寧夏發(fā)布《做好2025年電力中長期交易有關事項的通知》
來源：寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委 時間：2024-12-23 14:41
原標題：寧夏做好電力中長期交易有關事項：預計2025區(qū)內市場化交易規(guī)模約895億千瓦時
12月20日，寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)布關于做好2025年電力中長期交易有關事項的通知，通知指出，除優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電計劃以外電量全部進入市場，預計2025年區(qū)內市場化交易規(guī)模約895億千瓦時。
文件提到，為引導市場主體形成合理分時段交易價格，根據《自治區(qū)發(fā)展改革委關于優(yōu)化峰谷分時電價機制的通知》（寧發(fā)改價格（管理）〔2023〕7號），結合寧夏電網電力時段性供需情況，將24小時時段歸為峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）三類，具體為：
峰段：7:00-9:00，17:00-23:00；谷段：9:00-17:00；
平段：0:00-7:00，23:00-0:00。
市場準入
發(fā)電企業(yè)：
1.已入市的區(qū)內公用發(fā)電企業(yè)。
2.承擔發(fā)電企業(yè)社會責任、國家依法合規(guī)設立的政府性基金及附加，以及與產業(yè)政策相符合的政策性交叉補貼、系統(tǒng)備用費后，取得電力業(yè)務許可證，達到能效、環(huán)保要求的并網燃煤自備電廠，在滿足自用負荷的前提下，富余電力電量可參與交易。
3.新并網或電力業(yè)務許可證信息發(fā)生變更的機組，按照《國家能源局關于印發(fā)<發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營辦法>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2023〕48號）、《國家能源局西北監(jiān)管局關于進一步明確西北區(qū)域發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營有關事項的通知》（西北監(jiān)能市場〔2024〕73號）相關要求參與市場交易和結算。
4.銀東、靈紹、中衡直流“沙戈荒”大基地光伏項目富余電力可參與區(qū)內除年度以外其他市場化交易。
原文如下：
自治區(qū)發(fā)展改革委關于做好2025年電力中長期交易有關事項的通知
寧發(fā)改運行〔2024〕952號
五市發(fā)展改革委、寧東管委會經濟發(fā)展局，國網寧夏電力有限公司、寧夏電力交易中心有限公司、各市場主體：
為做好2025年電力中長期市場交易工作，按照《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）、《寧夏回族自治區(qū)電力中長期交易規(guī)則》（西北監(jiān)能市場〔2023〕4號）及相關政策文件要求，結合寧夏電力市場運行實際，現(xiàn)就有關事項通知如下。
一、總體原則
（一）深化中長期分時連續(xù)運營。在前期中長期分時段連續(xù)運營基礎上，繼續(xù)優(yōu)化分時段價格機制，充分發(fā)揮市場資源優(yōu)化配置作用，引導發(fā)用兩側可調節(jié)資源主動參與電網調峰，促進電力安全穩(wěn)定供應。
?。ǘ┐龠M新能源區(qū)內高效消納。進一步完善市場機制，滿足高比例新能源市場主體靈活交易需求，提高用戶綠電消費占比，充分發(fā)揮市場作用，促進新能源高效消納，推動能源綠色低碳轉型。
（三）做好現(xiàn)貨市場試運行銜接。結合現(xiàn)貨市場相關規(guī)則，按照“中長期穩(wěn)預期、現(xiàn)貨發(fā)現(xiàn)價格”原則，充分發(fā)揮中長期市場“壓艙石”作用，做好中長期市場與現(xiàn)貨市場長周期結算試運行高效銜接。
二、市場準入
?。ㄒ唬┌l(fā)電企業(yè)
1.已入市的區(qū)內公用發(fā)電企業(yè)。
2.承擔發(fā)電企業(yè)社會責任、國家依法合規(guī)設立的政府性基金及附加，以及與產業(yè)政策相符合的政策性交叉補貼、系統(tǒng)備用費后，取得電力業(yè)務許可證，達到能效、環(huán)保要求的并網燃煤自備電廠，在滿足自用負荷的前提下，富余電力電量可參與交易。
