心提出申請，經(jīng)安全校核后，完成調峰替代交易電量調整和轉讓，其調整和轉讓結果應報備自治區(qū)經(jīng)信委和新疆能監(jiān)辦；新能源企業(yè)在自備電廠替代交易電量調整后，等比例進行相應調整。
6.3.3 合同的修改、補充或變更須提交交易運營系統(tǒng)進行審批、確認后生效。
6.3.4 每月20日前，可進行調峰替代交易分月合同電量的變更，燃煤自備電廠所屬企業(yè)在交易運營系統(tǒng)提交下月或以后各月的合同變更申請，由燃煤自備電廠所屬企業(yè)錄入并由交易中心確認。
6.3.5 每月25日前為合同變更審核期，27日發(fā)布審核后的合同變更信息。
6.4 合同的違約與解除
6.4.1 任何一方違反合同約定條款視為違約，合同其他任一方有權要求違約方賠償違約造成的經(jīng)濟損失。燃煤自備電廠分月執(zhí)行中的偏差電量，可在10月底通過交易系統(tǒng)進行調整，調整后的結果如還未完全執(zhí)行，視為違約，按合同違約處理。
6.4.2 違約方須承擔支付違約金、繼續(xù)履行合同和采取補救措施等責任，在支付違約金、繼續(xù)履約或者采取補救措施后，仍給對方造成其他損失的，應當賠償損失。
6.4.3 在合同履行期限屆滿之前，任何一方明確表示或者以自己的行為表明不履行合同義務的，另一方可在履行期限屆滿前解除合同，并要求對方承擔相應的違約責任。
6.4.4 如發(fā)電企業(yè)或電力用戶無法繼續(xù)履行合同（或協(xié)議）時且未能達成解除合同的一致意見，任一方可以向電力交易中心提出無法履約的書面申請，電力交易中心將不再對此合同安排月度計劃電量，并通知合同另一方，并按照合同（或協(xié)議）確定的違約責任執(zhí)行提前通知，可按照合同約定減輕違約處罰）。
7．偏差電量
7.1 偏差電量定義
7.1.1 針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)中標電量與結算電量產(chǎn)生年度偏差電量時，即當燃煤自備電廠所屬企業(yè)實際完成替代交易電量與中標結果不一致時，為出現(xiàn)偏差電量，應在保持其總替代交易電量不變的前提下，按月滾動調整，最終實現(xiàn)年度成交電量基本與中標電量結果保持一致。
7.1.2 針對新能源企業(yè)供暖高峰期發(fā)電空間不足，可能出現(xiàn)中標電量與結算電量產(chǎn)生年度偏差電量時（當參與替代交易的新能源企業(yè)上網(wǎng)電量之和小于替代交易電量之和時）為年度偏差電量。
7.1.3 調峰替代交易的月度結算電量以燃煤自備電廠所屬企業(yè)的月度實際下網(wǎng)電量（含調峰替代交易電量、網(wǎng)購電量）計算后確定，為事后確定方式，故先行計算自備電廠調峰替代電量，再計算新能源企業(yè)替代電量，并出具交易結算單。
7.2 偏差電量的處理原則
7.2.1 針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)中標電量與結算電量產(chǎn)生年度偏差電量時，各燃煤自備電廠所屬企業(yè)實際替代交易電量應是按出清結果等比例調增或調減（或進行合同轉讓交易），其年度偏差電量原則上按照應不超過±3%控制，如超過-5%以上時，執(zhí)行相關違約責任。
7.2.2 針對新能源企業(yè)年度偏差電量，其偏差電量原則上按照應不超過±10%控制，如超過-25%以上時，執(zhí)行相關違約責任。替代交易年度偏差電量在-25%以內時，結算補償電費時先由電網(wǎng)運營企業(yè)墊資，次年一季度由參與替代交易的新能源企業(yè)返還，同時調度機構應根據(jù)需要返還的總電量適當調整其AGC系數(shù)，使其增發(fā)部分電量按比例確定后進行返還。
7.2.3 調峰替代交易電量每月結算一次，其出現(xiàn)月度偏差電量時可滾動調整，整個交易期內清算完畢。針對新能源企業(yè)間歇性發(fā)電特點，偏差電量不超過-25%時，按照返還方式處理。
7.2.4 為保證調峰替代交易試點期間的各方利益，確保替代交易的執(zhí)行和結算電量、電費的完成，應做到“有理有據(jù)”“留下痕跡”，便于提高工作效率，故調峰替代交易的執(zhí)行應依托調度生產(chǎn)管理系統(tǒng)（OMS系統(tǒng)）中的電子流程進行流轉確認交易電量，即該流程由調度機構根據(jù)電網(wǎng)實際運行情況實時啟動，按照與燃煤自備電廠協(xié)商一致的替代執(zhí)行時間和時間段進行雙方簽訂確認。各參與調峰替代交易的燃煤自備電廠均可登錄該系統(tǒng)查閱替代交易電量的執(zhí)行情況，便于對結算電量核查和協(xié)調安排后期替代交易電量執(zhí)行提供條件。
8．交易執(zhí)行
8.1 概述
8.1.1 合同簽訂后，電力交易中心根據(jù)燃煤自備電廠所屬區(qū)域調峰替代中標的分月電量編制年度、月度電能替代交易電量計劃，提交電力調度機構執(zhí)行。月度調峰替代交易電量計劃包括燃煤自備電廠所屬企業(yè)替代交易計劃、網(wǎng)購電量計劃和新能源企業(yè)替代交易電量計劃等。
8.1.2 電力調度機構按照交易計劃安排發(fā)電方式，對已簽訂的各種合同按照同等責任的原則執(zhí)行，其中：優(yōu)先執(zhí)行直接交易、外送電合同等市場化交易電量，優(yōu)先發(fā)電權電量合同按照具體完成情況滾動執(zhí)行，分月偏差電量按規(guī)則調整，燃煤自備電廠所屬企業(yè)執(zhí)行調峰替代交易電量產(chǎn)生偏差的，應等比例調整中標新能源企業(yè)所在區(qū)域等比例調整執(zhí)行電量。
8.2 年度交易計劃
8.2.1 概述
電力交易中心負責編制年度交易計劃，應在上年度12月下旬完成計劃的編制。為年度調峰替代交易開展提供參考依據(jù)。
8.3 月度交易計劃編制
