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，《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)等相關文件精神，結合我區電力市場實際，現就做好2022年電力直接交易相關事項通知如下。

一、市場主體

(一)電力用戶

1.除居民(含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶)、農業用戶外，全區工商業電力用戶全部參與電力市場化交易，分為直接參與市場交易(用戶直接向發電企業或售電公司購電)和間接參與市場交易(由電網企業代理購電)。

2.10千伏及以上工商業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，暫無法直接參與市場交易的可由電網企業代理購電。已直接參與市場交易的用戶，原則上不得退出市場。

(二)發電企業

1.已入市的區內公用發電企業和銀東配套電源。

2.承擔發電企業社會責任、國家依法合規設立的政府性基金及附加，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、系統備用費后，取得電力業務許可證，達到能效、環保要求的并網燃煤自備電廠。

(三)售電公司

符合《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》(發改體改規〔2021〕1595號)要求，在電力交易機構注冊生效，并按要求繳納履約保函(保險)的售電公司。

二、交易規模

2022年全區電力市場化交易規模根據全區工商業用戶年度總用電量規模確定，約占全社會用電量的58%。發電側除優先發電計劃以外電量全部進入市場。燃煤自備電廠在保證自用負荷的前提下，富余電力電量可參與交易。擁有入市燃煤自備電廠的用戶，從電網購電量不得超過前三年從電網購電量的平均值。

三、交易組織

(一)注冊綁定

1.市場主體需按照相關要求在寧夏電力交易平臺完成注冊。

2.通過售電公司代理購電的用戶，與售電公司至少以月為單位簽訂代理合同，零售代理關系在電力交易平臺確認，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。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。電網企業與電力用戶的供用電關系不變，電力用戶、售電公司與電網企業應簽訂三方電費結算協議，無需簽訂三方合同，交易中心將電力用戶與售電公司零售代理關系信息統一推送給向電力用戶供電的電網企業。

3.用戶或售電公司關聯的營銷戶號發生并戶、銷戶、過戶、改名或者用電類別、電壓等級等信息發生變化時，應在電網企業辦理變更的同時，在交易中心辦理注冊信息變更手續。

4.由電網企業代理購電的用戶，在完成交易平臺注冊手續的前提下，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。

(二)年度交易

參與年度交易的市場主體為，已入市的區內煤電企業(不含銀東配套電源)、新能源發電企業、電力用戶、售電公司和電網企業。

用戶與煤電企業交易采用雙邊協商方式；用戶與新能源企業交易采用集中競價方式，以統一邊際價格出清。

鼓勵用戶與發電企業簽訂年度交易合同。與煤電企業年度交易總電量不低于用戶前三年平均用電量的60%；與新能源年度交易電量分月申報限額均不超過用戶2021年6-11月最大月度用電量的10%。2022年上半年入市的用戶，可與發電企業簽訂后續月份的年度交易電量。年度未成交電量不再進入月度市場，視為合同外電量。

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交易電量。

(三)月度交易

每月20日組織開展次月月度電力交易。

1.用戶與新能源企業交易

采用集中競價交易方式，用戶與新能源月度交易電量，為其近六個月最大月度用電量的25%扣除年度交易分月新能源電量確定(云計算和風電發電機生產，多晶硅、單晶硅、光伏電池組件生產企業可提高至50%)。

2.用戶與煤電企業交易

采用集中競價交易方式，按照非高耗能用戶、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，第二輪由區內燃煤電廠參與。煤電企業與高耗能用戶的成交電量不超過其與非高耗能用戶成交電量的4倍。

3.電網企業代理購電交易

代理電量由國網寧夏電力有限公司按月預測，并在交易公告中予以公布，交易方式與市場化用戶方式一致。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。

(四)月中交易

每月15日開展月中交易，當月新增負荷或新入市用戶全電量參與交易，按照月度交易組織時序開展交易。適時開展月末補充交易，減少各市場主體偏差電量。

(五)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總量考核，適時開展電量分段考核。

(六)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保持不變。

2.合同轉讓

(1)發電側合同轉讓：每月分別于18-19日、15-20日、1日組織開展發電側事前(次月)、事中(本月)、事后(上月)合同轉讓交易。統調煤電企業合同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。

(2)用戶側合同轉讓：每月10-15日組織開展本月用戶側合同轉讓交易。用戶側合同轉讓交易后2日內，售電公司將市場化交易電量全量分配至所代理用戶，2日內電量未分配的由交易平臺根據用戶上月實際用電量等比例分攤。待購售同期后，適時增加用戶側合同轉讓交易頻次。

