宁夏：2022年用户与新能源企业采用集中竞价交易方式

发布日期：2021/12/31

     为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，加强电力产供储销体系建设，推进电力市场化改革，宁夏回族自治区发展改革委发布《2022年电力直接交易相关事项通知》，原文如下：

自治区发展改革委关于做好2022年电力交易有关工作的通知

      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：

     为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，加强电力产供储销体系建设，推进电力市场化改革，《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）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）等相关文件精神，结合我区电力市场实际，现就做好2022年电力直接交易相关事项通知如下。

      一、市场主体
   （一）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，全区工商业电力用户全部参与电力市场化交易，分为直接参与市场交易（用户直接向发电企业或售电公司购电）和间接参与市场交易（由电网企业代理购电）。

     2.10千伏及以上工商业用户原则上直接参与市场交易，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可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。

   （二）发电企业

     1.已入市的区内公用发电企业和银东配套电源。

     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。

   （三）售电公司

     符合《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，并按要求缴纳履约保函（保险）的售电公司。

     二、交易规模

      2022年全区电力市场化交易规模根据全区工商业用户年度总用电量规模确定，约占全社会用电量的58%。发电侧除优先发电计划以外电量全部进入市场。燃煤自备电厂在保证自用负荷的前提下，富余电力电量可参与交易。拥有入市燃煤自备电厂的用户，从电网购电量不得超过前三年从电网购电量的平均值。

     三、交易组织

    （一）注册绑定

      1.市场主体需按照相关要求在宁夏电力交易平台完成注册。

      2.通过售电公司代理购电的用户，与售电公司至少以月为单位签订代理合同，零售代理关系在电力交易平台确认，同一交易周期内一家用户仅可委托一家售电公司代理参与交易。用户选择或更换售电公司时，须将未执行的市场合同电量划转至新更换的售电公司。电网企业与电力用户的供用电关系不变，电力用户、售电公司与电网企业应签订三方电费结算协议，无需签订三方合同，交易中心将电力用户与售电公司零售代理关系信息统一推送给向电力用户供电的电网企业。

     3.用户或售电公司关联的营销户号发生并户、销户、过户、改名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，应在电网企业办理变更的同时，在交易中心办理注册信息变更手续。

     4.由电网企业代理购电的用户，在完成交易平台注册手续的前提下，可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易。

  （二）年度交易

     参与年度交易的市场主体为，已入市的区内煤电企业（不含银东配套电源）、新能源发电企业、电力用户、售电公司和电网企业。

     用户与煤电企业交易采用双边协商方式；用户与新能源企业交易采用集中竞价方式，以统一边际价格出清。

      鼓励用户与发电企业签订年度交易合同。与煤电企业年度交易总电量不低于用户前三年平均用电量的60%；与新能源年度交易电量分月申报限额均不超过用户2021年6-11月最大月度用电量的10%。

      2022年上半年入市的用户，可与发电企业签订后续月份的年度交易电量。年度未成交电量不再进入月度市场，视为合同外电量。

     煤电企业与高耗能用户年度交易电量占其年度交易总量比例不高于80%，超出部分等比例核减煤电企业与高耗能用户交易电量。供热机组应充分考虑供热期“以热定电”最小开机电量，供热期签订足额年度交易电量。

  （三）月度交易

     每月20日组织开展次月月度电力交易。

     1.用户与新能源企业交易

     采用集中竞价交易方式，用户与新能源月度交易电量，为其近六个月最大月度用电量的25%扣除年度交易分月新能源电量确定（云计算和风电发电机生产，多晶硅、单晶硅、光伏电池组件生产企业可提高至50%）。

      2.用户与煤电企业交易

      采用集中竞价交易方式，按照非高耗能用户、高耗能用户的次序，分别与煤电企业开展两轮集中竞价交易。第一轮由区内统调公用燃煤电厂（不含银东配套电源）参与，第二轮由区内燃煤电厂参与。煤电企业与高耗能用户的成交电量不超过其与非高耗能用户成交电量的4倍。

      3.电网企业代理购电交易

      代理电量由国网宁夏电力有限公司按月预测，并在交易公告中予以公布，交易方式与市场化用户方式一致。集中竞价交易未成交电量按照煤电机组剩余容量等比例分摊。

  （四）月中交易

      每月15日开展月中交易，当月新增负荷或新入市用户全电量参与交易，按照月度交易组织时序开展交易。适时开展月末补充交易，减少各市场主体偏差电量。

   （五）分时段交易

      1.用户侧：初期按照峰、平、谷三段曲线申报参与分时段交易，时段划分按照宁夏现行用户侧峰、平、谷时段划分。

      其中铁合金、碳化硅、水泥、煤炭开采四大行业用户，峰段7:00—9:00、17:00—23:00，谷段9:00—17:00，平段23:00—7:00（次日）；其他行业用户，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）。分段交易价格保持一致，分段到户电价按照现行峰、平、谷电价政策执行。适时开展电量分时段考核。

      2.发电侧：分时段曲线由与之成交的用户侧分时段曲线对应叠加形成，分段交易价格保持一致。现阶段偏差考核暂按总量考核，适时开展电量分段考核。

   （六）合同交易

     1.合同置换

      每月18-19日组织开展合同置换交易，参与年度交易的市场主体，可对双方后续月份年度交易合同分月电量、电价进行调整，调整后年度交易合同总量保持不变。

      2.合同转让

    （1）发电侧合同转让：每月分别于18-19日、15-20日、1日组织开展发电侧事前（次月）、事中（本月）、事后（上月）合同转让交易。统调煤电企业合同转让交易应首先与区内发电企业开展，与区内发电企业合同转让交易未成交电量，在不影响区内电力供需平衡的情况下，可与区外发电企业开展合同转让交易。

