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　三、交易方式

1. 發(fā)電企業(yè)可選擇直接參與或委托所在省級電網(wǎng)企業(yè)代理參與市場交易(委托的必須有委托協(xié)議，委托代理協(xié)議中應明確成交電量在各委托發(fā)電企業(yè)間的分配方式)。

2. 集中交易中，購、售電主體通過電力交易平臺直接進行購售需求申報，申報內容包括購電量、購電價差和售電量、售電電價(發(fā)電企業(yè)申報的售電價均包含環(huán)保電價和工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金)，按照分月申報，每月均可分段申報電量、電價，但最多不超過3 段，申報電量單位為兆瓦時，電價單位為元/兆瓦時;申報電量為100 兆瓦時的整數(shù)倍，電價保留兩位小數(shù)。購、售電主體可滾動調整申報，以最后一次的申報為準。

3. 集中交易中，在發(fā)電側，將西北發(fā)電企業(yè)申報價格考慮輸配電價和網(wǎng)損后，折算為山東省落地價格，并計算與山東省燃煤發(fā)電企業(yè)標桿電價的價差。在用戶側，用戶申報與目錄電價的價差。

4. 集中交易采用邊際電價法出清。發(fā)電企業(yè)申報電量考慮跨區(qū)跨省輸電損耗后，折算為山東省落地電量。根據(jù)折算至山東省落地側的發(fā)電企業(yè)電量-價差曲線和用戶側的電量-價差曲線，按照邊際電價法進行出清，得到無約束交易結果。經(jīng)調度機構安全校核后，形成有約束交易結果。

5. 為保障跨區(qū)跨省電網(wǎng)安全運行和交易結果的順利執(zhí)行，本次交易西北各省新能源成交比例不超過40%。新能源發(fā)電企業(yè)成交電量上限參照上年西北區(qū)域同類發(fā)電機組平均利用小時的30%確定，風電為361 小時，光伏為315 小時。

6. 雙邊協(xié)商交易中，如提交的交易意向超過40 億千瓦時，按照提交的交易意向等比例分配。集中競價交易中，如存在多個邊際機組或邊際用戶時，邊際機組或邊際用戶的中標電量按照申報電量等比例分配。

四、交易價格及網(wǎng)損

1. 銀東直流輸電價60 元/兆瓦時，網(wǎng)損率7%。

2. 山東省內輸配電價(含網(wǎng)損)按照省內燃煤發(fā)電企業(yè)標桿電價與用戶目錄電價之間的價差執(zhí)行。

3. 西北各省工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金分別為：陜西16.8 元/兆瓦時、甘肅8.3 元/兆瓦時、青海0 元/兆瓦時、寧夏2.5 元/兆瓦時(均不含稅)。

4. 西北各省輸電價格(含省內輸電損耗)為30元/兆瓦時，西北分部輸電價格(不含線損)為12元/兆瓦時(寧夏電廠送出時，西北分部不收輸電費)。

五、交易結算與偏差電量處理

月度交易結算以月度計劃作為交易結算電量依據(jù)，在年底按照電力用戶分月實際用電量對發(fā)電企業(yè)送電電量進行清算。當參加交易的電力用戶、發(fā)電企業(yè)在執(zhí)行中與交易結果產(chǎn)生偏差時，采用以下方式處理：

1. 交易執(zhí)行前，合同可以轉讓。合同轉讓交易必須經(jīng)過安全校核后方可成交，不能對其他交易相關方的利益產(chǎn)生影響。

2. 交易執(zhí)行后，如電力用戶少用電量，月度偏差范圍(暫定5%)內的合同電量，在后續(xù)月份可以滾動調整，電價按照調整前的交易電價執(zhí)行;偏差范圍外的合同電量，不再滾動調整;偏差電量在配套電源送電電量中進行滾動調整。若電力用戶全年無法執(zhí)行完合同電量，按照山東省電力用戶直接交易有關規(guī)定考核，對應西北發(fā)電企業(yè)的多發(fā)部分電量按照標桿電價結算。如電力用戶用電量超過合同電量，可參加山東省內電力用戶直接交易，或按照目錄電價執(zhí)行。