寧夏：自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于做好2025年電力中長(zhǎng)期交易有關(guān)事項(xiàng)的通知

寧發(fā)改運(yùn)行〔2024〕952號(hào)

五市發(fā)展改革委、寧東管委會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展局，國(guó)網(wǎng)寧夏電力有限公司、寧夏電力交易中心有限公司、各市場(chǎng)主體：

為做好2025年電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易工作，按照《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號(hào)）、《寧夏回族自治區(qū)電力中長(zhǎng)期交易規(guī)則》（西北監(jiān)能市場(chǎng)〔2023〕4號(hào)）及相關(guān)政策文件要求，結(jié)合寧夏電力市場(chǎng)運(yùn)行實(shí)際，現(xiàn)就有關(guān)事項(xiàng)通知如下。

一、總體原則

（一）深化中長(zhǎng)期分時(shí)連續(xù)運(yùn)營(yíng)。在前期中長(zhǎng)期分時(shí)段連續(xù)運(yùn)營(yíng)基礎(chǔ)上，繼續(xù)優(yōu)化分時(shí)段價(jià)格機(jī)制，充分發(fā)揮市場(chǎng)資源優(yōu)化配置作用，引導(dǎo)發(fā)用兩側(cè)可調(diào)節(jié)資源主動(dòng)參與電網(wǎng)調(diào)峰，促進(jìn)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)。

（二）促進(jìn)新能源區(qū)內(nèi)高效消納。進(jìn)一步完善市場(chǎng)機(jī)制，滿足高比例新能源市場(chǎng)主體靈活交易需求，提高用戶綠電消費(fèi)占比，充分發(fā)揮市場(chǎng)作用，促進(jìn)新能源高效消納，推動(dòng)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。

（三）做好現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行銜接。結(jié)合現(xiàn)貨市場(chǎng)相關(guān)規(guī)則，按照“中長(zhǎng)期穩(wěn)預(yù)期、現(xiàn)貨發(fā)現(xiàn)價(jià)格”原則，充分發(fā)揮中長(zhǎng)期市場(chǎng)“壓艙石”作用，做好中長(zhǎng)期市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行高效銜接。

二、市場(chǎng)準(zhǔn)入

（一）發(fā)電企業(yè)

1.已入市的區(qū)內(nèi)公用發(fā)電企業(yè)。

2.承擔(dān)發(fā)電企業(yè)社會(huì)責(zé)任、國(guó)家依法合規(guī)設(shè)立的政府性基金及附加，以及與產(chǎn)業(yè)政策相符合的政策性交叉補(bǔ)貼、系統(tǒng)備用費(fèi)后，取得電力業(yè)務(wù)許可證，達(dá)到能效、環(huán)保要求的并網(wǎng)燃煤自備電廠，在滿足自用負(fù)荷的前提下，富余電力電量可參與交易。

3.新并網(wǎng)或電力業(yè)務(wù)許可證信息發(fā)生變更的機(jī)組，按照《國(guó)家能源局關(guān)于印發(fā)<發(fā)電機(jī)組進(jìn)入及退出商業(yè)運(yùn)營(yíng)辦法>的通知》（國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2023〕48號(hào)）、《國(guó)家能源局西北監(jiān)管局關(guān)于進(jìn)一步明確西北區(qū)域發(fā)電機(jī)組進(jìn)入及退出商業(yè)運(yùn)營(yíng)有關(guān)事項(xiàng)的通知》（西北監(jiān)能市場(chǎng)〔2024〕73號(hào)）相關(guān)要求參與市場(chǎng)交易和結(jié)算。

4.銀東、靈紹、中衡直流“沙戈荒”大基地光伏項(xiàng)目富余電力可參與區(qū)內(nèi)除年度以外其他市場(chǎng)化交易。

（二）電力用戶

1.除居民（含執(zhí)行居民電價(jià)的學(xué)校、社會(huì)福利機(jī)構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用戶外，工商業(yè)用戶可全部參與市場(chǎng)交易。