8.3.1 電力交易中心負責編制月度交易計劃，應在每月最后一個工作日前通過交易運營系統(tǒng)發(fā)布次月交易計劃。
8.3.2 月度交易計劃包括新能源企業(yè)交易計劃和燃煤自備電廠所屬企業(yè)下網(wǎng)電量計劃和調峰替代交易計劃。
8.3.3 月度電能交易計劃內容包括：月度總發(fā)用電量平衡計劃、跨省跨區(qū)電力電量計劃、月度優(yōu)先發(fā)電電量計劃、月度優(yōu)先發(fā)電權電量計劃、月度直接交易電量計劃、月度替代交易電量計劃、其他交易電量計劃等，并向電力調度機構提供各新能源企業(yè)全部市場化交易電量值和相關比例。
8.3.4 電力調度機構在會商月度電能交易計劃時，應根據(jù)新能源企業(yè)各區(qū)月度預計發(fā)電能力和發(fā)電量，綜合考慮新能源企業(yè)各區(qū)風電、光伏發(fā)電能力差異、設備可利用情況等，合理確定其各區(qū)域綜合發(fā)電能力。同時加強新能源發(fā)電出力的預測，充分挖掘系統(tǒng)調峰潛能，科學安排機組組合，合理調整旋轉備用容量，促進新能源消納空間的擴大。
8.3.5 新能源企業(yè)只出清新能源企業(yè)年度調峰替代交易總電量的比例，故新能源企業(yè)月度替代交易電量，需按照當月燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易實際總電量進行確定。新能源企業(yè)最終年度成交替代電量以年度累計結算值為準，并保持分月各電廠各區(qū)域比例一致。
燃煤自備電廠所屬企業(yè)月度調峰替代交易電量計劃值=本企業(yè)月度調峰替代交易電量預測值（以實際執(zhí)行后計算值為結算電量數(shù)值）。
新能源企業(yè)月度調峰替代交易電量計劃值=自備電廠月度總替代交易電量之和×該企業(yè)所在區(qū)域內替代交易出清比例，同時參考計算出月度該新能源企業(yè)所在區(qū)域棄電比=調峰受阻棄電比+斷面及送出受阻棄電比。
8.3.6 燃煤自備電廠所屬企業(yè)根據(jù)年度合同（協(xié)議），在保持年度調峰替代交易中標總電量不變的前提下，可于每月20日前對年度交易合同（協(xié)議）中次月（分解計劃）提出調整申請，經(jīng)電力調度機構安全校核后，做為月度調峰替代交易電量計劃安排的基礎；月度內替代交易電量計劃原則上不進行調整（實時有功電力調峰電量可進行調整），如確需調整，應在年度替代電量合同的基礎上，進行月度滾動，實現(xiàn)年度清算時完成比例大體相當。
8.3.7 對參與交易的燃煤自備電廠應提前公示和調整月度停機備用計劃等，采用燃煤自備企業(yè)機組實時有功電力調峰、旋轉備用調峰和停機備用調峰交織進行的方式執(zhí)行，并根據(jù)電網(wǎng)負荷和斷面限額情況，每月可安排適量燃煤自備電廠機組停機備用方式進行電量替代（存在停機備用中標情況的），便于月度和年度調峰替代交易電量的落實和執(zhí)行。
8.4 月度交易計劃執(zhí)行
8.4.1 電力調度機構負責編制、執(zhí)行日調度計劃，通過日調度計劃落實月度交易計劃。當輸電通道發(fā)生阻塞時，調度機構按照確保電網(wǎng)安全的原則，調整發(fā)電廠出力，相應交易電量執(zhí)行偏差部分，不計入違約。
8.4.2 電力調度機構負責執(zhí)行月度電能交易計劃；電力交易中心應及時跟蹤和公布月度電能交易計劃執(zhí)行進度情況，并及時與電力調度機構溝通協(xié)調，確保各種交易成分的落實和完成。如電力調度機構在交易執(zhí)行過程中可以根據(jù)電網(wǎng)安全運行需要調整已簽訂的合同電量，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。當調峰替代交易邊界條件發(fā)生變化時，應及時告知電力交易中心并通知各市場主體。
8.4.3 電力調度機構按照電能交易計劃合理調整新能源企業(yè)AGC（自動發(fā)電控制）控制系數(shù)，對已簽訂的各種合同按照同等責任的原則執(zhí)行，其中：新能源企業(yè)優(yōu)先執(zhí)行市場化交易電量，新能源企業(yè)替代交易電量的執(zhí)行不影響其他交易電量的執(zhí)行，同時在保證電網(wǎng)安全運行的前提下，充分利用斷面空間，最大限度完成調峰替代交易，提高新能源企業(yè)消納空間。
8.4.4 針對新能源企業(yè)，應通過調整智能調度技術控制系統(tǒng)中的AGC（自動發(fā)電控制）系數(shù)控制，將下月新能源企業(yè)優(yōu)先發(fā)電權電量、調峰替代交易電量、外送交易電量、直接交易電量等進行合理分配，并進行滾動調整，體現(xiàn)其優(yōu)先發(fā)電；未參與各類交易的新能源企業(yè)均按照相同分配系數(shù)進行確定和執(zhí)行（特殊情況，按政府明確的原則執(zhí)行）；各新能源企業(yè)應嚴格按照AGC（自動發(fā)電控制）指令執(zhí)行發(fā)電出力，不得出現(xiàn)超指令、欠指令發(fā)電情況。
8.4.5 電力調度機構應加強對參與調峰替代交易的新能源企業(yè)和燃煤自備電廠所屬企業(yè)的運行監(jiān)督、管理，努力完成月度調峰替代電量交易，使參與交易的新能源企業(yè)多發(fā)電，減少棄電電量。
8.4.6 當出現(xiàn)以下情況時，調度機構可根據(jù)電網(wǎng)運行情況對月度交易計劃進行調整，由此造成新能源企業(yè)或燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電的偏差電量不承擔違約責任。
（1）保障電網(wǎng)安全所采取的電網(wǎng)調控措施。
（2）輸變電設備停電計劃調整或臨時停電。
（3）調用發(fā)電企業(yè)輔助服務，包括機組停備、調峰調頻、調壓等。
（4）消納新能源所采取的公用電廠調停機組、降低發(fā)電出力等電網(wǎng)調控措施。