3.新并網或電力業(yè)務許可證信息發(fā)生變更的機組，按照《國家能源局關于印發(fā)<發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營辦法>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2023〕48號）、《國家能源局西北監(jiān)管局關于進一步明確西北區(qū)域發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營有關事項的通知》（西北監(jiān)能市場〔2024〕73號）相關要求參與市場交易和結算。
4.銀東、靈紹、中衡直流“沙戈荒”大基地光伏項目富余電力可參與區(qū)內除年度以外其他市場化交易。
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1.除居民（含執(zhí)行居民電價的學校、社會福利機構、社區(qū)服務中心等公益性事業(yè)用戶）、農業(yè)用戶外，工商業(yè)用戶可全部參與市場交易。
2.原則上10千伏及以上工商業(yè)用戶直接進入市場（可自行參與或由售電公司代理參與），市場化用戶所有同名工商業(yè)戶號全部進入市場，暫無法直接參與市場交易的由電網企業(yè)代理購電。
鼓勵10千伏以下工商業(yè)用戶參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的由電網企業(yè)代理購電。已直接參與市場交易的用戶，原則上不得退出市場。
3.為進一步縮小電網企業(yè)代理購電規(guī)模，發(fā)電企業(yè)下網電量必須全部進入市場交易，電網企業(yè)不再代理其購電。未進入市場的發(fā)電企業(yè)下網電量執(zhí)行電網企業(yè)代理購電價格的1.5倍。參與市場交易前發(fā)電企業(yè)應在交易平臺按照電力用戶類型開展市場注冊。
4.新增的工商業(yè)負荷申請用電報裝時，可選擇在電力交易機構同步辦理市場注冊手續(xù)，注冊生效后為批發(fā)用戶，可直接參與市場交易。
5.擁有入市燃煤自備機組的用戶，電力供需緊張時段應嚴格執(zhí)行“以發(fā)定用”相關要求。
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符合《國家能源局關于印發(fā)<電力市場注冊基本規(guī)則>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2024〕76號）、《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>的通知》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）要求，在電力交易機構注冊生效，持續(xù)滿足準入條件。
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獨立儲能按照《寧夏獨立儲能參與中長期市場交易方案》（附件1）參與中長期市場。虛擬電廠按照國家、區(qū)域以及自治區(qū)相關政策以發(fā)電企業(yè)或用戶身份參與中長期市場。
三、交易規(guī)模
除優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電計劃以外電量全部進入市場，預計2025年區(qū)內市場化交易規(guī)模約895億千瓦時。
四、時段劃分
1.為高效銜接現(xiàn)貨市場，中長期交易按日劃分24小時時段，各市場主體根據自身發(fā)電特性和用電需求合理參與分時段交易。
2.為引導市場主體形成合理分時段交易價格，根據《自治區(qū)發(fā)展改革委關于優(yōu)化峰谷分時電價機制的通知》（寧發(fā)改價格（管理）〔2023〕7號），結合寧夏電網電力時段性供需情況，將24小時時段歸為峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）三類，具體為：
峰段：7:00-9:00，17:00-23:00；
谷段：9:00-17:00；
平段：0:00-7:00，23:00-0:00。
3.根據區(qū)內電力供需情況，適時調整峰、平、谷時段劃分。
五、交易組織
用戶/發(fā)電企業(yè)年度交易成交電量原則上不低于上年用電量/上網電量的60%，年度、多月、月度和旬交易成交總電量不低于上年用電量/上網電量的70%。為促進中長期市場與現(xiàn)貨市場銜接，在2025年現(xiàn)貨市場結算試運行期間（具體時間以正式通知為準），用戶/發(fā)電企業(yè)年度、多月、月度、旬、日融合交易峰、谷、平三段成交電量分別不低于上年各時段用電量/上網電量的70%。
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1.年度交易標的為每月24小時時段總電量。
?。?）用戶與新能源交易：用戶（含售電公司，下同）與新能源以雙邊協(xié)商和集中競價方式開展交易，集中競價交易以統(tǒng)一邊際價格出清。電網企業(yè)代理購電參與用戶與新能源集中競價交易。
?。?）用戶與火電交易：用戶與火電主要開展集中競價交易，以統(tǒng)一邊際價格出清，適時組織開展雙邊、掛牌等交易。
