宁夏做好2025年电力中长期交易有关事项：预计2025年区内市场化交易规模约895亿千瓦时

北极星售电网获悉，12月20日，宁夏自治区发展改革委发布关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知。

文件明确，除优先发电、优先用电计划以外电量全部进入市场，预计2025年区内市场化交易规模约895亿千瓦时。

文件提到，为引导市场主体形成合理分时段交易价格，根据《自治区发展改革委关于优化峰谷分时电价机制的通知》（宁发改价格（管理）〔2023〕7号），结合宁夏电网电力时段性供需情况，将24小时时段归为峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）三类，具体为：

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。

原文如下：

自治区发展改革委关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知

宁发改运行〔2024〕952号

五市发展改革委、宁东管委会经济发展局，国网宁夏电力有限公司、宁夏电力交易中心有限公司、各市场主体：

为做好2025年电力中长期市场交易工作，按照《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《宁夏回族自治区电力中长期交易规则》（西北监能市场〔2023〕4号）及相关政策文件要求，结合宁夏电力市场运行实际，现就有关事项通知如下。

一、总体原则

（一）深化中长期分时连续运营。在前期中长期分时段连续运营基础上，继续优化分时段价格机制，充分发挥市场资源优化配置作用，引导发用两侧可调节资源主动参与电网调峰，促进电力安全稳定供应。

（二）促进新能源区内高效消纳。进一步完善市场机制，满足高比例新能源市场主体灵活交易需求，提高用户绿电消费占比，充分发挥市场作用，促进新能源高效消纳，推动能源绿色低碳转型。

（三）做好现货市场试运行衔接。结合现货市场相关规则，按照“中长期稳预期、现货发现价格”原则，充分发挥中长期市场“压舱石”作用，做好中长期市场与现货市场长周期结算试运行高效衔接。

二、市场准入

（一）发电企业

1.已入市的区内公用发电企业。

2.承担发电企业社会责任、国家依法合规设立的政府性基金及附加，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、系统备用费后，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求的并网燃煤自备电厂，在满足自用负荷的前提下，富余电力电量可参与交易。

3.新并网或电力业务许可证信息发生变更的机组，按照《国家能源局关于印发<发电机组进入及退出商业运营办法>的通知》（国能发监管规〔2023〕48号）、《国家能源局西北监管局关于进一步明确西北区域发电机组进入及退出商业运营有关事项的通知》（西北监能市场〔2024〕73号）相关要求参与市场交易和结算。

4.银东、灵绍、中衡直流“沙戈荒”大基地光伏项目富余电力可参与区内除年度以外其他市场化交易。

（二）电力用户

1.除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用户外，工商业用户可全部参与市场交易。

2.原则上10千伏及以上工商业用户直接进入市场（可自行参与或由售电公司代理参与），市场化用户所有同名工商业户号全部进入市场，暂无法直接参与市场交易的由电网企业代理购电。

鼓励10千伏以下工商业用户参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易的用户，原则上不得退出市场。

3.为进一步缩小电网企业代理购电规模，发电企业下网电量必须全部进入市场交易，电网企业不再代理其购电。未进入市场的发电企业下网电量执行电网企业代理购电价格的1.5倍。参与市场交易前发电企业应在交易平台按照电力用户类型开展市场注册。

4.新增的工商业负荷申请用电报装时，可选择在电力交易机构同步办理市场注册手续，注册生效后为批发用户，可直接参与市场交易。

5.拥有入市燃煤自备机组的用户，电力供需紧张时段应严格执行“以发定用”相关要求。

（三）售电公司

符合《国家能源局关于印发<电力市场注册基本规则>的通知》（国能发监管规〔2024〕76号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）要求，在电力交易机构注册生效，持续满足准入条件。

（四）新型主体

独立储能按照《宁夏独立储能参与中长期市场交易方案》（附件1）参与中长期市场。虚拟电厂按照国家、区域以及自治区相关政策以发电企业或用户身份参与中长期市场。

三、交易规模

除优先发电、优先用电计划以外电量全部进入市场，预计2025年区内市场化交易规模约895亿千瓦时。

四、时段划分

1.为高效衔接现货市场，中长期交易按日划分24小时时段，各市场主体根据自身发电特性和用电需求合理参与分时段交易。

2.为引导市场主体形成合理分时段交易价格，根据《自治区发展改革委关于优化峰谷分时电价机制的通知》（宁发改价格（管理）〔2023〕7号），结合宁夏电网电力时段性供需情况，将24小时时段归为峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）三类，具体为：