（5）為保障電力平衡或電網(wǎng)安全，采取的需求側管理措施或拉路、限電，導致的直接交易合同調減。
（6）因天氣、外部環(huán)境等客觀原因造成電網(wǎng)運行方式發(fā)生變化。
當用電市場發(fā)生變化時，按先調整優(yōu)先發(fā)電權電量，再調整市場化交易電量計劃原則執(zhí)行。
8.4.7 每月1日，電力調度機構統(tǒng)計新能源企業(yè)和燃煤自備電廠所屬企業(yè)的月度計劃調整電量，編制上月交易計劃執(zhí)行情況報告，說明調整的具體時間和原因，報監(jiān)管機構備案。
8.4.8 當市場主體月度、年度對調峰替代交易電量的執(zhí)行、偏差處理、進度完成等指標提出異議時，由電力調度機構負責出具相關說明，并由電力交易中心負責公布相關信息等。
8.4.9 調峰替代交易期間，應建立溝通反饋機制。針對執(zhí)行情況和存在的問題，由自治區(qū)經(jīng)信委、新疆能監(jiān)辦、電網(wǎng)運營企業(yè)等和參與交易的燃煤自備電廠所屬企業(yè)、新能源企業(yè)代表召開協(xié)調會，確保調峰替代交易試點工作的有序執(zhí)行和各項工作的落實。
9. 計量與結算
9.1 概述
9.1.1 電量、電費采用電網(wǎng)運營企業(yè)按月集中結算方式，電網(wǎng)運營企業(yè)向燃煤自備電廠所屬企業(yè)收取全部購電費，并將新能源企業(yè)調峰替代交易讓利電費在燃煤自備電廠所屬企業(yè)收取全部購電費中扣減，燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)不直接結算。
9.2 電網(wǎng)運營企業(yè)按規(guī)定收取輸配電服務費用（試點階段暫不收取）和線損電費，同時代收政府性基金附加等。 9.2 計量點與計量裝置
9.2.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)計量點以燃煤自備電廠所屬企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《供用電合同》約定的計量點為準。
9.2.2 新能源企業(yè)計量點以新能源企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《購售電合同》約定的計量點為準。
9.2.3 當計量點發(fā)生變更時，交易各方應以書面方式進行確認。
9.2.4 各市場交易主體應確保本側計量裝置的準確度達到規(guī)則和國家、行業(yè)的要求，并能接入電網(wǎng)運營企業(yè)電能量采集系統(tǒng)。
9.2.5 計量裝置需定期進行檢定（驗），對于未經(jīng)檢定（驗）、檢定（驗）不合格或超過檢定（驗）周期的計量裝置，不得使用。
9.2.6 安裝主、副電能表，應將主表和副表應安裝在同一計量點，主副兩套計量電能表一經(jīng)確認，不得改變。
9.2.7 電能計量裝置、電能計量裝置校驗要求和計量裝置異常處理辦法按燃煤自備電廠所屬企業(yè)與所在電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《供用電合同》和新能源企業(yè)與電網(wǎng)運營企業(yè)簽訂的《購售電合同》的約定執(zhí)行。
9.3 計量數(shù)據(jù)采集
9.3.1 有功電量、無功電量的計量數(shù)據(jù)按一個交易時段為一個采樣周期進行。經(jīng)各市場交易主體協(xié)商同意，可以用交易時段（以分鐘為單位）的約數(shù)作為一個采樣周期；對于采用峰谷電價的電力用戶，計量應支持峰谷電量采集。
9.3.2 電網(wǎng)運營企業(yè)負責建立從各計量裝置到計量數(shù)據(jù)庫的計量數(shù)據(jù)采集方法、計算公式等的設定。
9.3.3 市場交易主體必須保證每一計量裝置都與數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)實現(xiàn)計量數(shù)據(jù)傳輸。定期上報計量數(shù)據(jù)，便于核對和計算交易電量。
9.3.4 新能源企業(yè)多數(shù)存在匯集站方式接入，其計量電量的確認按已有規(guī)定執(zhí)行。
9.3.5 燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代電量、購網(wǎng)電量的計量和確認應綜合計算后確認。
9.4 計量數(shù)據(jù)確認和替代方法
9.4.1 計量數(shù)據(jù)確認及替代方法，應由市場交易主體協(xié)商一致。
9.4.2 對于裝有主表，副表兩套電能表的計量點，以主表計量數(shù)據(jù)作為結算依據(jù)，副表作為核對之用。
9.4.3 當主表發(fā)生故障時，應采用經(jīng)恰當修正后的副表數(shù)據(jù)作為計量數(shù)據(jù)（或采取考核計量點數(shù)據(jù)修正后，并確認）。
9.4.4 若尚未安裝副表，或當主副二套表計同時發(fā)生故障時，以可替代的計量表計記錄的數(shù)據(jù)扣除必要的電量（線損、變損、廠用電等）后作為替代電量數(shù)據(jù)，或采用考核計量點計量數(shù)據(jù)，并進行必要的修正。替代電量數(shù)據(jù)或考核計量點計量數(shù)據(jù)需經(jīng)各相關市場交易主體共同確認。
9.4.5 以有資質的檢定單位出具的電量退補單作為修正依據(jù)。
9.5 電量結算
9.5.1 電量結算原則