2.每季度末按照年度交易組織方式開展后續(xù)月份多月交易，滿足新入市市場主體交易需求。
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月度交易標的為全月24小時時段總電量。月度交易按照用戶與新能源、用戶與火電次序組織，均開展集中競價交易，以統(tǒng)一邊際價格出清。
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旬交易標的為次旬24小時時段總電量。旬交易按照用戶與新能源、用戶與火電次序組織，均開展集中競價交易，以統(tǒng)一邊際價格出清。
（四）日融合交易
1.日融合交易按工作日連續(xù)開市，每日（T日）組織開展T+2日融合交易，遇節(jié)假日組織開展多日交易，具體以交易日歷安排為準。
2.日融合交易采用多輪次集中競價方式開展，每15分鐘集中出清一次，以統(tǒng)一邊際價格出清。
3.市場主體可根據自身電力生產或消費需求參與日融合交易，同一交易日的同一時段，同一市場主體僅可作為購方或售方參與交易。
4.發(fā)電企業(yè)在單筆交易中的售電量不得超過其剩余最大發(fā)電能力，購電量不得超過其售出電能量的凈值（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量，下同）。用戶在單筆交易中的售電量不得超過其購入電能量的凈值。
（五）合同交易
每月底組織開展后續(xù)月份合同置換、回購交易、合同轉讓交易，適時開展月內連續(xù)合同轉讓交易，市場主體可轉讓該月后續(xù)未執(zhí)行日期合同電量，豐富合同交易組織方式，滿足市場主體靈活合同電量調整需求。
（六）綠電交易
1.用戶與新能源開展雙邊綠電交易應分別明確電能量價格和環(huán)境價格，電能量價格按照新能源與用戶分時段交易價格機制執(zhí)行，環(huán)境價格由雙方協(xié)商確定。
2.區(qū)內綠電交易暫按年度、月度為周期組織開展，適時組織開展月內綠電交易，鼓勵市場主體開展多年綠電交易。區(qū)內綠電交易暫以雙邊協(xié)商方式為主，適時組織開展集中競價、掛牌交易。
3.在完成可再生能源消納責任權重指標的前提下，用戶超額消納的綠電交易電量、購買綠證折算電量不計入其能耗雙控指標。
4.用戶可通過新能源電力直接交易、綠電、綠證交易實現(xiàn)100%綠色用能。鼓勵核定的“綠電園區(qū)”負荷和配建新能源場站優(yōu)先開展綠電交易。
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1.為確保市場主體合理參與交易申報，發(fā)電企業(yè)、用戶均采用分時段交易限額，具體為：
用戶分時交易總限額=2024年1-11月該時段最大用電量*1.1*當月日歷天數；
新能源分時交易總限額=裝機容量*當月日歷天數；
火電分時交易總限額=裝機容量*當月日歷天數。
2.2025年有增量用電需求的用戶，可由地市供電公司開具增量用電需求證明，并明確增量日負荷曲線。
3.多月、月度、旬交易、日融合各時段剩余可交易限額為該時段交易總限額減去該時段已成交電量。
?。ò耍┙灰浊€分解
1.年度、多月、月度、旬交易市場主體申報24小時時段總電量、價格，成交電量由交易平臺按照交易周期對應天數自動平均分解到日。
2.電網企業(yè)應綜合考慮季節(jié)變更、節(jié)假日等因素，定期預測代理購電典型負荷曲線，并通過交易平臺予以公布。
3.按照“以用定發(fā)，發(fā)用匹配”原則，確定風電、光伏、水電、燃氣等各類電源優(yōu)先發(fā)電計劃曲線。按以下原則執(zhí)行：（1）燃氣、垃圾、瓦斯、水電、分布式電源等全額收購機組按對應電源典型曲線優(yōu)先匹配優(yōu)先用電典型曲線；（2）剩余優(yōu)先用電計劃典型曲線，按照每月各時段全網風電、光伏典型出力比例分解至風電、光伏。
4.省間中長期外送交易時段與寧夏24小時時段劃分不一致的，將省間中長期外送交易結果分解合并至24小時時段，各時段交易價格執(zhí)行原時段交易均價。考慮光伏發(fā)電特性，優(yōu)先分解光伏中標電量至谷段，其他類型電源按剩余外送曲線等比例分攤。
5.省間短期外送交易電量需分解至每日24小時時段，由電力調度機構在事后次日向發(fā)電企業(yè)發(fā)布。
六、價格機制
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火電與用戶平段交易申報價格應符合《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號，以下簡稱1439號文）、《國家發(fā)展改革委國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）要求，峰段交易申報價格不低于平段價格的150%，谷段交易申報價格不超過平段價格的50%。
（二）用戶與新能源交易價格
