國網寧夏電力公司，各發電企業、售電公司，電力用戶：

　　按照《國家發展改革委國家能源局關于印發＜電力中長期交易基本規則＞的通知》(發改能源規〔2020〕889號)、《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)、《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》(發改辦價格〔2021〕809號)《國家發展改革委國家能源局關于印發＜售電公司管理辦法＞》(發改體改規〔2021〕1595號)等文件精神，結合我區電力市場實際，擬定了《關于組織開展2022年電力直接交易工作的通知》，現向各市場主體征求意見，請將意見建議于12月2日17：00前反饋至我委郵箱，逾期視為無意見。

　　聯系人：楊陽　　18009511915

　　            李強　　13629572657

　　電子郵箱：nxjjyx＠163.com

　　                             寧夏回族自治區發展改革委

　　                              2021年11月30日

　　附件

　　自治區發展改革委關于組織開展2022年

　　電力直接交易工作的通知(征求意見稿)

　　五市發展改革委、寧東管委會經濟發展局，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：

　　為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，加強電力產供儲銷體系建設，推進電力市場化改革，按照《國家發展改革委國家能源局關于印發<電力中長期交易基本規則>的通知》(發改能源規〔2020〕889號)、《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)、《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》(發改辦價格〔2021〕809號)《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>》(發改體改規〔2021〕1595號)等相關政策要求，充分發揮市場資源優化配置作用，保障電力安全穩定供應，結合我區電力市場實際，現將2022年電力直接交易相關事項通知如下。

　　一、交易電量

　　按照《自治區發展改革委關于核定2022年寧夏優先發電優先購電計劃的通知》(寧發改運行〔2021〕XXX號)，發電側除優先發電計劃以外電量全部進入市場。自治區重點扶持產業用戶基數外電量進入市場；其他用戶全部電量通過市場獲得。

　　二、用戶準入

　　1.10千伏及以上用戶原則上直接參與市場交易，鼓勵10千伏以下工商業用戶參與市場交易，入市后用戶可選擇自主或由售電公司代理參與交易，暫無法直接參與市場交易的用戶可由電網企業代理購電。

　　2.已直接參與市場交易又退出的用戶，默認由電網企業代理購電。已直接參與市場交易的高耗能用戶不得退出市場。

　　3.由電網企業代理購電的用戶，可在每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易，用戶應在交易平臺進行注冊，注冊生效后方可參與交易。

　　三、交易組織

　　(一)年度電力直接交易

　　區內符合條件的統調公用煤電企業(不含銀東配套電源)、電力直接交易用戶和售電公司參與交易，采用雙邊協商交易方式。

　　鼓勵用戶與煤電企業簽訂年度電力直接交易合同，交易總電量原則上不低于用戶前三年平均用電量的70%。

　　煤電企業與高耗能用戶年度交易電量占其年度交易總量比例原則上不高于80%，超出部分等比例核減煤電企業與高耗能用戶交易電量。

　　供熱機組應充分考慮供熱期“以熱定電”最小開機電量，供熱期簽訂足額年度電力直接交易電量。

　　(二)月度電力直接交易

　　每月20日組織開展次月月度電力直接交易。

　　1.用戶與新能源企業交易

　　采用集中競價交易方式，以統一邊際價格出清。用戶與新能源月度交易規模不超過其近六個月最大月度用電量(自治區重點扶持產業用戶先扣除基數電量)的25%。新能源與用戶申報價格原則上均不超過基準電價。

　　2.用戶與煤電企業交易

　　采用集中競價交易方式，以價差對撮合方式出清。按照高耗能用戶、非高耗能用戶的次序，分別與煤電企業開展兩輪集中競價交易。第一輪由區內統調公用燃煤電廠(不含銀東配套電源)參與，第二輪由區內統調燃煤電廠參與。

　　3.電網企業代理購電交易

　　電網企業代理購電以報量不報價方式參與月度交易，作為價格接受者參與市場出清。代理購電電量由國網寧夏電力有限公司按月預測，電量分為兩部分交易：25%電量參與新能源企業集中競價交易，75%電量參與煤電企業與非高耗能用戶集中競價交易。兩部分集中競價交易未成交電量按照煤電機組剩余容量等比例分攤，交易價格執行當月煤電企業與非高耗能月度集中競價交易加權平均價。

