12月7日，寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)布關(guān)于做好2024年電力中長(zhǎng)期交易有關(guān)事項(xiàng)的通知（以下簡(jiǎn)稱“通知”）。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)2024年區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化交易規(guī)模約925億千瓦時(shí)。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%，年度分月和月度交易成交總電量不低于上年用電量/上網(wǎng)電量的80%。

  用戶（含售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，下同）與新能源開(kāi)展集中競(jìng)價(jià)交易，采用統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。



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2024年電力中長(zhǎng)期交易工作，按照《寧夏回族自治區(qū)電力中長(zhǎng)期交易規(guī)則》（西北能監(jiān)市場(chǎng)〔2023〕4號(hào)），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2023年中長(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)一步優(yōu)化交易時(shí)段，增加尖峰、深谷時(shí)段，實(shí)現(xiàn)分時(shí)段組織、分時(shí)段計(jì)量、分時(shí)段結(jié)算，以時(shí)段交易價(jià)格引導(dǎo)用戶主動(dòng)削峰填谷，充分發(fā)揮市場(chǎng)作用，促進(jìn)新能源高效消納。

  （三）做好現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行銜接。充分結(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，實(shí)現(xiàn)中長(zhǎng)期市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)的高效銜接。

  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)（含銀東配套電源）。

  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，自向交易中心提交電力業(yè)務(wù)許可證之日起，可根據(jù)新提交許可證信息參與市場(chǎng)交易。

  4.銀東、靈紹、寧湘直流配套新能源暫不參與區(qū)內(nèi)年度交易，參與其他市場(chǎng)化交易規(guī)則另行制定。

  （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，推動(dòng)全區(qū)工商業(yè)電力用戶全部參與市場(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），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。自2024年1月起，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)，可在交易中心同步辦理市場(chǎng)注冊(cè)手續(xù)，正式供電后直接參與市場(chǎng)交易。

  （三）售電公司

  符合《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

  具備獨(dú)立計(jì)量、控制等技術(shù)條件，已并入寧夏電網(wǎng)并接入調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，依法取得項(xiàng)目核準(zhǔn)或備案文件，取得或豁免電力業(yè)務(wù)許可證（發(fā)電類）的儲(chǔ)能企業(yè)，在交易平臺(tái)注冊(cè)生效后，可作為獨(dú)立儲(chǔ)能參與市場(chǎng)交易。鼓勵(lì)符合條件的虛擬電廠以發(fā)電企業(yè)或用戶身份參與市場(chǎng)交易。

  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)2024年區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化交易規(guī)模約925億千瓦時(shí)。

  擁有入市燃煤自備機(jī)組的用戶，從電網(wǎng)購(gòu)電量原則上不得超過(guò)前三年從電網(wǎng)購(gòu)電量的平均值，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。

  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)于進(jìn)一步完善峰谷分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（寧發(fā)改價(jià)格（管理）〔2021〕602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：

  峰時(shí)段：7:00－9:00，17:00-23:00；

  谷時(shí)段：9:00-17:00；

  平時(shí)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%，年度分月和月度交易成交總電量不低于上年用電量/上網(wǎng)電量的80%�，F(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期試運(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。

  （一）年度/多月交易

  1.年度交易標(biāo)的為2024年每月24小時(shí)時(shí)段電量。

  （1）用戶與新能源交易：用戶（含售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，下同）與新能源開(kāi)展集中競(jìng)價(jià)交易，采用統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。

  根據(jù)《國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳 國(guó)家能源局綜合司關(guān)于2023年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改辦能源〔2023〕569號(hào)）下達(dá)的2024年寧夏非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重預(yù)期目標(biāo)值測(cè)算，新能源暫按照不低于上年上網(wǎng)電量的40%（新并網(wǎng)場(chǎng)站參考同地區(qū)、同類型場(chǎng)站上網(wǎng)電量）參與年度交易。年中新并網(wǎng)新能源機(jī)組可通過(guò)多月、月度和旬交易完成40%電量比例要求。

