中國儲能網(wǎng)訊：2023年12月12日，新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《新疆維吾爾自治區(qū)2024年電力中長期交易實施方案》。
集中式扶貧光伏發(fā)電項目、分布式新能源項目暫不參與新疆電力市場。
2024年開展的中長期交易品種主要有直接交易、電網(wǎng)代購交易、電采暖交易、新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易、綠色電力交易、月內(nèi)（多日）合同交易、關(guān)停機組發(fā)電權(quán)替代交易等?，F(xiàn)貨市場運行后，不再開展疆內(nèi)及配套新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易。
明確獨立儲能可參與的市場品種、價格機制、組織方式等內(nèi)容。
以下為《新疆維吾爾自治區(qū)2024年電力中長期交易實施方案》全文。
新疆維吾爾自治區(qū)2024年電力中長期交易實施方案
為貫徹落實《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）、《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關(guān)于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）、《新疆電力中長期市場實施細則》（新監(jiān)能市場〔2022〕93號）、《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善分時電價有關(guān)事宜的通知》（新發(fā)改規(guī)〔2023〕11號）文件精神，全面做好2024年電力中長期交易工作，制定本方案。
一、基本原則
（一）保障電力市場平穩(wěn)運行。充分發(fā)揮電力中長期交易“壓艙石”作用，創(chuàng)新交易品種，擴大市場化規(guī)模，縮短交易周期，增加交易頻次，為市場主體提供靈活的曲線生成和調(diào)偏機制，實現(xiàn)中長期交易按工作日連續(xù)開市。
（二）做好中長期與現(xiàn)貨市場銜接。建立與電力現(xiàn)貨市場銜接的中長期分時段帶曲線交易模式，形成24小時曲線的交易合同，保障中長期與現(xiàn)貨市場有序銜接、平穩(wěn)過渡。
（三）促進綠色低碳發(fā)展。充分發(fā)揮市場平臺效用，建立更加靈活高效的新能源市場化交易機制，促進能源清潔低碳安全高效利用。
二、市場主體及其準入條件
（一）準入范圍
1.各市場主體準入標準按照《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）、《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）、《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439 號）和《新疆電力中長期市場實施細則》（新監(jiān)能市場〔2022〕93號）等文件要求進行準入。集中式扶貧光伏發(fā)電項目、分布式新能源項目暫不參與新疆電力市場。
2.由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的工商業(yè)用戶，通過向新疆電力交易中心有限公司（以下簡稱“交易中心”）提交參與批發(fā)交易或零售交易申請按季度進入市場。電力用戶新增用戶營銷戶號，可在每季度最后15日前，通過新疆電力交易平臺（以下簡稱“交易平臺”）提交新增申請，新增的用戶營銷戶號自下一季度起參與市場交易。
3.已在交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易的電力用戶，由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
4.自2024年起，符合市場準入條件的工商業(yè)電力用戶可直接在交易平臺開展市場注冊，不再按電力用戶年用電量以及電壓等級區(qū)分大、中小用戶類型。
5.已參與電力市場交易的市場主體，應(yīng)持續(xù)滿足電力市場準入基本條件，不再滿足準入基本條件的，待整改后再準入電力市場交易。售電公司按照國家、自治區(qū)相關(guān)政策文件執(zhí)行。