2.原則上10千伏及以上工商業(yè)用戶直接進(jìn)入市場(chǎng)（可自行參與或由售電公司代理參與），市場(chǎng)化用戶所有同名工商業(yè)戶號(hào)全部進(jìn)入市場(chǎng)，暫無(wú)法直接參與市場(chǎng)交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電。

鼓勵(lì)10千伏以下工商業(yè)用戶參與市場(chǎng)交易，暫無(wú)法直接參與市場(chǎng)交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電。已直接參與市場(chǎng)交易的用戶，原則上不得退出市場(chǎng)。

3.為進(jìn)一步縮小電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電規(guī)模，發(fā)電企業(yè)下網(wǎng)電量必須全部進(jìn)入市場(chǎng)交易，電網(wǎng)企業(yè)不再代理其購(gòu)電。未進(jìn)入市場(chǎng)的發(fā)電企業(yè)下網(wǎng)電量執(zhí)行電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍。參與市場(chǎng)交易前發(fā)電企業(yè)應(yīng)在交易平臺(tái)按照電力用戶類型開(kāi)展市場(chǎng)注冊(cè)。

4.新增的工商業(yè)負(fù)荷申請(qǐng)用電報(bào)裝時(shí)，可選擇在電力交易機(jī)構(gòu)同步辦理市場(chǎng)注冊(cè)手續(xù)，注冊(cè)生效后為批發(fā)用戶，可直接參與市場(chǎng)交易。

5.擁有入市燃煤自備機(jī)組的用戶，電力供需緊張時(shí)段應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行“以發(fā)定用”相關(guān)要求。

（三）售電公司

符合《國(guó)家能源局關(guān)于印發(fā)<電力市場(chǎng)注冊(cè)基本規(guī)則>的通知》（國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2024〕76號(hào)）、《國(guó)家發(fā)展改革委?國(guó)家能源局關(guān)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(hào)）要求，在電力交易機(jī)構(gòu)注冊(cè)生效，持續(xù)滿足準(zhǔn)入條件。

（四）新型主體

獨(dú)立儲(chǔ)能按照《寧夏獨(dú)立儲(chǔ)能參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易方案》（附件1）參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)。虛擬電廠按照國(guó)家、區(qū)域以及自治區(qū)相關(guān)政策以發(fā)電企業(yè)或用戶身份參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)。

三、交易規(guī)模

除優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電計(jì)劃以外電量全部進(jìn)入市場(chǎng)，預(yù)計(jì)2025年區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化交易規(guī)模約895億千瓦時(shí)。

四、時(shí)段劃分

1.為高效銜接現(xiàn)貨市場(chǎng)，中長(zhǎng)期交易按日劃分24小時(shí)時(shí)段，各市場(chǎng)主體根據(jù)自身發(fā)電特性和用電需求合理參與分時(shí)段交易。

2.為引導(dǎo)市場(chǎng)主體形成合理分時(shí)段交易價(jià)格，根據(jù)《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于優(yōu)化峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（寧發(fā)改價(jià)格（管理）〔2023〕7號(hào)），結(jié)合寧夏電網(wǎng)電力時(shí)段性供需情況，將24小時(shí)時(shí)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(jù)區(qū)內(nèi)電力供需情況，適時(shí)調(diào)整峰、平、谷時(shí)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(wǎng)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(wǎng)電量的70%。為促進(jìn)中長(zhǎng)期市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)銜接，在2025年現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行期間（具體時(shí)間以正式通知為準(zhǔn)），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(shí)段用電量/上網(wǎng)電量的70%。

（一）年度/多月交易

1.年度交易標(biāo)的為每月24小時(shí)時(shí)段總電量。

（1）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(jìng)價(jià)方式開(kāi)展交易，集中競(jìng)價(jià)交易以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電參與用戶與新能源集中競(jìng)價(jià)交易。

（2）用戶與火電交易：用戶與火電主要開(kāi)展集中競(jìng)價(jià)交易，以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清，適時(shí)組織開(kāi)展雙邊、掛牌等交易。