  （2）用戶與煤電交易：用戶與煤電主要以雙邊協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)方式開(kāi)展交易，適時(shí)組織開(kāi)展掛牌交易。

  為保證區(qū)內(nèi)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，煤電年度交易各時(shí)段交易電量不低于該時(shí)段可發(fā)容量對(duì)應(yīng)上網(wǎng)電量的20%。

  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

  每月20日組織開(kāi)展次月月度交易，月度交易標(biāo)的為次月24小時(shí)時(shí)段電量。月度交易按照用戶與新能源、用戶與煤電次序組織，均采用集中競(jìng)價(jià)交易方式，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)段電量。旬交易按照用戶與新能源、用戶與煤電次序組織，均采用集中競(jìng)價(jià)交易方式，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，具體以交易公告為準(zhǔn)。

  2.日融合交易采用滾動(dòng)撮合方式開(kāi)展，每5分鐘集中出清一次。

  3.同一市場(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，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)在單筆電力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）。

  5.為確保日融合交易價(jià)格充分反映市場(chǎng)供需實(shí)際，每小時(shí)時(shí)段發(fā)電企業(yè)買入或用戶賣出電量不得超過(guò)該時(shí)段持有合同凈值的20%。

  （五）合同交易

  適時(shí)組織開(kāi)展合同轉(zhuǎn)讓、置換、回購(gòu)等交易，豐富合同交易組織方式，滿足市場(chǎng)主體合同電量調(diào)整需求。

  （六）綠電交易

  1.參與綠電交易的新能源必須進(jìn)入綠證核發(fā)白名單，具備綠證核發(fā)資格。

  2.用戶與新能源開(kāi)展綠電交易應(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)制確定，環(huán)境價(jià)格由雙方協(xié)商確定。

  3.綠電交易暫按照年度、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。新能源和用戶通過(guò)寧夏電力交易平臺(tái)提交綠電交易意向和綠電交易協(xié)議，寧夏電力交易中心匯總協(xié)議后提交北京電力交易中心，并配合開(kāi)展交易組織，交易暫采用雙邊協(xié)商方式，適時(shí)組織開(kāi)展集中競(jìng)價(jià)、掛牌交易。

  4.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)買綠證折算電量不計(jì)入其能耗雙控指標(biāo)。

  5.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)”新增負(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.風(fēng)電、光伏優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量分別按照上年全網(wǎng)風(fēng)電、光伏典型曲線分解至每日24小時(shí)時(shí)段。

  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?br />
  5.省間短期外送交易電量需分解至每日24小時(shí)時(shí)段，由調(diào)度機(jī)構(gòu)在事后按月向發(fā)電企業(yè)發(fā)布。

  六、價(jià)格機(jī)制

  （一）用戶與煤電交易價(jià)格

  煤電與非高耗能、高耗能用戶平段交易申報(bào)價(jià)格加上煤電容量電價(jià)原則上在基準(zhǔn)電價(jià)基礎(chǔ)上上下浮動(dòng)均不超過(guò)20%，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)比例提升至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%，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�？紤]高耗能用戶與非高耗能用戶不同交易價(jià)格上限，用戶與新能源峰段交易申報(bào)價(jià)格不超過(guò)基準(zhǔn)電價(jià)的1.5倍。單筆交易中風(fēng)電峰、平、谷三段申報(bào)電量均不低于總申報(bào)電量的20%。

  （三）日融合交易價(jià)格

  日融合交易成交價(jià)格為各交易匹配對(duì)申報(bào)價(jià)格的平均值。

  （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2023年區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化用戶（含售電公司）新能源電力直接交易比例確定。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。

  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)綁定申請(qǐng)，審核通過(guò)后于次月生效。零售服務(wù)解除申請(qǐng)，于每月15日前通過(guò)交易平臺(tái)提交交易中心審核，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.交易中心結(jié)合市場(chǎng)實(shí)際和交易平臺(tái)功能完善情況研究制定零售套餐品種，經(jīng)市場(chǎng)管理委員會(huì)通過(guò)后，發(fā)布零售套餐并組織實(shí)施。售電公司可與零售用戶友好協(xié)商確定零售套餐，后續(xù)根據(jù)市場(chǎng)運(yùn)行實(shí)際、結(jié)合市場(chǎng)主體需求持續(xù)豐富零售套餐品種。

