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摘要：2019年国家能源局新疆监管办公室发布《关于印发<新疆电力市场结算调整方案（试行）>的通知》，方案共八章三十一条，从计划安排与执行，交易与合同转让，结算与偏差处理，清算等方面对新疆电力市场结算做了全面的说明，对新疆电力市场优先结算具有重要的指导意义，尤其是对疆内新能源项目，将会产生深远的影响。
关键词：浅析；新疆电力市场；结算调整；新能源；影响
2019年国家能源局新疆能源监管办公室发布《新疆电力市场结算调整方案（试行）》，此方案的实施标志着新疆电力市场建设距离中长期交易实施细则又近了一步。
一、方案编制目的
为了进一步完善新疆电力市场规则，规范多交易品种混合的结算及偏差处理工作，同时建立偏差处理机制，实现优先发电优先结算。新疆电力交易中心依据相关政策编制。
二、结算基本原则
（一）发电企业优先发电电量优先结算、刚性执行
（二）电力用户电量“月结月清”
（三）发电企业电量“月结月清”
（四）电网企业不参与利益分配
（五）不同类型发电企业间不进行利益调整
三、计划安排与执行
（一）用户侧计划安排
将用户分为“全电量”电力用户和“非全电量”电力用户。
（二）发电侧计划安排
根据电量成分不同，将电量计划分为两类，一类是优先发电计划另一类是市场化交易计划。交易机构根据发电企业申报的优先发电计划，以及参与市场化交易电量，按照确定的计划编制原则形成发电企业月度发电计划，经调度机构安全校核并书面反馈校核意见后，由交易机构正式下达并发布月度发电计划。
（三）对调度机构的约束
调度机构严格执行交易机构下达的发电企业月度电量计划，当火电企业实际执行电量与计划存在偏差时，由调度机构提供偏差原因说明，由交易机构进行公示。
四、交易与合同转让
（一）建立次月合同电量转让调整机制
1.按月开展次月合同电量转让交易（原则上包括发电侧和用电侧，其中发电侧转让合同不含电力援疆合同）。
2.火电企业、符合原交易准入条件的电力用户根据次月发用电计划安排情况，参与次月合同电量转让交易。
（二）建立月内合同电量转让调整机制
1.按月开展月内合同电量转让交易（原则上包括发电侧和用电侧，发电侧转让合同不含电力援疆合同） 。
2.火电企业、符合原交易准入条件的电力用户根据当月发用电计划执行情况，参与月内合同电量转让交易，减少合同执行偏差电量。
3.在建立合同电量转让调整机制基础上，积极研究月度互保交易并适时开展，进一步减少市场主体合同执行偏差
五、结算与偏差处理
（一）结算及清算周期确定
1.现阶段保持发电企业、电力用户抄表周期及方式不变，发电企业、电力用户均按照各自结算周期进行市场化交易结算和清算。
2.条件具备时逐步过渡到按照自然月份计量上网电量和用电量，并进行市场化交易结算和清算。
（二）建立合同电量结算前预处理机制
1.月度结算前，根据用电侧（含外送）各类市场化交易合同实际执行情况，确定发电侧各类市场化交易合同实际结算电量。
2.在发用两侧市场化交易合同电量平衡的情况下，开展合同电量结算与偏差处理。
（三）结算原则
1.按月结月清原则开展结算工作
2.电力用户、发电企业等市场主体月度未完成合同电量后续月份不予追补（视为已按当月计划完成）。
（四）用户侧合同电量结算与偏差处理
用户侧合同电量结算与偏差处理分结算和清算考核两步。结算是根据电力用户“全电量”、“非全电量”参与方式不同，分别开展。清算考核是按照统一标准清算考核市场化合同电量偏差。
1.“全电量”电力用户结算原则
月度以当月市场化合同计划为依据结算直接交易电量。
2.“非全电量”电力用户结算原则
按照优先购电电量、市场化合同计划电量的顺序结算。
3.电力用户市场化电量清算考核原则
月度对电力用户市场化合同计划电量（不含优先购电计划电量）执行偏差进行清算考核。偏差超过5%以外不平衡电量，均按年度直接交易火电企业成交均价的20%承担偏差考核。
（五）发电侧合同电量结算与偏差处理
发电侧合同电量结算与偏差处理按电源类型分为两大类即水电和非水电源。水电优先发电滚动方式结算，非水电源按照发电类型分别开展偏差处理工作，其中现货交易、辅助服务等实时交易电量先从上网电量中扣除，其余中长期合同按照优先发电电量、援疆电量、市场化交易电量的顺序进行结算。
1.整体偏差处理
是指各发电板块之间的偏差，整体偏差电量=总上网电量-总优先发电计划-市场化交易电量，整体偏差电量按照同类型发电企业当月整体偏差电量按照装机容量分摊至各发电企业。暂按照年度直接交易火电企业成交均价进行结算，由此产生的不平衡电费按照整体偏差电量实际结算结果分摊。
2.个体偏差处理
按照优先发电电量、整体偏差电量、援疆电量、市场化交易电量的顺序结算。对于风电或光伏企业，市场化电量电量偏差，按照少发电量等比例方式扣减，超发电量按照欠发均价结算。其他电量不足时逆序调减各成分。根据不同类型电源采用不同的偏差处理方式，对于火电企业个体市场化偏差，当市场化电量不足，按照等比例方式扣减，同时按照欠发电量均价比例（1-E）补偿。比例E取值范围为0到1，随市场交易情况进行调整，具体由新疆电力市场管理委员会讨论确定，初期暂设0.9 。对于超发电量，按照欠发电量均价比例E结算。如因火电自身原因造成的偏差，超出5%以外电量的按照年度直接交易火电企业成交均价的20%承担偏差考核费用。
六、清算
方案包含发、用两侧月度清算，用户侧月度清算主要指电力用户月度交易合同执行偏差清算，清算考核费用按照当月火电企业直接交易电量计划等比例分摊。发电侧月度清算主要指火电企业自身原因偏差考核清算，清算考核费用按照当月火电企业（不含被考核火电企业）上网电量等比例分摊。
七、其他事宜
1.“年度直接交易火电企业成交均价”，仅指以年度为周期组织开展发电企业与电力用户直接交易所形成的火电企业成交均价”。
2.售电公司的结算及偏差处理参照用户条款执行。
3.对于各风电或光伏企业新能源替代电量按《新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易实施细则（暂行）》9.5.2.1条款中的第一种确定方式。具体新能源替代数值确定后，参与方案调整结算。
八、方案执行说明
方案开始实施后，与《新疆电力中长期交易实施细则（试行）》以及《新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则（修订稿）》、《新疆区域发电企业发电权交易实施细则（暂行）》、《新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易实施细则（暂行）》等实施细则不一致的地方，以方案为准。
九、对新能源企业的影响
本次调整后对新能源发电企业的影响：
1.新能源结算由此前的“先结市场，基数兜底”变为“先结基数，市场兜底”，可以有效保障年度优先电量的完成。
2.引入整体偏差概念后，各新能源发电企业需要共同保持克制，谨慎参加交易，否则当新能源板块整体计划值大于实际发电能力时，需要向火电支付费用（根据实际结算情况，支付费用为标杆价格）。
3.各新能源发电企业要根据发电能力申报各项交易，当个体实际发电能力小于个体计划电量时，将会出现本企业高价电量被其他企业“吃掉”的情况。
4.当实际发电能力小于计划电量时，会产生负的个体偏差，负的个体偏差由多种成分加权平均构成，加权价格高于低价市场成分。
5.考虑财建〔2019〕275号文件影响，负的个体偏差，意味着降本企业的补贴，而个体偏差为正的发电企业，对应电量可能不会面补贴下降风险。
十、结语
随着《新疆电力市场结算调整方案（试行）》的实施，新能源结算过程中已暴露出一些问题，但随着市场机制的逐步完善和市场主体的逐渐成熟，这些问题都会得到解决。然而作为新能源市场从业人员，必须时刻研究政策走向，做出最有利于公司价值的判断，规避市场风险。
参考文献：
[1]《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则（暂行）>的通知》（发改能源〔2016〕2784号）
[2]《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）
[3]《国家发展改革委 国家能源局关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》（发改运行〔2019〕144号）
[4]《国家能源局关于同意印发<北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（暂行）>的复函》（国能函监管〔2018〕95]号）
[5]《关于印发<新疆电力中长期交易实施细则（试行）>的通知》（新监能市场〔2018〕69号）
[6]《新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易实施细则（暂行）》
[7]财政部关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知（财建〔2019〕275号）