《新疆维吾尔自治区2023年 电力直接交易实施方案》如下：

为深入推进电力市场化改革工作，根据《电力中长期交易基 本规则》（发改能源规〔2020〕889 号）、《国家发展改革委关于 进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093 号）、 《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改 革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）、《国家发展改革委 国 家能源局关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》 （发改运行〔2022〕1861 号）、《国家发展改革委办公厅关于进 一步做好电网代理购电工作的通知》（发改办价格〔2022〕1047 号）等文件精神，制定本方案。 

一、基本原则 

——保障电力市场平稳运行。充分发挥电力中长期交易“压 舱石”作用，创新交易品种，扩大市场化规模，提高交易频次， 实现中长期交易连续开市。

 ——推动中长期分时段签约。按照峰、平、谷以及季节性分 月划分时段，以时段内电量作为交易标的，实现分时段组织、分 时段计量、分时段结算。

 ——促进绿色低碳发展。加大新能源参与市场化交易的支持 力度，体现新能源发电特性，促进能源清洁低碳安全高效利用。

 二、市场主体及其准入条件

 （一）准入范围 各市场主体准入标准按照《电力中长期交易基本规则》（发 改能源规〔2020〕889 号）、《售电公司管理办法》（发改体改 规〔2021〕1595 号）和《国家发展改革委关于进一步深化燃煤 发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号） 等文件要求执行。各市场主体应具备相应的计量能力，满足市场 分时段计量和结算的要求。 

——发电侧方面

 1.燃煤、生物质、资源综合利用发电企业（含余热余压余气 发电、煤层气发电等）进入电力市场，生物质、资源综合利用发 电企业视为火电企业参与市场化交易。 

2.集中式扶贫光伏、特许权新能源、示范试验类新能源等实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场交易。 

3.省调调管水电站、装机 5 万千瓦及以上地调调管水电站原 则上进入电力市场。水电企业因所在流域特殊原因放弃进入市场 的，流域内水电机组电量纳入优先发电计划，由电网企业按照批 复上网电价收购。 

4.鼓励新型储能、虚拟电厂等各类新型市场主体参与市场化交易。 

——用户侧方面 

1.10 千伏及以上工商业用户（含不具备法人资格的工商业用 户）原则上直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电）， 未直接从电力市场购电的工商业用户由代购企业代理购电（含已 在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易的用户）。

 2.年用电量在 500 万千瓦时及以上（南疆地区为 300 万千瓦 时及以上）且接入电压等级在 10 千伏以上的工商业电力用户为 大用户，其他用户为中小用户。大用户可参加批发交易，直接向 发电企业购电；中小用户原则上仅能参加零售交易，向售电公司 或者代购企业购电。 

3.不符合国家产业政策的电力用户不直接参与市场交易，产 品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电 价政策。

 4.拥有燃煤自备电厂的用户应当按照国家规定承担政府性 基金及附加、政策性交叉补贴，未按规定承担相关费用的燃煤自 备电厂企业不得自行或由售电公司代理参与交易，由代购企业代 理购电。 

5.由代购企业代理购电的工商业用户，可在每季度最后 15 日前选择下一季度起，按准入条件直接或由售电公司代理参与市 场交易，并向新疆电力交易中心有限公司提交申请，代购企业代 理购电相应终止。批发用户完成注册后，在规定时间内通过交易 平台提交申请，自下一季度起参与市场交易，执行偏差考核。零 售用户完成注册后，在规定时间内与售电公司完成代理关系绑定， 自下一季度起参与市场交易。 

6.已参与电力市场交易的市场主体，应持续满足电力市场准 入基本条件，不再满足准入基本条件时，应暂停电力市场交易资 格。未持续满足注册条件的售电公司，在接到新疆电力交易机构 通知后 2 个月未完成整改，执行强制退市。符合正常退市条件的 市场主体，可向新疆电力交易机构提交退市申请。当电力用户所 有营销户号（用电单元）均已注销的，电力用户可申请正常退市。

 （二）市场注册

 1.市场主体在新疆电力交易平台注册前，应当符合自治区确 定的准入条件，按照自治区有关规定履行承诺、公示、注册、备 案等相关手续。市场主体应当保证注册提交材料的真实性和完整 性。集团用户分地州注册。新疆电力交易中心每月将市场主体名 录报自治区电力主管部门备案。

 2.国网新疆公司，兵团及各师（市）电力公司、增量配电网 经营主体等配售电公司应在新疆电力交易平台注册。

 3.兵团各师（市）电力公司、增量配电网经营主体等配售电 公司用户参与交易前，需与相关输配电网企业共同签订协议，通 过协议明确电量认定、电费收取支付等事宜，保障交易顺利执行。 