9.5.1.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)采用“月結年清”的方式，即月度結算、年度進行清算的方式結算，結算順序為先計算確定調峰替代交易電量，再確定購網(wǎng)電量后，綜合結算；新能源企業(yè)采用優(yōu)先結算市場化交易電量，優(yōu)先發(fā)電權電量兜底的方式，當優(yōu)先發(fā)電權電量不能兜底時，按兩種方式進行替代交易電量，然后結算其他市場化電量的原則執(zhí)行。
9.5.1.2 替代交易結算采用“順推法”：中標新能源企業(yè)由電網(wǎng)運營企業(yè)支付購電費時應扣除中標替代交易結算電量對應的補償款（含稅）后統(tǒng)一支付，即分別計算市場化電量和優(yōu)先發(fā)電權電量，計算相應電費（含補貼電價）；針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)向電網(wǎng)運營企業(yè)支付購電費時，其實際調峰替代交易電量部分僅需繳納目錄電度電價與交易電價（補償款）的差額部分（含稅），其他費用不變。票據(jù)與資金支付保持一致。
9.5.1.3 替代交易結算采用“輸配電價法”：針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)向電網(wǎng)運營企業(yè)支付購電費時，其實際調峰替代交易電量部分以新能源綜合出清電價（含交易電價對應補償款后的差額部分（含稅））加上相應輸配電價及損耗等，計算到燃煤自備電廠所屬企業(yè)對應電壓等級用電（電度）電價，其他費用不變。
9.5.1.4 燃煤自備電廠所屬企業(yè)替代交易月度結算電量的確定。
（1）燃煤自備電廠機組實施實時有功電力調峰、旋轉備用調峰替代結算電量的確定原則：根據(jù)自備電廠機組調峰開始、結束調整出力時對應的企業(yè)下網(wǎng)負荷時間段、下網(wǎng)負荷增加調整的幅度（自備機組降低出力的開始、結束時間及幅度），結合下網(wǎng)計量抄表數(shù)據(jù)綜合計算確定。
（2）燃煤自備電廠機組實施停機替代結算電量的確定原則：按照調度機構公示的自備電廠機組月度停機計劃，其機組開始停機、結束停機恢復正常出力時對應的企業(yè)下網(wǎng)負荷時間段、確定的下網(wǎng)負荷增加調整的幅度（自備機組停機的開始、結束時間及幅度），結合下網(wǎng)計量抄表數(shù)據(jù)綜合計算確定。
（3）燃煤自備電廠機組如計劃停機超出調度機構確定的時間后產(chǎn)生的下網(wǎng)電量增加，為購網(wǎng)電量，不計算為調峰替代交易電量；屬政府根據(jù)供熱要求，執(zhí)行供熱調峰、停止新能源企業(yè)發(fā)電的時間段，按照政府批復的“保證民生供熱調峰辦法”等政策執(zhí)行，不計算為調峰替代交易電量。
（4）燃煤自備電廠所屬企業(yè)具體計算月度替代交易電量的方法：按照邊界條件，調度機構值班調度員對自備企業(yè)機組下達調整出力，并增加下網(wǎng)電量的指令時，記錄四個節(jié)點的相關信息，即調整出力的下網(wǎng)負荷增加幅度（P2)、開始時間(T1)、開始時實際負荷(P1)以及截止時間(T2)。該指令應與對應的自備電廠值班員確認無誤后，雙方記錄并錄音（如出現(xiàn)異議時，以調度錄音為準）。期間通過電網(wǎng)運營企業(yè)用電量采集系統(tǒng)進行該時段電量數(shù)據(jù)的提取，再根據(jù)電力調度機構提供的下網(wǎng)負荷調整時間段四個節(jié)點的相關信息，進行綜合計算，并由電網(wǎng)運營企業(yè)與自備電廠所屬企業(yè)雙方共同確認。
在月度替代交易發(fā)生的月度內，根據(jù)雙方共同確認的一次調整電量數(shù)值和下網(wǎng)計量電量數(shù)值，月度累計后據(jù)實結算。即W2即為自備電廠機組調整出力后形成的調整電量，具體公式示意如下：
W=月度總下網(wǎng)電量=W1+W2
W1=自備機組非調整出力后形成的替代電量（月度網(wǎng)購電量）= W-（M1+M2+M3）=W-M
W2=自備機組調整出力后形成的替代電量= M1+M2+M3
M月度總調峰替代交易電量=M1+M2+M3=M1實時有功電力調峰電量+M2旋轉備用調峰電量+M3停機備用調峰電量
M1=(T2底碼-T1底碼）×倍率-(T2-T1)×P1功率調整數(shù)值
M2 = P2（機組旋轉備用對應的容量）×(1-廠用電率%)×T（旋轉備用時間）
M3=P3（機組停機對應的容量）×(1-廠用電率%)×T（停機時間）
W1=月度網(wǎng)購電量；W2=月度調峰替代交易電量
W3=富裕電量上網(wǎng)=關口表計反向上網(wǎng)電量（W3單獨計算）
燃煤自備電廠所屬企業(yè)月度結算電量上下網(wǎng)單獨計算；電費需對應各項電量對應電價綜合計算（含稅），并出具結算單。
9.5.1.5 新能源企業(yè)月度調峰替代交易結算電量的確定：
（1）按照當月自備電廠所屬企業(yè)實際替代交易總電量確定后，再進行各中標新能源企業(yè)結算電量計算和進行分配。
（2）具體新能源企業(yè)結算中標電量具體計算方法和公式如下：
W（新能源企業(yè)月度總上網(wǎng)電量）=W1+W2
W1=新能源機組非市場化電量=(T2底碼-T1底碼）×倍率-M（市場化電量）
W2=新能源機組月度市場化電量=（M1+M2)+M3=M
M1=直接交易疆內市場化電量之和
M2=外送電交易市場化電量之和
M3=新能源參與調峰替代交易電量
M3=W×(X)(所在區(qū)域參與調峰替代交易月度實際結算比例)
月度新能源企業(yè)所在區(qū)域內實際結算電量比例的具體計算方式：
X：各區(qū)域“替代”電量與上網(wǎng)電量比率:
區(qū)域內所有中標新能源企業(yè)調峰替代交易電量的月度實際結算比例值保持一致。
9.5.2 電量結算順序
9.5.2.1 針對新能源月度替代交易電量結算可采取兩種方式進行，并在交易公告中明確。