  2.售電公司和零售用戶零售服務(wù)關(guān)系不變，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)審核，通過(guò)后于次月生效。

  3.售電公司與零售用戶可根據(jù)工作日、節(jié)假日、周末等典型日生產(chǎn)實(shí)際，每日中午12時(shí)前對(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)，逾期未修改的按照原零售套餐信息執(zhí)行。

  （三）履約保函、保險(xiǎn)

  1.按《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號(hào)）要求，售電公司參與批發(fā)和（或）零售市場(chǎng)交易前，應(yīng)通過(guò)以下額度的最大值向交易中心提交履約保函、履約保證保險(xiǎn)等履約保障憑證：

  （1）過(guò)去12個(gè)月批發(fā)市場(chǎng)交易總電量，按標(biāo)準(zhǔn)不低于0.8分/千瓦時(shí)。批發(fā)市場(chǎng)交易電量為每月電力直接交易電量（包括年度分月、月度及月內(nèi)等）的合計(jì)值。

  （2）過(guò)去2個(gè)月內(nèi)參與批發(fā)、零售兩個(gè)市場(chǎng)交易電量的大值，按標(biāo)準(zhǔn)不低于5分/千瓦時(shí)。批發(fā)市場(chǎng)交易電量為每月電力直接交易電量（包括年度分月、月度及月內(nèi)等）的合計(jì)值；零售市場(chǎng)交易電量為每月售電公司代理的零售用戶月度計(jì)劃電量的合計(jì)值，若對(duì)應(yīng)套餐無(wú)計(jì)劃電量，則按照實(shí)際用電量統(tǒng)計(jì)。

  2.在交易中心注冊(cè)且過(guò)去12個(gè)月未參與過(guò)寧夏電力直接交易的售電公司，履約保函、履約保證保險(xiǎn)額度按照下一年度預(yù)測(cè)交易電量、標(biāo)準(zhǔn)不低于0.8分/千瓦時(shí)提交。

  （四）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)審核，通過(guò)后于次月生效。

  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)系的，需按照合同約定支付違約金，違約金由售電公司或用戶自行收付。

  3.售電公司符合強(qiáng)制退出條件的，通過(guò)電力交易平臺(tái)、“信用中國(guó)”等網(wǎng)站向社會(huì)公示10個(gè)工作日，公示期滿無(wú)異議的，對(duì)售電公司實(shí)施強(qiáng)制退出。其所有已簽訂但尚未執(zhí)行的交易合同按照以下原則處理：

  （1）售電公司優(yōu)先在10個(gè)工作日內(nèi)，與所綁定用戶雙邊協(xié)商解除零售服務(wù)關(guān)系，并確定需劃轉(zhuǎn)至用戶交易電量。

  （2）協(xié)商期滿，解除售電公司與剩余代理用戶的零售服務(wù)關(guān)系；售電公司剩余交易電量按照時(shí)段加權(quán)均價(jià)，優(yōu)先向此部分用戶掛牌交易。

  （3）掛牌結(jié)束，售電公司剩余交易合同電量可通過(guò)雙邊協(xié)商、掛牌等方式交易給其他市場(chǎng)主體。

  （4）經(jīng)雙邊協(xié)商、掛牌等方式仍未處理的合同電量按市場(chǎng)規(guī)則對(duì)售電公司進(jìn)行偏差結(jié)算，偏差結(jié)算費(fèi)用由售電公司承擔(dān)。

  （5）零售服務(wù)關(guān)系解除后，用戶應(yīng)在3個(gè)工作日內(nèi)選擇自主參與批發(fā)市場(chǎng)交易或選擇與其他售電公司建立新的零售服務(wù)關(guān)系。逾期未選擇交易方式的，由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，并執(zhí)行電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍。