為促進光伏產業(yè)健康發(fā)展，綜合考慮光伏投資成本回收，并進一步拉大峰谷價差，新能源價格浮動比例暫定為30%，即用戶與新能源平段交易申報價格不超過基準電價，峰段交易申報價格不低于平段價格的130%，且不超過基準電價的150%，谷段交易申報價格不超過平段價格的70%。新能源峰段價格上浮比例不高于谷段價格下浮比例。
（三）日融合交易價格
1.日融合交易均價為該時段成交結果加權平均價。
2.為保障日融合交易價格穩(wěn)定，分別對峰、平、谷時段設定最低和最高限價。峰、平、谷各段申報價格下限為2025年年度交易各時段成交最低價的0.9倍，申報價格上限為2025年年度交易各時段成交最高價的1.1倍。
3.根據市場運行實際適時調整日融合交易限價區(qū)間。
?。ㄋ模╇娋W企業(yè)代理購電
電網企業(yè)代理購電采用報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清。電網企業(yè)按月預測代理購電典型曲線及月度代理購電電量，并依此參與交易申報。
電網企業(yè)代理購電與新能源交易電量申報比例按國家下達寧夏2025年可再生能源消納責任權重確定。電網企業(yè)代理購電用戶實際用電執(zhí)行峰平谷電價，對應電價取電網企業(yè)代理購電當期月度峰、平、谷各時段交易加權價，峰、平、谷時段執(zhí)行本細則的時段劃分。
七、零售市場
（一）代理關系確定
1.售電公司與用戶零售服務期限按照月為最小單位，最短為一個自然月，最長為一個自然年。原則上起始時間不早于次月第一個自然日，終止時間不晚于當年最后一個自然日。同一周期內，用戶僅可與一家售電公司（包括有售電資質的負荷聚合商、虛擬電廠等）確立零售服務關系，用戶全部電量通過該售電公司購買。
2.售電公司與用戶應于每月15日前通過交易平臺提交零售服務綁定/解除申請，經電力交易機構審核通過后于次月生效。
3.售電公司與用戶通過電力交易平臺建立零售服務關系時，可參考合同范本（具體由交易中心另發(fā)）簽訂零售服務合同。
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1.售電公司和零售用戶需變更后續(xù)月份零售套餐類型的，經雙方確認后，于每月15日前提交交易機構，通過后于次月生效。
2.每日中午12時前，售電公司與零售用戶可通過交易平臺對次日以后零售套餐信息進行修改，經雙方確認后提交交易機構，未修改的按原套餐信息執(zhí)行。
?。ㄈ┐黻P系解除
1.零售用戶與售電公司零售服務關系到期后自動解除，也可雙方簽訂合同提前解除，同時協(xié)商確定需劃轉至用戶的交易電量。零售服務解除申請，于每月15日前通過交易平臺提交交易機構，通過后于次月生效，代理關系解除后的零售用戶為批發(fā)用戶。
2.售電公司與零售用戶約定可以單方提請解除零售服務關系，需支付違約金的由售電公司或用戶自行收付。
3.售電公司退出市場后，其所有已簽訂但尚未執(zhí)行的交易合同按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>的通知》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）和《寧夏電力市場保底售電實施方案》（附件2）要求執(zhí)行。
八、交易結算
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1.按照“照付不議、偏差結算”的原則，發(fā)、用兩側解耦結算。市場主體各時段（小時）所有交易合同（含優(yōu)先發(fā)電計劃）先按照合同價格全量結算，再根據交易合同電量凈值與其實際上網電量、用電量差值開展偏差結算。
2.采用日清月結的結算方式，以日為周期開展分時段電量清分、電費計算，按月結算并發(fā)布結算依據。
3.參與市場交易的自備電廠按照市場規(guī)則結算，調發(fā)電量根據電力調度機構出具證明按照區(qū)內火電機組年度、月度電力直接交易均價結算。
4.零售用戶按照與售電公司簽訂的零售套餐結算。
?。ǘ┢罱Y算價格
1.市場主體各時段偏差電量按照當日對應時段日融合交易加權價進行結算。
2.若當日某時段無日融合交易價格或除日融合交易外當月用戶/發(fā)電企業(yè)成交電量低于實際用電量/上網電量的70%，用戶（含售電公司）各時段正偏差電量暫執(zhí)行基準電價的K1倍（K1暫取1.8），發(fā)電企業(yè)各時段正偏差電量執(zhí)行基準電價的K2倍（K2暫取0.5），負偏差電量均按照對應時段年度、月度區(qū)內電力直接交易均價結算。
3.用戶及發(fā)電企業(yè)入市首月不執(zhí)行70%比例要求，發(fā)電企業(yè)對應用戶主體下網電量不執(zhí)行70%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價結算。
4.電網企業(yè)代理購電月度實際用電量平均分解到每日，并按照代理購電典型負荷曲線分解至每日24小時時段，并按照用戶側結算原則開展分時段結算。