第一種方式，先將新能源企業(yè)月度實際上網(wǎng)電量計算確定，隨后按照調峰替代交易確定的總電量中按中標比例數(shù)值、區(qū)域比例一致的方式優(yōu)先扣除，再結算其他市場化交易電量和優(yōu)先發(fā)電權交易電量。
第二種方式，先將新能源企業(yè)月度實際上網(wǎng)電量計算確定，隨后按照其他市場化交易電量先期扣除，再將調峰替代交易確定的總電量中按中標比例數(shù)值和占優(yōu)先發(fā)電權交易電量比例、區(qū)域比例一致的方式扣除。
9.5.2.2 替代交易電量每月結算一次，其出現(xiàn)月度偏差電量時可滾動調整，整個交易期內清算完畢。
9.6. 違約電量的計算與處理原則
9.6.1 針對新能源企業(yè)存在各區(qū)風電、光伏發(fā)電能力差異、設備可利用差異情況等，其自身原因造成風電、光伏替代發(fā)電量年度中標計劃的75%以下的少發(fā)電量按照調峰替代交易最高成交價的10%支付違約金，75%以內的電量次年一季度補發(fā)，因調度運行需要導致的少發(fā)電量免于支付違約金。
9.6.2 針對燃煤自備電廠所屬企業(yè)年度調峰替代交易（含轉讓后，或未能轉讓的），其自身原因導致少發(fā)電量，完成偏差大于-5%以上的，應支付最高成交價的10%支付違約金。
9.6.3 違約電量的計算：
（1）當新能源企業(yè)調峰替代交易完成上網(wǎng)電量≥燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量時，根據(jù)燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量計算調峰替代交易實際執(zhí)行電量。因燃煤自備電廠所屬企業(yè)原因實際執(zhí)行調峰替代交易電量與合同電量偏差超過-5%以上造成的違約損失由燃煤自備電廠所屬企業(yè)承擔，對新能源企業(yè)造成的損失也由燃煤自備電廠所屬企業(yè)承擔。
（2）當新能源企業(yè)調峰替代交易完成上網(wǎng)電量＜燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量時，先行根據(jù)根據(jù)燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易電量計算調峰替代交易實際執(zhí)行電量。新能源企業(yè)上網(wǎng)電量計算調峰替代交易實際執(zhí)行電量時，因新能源企業(yè)原因實際執(zhí)行調峰替代交易電量與合同電量偏差超過-25%以上時，造成的違約損失由新能源企業(yè)承擔，對燃煤自備電廠所屬企業(yè)造成的損失也由新能源企業(yè)承擔。
9.6.4 違約電量的處理：
9.6.4.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)當調峰替代交易執(zhí)行電量＜調峰替代交易合同電量×0.95時，違約電量等于調峰替代交易合同電量×0.95-調峰替代交易執(zhí)行電量；
9.6.4.2 新能源企業(yè)當調峰替代交易執(zhí)行電量＜調峰替代交易合同電量×0.75時，違約電量等于調峰替代交易合同電量×0.75-調峰替代交易執(zhí)行電量；
9.6.4.3 違約電量由電力交易中心統(tǒng)一計算，原則上由電網(wǎng)運營企業(yè)進行結算。
9.6.4.4 在計算應執(zhí)行調峰替代交易合同電量和購電計劃電量時，電量結算應統(tǒng)計電力調度機構在交易執(zhí)行過程中對月度交易計劃的調整。在收到月度交易計劃執(zhí)行情況報告后，電力交易中心將計劃調整電量分解到具體的交易合同和購網(wǎng)電量計劃中，根據(jù)調整（扣除調整電量）后的合同電量和購網(wǎng)計劃電量進行實際結算。
9.7 電費結算
9.7.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)
9.7.1.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)應按規(guī)定及時支付購電費用，購電費包括調峰替代交易購電費、購網(wǎng)電量電費、違約電量電費、基本電費；調峰替代交易購電費和違約金等。
先按實際用電量和目錄電價、基本電價計算購電費；然后分別計算調峰替代交易產(chǎn)生的電費，同時計算參與調峰替代交易形成的差價電費，再計算政府性基金及附加和違約金；最后計算購網(wǎng)電費、力調電費等，得到最終的燃煤自備電廠所屬企業(yè)電費。根據(jù)計算電費數(shù)據(jù)與燃煤自備電廠所屬企業(yè)結算。
9.7.1.2 違約金包括兩部分：燃煤自備電廠所屬企業(yè)調峰替代交易違約金和對發(fā)電企業(yè)補償金。
9.7.1.3 燃煤自備電廠所屬企業(yè)原因，違約金=違約電量×燃煤自備電廠所屬企業(yè)用電的目錄電價（不含政府性基金及附加，以下相同）×10%；
9.7.2 新能源企業(yè)
9.7.2.1 新能源企業(yè)電費包括調峰替代交易電費、政府確定的優(yōu)先發(fā)電權電量電費、其他市場化交易電量電費和違約金等。
先按實際上網(wǎng)電量和核定上網(wǎng)電價計算上網(wǎng)電費；然后分別計算調峰替代交易產(chǎn)生的電費，同時計算參與調峰替代交易形成的差價電費和違約金；并計算其他電量形成的電費等，最終得到新能源企業(yè)上網(wǎng)電費。
9.7.2.2 新能源企業(yè)原因，違約金=違約電量×電廠上網(wǎng)電價×10%。
9.7.3 電費及違約金支付
9.7.3.1 電網(wǎng)運營企業(yè)負責電量電費結算工作，編制《調峰替代交易電量結算單》和《調峰替代交易電費結算單》，并發(fā)給燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)確認。