6.當(dāng)電力用戶所有營銷戶號（用電單元） 均已注銷或過戶給其他市場主體的，或者電力用戶不再屬工商業(yè)用電性質(zhì)的，電力用戶可申請正常退市。當(dāng)發(fā)電企業(yè)所有機組注銷或轉(zhuǎn)讓給其他市場主體的，發(fā)電企業(yè)可申請正常退市。當(dāng)電力用戶（發(fā)電企業(yè)）在交易平臺的營銷戶號（機組）均已注銷或過戶（轉(zhuǎn)讓），電力用戶（發(fā)電企業(yè)）自動退市。
7.新型市場主體參照國家、自治區(qū)相關(guān)政策文件準入和注冊。
（二）市場注冊
1.符合準入條件的市場主體應(yīng)進行注冊。抽水蓄能按照發(fā)電企業(yè)類型進行注冊。
2.集團用戶分地州注冊。
3.國網(wǎng)新疆電力有限公司（以下簡稱“國網(wǎng)新疆公司”），兵團各師（市）電力公司、增量配電網(wǎng)經(jīng)營主體等配售電公司應(yīng)在交易平臺注冊。
4.參加市場化交易的電力用戶，允許在合同期滿的下一個年度，按照準入條件選擇參加批發(fā)或者零售交易。未做出選擇的，延續(xù)2023年批發(fā)或零售交易身份。
5.參與電力市場交易的發(fā)用電市場主體應(yīng)具備分時計量與數(shù)據(jù)傳遞條件，目前采用線下傳遞數(shù)據(jù)的用戶應(yīng)采取有效措施盡快具備線上傳遞數(shù)據(jù)功能。
三、交易組織
2024年市場化交易規(guī)模預(yù)計1240億千瓦時（含電采暖交易）。
（一）交易組織時段劃分
為做好中長期與現(xiàn)貨市場銜接，將全天按單位小時劃分為24個交易時段，中長期交易按照24個交易時段組織實施，尖峰、峰、平、谷、深谷時段劃分按照自治區(qū)分時電價政策執(zhí)行。
（二）交易品種
2024年開展的中長期交易品種主要有直接交易、電網(wǎng)代購交易、電采暖交易、新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易、綠色電力交易、月內(nèi)（多日）合同交易、關(guān)停機組發(fā)電權(quán)替代交易等。根據(jù)政策要求和市場環(huán)境變化，適時調(diào)整中長期交易品種。
（三）合約要素
1.交易單元
交易單元是參與中長期交易的基本單位。同一交易單元可以在不同標的（或批次）的交易中擔(dān)任購方或者售方，在同一批次交易中，同一交易單元不能同時作為購方和售方。
2.交易周期
中長期合同執(zhí)行的起止時間，以完整日歷日為基本單位。
3.合同電量
中長期交易結(jié)果按交易標的日匯總合同電量，包含出清的年度（多月）、月度、月內(nèi)（多日）等交易分解到標的日的合同電量，作為結(jié)算依據(jù)。
4.交易價格
中長期交易價格采用絕對價格形式，不得為負值。
5.合同最小單位
中長期交易合同電量可根據(jù)需要分解為日小時塊（1小時×1兆瓦時）。
四、電量約束條件
（一）發(fā)電側(cè)電量約束
所有中長期交易中，發(fā)電企業(yè)各批次交易售出電量不超過月度交易電量上限和24個交易時段中各時段交易電量上限。發(fā)電企業(yè)購入電量不超過該交易周期內(nèi)凈售出電量（指多次售出、購入相互抵消后的凈售出電量，不含交易預(yù)出清結(jié)果）。
1.月度交易電量上限=月度最大上網(wǎng)電量－月度已成交合同（交易正式出清結(jié)果）－月度申報成功但未出清電量（含交易預(yù)出清結(jié)果）
月度最大上網(wǎng)電量由調(diào)度機構(gòu)在交易前提供。
2.發(fā)電企業(yè)24個交易時段中各時段交易電量上限=24個交易時段中各交易時段最大上網(wǎng)電量－各時段已有合同（交易正式出清結(jié)果）－各時段申報成功但未出清電量（含交易預(yù)出清結(jié)果）
各交易時段最大上網(wǎng)電量=交易標的天數(shù)×裝機容量×1小時
裝機容量數(shù)據(jù)以交易平臺注冊數(shù)據(jù)為準。
（二）用戶側(cè)電量約束
用戶側(cè)申報購入電量不超過各交易時段最大購入電量；用戶側(cè)申報售出電量不超過該交易周期內(nèi)的凈購入電量（多次購入、售出相互抵消后的凈購入電量，不含交易預(yù)出清結(jié)果）。
批發(fā)用戶/售電公司24個交易時段中各時段最大購入電量=批發(fā)用戶合同容量/售電公司代理用戶合同容量之和×交易標的對應(yīng)天數(shù)×1小時－各交易時段已成交合同（交易正式出清結(jié)果）－各交易時段申報成功但未出清電量（含交易預(yù)出清結(jié)果）。
電力用戶合同容量以交易平臺注冊數(shù)據(jù)為準。
五、合同曲線分解
（一）曲線分解方式