2.每季度末按照年度交易組織方式開(kāi)展后續(xù)月份多月交易，滿足新入市市場(chǎng)主體交易需求。

（二）月度交易

月度交易標(biāo)的為全月24小時(shí)時(shí)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(kāi)展集中競(jìng)價(jià)交易，以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。

（三）旬交易

旬交易標(biāo)的為次旬24小時(shí)時(shí)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(kāi)展集中競(jìng)價(jià)交易，以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。

（四）日融合交易

1.日融合交易按工作日連續(xù)開(kāi)市，每日（T日）組織開(kāi)展T+2日融合交易，遇節(jié)假日組織開(kāi)展多日交易，具體以交易日歷安排為準(zhǔn)。

2.日融合交易采用多輪次集中競(jìng)價(jià)方式開(kāi)展，每15分鐘集中出清一次，以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。

3.市場(chǎng)主體可根據(jù)自身電力生產(chǎn)或消費(fèi)需求參與日融合交易，同一交易日的同一時(shí)段，同一市場(chǎng)主體僅可作為購(gòu)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(guò)其剩余最大發(fā)電能力，購(gòu)電量不得超過(guò)其售出電能量的凈值（指多次售出、購(gòu)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(guò)其購(gòu)入電能量的凈值。

（五）合同交易

每月底組織開(kāi)展后續(xù)月份合同置換、回購(gòu)交易、合同轉(zhuǎn)讓交易，適時(shí)開(kāi)展月內(nèi)連續(xù)合同轉(zhuǎn)讓交易，市場(chǎng)主體可轉(zhuǎn)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(chǎng)主體靈活合同電量調(diào)整需求。

（六）綠電交易

1.用戶與新能源開(kāi)展雙邊綠電交易應(yīng)分別明確電能量?jī)r(jià)格和環(huán)境價(jià)格，電能量?jī)r(jià)格按照新能源與用戶分時(shí)段交易價(jià)格機(jī)制執(zhí)行，環(huán)境價(jià)格由雙方協(xié)商確定。

2.區(qū)內(nèi)綠電交易暫按年度、月度為周期組織開(kāi)展，適時(shí)組織開(kāi)展月內(nèi)綠電交易，鼓勵(lì)市場(chǎng)主體開(kāi)展多年綠電交易。區(qū)內(nèi)綠電交易暫以雙邊協(xié)商方式為主，適時(shí)組織開(kāi)展集中競(jìng)價(jià)、掛牌交易。

3.在完成可再生能源消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)的前提下，用戶超額消納的綠電交易電量、購(gòu)買(mǎi)綠證折算電量不計(jì)入其能耗雙控指標(biāo)。

4.用戶可通過(guò)新能源電力直接交易、綠電、綠證交易實(shí)現(xiàn)100%綠色用能。鼓勵(lì)核定的“綠電園區(qū)”負(fù)荷和配建新能源場(chǎng)站優(yōu)先開(kāi)展綠電交易。

（七）交易限額

1.為確保市場(chǎng)主體合理參與交易申報(bào)，發(fā)電企業(yè)、用戶均采用分時(shí)段交易限額，具體為：

用戶分時(shí)交易總限額=2024年1-11月該時(shí)段最大用電量×1.1×當(dāng)月日歷天數(shù)；

新能源分時(shí)交易總限額=裝機(jī)容量×當(dāng)月日歷天數(shù)；

火電分時(shí)交易總限額=裝機(jī)容量×當(dāng)月日歷天數(shù)。

2.2025年有增量用電需求的用戶，可由地市供電公司開(kāi)具增量用電需求證明，并明確增量日負(fù)荷曲線。

3.多月、月度、旬交易、日融合各時(shí)段剩余可交易限額為該時(shí)段交易總限額減去該時(shí)段已成交電量。

（八）交易曲線分解

1.年度、多月、月度、旬交易市場(chǎng)主體申報(bào)24小時(shí)時(shí)段總電量、價(jià)格，成交電量由交易平臺(tái)按照交易周期對(duì)應(yīng)天數(shù)自動(dòng)平均分解到日。

2.電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)綜合考慮季節(jié)變更、節(jié)假日等因素，定期預(yù)測(cè)代理購(gòu)電典型負(fù)荷曲線，并通過(guò)交易平臺(tái)予以公布。