9.7.3.2 燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)在收到《調峰替代交易電量結算單》和《調峰替代交易電費結算單》后應盡快進行核對、確認，如有異議，在收到結算單后2個工作日內通知電網(wǎng)運營企業(yè)。經(jīng)協(xié)商修正后，電網(wǎng)運營企業(yè)將修正后的《調峰替代交易電量結算單》和《調峰替代交易電費結算單》發(fā)送給燃煤自備電廠所屬企業(yè)與新能源企業(yè)重新確認。
9.7.3.3 新能源企業(yè)根據(jù)確認后的《調峰替代交易電費結算單》開具增值稅發(fā)票，并送達給電網(wǎng)運營企業(yè)；電網(wǎng)運營企業(yè)根據(jù)確認后的《調峰替代交易電費結算單》開具增值稅發(fā)票，并送達給燃煤自備電廠所屬企業(yè)，各方據(jù)此付費。
10. 信息披露
10.1 信息分類
10.1.1 按照信息保密要求和公開范圍分類
10.1.1.1 按照信息的保密要求和公開范圍，電力交易平臺上的市場信息可以分為公眾信息、公開信息、私有信息和交換信息四大類。
10.1.1.2 公眾信息指通過電力交易平臺向社會公眾公布的信息，例如各類交易適用的法律、法規(guī)、電力行業(yè)規(guī)程、管理規(guī)定、電力交易工作流程等。
10.1.1.3 公開信息指所有市場交易主體均可獲得的信息，例如市場交易主體名單、輸配價格、損耗率、撮合交易最高限價、新機組投產(chǎn)情況、電網(wǎng)發(fā)電設備容量和構成情況（分水、火）、每月發(fā)、用電量、機組剩余發(fā)電量、關鍵輸電通道剩余可用輸電能力和潮流極限情況等。應保證市場交易主體可以在規(guī)定時間范圍內無歧視地獲得各類公開信息。
10.1.1.4 私有信息指只有特定的市場交易主體及電力交易中心、電力調度機構才可獲得的信息，例如發(fā)電機組的機組特性參數(shù)、各市場交易主體的各類交易的成交電量及成交價格、各市場交易主體的申報電量和申報價格、結算信息等。應采取必要措施來保證市場交易主體可以按時獲得私有信息，并保證市場范圍內私有信息的保密性。
10.1.1.5 交換信息是監(jiān)管機構、電力交易中心、電力調度機構之間為維持電力系統(tǒng)正常運行和電力市場正常運轉所交換的信息，例如實時信息、網(wǎng)絡拓撲、市場運行信息等。只有監(jiān)督機構、電力交易中心、電力調度機構有權獲得交換信息。
10.1.1.6 以上信息均應向監(jiān)管機構提供并備案。
10.1.2 按照信息內容和主要用途分類
10.1.2.1 按照信息的內容和主要用途，電力交易平臺上的市場信息可分為交易信息和市場運營信息兩大類。
10.1.2.2 交易信息是指電力交易產(chǎn)生的信息，包括通過電力交易平臺向市場交易主體發(fā)布的交易組織信息、交易結果信息、交易執(zhí)行信息等信息。交易信息以私有信息和交換信息為主。
10.1.2.3市場運營信息是指各交易機構按照市場運營規(guī)則，定期通過電力交易平臺向市場交易主體發(fā)布的相關市場信息。市場運營信息以公眾和公開信息為主。
10.2 信息管理
10.2.1 市場交易主體應根據(jù)各自職責及時披露相關信息，并確保真實有效；電力交易中心對調峰替代交易信息進行匯總、整理、發(fā)布、保存，并報監(jiān)管機構備案。
10.2.2 電力交易中心應創(chuàng)造信息公開的良好條件，通過電力交易平臺發(fā)布市場信息，發(fā)布的信息應真實、準確、及時、完整。
10.2.3 市場交易主體應當按照本規(guī)則的規(guī)定，配合提供市場運營所必須的信息或參數(shù)。并對所提供信息的正確性負責。
10.2.4 為保證市場交易主體的信息安全，市場交易主體各方、市場運營機構、電網(wǎng)運營企業(yè)、應按照各自的訪問權限對市場運營信息進行訪問，對于超出授權范圍的訪問需要經(jīng)過有關電力交易中心的審核批準后才可進行，監(jiān)管機構可按要求對信息管理進行全過程監(jiān)管。
10.3 市場運營信息發(fā)布
10.3.1 燃煤自備電廠所屬企業(yè)披露信息包括：
（1）公司股權結構、投產(chǎn)時間、用電電壓等級、最大生產(chǎn)能力、報裝用電容量、用電類型、目錄電價、年用電量、電費欠繳情況、產(chǎn)品電力單耗、用電負荷率、以前年度違約情況等。
（2）調峰替代交易需求信息、最大需量、聯(lián)系方式。（3）調峰替代交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。
10.3.2 新能源企業(yè)應披露的信息包括：
（1）機組臺數(shù)、機組容量、投產(chǎn)日期、發(fā)電業(yè)務許可證、上網(wǎng)電價、以前年度違約情況等。
（2）已簽合同電量等。
（3）調峰替代交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。
10.3.3 電網(wǎng)運營企業(yè)披露信息包括：
（1）輸配電價標準、政府性基金及附加、損耗率、線損折價等。
（2）主要輸配電設備典型時段的最大允許容量、預測需求容量、約束限制的依據(jù)等。
（3）關鍵輸電通道潮流極限情況和剩余可用輸送能力情況。
10.3.4 電力交易中心披露的信息包括：
（1）調峰替代交易合同電量。
（2）年度、月度電力供需預測情況；
（3）由于電網(wǎng)安全約束限制了調峰替代交易的具體輸配線線路或輸變電設備名稱、限制容量、限制依據(jù)、該輸配電設備上其他用戶的使用情況、約束時段等；次年（季、月）各機組剩余可發(fā)電量的上限。
（4）交易電量執(zhí)行、電量清算、電費結算等。
（5）其他與調峰替代交易相關的公共信息。
10.4 保密規(guī)定