　　(三)月中直接交易

　　每月15日開展月中電力直接交易，當月新增負荷或新入市用戶參與交易，按照月度電力直接交易組織時序開展交易。

　　(四)分時段交易

　　1.用戶側：初期按照峰、平、谷三段曲線申報參與分時段交易，時段劃分按照寧夏現行用戶側峰、平、谷時段劃分。

　　其中鐵合金、碳化硅、水泥、煤炭開采四大行業用戶：峰段：7:00—9:00、17:00—23:00，谷段:9:00—17:00，平段：23:00—7:00(次日)；其他行業用戶：峰段8:00-12:00、18:30-22:30，平段6:30-8:00、12:00-18:30，谷段22:30-6:30(次日)。分段交易價格保持一致，分段到戶電價按照現行峰、平、谷電價政策執行。適時開展電量分時段考核。

　　2.發電側：分時段曲線由與之成交的用戶側分時段曲線對應疊加形成，分段交易價格保持一致。現階段偏差考核暫按現行規則實施總量考核，適時開展電量分段考核。

　　(五)合同交易

　　1.合同置換

　　每月18-19日組織開展合同置換交易，參與年度交易的市場主體，可對雙方后續月份年度交易合同分月電量、電價進行調整，調整后年度交易合同總量與原年度交易合同總量保持一致。

　　2.發電側合同轉讓交易

　　每月18-19日組織開展次月發電側合同轉讓交易；

　　每月15-20日組織開展本月發電側合同轉讓交易；

　　每月1日組織開展發電側事后合同轉讓交易。

　　3.用戶側合同轉讓交易

　　每月10-15日組織開展當月用戶側合同轉讓交易。待購售同期后，適時增加用戶側合同轉讓交易頻次。

　　4.合同轉讓交易原則

　　區內煤電(含銀東配套電源)合同電量(含優先發電計劃)轉讓交易應首先與區內發電企業開展，與區內發電企業合同轉讓交易未成交電量，在不影響區內電力供需平衡的情況下，可與區外發電企業開展合同轉讓交易。

　　同一合同轉讓交易期內，市場主體不可同時作為出讓方和受讓方開展合同轉讓交易。高耗能用戶和非高耗能用戶間暫不開展合同轉讓交易。月度存在超計劃電量的煤電企業不允許轉出市場化交易電量。適時探索按旬或周開展合同轉讓交易。

　　5、關停發電權交易

　　關停燃煤機組(含統調公用煤電機組、依法核準的自備機組)發電權以年度雙邊、單邊集中競價、掛牌次序組織交易，未成交電量在6月底前開展跨區跨省交易，仍有未成交電量視為自動放棄。

　　(六)售電公司市場交易規則

　　1.售電公司代理的用戶需完成電力市場主體注冊，被代理后不再單獨參與交易，由售電公司按照交易規則代理參與直接交易。所有市場化用戶可自由選擇自主交易或由售電公司代理參與交易。

　　2.售電公司參與批發和(或)零售市場交易前，應通過以下額度的最大值向電力交易機構提交履約保函或者履約保險等履約保障憑證：1.過去12個月批發市場交易總電量，按標準不低于0.8分/千瓦時；2.過去2個月內參與批發、零售兩個市場交易電量的大值，按標準不低于5分/千瓦時。

　　3.用戶與售電公司按月簽訂代理合同，并通過交易平臺確認代理關系，同一交易周期內一家用戶僅可委托一家售電公司代理參與交易，雙方代理關系在電力交易平臺代理確認后，交易中心不再受理新的代理申請，電力用戶全部電量由該售電公司代理。

　　4.代理申請在月度直接交易組織前審核通過的，售電公司可代理用戶參與月度直接交易。代理申請在月度直接交易組織至月末前審核通過的，先由電力用戶自行參與月度直接交易，再通過劃轉交易將用戶直接交易合同轉讓至售電公司。代理關系審核通過后次月生效。

　　5.售電公司與電力用戶零售代理關系在電力交易平臺確認后，即視同不從電網企業購電，電網企業與電力用戶的供用電合同中電量、電價等結算相關的條款失效，兩者的供用電關系不變，電力用戶、售電公司與電網企業應簽訂三方電費結算補充協議，無需再簽訂三方合同，電力交易機構將電力用戶與售電公司零售服務關系信息統一推送給向電力用戶供電的電網企業。