  八、交易結(jié)算

  （一）結(jié)算原則

  1.現(xiàn)貨市場(chǎng)未運(yùn)行時(shí)，按照本規(guī)則開(kāi)展電費(fèi)結(jié)算，現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期試運(yùn)行期間，按照現(xiàn)貨市場(chǎng)相關(guān)結(jié)算原則執(zhí)行。

  2.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)際發(fā)、用電量差值開(kāi)展偏差結(jié)算。

  3.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)。

  4.具備參與市場(chǎng)交易資格的自備電廠按照市場(chǎng)化規(guī)則結(jié)算，調(diào)發(fā)電量根據(jù)調(diào)度機(jī)構(gòu)出具證明按照區(qū)內(nèi)煤電機(jī)組年度、月度電力直接交易均價(jià)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用戶/發(fā)電企業(yè)成交電量（省間交易為實(shí)際執(zhí)行電量）低于當(dāng)月實(shí)際用電量/上網(wǎng)電量的80%，用戶各時(shí)段正偏差電量暫執(zhí)行基準(zhǔn)電價(jià)的K1倍（K1暫取2.0），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.發(fā)電企業(yè)對(duì)應(yīng)用戶主體下網(wǎng)電量不執(zhí)行80%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.新入市用戶、發(fā)電企業(yè)首月不執(zhí)行80%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)進(jìn)行結(jié)算。

  5.銀東、靈紹、寧湘直流配套新能源暫不執(zhí)行80%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)進(jìn)行結(jié)算，后續(xù)根據(jù)市場(chǎng)運(yùn)行情況適時(shí)調(diào)整。

  6.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)），發(fā)電機(jī)組和獨(dú)立新型儲(chǔ)能調(diào)試運(yùn)行期上網(wǎng)電量，由電網(wǎng)企業(yè)收購(gòu)，按相應(yīng)規(guī)則結(jié)算，納入代理購(gòu)電電量來(lái)源。

  7.電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電月度實(shí)際用電量按照代理購(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。

  8.因變線損、計(jì)量尾差等原因造成的日清電量與月結(jié)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。

  （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)文件“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)=該用戶與煤電成交電量×該用戶與煤電交易價(jià)格×K3

  （1）該用戶與煤電交易電量為用戶與煤電年度、月度、旬交易、合同交易成交總量。

  （2）該用戶與煤電交易價(jià)格為用戶與煤電年度、月度、旬交易、合同交易成交均價(jià)；若該用戶未與煤電交易，交易價(jià)格取該時(shí)段全市場(chǎng)用戶與煤電交易最高價(jià)。

  （3）為保障全區(qū)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，K3=2023年煤電與高耗能用戶交易均價(jià)/煤電與非高耗能用戶（含電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電）交易均價(jià)-1。待2023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)段各煤電企業(yè)供區(qū)內(nèi)電量比例向煤電企業(yè)分?jǐn)偂?br />
  煤電各時(shí)段分?jǐn)傠娰M(fèi)=（該時(shí)段煤電上網(wǎng)電量-外送實(shí)結(jié)電量）/（該時(shí)段統(tǒng)調(diào)公用煤電總上網(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)公用煤電、銀東配套煤電、統(tǒng)調(diào)公用自備煤電、中機(jī)國(guó)能寧東熱電等參與區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化交易的煤電均參與浮動(dòng)電費(fèi)分?jǐn)偂?br />
  3.高耗能用戶浮動(dòng)電費(fèi)和煤電分?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。交易中心、調(diào)控中心要進(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)要議事協(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《售電公司管理辦法的》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號(hào)）要求，持續(xù)開(kāi)展售電公司注冊(cè)合規(guī)審查，按規(guī)則收繳履約保函（保險(xiǎn)），做好售電公司信用監(jiān)管、規(guī)范運(yùn)營(yíng)和風(fēng)險(xiǎn)管理等工作。

  （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)

