《方案》將保障電力市場平穩(wěn)運行、推動中長期分時段簽約、促進綠色低碳發(fā)展作為基本原則，將充分發(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，提高交易頻次，實現(xiàn)中長期交易連續(xù)開始。按照峰、平、谷以及季節(jié)性分月劃分時段，以時段內(nèi)電量作為交易標的，實現(xiàn)分時段組織、分時段計量、分時段結(jié)算。同時，將加大新能源參與市場化交易的支持力度，體現(xiàn)新能源發(fā)電特性，促進能源清潔低碳安全高效利用。

 

對于發(fā)電側(cè)的市場準入范圍，《方案》明確，燃煤、生物質(zhì)、資源綜合利用發(fā)電企業(yè)（含余熱余壓氣發(fā)電、煤層氣發(fā)電等）進入電力市場，生物質(zhì)、資源綜合利用發(fā)電企業(yè)視為火電企業(yè)參與市場化交易。集中式扶貧光伏、特許權(quán)新能源、示范試驗類新能源等實行全額保障性收購，暫不參與新疆電力市場交易。省調(diào)調(diào)管水電站、裝機5萬千瓦及以上地調(diào)調(diào)管水電站原則上進入電力市場。水電企業(yè)因所在流域特殊原因放棄進入市場的，流域內(nèi)水電機組電量納入優(yōu)先發(fā)電計劃，由電網(wǎng)企業(yè)按照批量上網(wǎng)電價收購。同時，鼓勵新型儲能、虛擬電廠等各類新型市場主體參與市場化交易。

 

在價格機制方面，《方案》明確，燃煤發(fā)電企業(yè)在省內(nèi)直接交易中申報的平時段報價按國家規(guī)定的燃煤基準價浮動范圍進行限制，目前為20%浮動比例，即250×（1±20%）元/兆瓦時。在雙邊直接交易中，雙方按月申報分時段電量電價，應(yīng)先申報平時段電價，平臺根據(jù)各時段電價系數(shù)，自動生成峰（尖峰）時段和谷時段的報價范圍。

 

《方案》特別提出，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制，本地區(qū)高耗能企業(yè)名單由各地出臺并定期完善。國家明確規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電用戶、參與市場化交易時，按時段申報電量和電價，各時段電價申報相同價格。結(jié)算時，按照不分時段的原則進行結(jié)算。

 

用戶側(cè)執(zhí)行到戶電價由市場交易上網(wǎng)價格、輸配電價、輔助服務(wù)費和政府性基金及附加組成，市場交易上網(wǎng)電價由用戶或市場化售電主體與發(fā)電企業(yè)通過分時段市場化交易組織形成，輸配電價、輔助服務(wù)費和政府性基金及附加按照政府政策執(zhí)行。

 

對于優(yōu)先發(fā)電計劃，《方案》明確由電網(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)范要求在合同中明確分時段電量或者分時段電量形成方案，形成月度分時段優(yōu)先電量計劃，在交易組織前將優(yōu)先計劃分時段電量推送至交易機構(gòu)。優(yōu)先發(fā)電計劃價格初期統(tǒng)一按政府批復(fù)價格執(zhí)行。關(guān)停替代交易組織完成后，替代方電廠獲取的關(guān)停發(fā)電權(quán)指標按照優(yōu)先發(fā)電計劃方式下達。

 

此外，《方案》還提出，所有市場用戶按照國家和自治區(qū)可再生能源電力消納保障要求，履行可再生能源消納權(quán)重責(zé)任。對2023年自治區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重及分配方案執(zhí)行情況開展月度監(jiān)測預(yù)警，鼓勵可再生能源電力優(yōu)先疆內(nèi)消納。