3.按照“以用定發(fā)，發(fā)用匹配”原則，確定風(fēng)電、光伏、水電、燃?xì)獾雀黝愲娫磧?yōu)先發(fā)電計(jì)劃曲線。按以下原則執(zhí)行：（1）燃?xì)狻⒗?、瓦斯、水電、分布式電源等全額收購(gòu)機(jī)組按對(duì)應(yīng)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(jì)劃典型曲線，按照每月各時(shí)段全網(wǎng)風(fēng)電、光伏典型出力比例分解至風(fēng)電、光伏。

4.省間中長(zhǎng)期外送交易時(shí)段與寧夏24小時(shí)時(shí)段劃分不一致的，將省間中長(zhǎng)期外送交易結(jié)果分解合并至24小時(shí)時(shí)段，各時(shí)段交易價(jià)格執(zhí)行原時(shí)段交易均價(jià)?？紤]光伏發(fā)電特性，優(yōu)先分解光伏中標(biāo)電量至谷段，其他類型電源按剩余外送曲線等比例分?jǐn)偂?/span>

5.省間短期外送交易電量需分解至每日24小時(shí)時(shí)段，由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)在事后次日向發(fā)電企業(yè)發(fā)布。

六、價(jià)格機(jī)制

（一）用戶與火電交易價(jià)格

火電與用戶平段交易申報(bào)價(jià)格應(yīng)符合《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號(hào)，以下簡(jiǎn)稱1439號(hào)文）、《國(guó)家發(fā)展改革委 國(guó)家能源局關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕1501號(hào)）要求，峰段交易申報(bào)價(jià)格不低于平段價(jià)格的150%，谷段交易申報(bào)價(jià)格不超過(guò)平段價(jià)格的50%。

（二）用戶與新能源交易價(jià)格

為促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展，綜合考慮光伏投資成本回收，并進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差，新能源價(jià)格浮動(dòng)比例暫定為30%，即用戶與新能源平段交易申報(bào)價(jià)格不超過(guò)基準(zhǔn)電價(jià)，峰段交易申報(bào)價(jià)格不低于平段價(jià)格的130%，且不超過(guò)基準(zhǔn)電價(jià)的150%，谷段交易申報(bào)價(jià)格不超過(guò)平段價(jià)格的70%。新能源峰段價(jià)格上浮比例不高于谷段價(jià)格下浮比例。

（三）日融合交易價(jià)格

1.日融合交易均價(jià)為該時(shí)段成交結(jié)果加權(quán)平均價(jià)。

2.為保障日融合交易價(jià)格穩(wěn)定，分別對(duì)峰、平、谷時(shí)段設(shè)定最低和最高限價(jià)。峰、平、谷各段申報(bào)價(jià)格下限為2025年年度交易各時(shí)段成交最低價(jià)的0.9倍，申報(bào)價(jià)格上限為2025年年度交易各時(shí)段成交最高價(jià)的1.1倍。

3.根據(jù)市場(chǎng)運(yùn)行實(shí)際適時(shí)調(diào)整日融合交易限價(jià)區(qū)間。

（四）電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電

電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電采用報(bào)量不報(bào)價(jià)方式、作為價(jià)格接受者參與市場(chǎng)出清。電網(wǎng)企業(yè)按月預(yù)測(cè)代理購(gòu)電典型曲線及月度代理購(gòu)電電量，并依此參與交易申報(bào)。

電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電與新能源交易電量申報(bào)比例按國(guó)家下達(dá)寧夏2025年可再生能源消納責(zé)任權(quán)重確定。電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電用戶實(shí)際用電執(zhí)行峰平谷電價(jià)，對(duì)應(yīng)電價(jià)取電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電當(dāng)期月度峰、平、谷各時(shí)段交易加權(quán)價(jià)，峰、平、谷時(shí)段執(zhí)行本細(xì)則的時(shí)段劃分。

七、零售市場(chǎng)