   （2）用户侧合同转让：每月10-15日组织开展本月用户侧合同转让交易。用户侧合同转让交易后2日内，售电公司将市场化交易电量全量分配至所代理用户，2日内电量未分配的由交易平台根据用户上月实际用电量等比例分摊。待购售同期后，适时增加用户侧合同转让交易频次。

    （3）现阶段同一合同转让交易期内，市场主体不可同时作为出让方和受让方开展合同转让交易。高耗能用户和非高耗能用户间不开展合同转让交易。售电公司间可开展合同转让交易。月度存在合同外电量的煤电企业只允许转入合同电量。适时探索按旬或周开展合同转让交易。

      3.关停发电权交易

     关停燃煤机组（含统调公用煤电机组、依法核准的自备机组）发电权以年度双边、集中竞价、挂牌次序组织交易，未成交电量在5月底前可开展跨区跨省交易。

     四、交易价格

     煤电企业交易价格在基准电价基础上上下浮动范围原则上均不超过20%，高耗能用户不受上浮20%限制。新能源企业与用户集中竞价交易申报价格原则上均不超过基准电价。

   （一）年度交易价格

     鼓励用户与煤电企业以“煤电联动”方式协商确定年度交易价格，双方可在事前合同置换交易中对后续未执行的年度交易分月价格进行调整。

   （二）月度、月中交易价格

     用户与新能源企业交易电价，以统一边际价格出清；用户与煤电企业交易电价，以价差对撮合方式出清。

   （三）电网企业代理购电价格

     电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等，下同）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴，下同）、政府性基金及附加组成。其中，代理购电价格基于电网企业代理工商业用户购电费（含偏差电费）、代理工商业用户购电量等确定。代理购电未成交电量价格执行当月煤电企业与非高耗能用户月度集中竞价交易加权平均价。

     电网企业代理的退出市场化交易用户、拥有燃煤发电自备电厂用户、暂未直接参与市场交易的高耗能用户，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。

     五、偏差处理和交易结算

   （一）发电侧偏差处理

     1.煤电企业：超出交易合同的电量视为合同外电量，暂按基准电价结算。月度交易计划5%以内的负偏差电量免于考核，超出5%的负偏差电量，按基准电价的10%考核。

     2.新能源企业：月度上网电量除基数和市场以外的电量视为合同外电量，按基准电价的75%结算。月度交易计划20%以内的负偏差电量免于考核，超出20%的负偏差电量，按基准电价的10%考核。

    （二）用户侧电量偏差处理

      1.用户及售电公司：超出交易合同的电量视为合同外电量，非高耗能用户合同外电量执行基准电价的1.3倍，高耗能用户合同外电量一季度暂执行基准电价的1.5倍，二季度起根据煤价情况适时调整，原则上不超过1.5倍；拥有入市燃煤自备电厂的用户合同外电量执行电网企业代理购电价格的1.5倍，月度交易计划5%以内的负偏差电量免于考核，超出5%的负偏差电量，按基准电价的10%考核。

     2.电网企业代理购电：每月10日前国网宁夏电力公司将电网企业代理购电实际完成电量推送至交易平台，交易中心开展电网企业代理购电电费结算及偏差考核。

   （三）结算方式

     1.发、用两侧按照解耦方式结算。

      2.发电侧按照优先发电计划、发电权、省间绿电交易、跨省调峰、现货、中长期外送、区内绿电交易、源网荷储、自备替代、区内电力直接交易的顺序结算，同一交易品种按年度、月度、月中的顺序依次结算；用户侧按照区内绿电交易、省间直接交易、源网荷储、自备替代、区内电力直接交易的顺序结算，同一交易品种按年度、月度、月中的顺序依次结算，所有电量月结月清，不再滚动调整，少发、少用电量按以上顺序逆序核减，不予追补。

     3.电力直接交易结算差额资金、合同外电量价差电费、偏差电量考核电费、区外市场偏差资金和统购统销差额资金一并列入平衡账户管理。交易机构于每季度首月将平衡账户收支情况向自治区发展改革委报告。

     六、有关要求

   （一）加强市场交易组织协同。宁夏电力交易中心、国网宁夏电力公司电力调度中心要进一步加强电力市场组织机构职能作用，完善技术支持系统，健全信息发布机制，完善信息发布内容，加强交易风险防控，实现信息资源共享，及时做好市场风险提示，不断提升市场运营能力和服务水平。电力市场管理委员会要充分发挥议事协调作用，保障市场主体合法权益。

   （二）加强市场风险分析研判。售电公司、电力用户要加强专业队伍建设，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，制定合理的报价策略，做好电力直接交易工作。各市场主体发生法律纠纷的，按法律程序进行维权。

   （三）加强售电公司管理。请宁夏电力交易中心按照《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）要求，开展售电公司注册合规审查、完善履约保函（保险）管理制度和信用监管，做好售电公司动态管理、规范运营管理和风险管理等工作。

   （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。用户通过优先用电、区内市场化交易获得的可再生能源消纳责任权重指标暂不支持跨区跨省转让。

    （五）加强信息公开。电网企业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日主动公示代理用户分月总电量预测、相关预测数据与实际数据偏差、采购电量电价结构及水平、市场化机组剩余容量相关情况、代理购电用户电价水平及构成、代理购电用户电量和电价执行情况等信息。

     七、其他事项

   （一）本通知相关内容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。

    （二）交易时间遇节假日顺延，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，或与宁夏电力交易中心联系。

      联系电话:

     自治区发展改革委：0951—8301980

     宁夏电力交易中心：0951—4915916

宁夏回族自治区发展改革委
2021年12月30日

来源：宁夏回族自治区发展改革委

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