  1.尖峰及深谷電價(jià)、容量電價(jià)相關(guān)政策由自治區(qū)相關(guān)主管部門另行制定。

  2.市場(chǎng)化用戶追退補(bǔ)電費(fèi)，對(duì)計(jì)量差錯(cuò)、竊電、違約用電等追退補(bǔ)電量，按照《中華人民共和國(guó)電力法》《供電營(yíng)業(yè)規(guī)則》（電力工業(yè)部令第8號(hào)）等法規(guī)執(zhí)行，追退補(bǔ)電量?jī)r(jià)格按處理當(dāng)月代理購(gòu)電價(jià)格執(zhí)行。

  3.交易中心監(jiān)測(cè)到市場(chǎng)主體通過(guò)日融合交易影響市場(chǎng)價(jià)格時(shí)，向自治區(qū)發(fā)展改革委和監(jiān)管機(jī)構(gòu)報(bào)告，由自治區(qū)發(fā)展改革委和監(jiān)管機(jī)構(gòu)組織開(kāi)展對(duì)市場(chǎng)主體約談。

  4.因交易計(jì)劃、分時(shí)電量等異常需重新分割電量，差額電費(fèi)與次月電費(fèi)一并結(jié)算，并在電費(fèi)賬單中單獨(dú)列示。

  5.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規(guī)則》執(zhí)行，詳見(jiàn)附件。

  6.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)。

  7.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，或與交易中心聯(lián)系。

  聯(lián)系電話:

  自治區(qū)發(fā)展改革委：0951—8301967

  寧夏電力交易中心：0951—4915916

  附件：寧夏電力市場(chǎng)電能示值曲線校核及擬合規(guī)則

  寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委

  2023年12月7日

  （此件公開(kāi)發(fā)布）


  為推進(jìn)寧夏電力市場(chǎng)改革，支撐自治區(qū)分時(shí)段、現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則有效落實(shí)，保障發(fā)用兩側(cè)分時(shí)段電能示值采集及時(shí)、完整、準(zhǔn)確，在2023版擬合規(guī)則上修訂形成新版電力市場(chǎng)電能示值曲線校核及擬合規(guī)則。電能量計(jì)量數(shù)據(jù)唯一來(lái)源為電能計(jì)量裝置，市場(chǎng)結(jié)算用電關(guān)口計(jì)量數(shù)據(jù)，原則上應(yīng)由用電信息采集系統(tǒng)自動(dòng)采集，受系統(tǒng)、技術(shù)以及現(xiàn)場(chǎng)客觀因素制約。為確保結(jié)算數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，日數(shù)據(jù)推送周期為D-3，月末最后三天數(shù)據(jù)次月1日集中推送；月末對(duì)全月時(shí)點(diǎn)數(shù)據(jù)再次進(jìn)行擬合作為日清分依據(jù)。自動(dòng)采集數(shù)據(jù)不完整時(shí)，根據(jù)擬合規(guī)則補(bǔ)全。