（一）代理關(guān)系確定

1.售電公司與用戶零售服務(wù)期限按照月為最小單位，最短為一個(gè)自然月，最長(zhǎng)為一個(gè)自然年。原則上起始時(shí)間不早于次月第一個(gè)自然日，終止時(shí)間不晚于當(dāng)年最后一個(gè)自然日。同一周期內(nèi)，用戶僅可與一家售電公司（包括有售電資質(zhì)的負(fù)荷聚合商、虛擬電廠等）確立零售服務(wù)關(guān)系，用戶全部電量通過(guò)該售電公司購(gòu)買(mǎi)。

2.售電公司與用戶應(yīng)于每月15日前通過(guò)交易平臺(tái)提交零售服務(wù)綁定/解除申請(qǐng)，經(jīng)電力交易機(jī)構(gòu)審核通過(guò)后于次月生效。

3.售電公司與用戶通過(guò)電力交易平臺(tái)建立零售服務(wù)關(guān)系時(shí)，可參考合同范本（具體由交易中心另發(fā)）簽訂零售服務(wù)合同。

（二）零售套餐

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(jīng)雙方確認(rèn)后，于每月15日前提交交易機(jī)構(gòu)，通過(guò)后于次月生效。

2.每日中午12時(shí)前，售電公司與零售用戶可通過(guò)交易平臺(tái)對(duì)次日以后零售套餐信息進(jìn)行修改，經(jīng)雙方確認(rèn)后提交交易機(jī)構(gòu)，未修改的按原套餐信息執(zhí)行。

（三）代理關(guān)系解除

1.零售用戶與售電公司零售服務(wù)關(guān)系到期后自動(dòng)解除，也可雙方簽訂合同提前解除，同時(shí)協(xié)商確定需劃轉(zhuǎn)至用戶的交易電量。零售服務(wù)解除申請(qǐng)，于每月15日前通過(guò)交易平臺(tái)提交交易機(jī)構(gòu)，通過(guò)后于次月生效，代理關(guān)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(qǐng)解除零售服務(wù)關(guān)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(chǎng)后，其所有已簽訂但尚未執(zhí)行的交易合同按照《國(guó)家發(fā)展改革委國(guó)家能源局關(guān)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(hào)）和《寧夏電力市場(chǎng)保底售電實(shí)施方案》（附件2）要求執(zhí)行。

八、交易結(jié)算

（一）結(jié)算原則

1.按照“照付不議、偏差結(jié)算”的原則，發(fā)、用兩側(cè)解耦結(jié)算。市場(chǎng)主體各時(shí)段（小時(shí)）所有交易合同（含優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃）先按照合同價(jià)格全量結(jié)算，再根據(jù)交易合同電量?jī)糁蹬c其實(shí)際上網(wǎng)電量、用電量差值開(kāi)展偏差結(jié)算。

2.采用日清月結(jié)的結(jié)算方式，以日為周期開(kāi)展分時(shí)段電量清分、電費(fèi)計(jì)算，按月結(jié)算并發(fā)布結(jié)算依據(jù)。

3.參與市場(chǎng)交易的自備電廠按照市場(chǎng)規(guī)則結(jié)算，調(diào)發(fā)電量根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)出具證明按照區(qū)內(nèi)火電機(jī)組年度、月度電力直接交易均價(jià)結(jié)算。

4.零售用戶按照與售電公司簽訂的零售套餐結(jié)算。

（二）偏差結(jié)算價(jià)格

1.市場(chǎng)主體各時(shí)段偏差電量按照當(dāng)日對(duì)應(yīng)時(shí)段日融合交易加權(quán)價(jià)進(jìn)行結(jié)算。

2.若當(dāng)日某時(shí)段無(wú)日融合交易價(jià)格或除日融合交易外當(dāng)月用戶/發(fā)電企業(yè)成交電量低于實(shí)際用電量/上網(wǎng)電量的70%，用戶（含售電公司）各時(shí)段正偏差電量暫執(zhí)行基準(zhǔn)電價(jià)的K1倍（K1暫取1.8），發(fā)電企業(yè)各時(shí)段正偏差電量執(zhí)行基準(zhǔn)電價(jià)的K2倍（K2暫取0.5），負(fù)偏差電量均按照對(duì)應(yīng)時(shí)段年度、月度區(qū)內(nèi)電力直接交易均價(jià)結(jié)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(duì)應(yīng)用戶主體下網(wǎng)電量不執(zhí)行70%比例要求，所有偏差電量按照對(duì)應(yīng)時(shí)段日融合交易加權(quán)價(jià)結(jié)算。