4.参与电力市场交易的市场主体（发电企业、电力用户）应 具备分时计量与数据传递条件，原则上能实现在线实时采集并接 入新疆电力交易平台，目前采用线下传递数据的用户应抓紧具备 线上传递数据功能。 

 5.新疆电力交易平台已经注册生效的中小用户因用电单元 （计量点）或用电负荷增加，达到大用户电量标准、拟转为大用 户的，应当按照有关规定办理身份变更手续。 

6.电力用户新增用户营销编号，可在每季度最后 15 日前， 通过交易平台提交新增申请，新增的用户营销编号及其用电单元 自下一季度起参与市场交易。

 7.参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年 度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。未做出选择的， 延续 2022 年批发或零售交易身份。

 8.电力用户参与零售市场前，需与售电公司签订购售电合同 （协议），同时在新疆电力交易平台与售电公司线上完成购电关 系确认。鼓励售电公司向电力用户提供零售套餐，电力用户自主 灵活选择。 

9.电力用户与售电公司电力交易平台确认的绑定期限至少 为一个交易期完整年度，且不得超过代理协议中约定的代理期限。 电力用户与售电公司代理关系在购售电合同（协议）存续期间难 以维持的，妥善处理好已达成的市场化交易合同、向提供输配电 服务的电网企业结清费用、提供达成中止业务关系的协议后，自 然年内可解除 1 次业务关系。

 三、时段划分 

根据《自治区发展改革委关于印发<自治区贯彻落实进一步 深化燃煤发电上网电价市场化改革方案>的通知》（新发改规  〔2022〕6 号）文件要求，将每日用电时间分为高峰、平时段、 低谷时段，具体为： 高峰时段 8 小时（8:00—11:00，19:00—24:00）；平时段 8 小时（11:00—14:00，16:00—19:00，0:00—2:00）；低谷时段 8 小时（2:00—8:00，14:00—16:00）。 夏 季 7 月 份 的 21:00—23:00 ， 冬 季 1 、11 、 12 月 份 的 19:00—21:00 由高峰时段调整为尖峰时段，夏季 7 月高峰时段变 成 6 小时（8:00—11:00，19:00—21:00，23:00—24:00），冬季 1、 11、12 月份的高峰时段变为 6 小时（8:00—11:00，21:00—24:00）。 根据实施情况逐步优化时段划分，研究设定深谷时段，进一 步拉大峰谷价差。

贯彻落实国家电力市场化改革工作部署，推动电力市场化交 易从电量交易模式向分时段交易模式转变。根据国网新疆电力有 限公司（以下简称“国网新疆公司”）测算，预计 2023 年全年市 场化交易电量 1200 亿千瓦时（含电采暖交易）。

 （一）年度电网代购交易 

1.优先组织年度电网代购交易。售方火电、新能源均可参与， 购方为电网企业，电网企业含国网新疆公司、兵团及各师（市） 电力公司、增量配电网经营主体等配售电公司均可参与。 

2.电网企业以年度代购分月电量预测值的 60%作为购方申 报上限，剩余交易需求进入月度市场。 

3.年度电网代购交易，采用场内集中竞价方式组织。在交易 闭市前，购方通过电力交易平台申报峰、平、谷、尖四个时段电 量，按月分时段申报电量，其中 1 月、7 月、11 月、12 月需要 填尖峰电量。发电企业作为售方按月申报一个总电量和四个时段 价格。系统根据电网企业各时段申报电量比例将发电企业申报总 电量分配，与发电企业各时段最大申报电量取小后，生成发电企 业各时段的申报电量，系统分别根据各时段的申报数据按照边际 电价法出清，电网企业作为价格接受者，按售方“价格优先”原则 出清。安全校核后，若发电企业申报量高于电网企业申报量，发 电企业按价格“从低到高”排序依次出清，边际点若出现同价情况 等比例出清。出清价格为发电企业报价边际点对应的价格。若发 电企业申报量低于电网企业申报量，出清电量为发电企业申报电 量，出清价格为发电企业最高申报电价。系统分别根据各时段的 申报数据按照边际电价法出清。 如果有多个电网企业参与申报，将多个电网企业各时段申报 电量合并，按照相同方式出清，出清后每个电网企业出清电量按 照各自申报电量比例分配。 