  一、電壓等級(jí)劃分原則

  高壓用戶：供電電壓等級(jí)在10kV及以上的用戶。

  低壓用戶：供電電壓等級(jí)在1kV以下的用戶。

  二、電能示值曲線校核規(guī)則

  （一）高壓用戶數(shù)據(jù)校核規(guī)則

  1.96點(diǎn)電能示值曲線某時(shí)間點(diǎn)數(shù)據(jù)為空。

  2.15分鐘走字為負(fù)值。

  3.D-1日電量大于等于用戶容量*24*K（K初始值設(shè)置為1.5）。

  4.同一用戶同一塊電表15分鐘表碼小于D-1日對(duì)應(yīng)時(shí)間點(diǎn)的表碼。

  （二）低壓用戶數(shù)據(jù)校核規(guī)則

  1.單相表15分鐘走字大于5、直接接入式三相表15分鐘走字大于15。

  2.96點(diǎn)電能示值曲線某時(shí)間點(diǎn)數(shù)據(jù)為空。

  3.15分鐘走字為負(fù)值。

  4.單相表D-1日電量大于13.2*24，直接接入式三相表D-1日電量電量大于40*24。

  5.同一用戶同一塊電表15分鐘表碼小于D-1日對(duì)應(yīng)時(shí)間點(diǎn)的表碼。

  三、曲線數(shù)據(jù)擬合規(guī)則

  （一）發(fā)電關(guān)口側(cè)數(shù)據(jù)擬合規(guī)則

  1.當(dāng)發(fā)電側(cè)關(guān)口點(diǎn)主表采集數(shù)據(jù)缺失時(shí)，則所缺電量數(shù)據(jù)采用該關(guān)口點(diǎn)副表數(shù)據(jù)進(jìn)行近似擬合，擬合時(shí)以副表同一時(shí)段電量值進(jìn)行計(jì)算后，補(bǔ)全至主表所缺數(shù)據(jù)點(diǎn)。若主、副表均采集失敗，則繼續(xù)使用下一條擬合規(guī)則。

  2.當(dāng)計(jì)量點(diǎn)采集數(shù)據(jù)連續(xù)缺失點(diǎn)數(shù)小于等于2 小時(shí)，缺點(diǎn)期間電能示值曲線按時(shí)點(diǎn)分?jǐn)偒@得。

  3.當(dāng)計(jì)量點(diǎn)采集數(shù)據(jù)連續(xù)缺失點(diǎn)數(shù)大于2小時(shí)且小于等于24小時(shí)，取該計(jì)量點(diǎn)表計(jì)同屬性日期的前4個(gè)運(yùn)行日的電量/表碼數(shù)據(jù)平均值進(jìn)行擬合處理。

  4.當(dāng)計(jì)量點(diǎn)采集數(shù)據(jù)連續(xù)缺失點(diǎn)超過(guò)24小時(shí)，進(jìn)行示值追溯。期間電能示值曲線由恢復(fù)正常采集后的當(dāng)日24 點(diǎn)電能示值和采集失敗前最后一個(gè)采集成功的0 點(diǎn)電能示值按電源類型的典型曲線分?jǐn)偒@得。

  5.當(dāng)計(jì)量裝置故障導(dǎo)致電能表計(jì)量不準(zhǔn)確時(shí)，期間異常電量按照電能計(jì)量規(guī)程追補(bǔ)，電量曲線數(shù)據(jù)基于電能表計(jì)量電量、追補(bǔ)電量根據(jù)電廠月度發(fā)電曲線擬合，擬合電量曲線經(jīng)電廠與電量追補(bǔ)單位共同確認(rèn)后報(bào)送交易中心用于結(jié)算。

  （二）高壓用戶側(cè)數(shù)據(jù)擬合規(guī)則

  1.當(dāng)連續(xù)時(shí)間點(diǎn)內(nèi)缺點(diǎn)小于等于1小時(shí)，缺點(diǎn)期間電能示值曲線按時(shí)點(diǎn)分?jǐn)偒@得；當(dāng)連續(xù)時(shí)間點(diǎn)內(nèi)缺點(diǎn)數(shù)大于1小時(shí)且小于等于3天時(shí)，取該計(jì)量點(diǎn)表計(jì)同屬性日期的前4個(gè)運(yùn)行日（至少2個(gè)運(yùn)行日）的表碼進(jìn)行擬合，若前4個(gè)運(yùn)行日無(wú)法計(jì)算時(shí)，缺點(diǎn)期間電能示值曲線按時(shí)點(diǎn)分?jǐn)偒@得。

  2.當(dāng)某用戶計(jì)量點(diǎn)示值曲線采集失敗超過(guò)3天（自然天）時(shí)，若缺點(diǎn)期間每天0點(diǎn)及24點(diǎn)電能示值采集正常，取該計(jì)量點(diǎn)表計(jì)同屬性日期的前4個(gè)運(yùn)行日（至少2個(gè)運(yùn)行日）的表碼進(jìn)行擬合，若前4個(gè)運(yùn)行日無(wú)法計(jì)算時(shí)，缺點(diǎn)期間以每天0點(diǎn)及24點(diǎn)電能示值值按時(shí)點(diǎn)分?jǐn)偒@得。若缺點(diǎn)期間每天0點(diǎn)及24點(diǎn)電能示值采集失敗，缺點(diǎn)期間電能示值曲線由恢復(fù)正常采集后的電能示值和采集失敗前最后一個(gè)采集成功的電能示值按時(shí)點(diǎn)分?jǐn)偒@得。