4.電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電月度實(shí)際用電量平均分解到每日，并按照代理購(gòu)電典型負(fù)荷曲線分解至每日24小時(shí)時(shí)段，并按照用戶側(cè)結(jié)算原則開(kāi)展分時(shí)段結(jié)算。

5.用戶因變線損、計(jì)量尾差等原因造成的月結(jié)電量與日清電量之間的差額電量，按照當(dāng)期年度、月度區(qū)內(nèi)電力直接交易加權(quán)價(jià)結(jié)算。

6.若市場(chǎng)化用戶交易電費(fèi)、不平衡資金、輔助服務(wù)費(fèi)等為負(fù)電費(fèi)時(shí)，該項(xiàng)費(fèi)用不執(zhí)行功率因數(shù)調(diào)整電費(fèi)。

（三）高耗能用戶價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制

高耗能用戶通過(guò)浮動(dòng)電費(fèi)方式落實(shí)1439號(hào)文“高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮20%限制”要求，具體如下：

1.高耗能用戶各時(shí)段浮動(dòng)電費(fèi)=該用戶與火電交易電量×該用戶與火電交易價(jià)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。

（2）該用戶與火電交易價(jià)格為用戶與火電年度、月度、旬交易、合同交易成交均價(jià)。

（3）為保障全區(qū)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，K3=2024年火電與高耗能用戶交易均價(jià)/火電與非高耗能用戶（含電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電）交易均價(jià)-1。待2024年所有交易組織完成后，由交易中心計(jì)算K3具體取值（保留兩位小數(shù)），并向市場(chǎng)主體公示，后續(xù)根據(jù)市場(chǎng)運(yùn)行情況適時(shí)調(diào)整。

2.全體高耗能用戶各時(shí)段浮動(dòng)總電費(fèi)根據(jù)該時(shí)段各火電供區(qū)內(nèi)電量比例向火電分?jǐn)偂?/span>

火電各時(shí)段分?jǐn)傠娰M(fèi)=（該時(shí)段火電上網(wǎng)電量-外送實(shí)結(jié)電量）/（該時(shí)段統(tǒng)調(diào)公用火電總上網(wǎng)電量-總外送實(shí)結(jié)電量）×高耗能用戶該時(shí)段浮動(dòng)電費(fèi)

區(qū)內(nèi)統(tǒng)調(diào)公用火電、統(tǒng)調(diào)公用自備火電、中機(jī)國(guó)能寧東熱電等參與區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化交易的火電均參與浮動(dòng)電費(fèi)分?jǐn)偂?/span>

3.高耗能用戶浮動(dòng)電費(fèi)和火電分?jǐn)傠娰M(fèi)在結(jié)算單中單獨(dú)列示。因計(jì)量電量數(shù)據(jù)或交易計(jì)劃調(diào)整等原因?qū)е碌母?dòng)電費(fèi)和分?jǐn)傠娰M(fèi)差額一并納入寧夏電力市場(chǎng)不平衡資金進(jìn)行清算。

九、風(fēng)險(xiǎn)防控

當(dāng)出現(xiàn)以下情況時(shí)，電力交易機(jī)構(gòu)、電力調(diào)度機(jī)構(gòu)依法依規(guī)采取市場(chǎng)干預(yù)措施：