將年度（多月）、月度、月內(nèi)（多日）等各周期中長期合同按照執(zhí)行期內(nèi)日歷天數(shù)均分的原則，將24個交易時段合同電量分解至日小時塊。若年度（多月）交易按月申報，可按月度日歷天數(shù)均分的原則，將24個交易時段合同電量分解至日小時塊。
（二）外送曲線分解
北京電力交易中心發(fā)布的出清結(jié)果中，若交易曲線已出清至發(fā)電企業(yè)交易單元，則不再進行分解。交易曲線未出清至發(fā)電企業(yè)交易單元的，則按各發(fā)電企業(yè)交易單元分時段出清電量，等比例分解交易曲線至各發(fā)電企業(yè)交易單元。
（三）機組曲線分解
考慮與現(xiàn)貨市場的銜接，將現(xiàn)有交易單元對應(yīng)的中長期合同曲線按照機組容量比例匹配到各機組。
（四）優(yōu)先發(fā)電計劃曲線分解
優(yōu)先發(fā)電計劃由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)政府分時段優(yōu)先發(fā)電計劃下達情況，依據(jù)新疆電網(wǎng)發(fā)電企業(yè)月度合同電量計劃編制規(guī)范要求形成月度分時段（峰平谷時段）優(yōu)先電量計劃，并暫按各月度各時段（峰平谷時段）內(nèi)小時數(shù)均分的原則，將優(yōu)先發(fā)電計劃分解至各月24個交易時段，在年度交易組織前將優(yōu)先計劃分月24個交易時段電量計劃發(fā)送至交易中心。年度關(guān)停機組替代交易組織完成后，電網(wǎng)企業(yè)按照交易中心提供的年度關(guān)停機組替代交易出清數(shù)據(jù)形成分月分時段（峰平谷時段）電量計劃，按時段內(nèi)小時數(shù)均分的原則，將優(yōu)先發(fā)電計劃分解至各月24個交易時段。發(fā)電企業(yè)可通過按工作日連續(xù)開市的月內(nèi)（多日）合同交易，靈活調(diào)整偏差。
六、年度（月度）綠色電力交易
（一）交易標的
每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的，全年共288個交易標的。
（二）交易范圍
購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足綠色電力交易準入條件的新能源企業(yè)。
（三）組織方式
年度綠電交易優(yōu)先于年度電網(wǎng)代購和年度直接交易開展，月度綠電交易每月8日開展（遇節(jié)假日調(diào)整）。年度、月度綠電交易均采用雙邊協(xié)商方式組織。在交易開市期間，購方通過交易平臺按月申報各交易時段電量和電價（區(qū)分電能量價格和綠色環(huán)境權(quán)益價格），售方分別對電量、電價確認。
（四）價格機制
購售雙方在申報價格時，各時段除去綠色電力環(huán)境價值后的電能量價格應(yīng)滿足自治區(qū)分時價格浮動比例要求。交易平臺功能具備后，參照年度（月度）雙邊交易的價格機制設(shè)置各時段價格限額。
七、年度（月度）電網(wǎng)代購交易
（一）交易標的
每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的，全年共288個交易標的。
（二）參與交易范圍
購方為電網(wǎng)企業(yè)，年度電網(wǎng)代購交易中售方為滿足交易準入條件的發(fā)電企業(yè)，月度電網(wǎng)代購交易中售方為滿足交易準入條件的發(fā)電企業(yè)、獨立儲能企業(yè)。電網(wǎng)企業(yè)的代購電量含電網(wǎng)企業(yè)代理購電工商業(yè)用戶的用電量和線損電量。線損電量由電網(wǎng)企業(yè)按照國家核定新疆電網(wǎng)的上網(wǎng)環(huán)節(jié)綜合線損率6.57%計算。
（三）組織方式
年度電網(wǎng)代購交易在2023年底開展，月度電網(wǎng)代購交易原則上每月15日開展（遇節(jié)假日調(diào)整）。電網(wǎng)代購交易由售方報量報價，電網(wǎng)企業(yè)（購方）作為價格接受者報量不報價，采用場內(nèi)集中競價方式組織，根據(jù)各交易時段的申報數(shù)據(jù)按照“邊際電價法”出清。在交易開市期間，購售雙方通過交易平臺分別按月申報24個交易時段的數(shù)據(jù)。
（四）交易電量約束
電網(wǎng)企業(yè)以年度代購分月電量預(yù)測值的85%作為購方申報上限，剩余交易需求進入月度市場。
（五）價格機制