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.根据区内电力供需情况，适时调整峰、平、谷时段划分。

五、交易组织

用户/发电企业年度交易成交电量原则上不低于上年用电量/上网电量的60%，年度、多月、月度和旬交易成交总电量不低于上年用电量/上网电量的70%。为促进中长期市场与现货市场衔接，在2025年现货市场结算试运行期间（具体时间以正式通知为准），用户/发电企业年度、多月、月度、旬、日融合交易峰、谷、平三段成交电量分别不低于上年各时段用电量/上网电量的70%。

（一）年度/多月交易

1.年度交易标的为每月24小时时段总电量。

（1）用户与新能源交易：用户（含售电公司，下同）与新能源以双边协商和集中竞价方式开展交易，集中竞价交易以统一边际价格出清。电网企业代理购电参与用户与新能源集中竞价交易。

（2）用户与火电交易：用户与火电主要开展集中竞价交易，以统一边际价格出清，适时组织开展双边、挂牌等交易。

2.每季度末按照年度交易组织方式开展后续月份多月交易，满足新入市市场主体交易需求。

（二）月度交易

月度交易标的为全月24小时时段总电量。月度交易按照用户与新能源、用户与火电次序组织，均开展集中竞价交易，以统一边际价格出清。

（三）旬交易

旬交易标的为次旬24小时时段总电量。旬交易按照用户与新能源、用户与火电次序组织，均开展集中竞价交易，以统一边际价格出清。

（四）日融合交易

1.日融合交易按工作日连续开市，每日（T日）组织开展T+2日融合交易，遇节假日组织开展多日交易，具体以交易日历安排为准。

2.日融合交易采用多轮次集中竞价方式开展，每15分钟集中出清一次，以统一边际价格出清。

3.市场主体可根据自身电力生产或消费需求参与日融合交易，同一交易日的同一时段，同一市场主体仅可作为购方或售方参与交易。

4.发电企业在单笔交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量，下同）。用户在单笔交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值。

（五）合同交易

每月底组织开展后续月份合同置换、回购交易、合同转让交易，适时开展月内连续合同转让交易，市场主体可转让该月后续未执行日期合同电量，丰富合同交易组织方式，满足市场主体灵活合同电量调整需求。

（六）绿电交易

1.用户与新能源开展双边绿电交易应分别明确电能量价格和环境价格，电能量价格按照新能源与用户分时段交易价格机制执行，环境价格由双方协商确定。

2.区内绿电交易暂按年度、月度为周期组织开展，适时组织开展月内绿电交易，鼓励市场主体开展多年绿电交易。区内绿电交易暂以双边协商方式为主，适时组织开展集中竞价、挂牌交易。

3.在完成可再生能源消纳责任权重指标的前提下，用户超额消纳的绿电交易电量、购买绿证折算电量不计入其能耗双控指标。

4.用户可通过新能源电力直接交易、绿电、绿证交易实现100%绿色用能。鼓励核定的“绿电园区”负荷和配建新能源场站优先开展绿电交易。

（七）交易限额

1.为确保市场主体合理参与交易申报，发电企业、用户均采用分时段交易限额，具体为：

用户分时交易总限额=2024年1-11月该时段最大用电量×1.1×当月日历天数；

新能源分时交易总限额=装机容量×当月日历天数；

火电分时交易总限额=装机容量×当月日历天数。

2.2025年有增量用电需求的用户，可由地市供电公司开具增量用电需求证明，并明确增量日负荷曲线。

3.多月、月度、旬交易、日融合各时段剩余可交易限额为该时段交易总限额减去该时段已成交电量。

（八）交易曲线分解

1.年度、多月、月度、旬交易市场主体申报24小时时段总电量、价格，成交电量由交易平台按照交易周期对应天数自动平均分解到日。

2.电网企业应综合考虑季节变更、节假日等因素，定期预测代理购电典型负荷曲线，并通过交易平台予以公布。

3.按照“以用定发，发用匹配”原则，确定风电、光伏、水电、燃气等各类电源优先发电计划曲线。按以下原则执行：（1）燃气、垃圾、瓦斯、水电、分布式电源等全额收购机组按对应电源典型曲线优先匹配优先用电典型曲线；（2）剩余优先用电计划典型曲线，按照每月各时段全网风电、光伏典型出力比例分解至风电、光伏。

4.省间中长期外送交易时段与宁夏24小时时段划分不一致的，将省间中长期外送交易结果分解合并至24小时时段，各时段交易价格执行原时段交易均价。考虑光伏发电特性，优先分解光伏中标电量至谷段，其他类型电源按剩余外送曲线等比例分摊。