1.電力系統(tǒng)內(nèi)發(fā)生重大事故危及電網(wǎng)安全的；

2.市場(chǎng)技術(shù)支持系統(tǒng)發(fā)生重大故障，導(dǎo)致交易無(wú)法正常進(jìn)行的；

3.因不可抗力導(dǎo)致市場(chǎng)交易不能正常開(kāi)展的；

4.惡意串通操縱市場(chǎng)并嚴(yán)重影響交易結(jié)果的；

5.國(guó)家能源局及其派出機(jī)構(gòu)作出暫停市場(chǎng)交易決定的；

6.市場(chǎng)發(fā)生其他嚴(yán)重異常情況的。

十、有關(guān)要求

（一）加強(qiáng)市場(chǎng)交易組織協(xié)同。電力交易機(jī)構(gòu)、電力調(diào)度機(jī)構(gòu)要進(jìn)一步發(fā)揮電力市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)職能作用,不斷提升市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)能力和服務(wù)水平。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)在滿足系統(tǒng)安全運(yùn)行約束、新能源優(yōu)先消納的前提下，提高中長(zhǎng)期市場(chǎng)合同履約率。充分發(fā)揮電力市場(chǎng)管理委員會(huì)議事協(xié)調(diào)作用，保障市場(chǎng)主體合法權(quán)益。

（二）加強(qiáng)市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)分析研判。各市場(chǎng)主體要加強(qiáng)交易隊(duì)伍建設(shè)，提高交易業(yè)務(wù)人員理論水平和技術(shù)能力，認(rèn)真研讀交易規(guī)則，分析研判電力供需形勢(shì)、一次能源價(jià)格波動(dòng)對(duì)電力市場(chǎng)運(yùn)行的影響,根據(jù)自身實(shí)際發(fā)用電需求，制定合理的報(bào)價(jià)策略，做好市場(chǎng)交易工作。

（三）加強(qiáng)售電公司管理。交易中心按照《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號(hào)）要求收繳履約保函（保險(xiǎn)）。

（四）加強(qiáng)可再生能源區(qū)內(nèi)消納。國(guó)網(wǎng)寧夏電力公司要加強(qiáng)負(fù)荷預(yù)測(cè)與調(diào)度管理，穩(wěn)步提高可再生能源區(qū)內(nèi)消納水平，確保自治區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)完成。

（五）加強(qiáng)代理購(gòu)電信息公開(kāi)。國(guó)網(wǎng)寧夏電力公司應(yīng)做好代理購(gòu)電相關(guān)信息公開(kāi)、電費(fèi)結(jié)算等工作,原則上每月月底前3日依規(guī)公示代理購(gòu)電相關(guān)信息。

十一、其他事項(xiàng)

（一）請(qǐng)各地市供電公司嚴(yán)格按照用戶新設(shè)備投運(yùn)計(jì)劃和實(shí)際增產(chǎn)情況，合理出具用戶年度和分月增量用電需求說(shuō)明。

（二）非現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行期間，按此文件開(kāi)展中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易結(jié)算；現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行期間，按照現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則相關(guān)要求執(zhí)行。

（三）尖峰及深谷電價(jià)相關(guān)政策由自治區(qū)相關(guān)主管部門(mén)另行制定。

（四）分時(shí)段交易結(jié)算所需電能量數(shù)據(jù)，按照《電力市場(chǎng)電能示值曲線校核及擬合方案》（附件3）執(zhí)行。

（五）本通知相關(guān)內(nèi)容及交易結(jié)算參數(shù)根據(jù)國(guó)家政策及區(qū)內(nèi)電力市場(chǎng)運(yùn)行情況適時(shí)調(diào)整，以往與本通知規(guī)定不一致的，以本通知為準(zhǔn)。

（六）所有交易組織時(shí)間遇節(jié)假日適時(shí)調(diào)整，具體以交易公告為準(zhǔn)。本規(guī)則執(zhí)行中如遇有關(guān)問(wèn)題和情況,請(qǐng)及時(shí)向自治區(qū)發(fā)展改革委報(bào)告,或與電力交易機(jī)構(gòu)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

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附件：1.寧夏獨(dú)立儲(chǔ)能參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易方案

??????2.寧夏電力市場(chǎng)保底售電實(shí)施方案

??????3.電力市場(chǎng)電能示值曲線校核及擬合方案

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寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委

2024年12月20日

（此件公開(kāi)發(fā)布）

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