三、交易方式

1. 发电企业可选择直接参与或委托所在省级电网企业代理参与市场交易(委托的必须有委托协议，委托代理协议中应明确成交电量在各委托发电企业间的分配方式)。

2. 集中交易中，购、售电主体通过电力交易平台直接进行购售需求申报，申报内容包括购电量、购电价差和售电量、售电电价(发电企业申报的售电价均包含环保电价和工业企业结构调整专项资金)，按照分月申报，每月均可分段申报电量、电价，但最多不超过3 段，申报电量单位为兆瓦时，电价单位为元/兆瓦时;申报电量为100 兆瓦时的整数倍，电价保留两位小数。购、售电主体可滚动调整申报，以最后一次的申报为准。

3. 集中交易中，在发电侧，将西北发电企业申报价格考虑输配电价和网损后，折算为山东省落地价格，并计算与山东省燃煤发电企业标杆电价的价差。在用户侧，用户申报与目录电价的价差。

4. 集中交易采用边际电价法出清。发电企业申报电量考虑跨区跨省输电损耗后，折算为山东省落地电量。根据折算至山东省落地侧的发电企业电量-价差曲线和用户侧的电量-价差曲线，按照边际电价法进行出清，得到无约束交易结果。经调度机构安全校核后，形成有约束交易结果。

5. 为保障跨区跨省电网安全运行和交易结果的顺利执行，本次交易西北各省新能源成交比例不超过40%。新能源发电企业成交电量上限参照上年西北区域同类发电机组平均利用小时的30%确定，风电为361 小时，光伏为315 小时。

6. 双边协商交易中，如提交的交易意向超过40 亿千瓦时，按照提交的交易意向等比例分配。集中竞价交易中，如存在多个边际机组或边际用户时，边际机组或边际用户的中标电量按照申报电量等比例分配。

四、交易价格及网损

1. 银东直流输电价60 元/兆瓦时，网损率7%。

2. 山东省内输配电价(含网损)按照省内燃煤发电企业标杆电价与用户目录电价之间的价差执行。

3. 西北各省工业企业结构调整专项资金分别为：陕西16.8 元/兆瓦时、甘肃8.3 元/兆瓦时、青海0 元/兆瓦时、宁夏2.5 元/兆瓦时(均不含税)。

4. 西北各省输电价格(含省内输电损耗)为30元/兆瓦时，西北分部输电价格(不含线损)为12元/兆瓦时(宁夏电厂送出时，西北分部不收输电费)。

五、交易结算与偏差电量处理

月度交易结算以月度计划作为交易结算电量依据，在年底按照电力用户分月实际用电量对发电企业送电电量进行清算。当参加交易的电力用户、发电企业在执行中与交易结果产生偏差时，采用以下方式处理：

1. 交易执行前，合同可以转让。合同转让交易必须经过安全校核后方可成交，不能对其他交易相关方的利益产生影响。

2. 交易执行后，如电力用户少用电量，月度偏差范围(暂定5%)内的合同电量，在后续月份可以滚动调整，电价按照调整前的交易电价执行;偏差范围外的合同电量，不再滚动调整;偏差电量在配套电源送电电量中进行滚动调整。若电力用户全年无法执行完合同电量，按照山东省电力用户直接交易有关规定考核，对应西北发电企业的多发部分电量按照标杆电价结算。如电力用户用电量超过合同电量，可参加山东省内电力用户直接交易，或按照目录电价执行。