10.4.1 除公開披露信息外（私有信息具有保密性），未經(jīng)電力監(jiān)管機構批準，市場交易主體和市場運營機構不得向其他市場交易主體透露私有信息。
10.4.2 電力交易中心不得向其他市場交易主體透露交換信息。
10.4.3 公開信息、私有信息和交換信息具有保密性，未經(jīng)電力監(jiān)管機構批準，市場交易主體不得向公眾透露這三類信息。
10.4.4 泄密事件涉及權益當事人的，該當事人可向電力監(jiān)管機構提出對泄密責任人的申訴。
10.4.5 以下屬于例外情況：
（1）應司法、仲裁機構要求透露、使用或者復制該信息時；
（2）應法律、爭議解決程序、仲裁程序要求使用或復制該信息時。
11.市場干預及終止
11.1 市場交易主體和市場運營機構均可向監(jiān)管機構申請市場干預。
11.2 發(fā)生以下情況時，監(jiān)管機構進行市場干預。
（1）市場交易主體濫用市場力、串謀及其它嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（2）交易平臺發(fā)生故障，調峰替代交易無法正常進行時；
（3）其它情況。
11.3 出現(xiàn)下列情形之一時，市場運營機構可以進行市場干預，并報能源監(jiān)督機構備案：
（1）系統(tǒng)出力不足以至無法按市場規(guī)則正常運行時；
（2）系統(tǒng)內發(fā)生事故危及電網(wǎng)安全時；
（3）自動化系統(tǒng)、數(shù)據(jù)通信系統(tǒng)等發(fā)生故障導致交易無法正常進行；
（4）其他必要的情形。
11.4 市場干預的主要手段包括：
（1）暫停市場交易；
（2）改變市場交易時間、暫緩市場交易；
（3）調整市場限價；
（4）調整市場交易電量。
11.5 干預期間，進行干預的市場運營機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和后果等，并報監(jiān)督機構備案。
11.6 可根據(jù)情況選擇如下干預方式：
（1） 暫停市場交易；
（2） 推遲市場交易；
（3） 調整交易結果；
（4） 其他干預手段。
11.7 監(jiān)管機構可根據(jù)《電力市場監(jiān)管辦法（試行）》等文件決定中止或恢復電力市場。
11.8 市場中止期間，各市場交易主體應按照電網(wǎng)調度管理規(guī)程，根據(jù)電力調度機構的調度指令，嚴格執(zhí)行調度計劃。
12.爭議與違規(guī)處理
12.1 市場運營過程中，市場交易成員之間發(fā)生爭議時，可以通過以下方式處理：
（1） 雙方協(xié)商解決；
（2） 書面提請監(jiān)管機構調解，監(jiān)管機構依據(jù)《電力爭議調解暫行辦法》實施調解和裁決；
（3） 申請仲裁；
（4） 提出司法訴訟。
12.2 電力用戶和發(fā)電企業(yè)有下列行為之一的，經(jīng)核實并報監(jiān)管機構同意，予以強制退出，并根據(jù)國家有關規(guī)定予以查處。
（1）提供虛假材料或其它欺騙手段取得市場準入的；
（2）違反國家電力或環(huán)保政策并受處罰的；
（3）互相串通報價，操縱或控制市場交易，哄抬或打壓交易價格的；
（4）將所購交易電量轉售或變相轉售給其他用戶的；
（5）拖欠電費的；
（6）不按交易結果簽訂合同的；
（7）無正當理由，不履行已簽訂的交易合同或協(xié)議的；
（8）不服從電網(wǎng)調度命令的；
（9）其它違反交易規(guī)則行為并造成嚴重后果的。
12.3 監(jiān)管機構根據(jù)國家法規(guī)、規(guī)章相關條款的規(guī)定，對市場成員違反本細則的行為予以處罰。
13．名詞解釋
（1）替代交易：指符合準入條件的自備企業(yè)與新能源企業(yè)按照自愿參與原則直接進行的購售電交易，電網(wǎng)運營企業(yè)按規(guī)定提供輸配電服務。
（2）市場交易主體：指符合市場準入條件、在電力交易平臺注冊的自備企業(yè)、新能源企業(yè)、電網(wǎng)運營企業(yè)。市場交易主體可分為自備企業(yè)、新能源企業(yè)和輸電主體。
（3）新能源：指風能、太陽能。
（4）替代交易價格：指在新能源企業(yè)補償給自備企業(yè)的價格。
（5）集中競價交易是指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經(jīng)電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量與成交價格等市場要素；
（6）掛牌交易是指市場主體通過電力交易平臺，將需要求電量或可供電量的數(shù)量和價格等信息對外發(fā)布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該邀約的申請，經(jīng)過安全校核和相關方確認后形成交易結果，同一周期內提交的交易按等比例原則分配，不同周期內提交的交易按時間優(yōu)先原則成交。
（7）集中掛牌交易：指自備企業(yè)、新能源企業(yè)通過交易運營系統(tǒng)直接進行電量需求申報，按照市場規(guī)則進行交易出清的交易組織方式。
（8）轉讓交易：指市場交易主體以市場方式將原交易合同全部或部分權利義務轉移給其他方。
（9）安全校核：對自備企業(yè)與新能源企業(yè)按市場出清形成的無約束交易結果進行發(fā)電、輸配電和用電過程模擬分析，確定是否滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定和發(fā)電能力約束條件的過程。
（10）工作日：指除星期六、星期日及法定節(jié)假日以外的公歷日。
（11）購網(wǎng)電量：指電力用戶按照政府核定目錄電價向電網(wǎng)運營企業(yè)購買的電量。