電網(wǎng)代購交易中，售方先申報平時段電價，平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。
八、年度（月度）雙邊直接交易
（一）交易標的
每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的，全年共288個交易標的。
（二）交易范圍
年度雙邊直接交易購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足交易準入條件的火電企業(yè)（含煤電、氣電、油電、生物質(zhì)發(fā)電、資源綜合利用發(fā)電等）、新能源企業(yè)、水電企業(yè)。
月度雙邊直接交易購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足交易準入條件的火電企業(yè)（含煤電、氣電、油電、生物質(zhì)發(fā)電、資源綜合利用發(fā)電等）、新能源企業(yè)、獨立儲能企業(yè)。
（三）組織方式
年度雙邊直接交易在年度電網(wǎng)代購交易后開展，月度雙邊直接交易原則上每月19日開展（遇節(jié)假日調(diào)整），均采用雙邊協(xié)商方式組織。在交易開市期間，購方通過交易平臺申報各交易時段電量和電價，售方分別對電量、電價確認。
（四）交易電量約束
電力用戶（售電公司）年度雙邊直接交易以其（售電公司代理用戶）年用電量的85%作為購方申報電量上限，并提前向市場主體公示。
（五）價格機制
燃煤發(fā)電企業(yè)平時段報價范圍為250×（1±20%）元/兆瓦時。
購售雙方先申報平時段電價。峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。
九、月度集中交易
（一）交易標的
每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的。
（二）交易范圍
購方為電力用戶（售電公司），售方為滿足交易準入條件的火電企業(yè)（含煤電、氣電、油電、生物質(zhì)發(fā)電、資源綜合利用發(fā)電等）、新能源企業(yè)、水電企業(yè)。
（三）組織方式
月度集中交易原則上每月20日開展（遇節(jié)假日調(diào)整）。在交易開市期間，購售雙方分別申報24個交易時段電量、電價?，F(xiàn)貨市場運行前，月度集中交易采用集中競價方式組織，并分別根據(jù)各交易時段申報數(shù)據(jù)按照“邊際電價法”出清?，F(xiàn)貨市場運行后，月度集中交易采用滾動撮合方式組織。
（四）價格機制
月度集中交易中，購售雙方先申報平時段電價，平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。
十、新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易
（一）交易標的
每個月按小時分為24個交易時段，每個交易時段為1個交易標的。
（二）交易范圍
購方為滿足交易準入條件的燃煤自備電廠所屬用電企業(yè)（含不同調(diào)度控制區(qū)的公用火電和售電公司代理的自備電廠所屬用電企業(yè)），售方為滿足交易準入條件的新能源企業(yè)。
（三）組織方式
疆內(nèi)新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易原則上每月11日開展（遇節(jié)假日調(diào)整），天中配套新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易原則上每月12日開展（遇節(jié)假日調(diào)整），采用集中競價方式組織，按照“邊際電價法”出清?，F(xiàn)貨市場運行后，不再開展疆內(nèi)及配套新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易。
（四）價格機制
新能源與燃煤自備電廠調(diào)峰替代交易中，購售雙方先申報平時段電價，平時段報價范圍為250×（1±20%），峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P峰），谷時段報價上限為平時段價格×（1－P谷），尖峰時段報價下限為平時段價格×（1+ P尖），深谷時段報價上限為平時段價格×（1－P深谷）。
十一、月內(nèi)（多日）合同交易
（一）交易標的
現(xiàn)貨市場運行前，交易標的為當(dāng)月各交易時段電量。