　　6.電力交易機構負責出具售電公司以及零售電力用戶等零售側結算依據，電網企業根據結算依據對零售電力用戶進行零售交易資金結算，對售電公司批發、零售價差收益、偏差考核進行資金結算。

　　7.用戶選擇或更換售電公司時，須將未執行的市場合同電量劃轉至新更換的售電公司。

　　四、交易價格機制

　　(一)煤電企業交易價格浮動范圍

　　煤電企業交易價格在基準電價基礎上上下浮動范圍原則上均不超過20%，高耗能用戶不受上浮20%限制。

　　(二)煤電價格聯動機制

　　年度電力直接交易價格采用“煤電聯動”機制，實現交易價格與電煤價格聯動。取4500千卡/千克動力煤價格700元/噸(含稅)為基準，每月20日月度電力直接交易組織時，以國能寧夏煤業公司發布的最近一期動力煤調價通知價格作為參考，動力煤價格每下降60元，次月年度長協分月電量交易價格下浮30元/千千瓦時。

　　(三)電網企業代理購電價格

　　電網企業代理購電用戶電價由代理購電價格(含平均上網電價、輔助服務費用等，下同)、輸配電價(含線損及政策性交叉補貼，下同)、政府性基金及附加組成。其中，代理購電價格基于電網企業代理工商業用戶購電費(含偏差電費)、代理工商業用戶購電量等確定。

　　電網企業代理的退市市場化交易用戶、擁有燃煤發電自備電廠用戶、暫未直接參與市場交易的高耗能用戶，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。

　　五、偏差處理機制和結算原則

　　(一)發電側電量偏差處理機制

　　上下調月平衡偏差處理機制未啟動前，市場化交易合同執行偏差暫按以下原則處理。

　　1.煤電企業(含銀東配套電源)：月度交易計劃5%以內的負偏差電量免于考核，超出5%的負偏差電量，按基準電價的10%考核。根據電力供需平衡需要，由調度機構調用的煤電(含銀東配套電源)超計劃電量，電價暫按基準電價結算，其他超計劃電量現階段按基準電價的90%結算。

　　2.新能源企業：月度上網電量除基數和市場以外的電量視為超計劃電量，按基準電價的70%結算。月度交易計劃20%以內的負偏差電量免于考核，超出20%的負偏差電量，按基準電價的10%考核。

　　3.符合國家產業政策，能耗排放達標，承擔政府性基金，單機容量在10萬千瓦級以上20萬千瓦級以下的自備電廠，余量上網電價參照基準電價結算。全年上網電量不超過其自發自用電量的10%，上網電量結算按照月結年清執行。

　　(二)用戶側電量偏差處理機制

　　1.用戶及售電公司：用戶超出交易合同電量視為超計劃電量，高耗能用戶超計劃電量執行基準電價的1.5倍，非高耗能用戶超計劃電量執行基準電價的1.25倍。月度交易計劃5%以內的負偏差電量免于考核，超出5%的負偏差電量，按基準電價的10%考核。

　　2.電網企業：每月10日前寧夏電力營銷部將電網企業代理購電用戶的實際用電量推送至交易平臺，根據非高耗能用戶結算規則開展電網企業代理購電電費結算。

　　(三)結算原則

　　1.結算按照發、用兩側解耦方式。

　　2.發電側按照基數(銀東配套電源按照送山東年度雙邊、年度基數合同依次優先結算)、綠電交易、外送、區內市場化電量的優先級依次結算，用戶側按照基數、綠電交易、市場化電量的優先級依次結算，所有電量月結月清，不再滾動調整，少發、少用電量不予追補。

　　3.靈紹配套電源所有電量月結月清，優先靈紹配套電源之間開展合同電量轉讓交易，執行偏差電量結算機制，超計劃電量按基準電價結算，欠發電量按當月西北電網保底供電購入電價與欠發合同電價進行價差結算。

　　4.直接交易結算差額資金，超發電量、超用電量價差電費和偏差電量考核電費一并列入平衡賬戶管理。

　　六、其他事項

　　1.所有交易組織時間遇節假日適時調整，具體以交易公告為準。

　　2.各市場主體結合歷年發、用電實際情況，認真預測2022年發、用電量，做好電力直接交易工作，如有問題，及時反饋。

　　3.本通知相關內容根據國家政策及區內電力市場運行情況適時調整，以往與本通知規定不一致的，以本通知為準。

　　(文章來源：寧夏發改委)