(3)現階段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不開展合同轉讓交易。售電公司間可開展合同轉讓交易。月度存在合同外電量的煤電企業只允許轉入合同電量。適時探索按旬或周開展合同轉讓交易。

3.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、集中競價、掛牌次序組織交易，未成交電量在5月底前可開展跨區跨省交易。

四、交易價格

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。新能源企業與用戶集中競價交易申報價格原則上均不超過基準電價。

(一)年度交易價格

鼓勵用戶與煤電企業以“煤電聯動”方式協商確定年度交易價格，雙方可在事前合同置換交易中對后續未執行的年度交易分月價格進行調整。

(二)月度、月中交易價格

用戶與新能源企業交易電價，以統一邊際價格出清；用戶與煤電企業交易電價，以價差對撮合方式出清。

(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。代理購電未成交電量價格執行當月煤電企業與非高耗能用戶月度集中競價交易加權平均價。

電網企業代理的退出市場化交易用戶、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、偏差處理和交易結算

(一)發電側偏差處理

1.煤電企業：超出交易合同的電量視為合同外電量，暫按基準電價結算。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.新能源企業：月度上網電量除基數和市場以外的電量視為合同外電量，按基準電價的75%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。

(二)用戶側電量偏差處理

1.用戶及售電公司：超出交易合同的電量視為合同外電量，非高耗能用戶合同外電量執行基準電價的1.3倍，高耗能用戶合同外電量一季度暫執行基準電價的1.5倍，二季度起根據煤價情況適時調整，原則上不超過1.5倍；擁有入市燃煤自備電廠的用戶合同外電量執行電網企業代理購電價格的1.5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.電網企業代理購電：每月10日前國網寧夏電力公司將電網企業代理購電實際完成電量推送至交易平臺，交易中心開展電網企業代理購電電費結算及偏差考核。

(三)結算方式

1.發、用兩側按照解耦方式結算。

2.發電側按照優先發電計劃、發電權、省間綠電交易、跨省調峰、現貨、中長期外送、區內綠電交易、源網荷儲、自備替代、區內電力直接交易的順序結算，同一交易品種按年度、月度、月中的順序依次結算；用戶側按照區內綠電交易、省間直接交易、源網荷儲、自備替代、區內電力直接交易的順序結算，同一交易品種按年度、月度、月中的順序依次結算，所有電量月結月清，不再滾動調整，少發、少用電量按以上順序逆序核減，不予追補。

3.電力直接交易結算差額資金、合同外電量價差電費、偏差電量考核電費、區外市場偏差資金和統購統銷差額資金一并列入平衡賬戶管理。交易機構于每季度首月將平衡賬戶收支情況向自治區發展改革委報告。

六、有關要求

(一)加強市場交易組織協同。寧夏電力交易中心、國網寧夏電力公司電力調度中心要進一步加強電力市場組織機構職能作用，完善技術支持系統，健全信息發布機制，完善信息發布內容，加強交易風險防控，實現信息資源共享，及時做好市場風險提示，不斷提升市場運營能力和服務水平。電力市場管理委員會要充分發揮議事協調作用，保障市場主體合法權益。

(二)加強市場風險分析研判。售電公司、電力用戶要加強專業隊伍建設，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，制定合理的報價策略，做好電力直接交易工作。各市場主體發生法律糾紛的，按法律程序進行維權。

(三)加強售電公司管理。請寧夏電力交易中心按照《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》(發改體改規〔2021〕1595號)要求，開展售電公司注冊合規審查、完善履約保函(保險)管理制度和信用監管，做好售電公司動態管理、規范運營管理和風險管理等工作。

(四)加強可再生能源區內消納。國網寧夏電力公司要加強負荷預測與調度管理，穩步提高可再生能源區內消納水平，確保自治區可再生能源消納責任權重指標完成。用戶通過優先用電、區內市場化交易獲得的可再生能源消納責任權重指標暫不支持跨區跨省轉讓。

(五)加強信息公開。電網企業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日主動公示代理用戶分月總電量預測、相關預測數據與實際數據偏差、采購電量電價結構及水平、市場化機組剩余容量相關情況、代理購電用戶電價水平及構成、代理購電用戶電量和電價執行情況等信息。

七、其他事項

(一)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。

(二)交易時間遇節假日順延，執行中如遇有關問題和情況，請及時向自治區發展改革委報告，或與寧夏電力交易中心聯系。

聯系電話:

自治區發展改革委：0951—8301980

寧夏電力交易中心：0951—4915916

寧夏回族自治區發展改革委    

2021年12月30日     

　　(文章來源：寧夏發改委)