現(xiàn)貨市場運行后，按工作日組織月內(nèi)（多日）合同交易，原則上交易標的為（D+2）日至（D+4）日或（D+2）日至（D+5）日的24個交易時段電量（周一周二周三組織的交易標的為（D+2）日至（D+4）日，周四周五的交易標的為（D+2）日至（D+5）日，遇節(jié)假日時，節(jié)前第2個工作日開展的交易標的為節(jié)日第1日至節(jié)后第2個工作日期間每個交易時段電量，節(jié)前第1個工作日開展的交易標的為節(jié)日第2日至節(jié)后第3個工作日期間每個交易時段電量）。其中D為交易組織（開市）日。
（二）交易范圍
發(fā)電企業(yè)、電力用戶（售電公司）均可以購入或者售出電量，
在同一批次交易的同一時段中，市場主體只能購入或者售出電量。
（三）組織方式
按工作日組織月內(nèi)（多日）合同交易，實現(xiàn)連續(xù)開市，采用滾動撮合方式組織。
（四）交易電量約束
在單批次交易中，發(fā)電企業(yè)（電力用戶、售電公司）各時段購入（售出）電量不得超過該時段已有合同的50%。
（五）價格機制
現(xiàn)貨市場運行前，月內(nèi)（多日）合同交易設(shè)置各時段申報價格上限，平時段報價上限=250×（1+20%）=300元/兆瓦時，峰時段報價上限=250×（1+20%）×（1+P峰），谷時段報價上限=250×（1+20%）×（1－P谷），深谷時段報價上限=250×（1+20%）×（1－P深谷），尖峰時段報價上限=250×（1+20%）×（1+P尖）。
現(xiàn)貨市場運行后，根據(jù)現(xiàn)貨有關(guān)規(guī)則適時調(diào)整月內(nèi)（多日）合同交易申報限額。
十二、電量結(jié)算
（一）滿足準入條件的批發(fā)用戶（含電網(wǎng)代理購電）、零售用戶、發(fā)電企業(yè)均按分時段開展電量電費結(jié)算，偏差電量按分時段執(zhí)行，其總上網(wǎng)電量（用電量）及各時段上網(wǎng)電量（用電量）應(yīng)滿足計量要求，發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)電量、現(xiàn)貨電量、上下調(diào)電量、新機調(diào)試電量均應(yīng)按時段區(qū)分，電網(wǎng)企業(yè)（含配售電企業(yè)）應(yīng)按要求報送交易中心用于交易結(jié)算。
（二）各市場主體沿用2023年分時段結(jié)算方式開展結(jié)算工作，偏差范圍及懲罰系數(shù)年內(nèi)根據(jù)實際情況適時調(diào)整。
（三）各類型電源各時段上調(diào)、下調(diào)電價計算不含電網(wǎng)代理購電交易、綠色電力交易、新替交易。新替交易據(jù)實納入偏差范圍計算。
（四）參加零售交易的用戶實際用電量根據(jù)其與售電公司在交易平臺協(xié)商確定的價格（套餐或合同）執(zhí)行，價格浮動標準需滿足自治區(qū)相關(guān)規(guī)定，各時段用電量按照各時段交易價格結(jié)算。
（五）退出電力市場的市場主體，交易中心不再出具結(jié)算依據(jù)。因不再滿足準入基本條件暫停電力市場交易資格的市場主體，在暫停交易資格期間正常開展結(jié)算工作。
（六）批發(fā)用戶（含電網(wǎng)代理購電）、零售用戶實際結(jié)算電量為用戶實際用電量與結(jié)算線損電量之和，結(jié)算線損電量為用戶實際用電量除以（1-線損率）再乘以線損率，線損率按照國家核定新疆電網(wǎng)的上網(wǎng)環(huán)節(jié)綜合線損率6.57%計算。
（七）上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用按實際購電上網(wǎng)電價和綜合線損率計算。其中：直接參與市場交易的工商業(yè)用戶按其實際購電上網(wǎng)電價結(jié)算，由電網(wǎng)代理購電的工商業(yè)用戶按每月公示的代理購電價格預(yù)結(jié)算，按實際上網(wǎng)電價清算。
（八）在直流通道檢修時，相應(yīng)直流通道配套新能源與自備電廠替代交易按照“以發(fā)定用”結(jié)算，其余新能源與自備電廠替代交易均按照“以用定發(fā)”結(jié)算。
（九）跨區(qū)跨省交易時段與自治區(qū)政策時段不同的，以自治區(qū)下發(fā)文件時段劃分為準?？鐓^(qū)跨省交易按小時出清的，結(jié)算時按時段合并結(jié)算；不能按小時出清的，按原合同完成省間結(jié)算，結(jié)算電量按小時等比例拆分后，再按自治區(qū)下發(fā)文件時段合并進行發(fā)電側(cè)結(jié)算。