5.省间短期外送交易电量需分解至每日24小时时段，由电力调度机构在事后次日向发电企业发布。

六、价格机制

（一）用户与火电交易价格

火电与用户平段交易申报价格应符合《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号，以下简称1439号文）、《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）要求，峰段交易申报价格不低于平段价格的150%，谷段交易申报价格不超过平段价格的50%。

（二）用户与新能源交易价格

为促进光伏产业健康发展，综合考虑光伏投资成本回收，并进一步拉大峰谷价差，新能源价格浮动比例暂定为30%，即用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平段价格的130%，且不超过基准电价的150%，谷段交易申报价格不超过平段价格的70%。新能源峰段价格上浮比例不高于谷段价格下浮比例。

（三）日融合交易价格

1.日融合交易均价为该时段成交结果加权平均价。

2.为保障日融合交易价格稳定，分别对峰、平、谷时段设定最低和最高限价。峰、平、谷各段申报价格下限为2025年年度交易各时段成交最低价的0.9倍，申报价格上限为2025年年度交易各时段成交最高价的1.1倍。

3.根据市场运行实际适时调整日融合交易限价区间。

（四）电网企业代理购电

电网企业代理购电采用报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。电网企业按月预测代理购电典型曲线及月度代理购电电量，并依此参与交易申报。

电网企业代理购电与新能源交易电量申报比例按国家下达宁夏2025年可再生能源消纳责任权重确定。电网企业代理购电用户实际用电执行峰平谷电价，对应电价取电网企业代理购电当期月度峰、平、谷各时段交易加权价，峰、平、谷时段执行本细则的时段划分。

七、零售市场

（一）代理关系确定

1.售电公司与用户零售服务期限按照月为最小单位，最短为一个自然月，最长为一个自然年。原则上起始时间不早于次月第一个自然日，终止时间不晚于当年最后一个自然日。同一周期内，用户仅可与一家售电公司（包括有售电资质的负荷聚合商、虚拟电厂等）确立零售服务关系，用户全部电量通过该售电公司购买。

2.售电公司与用户应于每月15日前通过交易平台提交零售服务绑定/解除申请，经电力交易机构审核通过后于次月生效。

3.售电公司与用户通过电力交易平台建立零售服务关系时，可参考合同范本（具体由交易中心另发）签订零售服务合同。

（二）零售套餐

1.售电公司和零售用户需变更后续月份零售套餐类型的，经双方确认后，于每月15日前提交交易机构，通过后于次月生效。

2.每日中午12时前，售电公司与零售用户可通过交易平台对次日以后零售套餐信息进行修改，经双方确认后提交交易机构，未修改的按原套餐信息执行。

（三）代理关系解除

1.零售用户与售电公司零售服务关系到期后自动解除，也可双方签订合同提前解除，同时协商确定需划转至用户的交易电量。零售服务解除申请，于每月15日前通过交易平台提交交易机构，通过后于次月生效，代理关系解除后的零售用户为批发用户。

2.售电公司与零售用户约定可以单方提请解除零售服务关系，需支付违约金的由售电公司或用户自行收付。

3.售电公司退出市场后，其所有已签订但尚未执行的交易合同按照《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）和《宁夏电力市场保底售电实施方案》（附件2）要求执行。

八、交易结算

（一）结算原则

1.按照“照付不议、偏差结算”的原则，发、用两侧解耦结算。市场主体各时段（小时）所有交易合同（含优先发电计划）先按照合同价格全量结算，再根据交易合同电量净值与其实际上网电量、用电量差值开展偏差结算。

2.采用日清月结的结算方式，以日为周期开展分时段电量清分、电费计算，按月结算并发布结算依据。

3.参与市场交易的自备电厂按照市场规则结算，调发电量根据电力调度机构出具证明按照区内火电机组年度、月度电力直接交易均价结算。

4.零售用户按照与售电公司签订的零售套餐结算。

（二）偏差结算价格

1.市场主体各时段偏差电量按照当日对应时段日融合交易加权价进行结算。

2.若当日某时段无日融合交易价格或除日融合交易外当月用户/发电企业成交电量低于实际用电量/上网电量的70%，用户（含售电公司）各时段正偏差电量暂执行基准电价的K1倍（K1暂取1.8），发电企业各时段正偏差电量执行基准电价的K2倍（K2暂取0.5），负偏差电量均按照对应时段年度、月度区内电力直接交易均价结算。