（二）年度直接交易 

1.年度直接交易售方火电、新能源均可参与。

 2.单个用户年度直接交易以年用电量的 85%为购方交易申 报上限（售电公司交易电量不超过其代理用户年用电量之和的 85%），剩余交易需求进入月度市场。

 3.年度直接交易，采用双边方式组织。在交易闭市前，一对 购售双方只能申报一组量价对，购方通过电力交易平台申报峰、 平、谷、尖四个时段电量和电价，其中电量按月分时段申报，其 中 1 月、7 月、11 月、12 月需要填尖峰电量，各月相同时段价 格相同。售方分别对电量、电价确认。系统分别对各时段申报数 据按照双边方式出清。 

（三）月度电网代购交易 

1.售方火电、新能源均可参与，购方为电网企业，电网企业 含国网新疆公司、兵团及各师（市）电力公司、增量配电网经营 主体等配售电公司均可参与。 

2.年度电网代购未成交部分电量、月度剩余电网代购需求进 入月度电网代购交易。

 3.月度电网代购交易，采用场内集中竞价方式组织。交易组 织时间为每月 14 日（如遇节假日可调整）。电网企业作为购方按 时段申报电量，发电企业作为售方申报一个总电量和各时段的电 价，系统根据电网企业各时段申报电量比例将发电企业申报总电 量分配，与发电企业各时段最大申报电量取小后，生成发电企业 各时段的申报电量，系统分别根据各时段的申报数据按照边际电 价法出清。电网企业作为价格接受者，按售方“价格优先”原则出 清。安全校核后，若发电企业申报量高于电网企业申报量，发电 企业按价格“从低到高”排序依次出清，边际点若出现同价情况等 比例出清。出清价格为发电企业报价边际点对应的价格。若发电 企业申报量低于电网企业申报量，出清电量为发电企业申报电量， 出清价格为发电企业最高申报电价。系统分别根据各时段的申报 数据按照边际电价法出清。 如有多个电网企业参与申报，将多个电网企业各时段申报电 量合并，按照相同方式出清，出清后每个电网企业出清电量按照 各自申报电量比例分配。 

（四）月度直接交易

 1.月度双边交易。售方火电、新能源、水电均可以参与，交 易组织时间为每月 19 日（如遇节假日可调整）。在交易闭市前， 一对购售双方只能申报一组量价对，购方通过电力交易平台申报 各时段电量和电价，售方分别对电量、电价确认。系统分别对各 时段申报数据按照双边方式出清。 2.月度集中交易。售方仅火电参与，交易组织时间为每月 20 日（如遇节假日可调整）。在交易闭市前，购售双方分别按时段 申报电量、电价，系统分别根据各时段的申报数据按照边际电价 法出清。 

（五）月内合同交易 

月内合同交易所有发电企业和电力用户（售电公司）均可参 与。月内合同交易以月度为周期，暂定为按周开市，发电企业和 电力用户（售电公司）以买方或者卖方的身份参与交易。月内合 同交易仅作为市场主体调整合同偏差的手段，不统计可再生能源 消纳权重。 原则上交易组织时间为每月 26 日前（含 26 日）的每周周三， 按此计算当月最后一次可组织交易时间在 23 日之前（含 23 日） 的，该次交易调整为 26 日前最后一个工作日（含 26 日）组织。 月内合同交易按分时段组织，组织方式为滚动撮合方式。在各时 段的月内合同交易中，市场主体只能以购方或者售方身份参加交 易，在申报时间内，实时申报电量、电价，系统根据价格优先、 时间优先的原则即时匹配出清。

滚动撮合交易出清方式：

 1.购方申报价格大于等于售方申报价格即时出清； 

2.售方按照申报价格从低到高顺序成交，申报价格相同按照 申报时间从先到后顺序成交，申报价格及申报时间相同按照申报 电量比例等比例成交。 

3.购方按照申报价格从高到低顺序成交，申报价格相同按照 申报时间从先到后顺序成交，申报价格及申报时间相同按照申报 电量比例等比例成交。 

4.成交价格为报价双方的算数平均价。

 5.发电企业作为售方参与，成交电量为正值，作为购方参与， 成交电量为负值；电力用户（售电公司）、电网企业等作为售方 参与，成交电量为负值，作为购方参与，成交电量为正值。 （六）新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易 新能源与燃煤自备电厂调峰替代交易（以下简称新替交易） 满足交易准入条件且未被售电公司代理的燃煤自备电厂所属企 业可以作为购方参与。新替交易按月组织，每月 8 日（如遇节假 日可调整）组织疆内新替交易，每月 9 日（如遇节假日可调整） 组织配套新替交易，组织方式为集中竞价。在交易闭市前，购售 双方分别按时段申报电量、电价，系统分别根据各时段的申报数 据按照边际电价法出清。