（十）發(fā)電企業(yè)分攤承擔(dān)的日前實時類（含無法清分至市場主體類省間成分）外送電量，按照相應(yīng)送出價格結(jié)算。分攤方式按各時段剩余電量等比例分攤，如仍有剩余電量，按疆內(nèi)市場結(jié)算的火電、新能源發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量等比例分攤，其余與現(xiàn)有原則保持一致。
（十一）配套新能源優(yōu)先送出電量應(yīng)按自治區(qū)下發(fā)文件時段劃分。直流配套電源送受電協(xié)議對配套新能源優(yōu)先送出電量明確約定為全額收購的，按配套新能源各時段上網(wǎng)電量減對應(yīng)時段市場化電量后的剩余電量等比例結(jié)算；未明確約定的，按發(fā)電企業(yè)各時段優(yōu)先送出合同電量等比例結(jié)算。
（十二）新投機組在注冊當(dāng)月按照《新疆電力市場結(jié)算方案（修訂稿）》等相關(guān)規(guī)則進行結(jié)算，注冊前上網(wǎng)電量一并清算。符合交易準入條件的全額保障性收購發(fā)電企業(yè)按照同電源類型發(fā)電企業(yè)偏差結(jié)算方式執(zhí)行。
（十三）按照《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于印發(fā)〈完善我區(qū)新能源價格機制的方案〉的通知》（新發(fā)改能價〔2022〕185號）要求，我區(qū)2021年起投產(chǎn)的新能源平價項目發(fā)電量全部納入電力市場，執(zhí)行相關(guān)目標上網(wǎng)電價政策。此類項目涉及的補償電量電費結(jié)算原則為：上網(wǎng)電量減去外送實際結(jié)算電量為補償電量，疆內(nèi)實際交易電價為疆內(nèi)年度月度中長期直接交易加權(quán)均價（不含綠電、電采暖、新替、合同交易）、市場均價為當(dāng)年年度中長期直接交易各時段加權(quán)均價。
（十四）設(shè)置偏差收益回收費用，即對批發(fā)交易的用戶（含
售電公司）各時段各偏差范圍的少用電量結(jié)算電價大于其各時段合同均價的部分，以及發(fā)電企業(yè)各時段各偏差范圍的少發(fā)電量（含下調(diào)電量）結(jié)算電價小于其各時段合同均價的部分，進行電費回收，并納入月度清算費用計算。
（十五）國家明確規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電用戶，結(jié)算時按照分時段偏差結(jié)算，結(jié)算價格按各時段加權(quán)平均價格執(zhí)行。
（十六）現(xiàn)貨市場開展后，按照現(xiàn)貨市場相關(guān)規(guī)則進行結(jié)算。
十三、其他事項
（一）市場主體申報電價時，對應(yīng)尖峰、峰、平、谷、深谷各時段內(nèi)的交易時段報價應(yīng)相同，后續(xù)根據(jù)現(xiàn)貨運行情況適時調(diào)整。
（二）P峰為峰時段浮動比例，P谷為谷時段浮動比例，P深谷為深谷時段浮動比例，P尖為尖峰時段浮動比例。疆內(nèi)時段劃分、分時段電價等政策如有變化，以政府最新要求為準。
（三）中長期交易申報數(shù)據(jù)以交易平臺為準。曲線分解時，數(shù)據(jù)尾差由標的日最后一天的數(shù)據(jù)兜底，保留小數(shù)時四舍五入。
（四）現(xiàn)貨市場運行后，交易中心不再向調(diào)度機構(gòu)推送申報數(shù)據(jù)，中長期交易采用事前約束進行有約束出清。
（五）現(xiàn)貨市場運行前，原則上按周開展交易計劃調(diào)整工作。具備條件后，由交易平臺按日推送發(fā)電企業(yè)合同電量?，F(xiàn)貨市場運行后，不再開展發(fā)電企業(yè)交易計劃調(diào)整工作。
（六）電力用戶年用電量以2023年10月已結(jié)算數(shù)據(jù)為基準往前連續(xù)倒推12個月計算。自備電廠企業(yè)年用電量為從主網(wǎng)下網(wǎng)的電量，不含自發(fā)自用電量。
（七）執(zhí)行期在2024年的中長期交易準入范圍按照本方案執(zhí)行。直接參與市場交易的用戶（含售電公司代理）需通過市場采購線損電量。
（八）市場主體通過月內(nèi)（多日）合同交易靈活調(diào)整中長期合同曲線。
（九）2024年1月月度交易在年度交易之后開展，具體交易組織時間、申報精度等內(nèi)容以發(fā)布的交易公告為準。