  3.當(dāng)用戶申請(qǐng)暫�；蛲Ｓ脽o(wú)法采集表碼時(shí)，暫停期間表碼以營(yíng)銷業(yè)務(wù)應(yīng)用系統(tǒng)暫停流程中錄入的暫停表碼進(jìn)行補(bǔ)全。該表碼進(jìn)行示值追溯，最長(zhǎng)追溯時(shí)間為2年，如超出時(shí)限以0表碼進(jìn)行補(bǔ)全。補(bǔ)全表碼與月結(jié)算止碼或現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際表碼不一致導(dǎo)致的電量差值計(jì)入差額電量。若在暫停期間用戶私自啟用系統(tǒng)采集到大于等于8個(gè)小時(shí)連續(xù)走字的電能示值曲線數(shù)據(jù)，按采集到的電能示值曲線數(shù)據(jù)進(jìn)行電量計(jì)算。

  （三）低壓用戶側(cè)數(shù)據(jù)擬合規(guī)則

  1.曲線數(shù)據(jù)采集失敗用戶，根據(jù)低壓用戶連續(xù)兩天0點(diǎn)凍結(jié)表碼差值除以96求取D-1日電能示值曲線平均值，按D-2日的凍結(jié)表碼，依次按照0點(diǎn)15分電能示值曲線=（D-2日0點(diǎn)凍結(jié)+平均值），0點(diǎn)30分電能示值曲線=（0點(diǎn)15分電能示值+平均值）的方法擬合96點(diǎn)電能示值曲線。

  2.曲線數(shù)據(jù)采集成功漏點(diǎn)10個(gè)點(diǎn)以上，按照臨近采集成功電能示值差值除以臨近點(diǎn)數(shù)求取差值平均值，按照采集成功電能示值曲線+差值平均值的方法，依次擬合漏點(diǎn)電能示值曲線。

  3.月底24小時(shí)凍結(jié)表碼采抄失敗用戶，采用三日內(nèi)最近一次凍結(jié)表碼作為月度結(jié)算依據(jù)，后續(xù)采集成功后不再調(diào)整當(dāng)月結(jié)算數(shù)據(jù)，偏差電量計(jì)入下一結(jié)算周期。

  四、其他規(guī)則

  1.發(fā)電企業(yè)應(yīng)做好自有產(chǎn)權(quán)電能量采集終端運(yùn)維，保障電能量采集終端滿足電能計(jì)量采集管理信息系統(tǒng)市場(chǎng)化現(xiàn)貨交易數(shù)據(jù)采集要求。

  2.對(duì)于因運(yùn)營(yíng)商網(wǎng)絡(luò)未覆蓋等原因暫不具備96點(diǎn)電能示值自動(dòng)采集的用戶，以每日0點(diǎn)表碼數(shù)據(jù)按照時(shí)點(diǎn)分?jǐn)偒@得電能示值曲線。

  3.電力用戶正常用電情況下，存在互感器倍率較大、電能計(jì)量裝置誤差等原因造成個(gè)別時(shí)段電量記錄為零時(shí)，經(jīng)電力用戶申請(qǐng)、電網(wǎng)企業(yè)核實(shí)后，可按計(jì)量裝置記錄的相近時(shí)段電量進(jìn)行均攤。

  4.市場(chǎng)化用戶存在套扣計(jì)量點(diǎn)，當(dāng)某個(gè)時(shí)段子表電量大于主表電量時(shí)，主表電量扣減到零為止，不夠扣減部分計(jì)入差額電量。

  5.存在定量定比子計(jì)量點(diǎn)的市場(chǎng)化用戶，定量定比子計(jì)量點(diǎn)的電量計(jì)入差額電量。

  6.換表用戶，換表當(dāng)天新表電量計(jì)入差額電量。

作者： 來(lái)源：寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委 責(zé)任編輯：jianping