3.用户及发电企业入市首月不执行70%比例要求，发电企业对应用户主体下网电量不执行70%比例要求，所有偏差电量按照对应时段日融合交易加权价结算。

4.电网企业代理购电月度实际用电量平均分解到每日，并按照代理购电典型负荷曲线分解至每日24小时时段，并按照用户侧结算原则开展分时段结算。

5.用户因变线损、计量尾差等原因造成的月结电量与日清电量之间的差额电量，按照当期年度、月度区内电力直接交易加权价结算。

6.若市场化用户交易电费、不平衡资金、辅助服务费等为负电费时，该项费用不执行功率因数调整电费。

（三）高耗能用户价格浮动机制

高耗能用户通过浮动电费方式落实1439号文“高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”要求，具体如下：

1.高耗能用户各时段浮动电费=该用户与火电交易电量×该用户与火电交易价格×K3，其中：

（1）该用户与火电交易电量为用户与火电年度、月度、旬交易、合同交易成交总量。

（2）该用户与火电交易价格为用户与火电年度、月度、旬交易、合同交易成交均价。

（3）为保障全区电力安全稳定供应，K3=2024年火电与高耗能用户交易均价/火电与非高耗能用户（含电网企业代理购电）交易均价-1。待2024年所有交易组织完成后，由交易中心计算K3具体取值（保留两位小数），并向市场主体公示，后续根据市场运行情况适时调整。

2.全体高耗能用户各时段浮动总电费根据该时段各火电供区内电量比例向火电分摊。

火电各时段分摊电费=（该时段火电上网电量-外送实结电量）/（该时段统调公用火电总上网电量-总外送实结电量）×高耗能用户该时段浮动电费

区内统调公用火电、统调公用自备火电、中机国能宁东热电等参与区内市场化交易的火电均参与浮动电费分摊。

3.高耗能用户浮动电费和火电分摊电费在结算单中单独列示。因计量电量数据或交易计划调整等原因导致的浮动电费和分摊电费差额一并纳入宁夏电力市场不平衡资金进行清算。

九、风险防控

当出现以下情况时，电力交易机构、电力调度机构依法依规采取市场干预措施：

1.电力系统内发生重大事故危及电网安全的；

2.市场技术支持系统发生重大故障，导致交易无法正常进行的；

3.因不可抗力导致市场交易不能正常开展的；

4.恶意串通操纵市场并严重影响交易结果的；

5.国家能源局及其派出机构作出暂停市场交易决定的；

6.市场发生其他严重异常情况的。

十、有关要求

（一）加强市场交易组织协同。电力交易机构、电力调度机构要进一步发挥电力市场运营机构职能作用,不断提升市场运营能力和服务水平。电力调度机构应在满足系统安全运行约束、新能源优先消纳的前提下，提高中长期市场合同履约率。充分发挥电力市场管理委员会议事协调作用，保障市场主体合法权益。

（二）加强市场风险分析研判。各市场主体要加强交易队伍建设，提高交易业务人员理论水平和技术能力，认真研读交易规则，分析研判电力供需形势、一次能源价格波动对电力市场运行的影响,根据自身实际发用电需求，制定合理的报价策略，做好市场交易工作。

（三）加强售电公司管理。交易中心按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）要求收缴履约保函（保险）。

（四）加强可再生能源区内消纳。国网宁夏电力公司要加强负荷预测与调度管理，稳步提高可再生能源区内消纳水平，确保自治区可再生能源消纳责任权重指标完成。

（五）加强代理购电信息公开。国网宁夏电力公司应做好代理购电相关信息公开、电费结算等工作,原则上每月月底前3日依规公示代理购电相关信息。

十一、其他事项

（一）请各地市供电公司严格按照用户新设备投运计划和实际增产情况，合理出具用户年度和分月增量用电需求说明。

（二）非现货市场结算试运行期间，按此文件开展中长期市场交易结算；现货市场结算试运行期间，按照现货市场交易规则相关要求执行。

（三）尖峰及深谷电价相关政策由自治区相关主管部门另行制定。

（四）分时段交易结算所需电能量数据，按照《电力市场电能示值曲线校核及拟合方案》（附件3）执行。

（五）本通知相关内容及交易结算参数根据国家政策及区内电力市场运行情况适时调整，以往与本通知规定不一致的，以本通知为准。

（六）所有交易组织时间遇节假日适时调整，具体以交易公告为准。本规则执行中如遇有关问题和情况,请及时向自治区发展改革委报告,或与电力交易机构联系。

宁夏回族自治区发展改革委

2024年12月20日