（12）電子合同：市場交易主體在交易入市前，簽署《替代交易入市承諾函》，承諾履行替代交易規(guī)則及辦法規(guī)定的各項義務，承認替代交易平臺產(chǎn)生的交易結果單并且將其作為購售電合同（發(fā)電企業(yè)）及供用電合同（自備電廠所屬企業(yè)用電）的補充協(xié)議，進行相關結算工作。這種入市承諾函+替代交易結果單的方式，稱為“電子合同”
（13）新能源企業(yè)分區(qū)方式：是指電力調度機構根據(jù)電網(wǎng)輸送通道瓶頸，采取劃分不同區(qū)域進行安全校核的方式。目前，全疆劃分為烏昌地區(qū)、哈吐地區(qū)、巴州及阿克蘇地區(qū)、疆南及和田地區(qū)、伊犁地區(qū)、博州、奎屯、塔城及阿勒泰地區(qū)六個區(qū)域進行安全校核，當電網(wǎng)結構發(fā)生重大調整時，分區(qū)方式可進行隨之調整。
（14）就地平衡方式：是指考慮電網(wǎng)受阻情況，采取分區(qū)方式后，以電氣距離較近，受阻較少方式進行就地電力電量平衡方式計算和出清。
（15）發(fā)電機群方式：是指在一個分區(qū)內，所有發(fā)電企業(yè)和發(fā)電廠為一個發(fā)電機群，并分別將火電、水電、新能源等電源單獨確定為發(fā)電機群，機群內機組可以相互停機備用。
（16）對于“邊際電價法”，按照申報賣出、買入報價進行匹配，最終替代交易成交價格為配對雙方成交的邊際電價，即成交價格=[新能源企業(yè)申報買入價格-自備電廠所屬企業(yè)申報賣出價格]=0后，對應的邊際出清價格，即申報買入報價后的出清價格=申報賣出報價后的出清價格。
對于“高低匹配法”，按照申報賣出、買入報價進行匹配，最終直接交易成交價格為配對雙方報價之和的二分之一，即成交價格=[電力用戶申報買入價格+發(fā)電企業(yè)申報賣出價格]/2；
對于“最低價匹配法”，按照申報賣出、買入報價進行匹配，最終直接交易成交價格為撮合配對雙方報價差值的二分之一，即成交價格=[電力用戶申報買入價格-發(fā)電企業(yè)申報賣出價格]/2；
（17）調峰替代交易出清計算與結算計算
一、邊界條件
1、各地區(qū)新能源電廠參與調峰替代交易；
2、新能源為全額收購，忽略計劃對變量的影響、棄電只受斷面和負荷的影響；
3、“網(wǎng)架原因”棄電量，受電網(wǎng)斷面影響，有限度納入分析；
4、風電、光伏棄電之間不存在關聯(lián)關系；
二、影響因素
1、綜合考慮：上網(wǎng)電量、發(fā)電能力、“網(wǎng)架原因”、“調峰原因”，四個方面因素；
2、“上網(wǎng)電量”權重 K∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、正向影響；
“上網(wǎng)電量”多的地區(qū)，“替代”交易電量多?！吧暇W(wǎng)電量”少的地區(qū)，“替代”交易電量少，作為主要分配基數(shù)；
3、“發(fā)電能力” K1∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、正向影響；
從發(fā)電能力考慮，裝機容量大的地區(qū)，“替代”交易電量較多；裝機容量小的地區(qū)，“替代”交易電量相應較少，作為主要因素；
4、“網(wǎng)架原因”棄電 K2∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、負向影響；
從電網(wǎng)斷面考慮，因“網(wǎng)架原因”棄電多的地區(qū)，“替代”交易電量較少；棄電少的地區(qū)，“替代”交易電量則會增多，作為主要因素；
5、“調峰原因”棄電 K3∽“替代”交易比例 Yi：線性關系、正向影響；
月度出清:從調峰棄電來看，環(huán)比“調峰原因”<0的地區(qū)，完成“替代”較好；環(huán)比“調峰原因”>0的地區(qū)，完成“替代”較差，作為主要因素；
年度出清：從調峰棄電來看，全年棄電量比重小的地區(qū)，完成“替代”較好；棄電量比重大的地區(qū)，完成“替代”較差，作為主要因素；
三、計算方法
以上網(wǎng)電量權重為基準，綜合考慮“發(fā)電能力”、“網(wǎng)架原因”棄電、“調峰原因”棄電等影響因素，并按一定比例構成地區(qū)新能源替代自備電量的系數(shù)。
四、計算公式
認為K1、K2、K3之間沒有關聯(lián)關系，構造系數(shù)公式如下：
(公式1)
(公式2)
因變量：Y：某地區(qū)調峰替代交易的權重系數(shù)；
自變量：K：“上網(wǎng)電量”權重系數(shù)；
K1：發(fā)電能力系數(shù)：反映地區(qū)新能源裝機情況；
K2 ：輸電能力系數(shù)：受“網(wǎng)架原因”影響，反映電網(wǎng)斷面的限制；
K3 ：調峰系數(shù)：受“調峰原因”影響，反映替代交易的成效；
上網(wǎng)電量權重系數(shù)K：
發(fā)電能力系數(shù)K1 ：反映地區(qū)新能源裝機情況；
通過裝機容量權重對各地區(qū)進行分類：采用正態(tài)分布5分位法計算分值；
K1 =根據(jù)計算結果正態(tài)分布情況，確定為20%、10%、0、-10%、-20%；
輸電能力系數(shù)K2 ：反映區(qū)域網(wǎng)架受阻情況；
通過各地區(qū)“網(wǎng)架原因”棄電比例進行分類：采用正態(tài)分布5分位法計算分值；
K2 =根據(jù)計算結果正態(tài)分布情況，確定為20%、10%、0、-10%、-20%；
調峰系數(shù)K3 ：反映區(qū)域電網(wǎng)調峰情況；
通過各地區(qū)進行“調峰原因”權重進行分類：采用正態(tài)分布5分位法計算分值；
K3 =根據(jù)計算結果正態(tài)分布情況，確定為20%、10%、0、-10%、-20%；
綜上，考慮不同地區(qū)情況，確定計算公式為：
各區(qū)域“替代”電量與上網(wǎng)電量比率:
