自治区发改委、经信委、兵团发改委、工信委、国网新疆电力公司、华电新疆发电公司、国电新疆电力公司、中电投新疆公司、华能新疆能源公司、大唐新疆发电有限公司、神华国能新疆分公司、各有关电力企业、企业自备电厂：
为推进和规范新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易，拓展新能源消纳空间，我办在2015年新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代的基础上，结合目前电力运行实际情况，起草了《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（征求意见稿）》，现下发给你们，请研提修改意见，并于2016年5月3日19:00（北京时间）前将意见反馈我办。
联系人：甘洪亮
联系电话：0991-36313310991-3631331（传真）
电子邮箱：ganhl@nea.gov.cn
附件: 
《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（征求意见稿）》.docx
2016年4月26日
1．总则
1.1 目的
为贯彻落实《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件及相关配套文件精神，深化电力体制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步规范和推进新能源企业与燃煤自备电厂调峰替代交易（以下简称调峰替代交易），拓展新能源消纳空间，完善电价形成机制，促进规范透明的市场交易机制建设，实现电力替代交易的公开、公平、公正。
1.2 依据
本细则依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《关于印发可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号）、《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行〔2015〕518号）、《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行〔2015〕2554号）、《关于做好2016年电力运行调节工作的通知》（发改运行〔2016〕413号）、《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》（国能监管〔2016〕39号）、《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号）、《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知》（国能新能〔2016〕74号）等国家有关法规、规程、行业标准、文件等，同时参照《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》（发改经体〔2015〕2752号）、《热电联产管理办法》（发改能源[2016]617号）文件要求，按照《关于2016年新疆电网清洁能源替代自备电厂促进自备电厂参与电网调峰工作方案的批复》（新经信电力函〔2016〕140号）确定的原则，结合新疆电网2015年新能源企业与燃煤自备电厂调峰替代交易试点情况及其他各省开展试点情况，编制本实施细则。
1.3 适用范围
新能源企业与燃煤自备电厂调峰替代交易（以下简称：调峰替代交易）是指在保证电网运行安全、全额消纳新能源、满足新疆区域内用电市场和外送电的基础上，充分挖掘燃煤自备电厂调峰空间，通过新能源替代自备电厂的调峰，实质性提高新能源的发电量。
本实施细则适用于新疆区域内新能源企业与燃煤自备电厂调峰替代交易（以下简称：调峰替代交易）。
1.4 基本原则
1.4.1坚持市场化方向和市场主导。在新能源企业发电侧和燃煤自备电厂调峰和用电侧引入市场交易补偿机制，通过市场化手段，将补偿价格信号反映电网调峰能力增加，拓展新能源企业发电空间上，缓解因电网调峰受阻引起弃电电量的增加（因电网输送受阻另行解决），促进新能源消纳规模实质性增加，发挥市场配置电力资源的作用。
1.4.2坚持“安全第一”，公平开放电网，维护电力调度秩序，确保电力系统安全稳定运行和电力有序供应。
1.4.3坚持节能减排，促进产业结构优化调整。参与试点的新能源企业和燃煤自备电厂须符合国家产业政策和有关节能环保的要求，实现全社会节能减排。
1.4.4坚持稳妥推进，兼顾各方利益，预判市场风险，促进可持续健康发展。调峰替代交易试点应建立运营规则和统一的交易平台，实施有效的市场监管，规范有序地开展试点工作。
1.4.5坚持“公开、公平、公正”，市场交易主体自愿参与，建立规范透明的交易机制。
1.5 交易品种
1.5.1按照交易期限，调峰替代交易分为年度交易。
1.5.2按照交易组织方式，调峰替代交易分为集中撮合（竞价）交易、挂牌交易等。
1.5.3年度交易电量应分解到月度，并按月进行月度实际电量结算，年度进行清算。
1.6 交易电量
1.6.1调峰替代交易电量应以保证电网安全稳定运行和可靠供电为基础，根据自备电厂机组的综合调峰能力和新能源弃电情况进行全网综合平衡（发、用电负荷）后确定，现阶段暂按自治区经信委批复的清洁能源替代自备发电工作方案确定的原则执行。
1.6.2参加调峰替代交易的燃煤自备电厂所属企业、新能源发电企业与电网运营企业的调度、结算等关系保持不变，由电网运营企业分别与燃煤自备电厂所属企业、新能源企业进行电量、电费等的计量、确认和结算。燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易的电力电量仅限于生产自用，不得转售。
1.6.3调峰替代交易电量不包括燃煤自备电厂调峰替代交易月度计划以外的非计划停运等产生的下网电量、计划停机超出调度机构确定的时间以后产生的下网电量增加等情况。
1.7 其他
1.7.1本细则中涉及电力的量纲为兆瓦（MW），电量的量纲为兆瓦时（MWh），电价的量纲为元/兆瓦时（元/MWh）。
1.7.2交易组织须提前公告。
2.市场管理
2.1 市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构权责
2.1.1.市场交易主体包括新能源企业和燃煤自备电厂。市场运营机构包括电力交易机构（简称电力交易中心）、电力调度机构（现为电力调度控制中心，简称电力调控中心）。
（1）新能源企业（替代方）：指符合准入条件、完成注册手续的风电、光伏发电企业。
（2）燃煤自备电厂（被替代方）：指符合准入条件、完成注册手续的燃煤自备电厂。
（3）电网运营企业：指符合准入条件、完成注册手续的电网运营企业。
2.1.2 新能源发电企业
按规则参与调峰替代交易；签订和履行调峰替代交易合同及协议；按规定提供辅助服务；按规定披露和提供相关信息，获得调峰替代交易和发电服务等相关信息；遵守《购售电合同》、《并网调度协议》、《调度运行规程》，服从电力调度机构的统一调度。
2.1.3 燃煤自备电厂企业：
负责自身的发用电安全；按规则参与调峰替代交易；签订和履行调峰替代交易合同及协议；按时足额支付电费；按规定披露和提供相关信息，获得调峰替代交易和输配电服务等相关信息；遵守《供用电合同》、《并网调度协议》、《调度运行规程》和需求侧管理规定，服从电力调度机构的统一调度。
2.1.4 电网运营企业
调峰替代交易的输电方，保障输配电设施的安全稳定运行，为市场交易主体提供公平的输配电服务、电网接入服务和售电服务；按规定披露和提供电网相关信息；按规定收取输配电费，代收代付电费和政府基金及附加等。
2.1.5 市场运营机构
（1）负责管理市场交易主体的注册、注销、变更；负责组织开展年度调峰替代交易；负责调峰替代交易合同及协议管理；负责编制交易月度计划；负责调峰替代交易电量抄录、结算和统计分析；负责发布电力市场信息；经授权对市场采取干预措施；负责电力交易平台（含电力市场交易运营系统，简称交易运营系统）的管理；负责执行有序用电方案；负责发电侧计量关口点和计量装置管理；负责调峰替代交易相关业务咨询。
（2）负责所辖电力系统的调度运行，保持电网安全稳定运行，保持电力电量实时平衡;负责提供调峰替代交易相关的电网运行、检修信息；负责调峰替代交易的安全校核和输电阻塞管理；负责执行各类交易合同，根据月度交易计划编制调度运行计划，并组织落实。
（3）结合新疆电网网架结构特点、受阻等约束条件，提出调峰替代交易准入和退出的意见和建议。
（4）依据电力行政主管部门审核公布的准入结果，组织参与调峰替代交易的新能源发电企业、燃煤自备电厂所属企业在交易平台上完成注册后，并在交易平台上对通过审核的新能源发电企业、燃煤自备电厂所属企业赋予调峰替代交易权限；对上年开展了调峰替代交易、但本年度资格复核不通过的新能源发电企业和燃煤自备电厂所属企业，由市场运营机构依据电力行政主管部门公布的准入名单，在交易平台上取消其调峰替代交易资格。
2.2 市场准入与退出
2.2.1.基本准入条件
参加调峰替代交易的市场交易主体，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与相应的交易。
2.2.2.市场准入条件
2.2.2.1新能源发电企业
符合国家产业政和基本建设审批程序，满足节能环保要求和并网技术要求，取得电力业务许可证（发电类），已转商业运营；现阶段在6月30日前尚未取得电力业务许可证（发电类）取消中标电量。配套直流（如天中直流）外送的新能源企业和分散式、分布式新能源企业暂不参与；
2.2.2.2燃煤自备电厂所属企业
符合国家产业政策及环保要求，其机组应与所属企业用电负荷相匹配，即通过企业自身发、用电方式的调配，可实现稳定性、连续性、实质性下网负荷的燃煤自备电厂所属企业，即可以采取降低燃煤自备电厂机组发电出力或停机备用等措施，实现一定的下网电力、电量，扩大电网调峰能力，实质性提升新能源企业消纳空间的燃煤自备电厂所属企业；综合利用的自备电厂机组和“背压式”自备电厂机组暂不参与。
2.2.3.进入与退出机制
2.2.3.1进入调峰替代交易市场的市场交易主体应保持相对稳定，在合同期（或交易期）内原则上不得退出，属自身责任被限制交易、自愿和强制退出的在三年内不得再次进入调峰替代交易市场，并按合同和规则约定补偿相关损失。
2.2.3.2市场交易主体有下列行为之一的，电力交易中心经授权后可取消其调峰替代交易市场注册，并由市场交易主体承担相应违约责任。
（1）已注册的市场交易主体发生兼并、重组、合并、分立、破产等变化，要求注销原市场交易主体的；电力业务许可证已注销、退出商业运营、不能继续履行合同的；
（2）违反市场规则（如互相串通报价，恶意报价，严重扰乱交易市场秩序的）；
（3）违反国家电力或环保政策的；
（4）未经许可私自将所购电力转售给其他用户的；
（5）无正当理由不服从电网统一调度的；
（6）不按时缴清电费，拖欠调峰替代交易电费的。
（7）参与调峰替代交易的企业出现重大安全隐患；
（8）其他违法违规行为。
2.3 市场交易主体注册与注销
2.3.1市场交易主体须在电力交易机构进行登记，并进行调峰替代交易市场注册后可参与交易，基本注册程序如下：
（1）市场交易主体至少在10个工作日（或每年确定购电模式的20个工作日前）向电力交易中心提交书面的注册申请材料，包括交易运营系统使用申请书。
燃煤自备电厂所属企业注册申请材料包括：燃煤自备电厂所属企业参与调峰替代交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书（电力交易证书）申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、供用电合同、与电网运营企业发生供用电关系的用户编码、准入目录等原件或复印资料。
新能源发电企业注册申请材料包括：新能源发电企业参与调峰替代交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书（电力交易证书）申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、发电业务许可证、准入目录等原件或复印资料。
（2）电力交易中心在收到注册申请材料后10个工作日内完成审核，向审核通过的市场交易主体发送审核通过通知书；向审核未通过的市场交易主体发送审核未通过通知书，书面说明原因，并向监管机构备案。
（3）收到审核通过通知书的市场交易主体在5个工作日之内，签订调峰替代交易入市协议及交易运营系统使用协议等。电力交易中心向市场交易主体提供交易运营平台账号、使用手册和数字认证证书等资料，并根据市场交易主体需要进行必要的操作培训。
（4）市场交易主体在2个工作日内完成交易运营平台注册工作，燃煤自备电厂所属企业应通过交易运营系统选定交易购电模式。
2.3.2已注册的市场交易主体，当注册信息发生变化时，在10个工作日内，向受理其注册的电力交易中心书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息，电力交易中心在5个工作日之内完成注册信息变更。
2.3.3出现下列情况之一者，电力交易中心应注销市场交易主体的交易资格：
（1）符合2.2.3节规定取消交易主体资格的；
（2）无正当理由未通过年度资格复核且的；
（3）违反电力市场交易规则，符合退出条件的；
（4）市场交易主体提出退出申请，经审核同意的。
2.3.4市场交易主体资格注销后，必须按下列规定执行：
（1）停止调峰替代交易；
（2）在15个工作日内结清与其他市场交易主体的账目及款项；
（3）在资格注销前与其他市场交易主体存在的争议仍通过市场争议解决程序解决。
2.3.5市场交易主体完成注册、信息变更、注销手续后，电力交易中心在3个工作日内通过交易平台发布有关信息，并向能源监管机构报备。
2.3.6调峰替代交易主体变更注册或撤销注册，应当向电力交易机构提出申请，经批准后，方可变更或撤销注册；当已完成注册的调峰替代交易主体如不能继续满足准入市场的条件时，由电力交易机构强制撤销注册。
2.3.7市场交易主体被强制或自愿退出市场，未完成的合同和协议，可以在规定的时间内进行转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。
2.4燃煤发电机组调峰替代下网购电模式
2.4.1.完成调峰替代交易注册的燃煤自备电厂所属企业可选两种下网购电模式：部分调峰替代交易模式和全额向电网购电模式（即不参加调峰替代交易）。
（1）选择部分调峰替代交易模式的燃煤自备电厂所属企业可以通过市场化替代交易方式购电，须提前向电力交易机构申报年度、月度购电计划和调峰替代交易计划，月度购电计划内实际中标的调峰替代交易分月电量计划可以在编制10日前提出修改申请，并进行分月滚动调整，但交易周期内应完成全部中标电量，调峰替代交易电量的执行、偏差电量计算、违约责任承担等按本细则规定执行。
（2）选择全额向电网购电模式时（即不参加调峰替代交易），其全部用电量均向电网运营企业购买。
2.4.2燃煤自备电厂所属企业的购电价格由调峰替代交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。现阶段，选择集中撮合（竞价）的，根据事先明确交易模式，交易价格执行集中撮合（竞价）后的市场交易价格。具体交易模式如下：
（1）顺推法
新能源发电企业价格变动部分可全部传导到燃煤自备电厂所属企业用电侧，即调峰替代交易价格按照交易中标电价执行，交易中标电量对应的电度电价执行交易中标电价，交易中标电量对应的基本电价维持原标准不变；
燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易价格（与电度电价相对应）=本企业用网电度电价-交易规则确定的基准让利电价200元/兆瓦时-本企业出清的变动价格。
新能源企业替代交易电价=新能源发电企业批复电价（含补贴电价）-交易规则确定的基准让利电价200元/兆瓦时-新能源企业出清的变动价格。
（2）输配电价法
新能源发电企业价格变动部分叠加输配电价变动部分累加后全部传导到燃煤自备电厂所属企业用电侧，即调峰替代交易价格按照交易中标电价执行，交易中标电量对应的电度电价执行交易中标电价，交易中标电量对应的基本电价按“输配电价”对应的标准执行。输配电价执行调峰替代交易实施方案确定的标准。
燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易价格（与电度电价相对应）=新能源发电企业执行的上网电价（不含补贴电价）+电网输配电价和政府性基金-（交易规则确定的基准让利电价200元/兆瓦时+新能源企业出清的变动价格）。
2.5市场交易规则修订
2.5.1市场交易主体及市场运营机构有义务定期提出修改实施细则的建议。
2.5.2能源监管机构负责实施细则的修订。
2.6临时条款的制定
2.6.1如实施细则不适应电力市场交易需要的，监管机构可制定临时条款，向市场成员说明制订的理由后实施。
2.6.2临时条款一经发布立即生效，本实施细则中与临时条款相抵触部分暂时失效。
2.6.3临时条款应制定有效期，在有效期内，应及时根据实际情况组织修订本实施细则的相关条款，修订的条款生效后，临时条款自动失效。
3.交易方式
3.1 集中撮合和集中竞价交易
3.1.1 概述
通过电力交易运营平台申报交易需求，由电力交易运营平台按照选定（公告公示）的计算方法进行预出清计算，确定新能源发电企业、燃煤自备电厂所属企业主体参与调峰替代交易电量和电价，形成无约束交易结果（预出清），经电力调度机构安全校核后形成有约束出清（交易结果和正式出清），各方依据交易结果和签订的入市协议落实调峰替代交易电量、电价、分配结果并执行。
燃煤自备电厂机组边界条件包括：采取实时有功电力调峰、旋转备用调峰（固定下网负荷调峰、其机组调峰控制在30%以内）和停机备用调峰等三种方式。
新能源发电企业边界条件包括：新能源项目所在区域三年平均年分月综合利用小时数的方式计算，并综合考虑区域内新能源发电能力、调峰受阻和电网受阻等情况。
3.1.2 申报电量和价格
3.1.2.1申报流程
燃煤自备电厂所属企业先进行调峰替代交易申报和预出清，再进行新能源企业申报和预出清，并在确定燃煤自备电厂所属企业正式出清电量、电价后，再确定新能源企业正式出清电价、区域参与电量的比例，预测分地区年度对应的电量结算比例。申报数据包括交易边界条件、执行时间、电量和电价等。其中燃煤自备电厂所属企业按照三个边界条件申报电量和价格（价格由低到高申报，最多可申报三个）；新能源企业按照一个边界条件申报电量和价格（价格由高到低申报，最多可申报三个）。
3.1.2.2 价格申报：
燃煤自备电厂所属企业：以调峰替代交易设定的让利电价200元/兆瓦时为基准值（每次参考设定），申报相对应的价格变量（正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0）；如申报价格变量进行限价时，其变动范围不得超过限价幅度和条件，超出限价幅度和条件的视为不合格报价。
新能源发电企业：以替代交易设定的让利电价200元/兆瓦时为基准值（每次参考设定），申报相对应的价格变量（正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0）；如申报价格变量进行限价时，其变动范围不得超过限价幅度和条件，超出限价幅度和条件的视为不合格报价。
3.1.2.3 电量申报
新能源发电企业申报年度电量的最小值为10兆瓦时，可以按照10兆瓦时的整数倍向上增加申报电量，申报电价精确到0.1元/兆瓦时，现阶段按照该项目预测分区利用小时数的50%为限定条件。
燃煤自备电厂所属企业申报年度电量的最小值为100兆瓦时，可以按照100兆瓦时的整数倍向上增加申报电量，申报电价精确到0.1元/兆瓦时。
3.1.3 集中交易出清计算方法
3.1.3.1出清计算原则和要求
（1）先按照已选定的交易模式规定的原则进行确定。如“顺推法”“输配电价法”。
（2）以有利于消纳新能源为原则进行出清。
3.1.3.2出清计算方法：具体采取集中撮合（竞价）、挂牌交易方式的出清方法应在公告中公示和明确。集中撮合（竞价）方式的具体出清计算方法，如“高低匹配法”、“最低价匹配法”、“边际电价法”等出清方式均可计算；采取“挂牌交易”的出清计算方法只进行电量出清计算，电价按照挂牌交易确定的价格执行。
3.1.4 集中交易出清
集中竞价交易出清包括：预出清和正式出清两个阶段。
第一阶段：预出清阶段
3.1.4.1首先对燃煤自备电厂年度调峰替代电量、电价进行预出清计算，其次对新能源企业调峰替代电量年度分区分摊比例、电价进行预出清计算。
3.1.4.2针对燃煤自备电厂年调峰替代电量预出清的计算，首先按照边界条件进行排序，其次按照让利变动价格量绝对值由小到大进行排序，最后按照同一边界条件对应的让利变动价格进行边界预出清。具体计算方式：按照边界条件一（以实时有功电力调峰）和边界条件二（旋转备用调峰）申报电量、电价进行排序；再按照边界条件三（停机备用调峰）对应的申报电量、电价分别进行排序；同一边界条件按照让利变动价格量由小到大进行排序。
预出清计算时优先按边界条件排序后的方式分别预出清计算，即将实时有功电力调峰电量、电价出清计算，其次对旋转备用调峰出清计算，最后对停机备用调峰出清计算。当边界条件一、二项已满足替代电量时，则全部确定为预出清电量；当边界条件一、二项不满足替代电量时，进行第三项边界条件排序和计算，价格变量不同时，按照让利电价小的优先出清，价格相同时，按申报电量比例和运行方式进行预出清（无约束出清）。具体计算方式：
M年度总预出清调峰替代交易电量=M1+M2+M3=M1实时有功电力调峰电量+M2旋转备用调峰电量+M3停机备用调峰电量
当M1+M2≥政府确定的目标电量，为预出清电量
当M1+M2＜政府确定的目标电量，M为预出清电量
燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易价格（与电度电价相对应）=本企业用网电度电价-基准让利电价200元/兆瓦时-本企业出清的变动价格（申报卖出报价后的出清成交价格）。
3.1.4.3针对新能源企业调峰替代电量预出清的计算，首先按照让利变动价格量由小到大进行排序（不能超过限价下限），其次按照新能源项目分区分月前三年平均利用小时数总和的50%为边界条件预出清（无约束出清）。
具体计算方式：
N年度总预出清调峰替代交易电量=N1+N2+N3……；
N1设定某一区域参与调峰替代交易申报上网电量+N2设定另一区域参与调峰替代交易申报上网电量+N3……；
N1设定某一区域参与调峰替代交易申报上网电量=∑同一区域内各发电企业申报上网电量，如某一发电企业申报上网电量＞分区分月前三年平均利用小时数总和的50%为边界条件时，按照50%为边界条件缩减，如≤50%为边界条件时，按照申报电量预出清；
当N≥M时，N为新能源企业预出清电量；当N＜M时，N为新能源企业预出清电量或重新开展调峰替代交易；
第二阶段：正式出清
3.1.4.5交易中心将预出清计算结果送达电力调度机构进行安全校核，并按照先燃煤自备电厂后新能源企业校核顺序进行。
3.1.4.6根据电力调度机构安全校核给定的燃煤自备电厂调峰替代电量后，交易中心应进行综合计算，当不满足安全约束的要求时，如果对应的自备电厂机组需调减调峰替代交易电量时，边界条件一、二的电量不做调减；优先将边界条件三的替代电量进行调减，并将让利电价变动大的机组优先调减，同等条件可以将申报电量等比例计算（或按照环保等级）调减的原则处理，直至满足替代交易目标值计算出清。
有约束出清（正式出清）：根据调度机构给出的总调峰替代交易电量、各燃煤自备电厂所属企业具体参与替代交易的年度调峰替代交易电量、分月大体电量构成三个指标，交易中心计算并形成对燃煤自备电厂所属企业有约束出清。
年度出清电量的具体计算方式：分月替代电量为预测值（可滚动修订）。
W2某自备电厂所属企业替代交易电量=W某自备电厂所属企业年度总下网电量-W1
W1=某自备机组非调整出力后形成的年度替代电量（年度网购电量）；
W2=某自备机组调整出力后形成的年度替代电量=本企业年度实时有功电力调峰电量+旋转备用调峰电量+停机备用调峰电量；
M年度总调峰替代交易电量=∑W2=M1+M2+M3=M1实时有功电力调峰电量+M2旋转备用调峰电量+M3停机备用调峰电量
当M1+M2≥政府确定的目标电量，校核后电量对应值为正式出清电量，不进行调整；
当M1+M2＜政府确定的目标电量，M3=M-（M1+M2）为校核后电量，各自备电厂机组调峰替代交易电量对应的边界三总电量为正式出清电量；
年度出清电价的具体计算方式：已确定燃煤自备电厂所属企业调峰替代交易价格（与电度电价相对应）=本企业用网电度电价-已中标的让利电价。
燃煤自备电厂所属企业如原用网电量执行峰谷电价的，调峰替代交易电量按照平段电价申报、匹配和出清计算，调峰替代交易对应的电量全部按照平段电价执行，网购电量执行原标准。
3.1.4.7根据电力调度机构安全校核给定的各区域新能源企业调峰替代交易总电量、分区“发电能力”、“上网电量”、“网架受阻电量”、“调峰受阻电量”后，交易中心应进行综合计算，给出各区域内年度调峰替代交易电量的出清比例。如网架受阻区域不满足出清比例时，等比例调减受阻区域，同时等比例调增非受阻区域，尽量保证同一区域出清比例大体相当的原则处理，直至满足调峰替代交易总电量对应自备电厂机组替代交易成交电量；区域内按照申报电量等比例调减或调增。
有约束出清（正式出清）：根据调度机构给出的总调峰替代交易电量、各区域新能源企业具体参与替代交易的年度调峰替代交易电量比例、分月大体交易电量结算比例构成三个指标，交易中心计算并形成对新能源企业有约束出清。
年度出清电量比例的具体计算方式：分月替代交易电量的比例为预测值（可滚动修订）。