5.用戶因變線損、計量尾差等原因造成的月結電量與日清電量之間的差額電量，按照當期年度、月度區(qū)內電力直接交易加權價結算。
6.若市場化用戶交易電費、不平衡資金、輔助服務費等為負電費時，該項費用不執(zhí)行功率因數調整電費。
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高耗能用戶通過浮動電費方式落實1439號文“高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制”要求，具體如下：
1.高耗能用戶各時段浮動電費=該用戶與火電交易電量*該用戶與火電交易價格*K3，其中：
（1）該用戶與火電交易電量為用戶與火電年度、月度、旬交易、合同交易成交總量。
?。?）該用戶與火電交易價格為用戶與火電年度、月度、旬交易、合同交易成交均價。
?。?）為保障全區(qū)電力安全穩(wěn)定供應，K3=2024年火電與高耗能用戶交易均價/火電與非高耗能用戶（含電網企業(yè)代理購電）交易均價-1。待2024年所有交易組織完成后，由交易中心計算K3具體取值（保留兩位小數），并向市場主體公示，后續(xù)根據市場運行情況適時調整。
2.全體高耗能用戶各時段浮動總電費根據該時段各火電供區(qū)內電量比例向火電分攤。
火電各時段分攤電費=（該時段火電上網電量-外送實結電量）/（該時段統(tǒng)調公用火電總上網電量-總外送實結電量）*高耗能用戶該時段浮動電費
區(qū)內統(tǒng)調公用火電、統(tǒng)調公用自備火電、中機國能寧東熱電等參與區(qū)內市場化交易的火電均參與浮動電費分攤。
3.高耗能用戶浮動電費和火電分攤電費在結算單中單獨列示。因計量電量數據或交易計劃調整等原因導致的浮動電費和分攤電費差額一并納入寧夏電力市場不平衡資金進行清算。
九、風險防控
當出現(xiàn)以下情況時，電力交易機構、電力調度機構依法依規(guī)采取市場干預措施：
1.電力系統(tǒng)內發(fā)生重大事故危及電網安全的；
2.市場技術支持系統(tǒng)發(fā)生重大故障，導致交易無法正常進行的；
3.因不可抗力導致市場交易不能正常開展的；
4.惡意串通操縱市場并嚴重影響交易結果的；
5.國家能源局及其派出機構作出暫停市場交易決定的；
6.市場發(fā)生其他嚴重異常情況的。
十、有關要求
?。ㄒ唬┘訌娛袌鼋灰捉M織協(xié)同。電力交易機構、電力調度機構要進一步發(fā)揮電力市場運營機構職能作用,不斷提升市場運營能力和服務水平。電力調度機構應在滿足系統(tǒng)安全運行約束、新能源優(yōu)先消納的前提下，提高中長期市場合同履約率。充分發(fā)揮電力市場管理委員會議事協(xié)調作用，保障市場主體合法權益。
（二）加強市場風險分析研判。各市場主體要加強交易隊伍建設，提高交易業(yè)務人員理論水平和技術能力，認真研讀交易規(guī)則，分析研判電力供需形勢、一次能源價格波動對電力市場運行的影響,根據自身實際發(fā)用電需求，制定合理的報價策略，做好市場交易工作。
?。ㄈ┘訌娛垭姽竟芾?。交易中心按照《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）要求收繳履約保函（保險）。
?。ㄋ模┘訌娍稍偕茉磪^(qū)內消納。國網寧夏電力公司要加強負荷預測與調度管理，穩(wěn)步提高可再生能源區(qū)內消納水平，確保自治區(qū)可再生能源消納責任權重指標完成。
?。ㄎ澹┘訌姶碣忞娦畔⒐_。國網寧夏電力公司應做好代理購電相關信息公開、電費結算等工作,原則上每月月底前3日依規(guī)公示代理購電相關信息。
十一、其他事項
?。ㄒ唬┱埜鞯厥泄╇姽緡栏癜凑沼脩粜略O備投運計劃和實際增產情況，合理出具用戶年度和分月增量用電需求說明。
（二）非現(xiàn)貨市場結算試運行期間，按此文件開展中長期市場交易結算；現(xiàn)貨市場結算試運行期間，按照現(xiàn)貨市場交易規(guī)則相關要求執(zhí)行。
（三）尖峰及深谷電價相關政策由自治區(qū)相關主管部門另行制定。
?。ㄋ模┓謺r段交易結算所需電能量數據，按照《電力市場電能示值曲線校核及擬合方案》（附件3）執(zhí)行。
?。ㄎ澹┍就ㄖ嚓P內容及交易結算參數根據國家政策及區(qū)內電力市場運行情況適時調整，以往與本通知規(guī)定不一致的，以本通知為準。
?。┧薪灰捉M織時間遇節(jié)假日適時調整，具體以交易公告為準。本規(guī)則執(zhí)行中如遇有關問題和情況,請及時向自治區(qū)發(fā)展改革委報告,或與電力交易機構聯(lián)系。
聯(lián)系電話:
自治區(qū)發(fā)展改革委：0951—5016773 0951—8301967
寧夏電力交易中心：0951—4915916
寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委
2024年12月20日
