宁夏2020年电力直接交易：经营性电力用户可自愿申请注册参与交易 规模不低于区内售电量50%

北极星售电网获悉，宁夏发改委日前发布了《关于组织开展2020年电力直接交易的通知》，通知中称，按照有序推进、逐步放开的要求，基数以外的电量全部进入市场。2020年交易电量规模按不低于区内售电量的50%确定。区内煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户全电量参与交易。符合条件的经营性电力用户自愿到国网宁夏电力交易中心有限公司申请注册，注册生效后可参与交易。

关于偏差考核，全电量用户：所有用电量由市场形成，当月市场电量计划±5%以内的偏差免于考核，月度用电量除市场以外的电量视为超用电量，超用5%以内的电量执行基准电价，超出5%用电量按照基准电价的105%进行结算。超出5%的负偏差，按照基准电价的10%进行考核。

2.非全电量用户：基数电量=用户月度总申报用电量×月初公布的基数电量比例，基数电量执行目录电价；月度用电量除基数和市场以外的电量视为超用电量，超用电量按照目录电价进行结算。当月市场电量计划5%以内的负偏差免于考核，超出5%的负偏差，按照基准电价的10%进行考核。

详情如下：

自治区发展改革委关于组织开展2020年电力直接交易的通知

宁发改运行〔2019〕806号

各市发展改革委、宁东经济发展局，国网宁夏电力公司、宁夏电力交易中心有限公司：

为深入贯彻党的十九大、十九届四中全会精神，推进供给侧结构性改革，发挥市场配置资源决定性作用，根据中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）、国家发展改革委、国家能源局《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）等政策规定，结合我区电力市场实际，制定2020年电力直接交易计划，现将相关事项通知如下。

一、交易电量

（一）电量规模

按照有序推进、逐步放开的要求，基数以外的电量全部进入市场。2020年交易电量规模按不低于区内售电量的50%确定。

年度（长协）直接交易规模，根据年度电力电量平衡预测及优先发电计划确定。鼓励电力用户与发电企业签订年度（长协）直接交易合同，上年度用电量5000万千瓦时及以上的用户，年度长协电量不低于上年用电量的40%，达不到40%电量的部分不再进入市场交易，年度（长协）之外的市场电量可参与月度电力直接交易。

1.月度交易规模，符合市场准入条件，年度长协之外仍有市场需求的用户以及符合交易条件的新增用户（负荷）参与月度交易。

（二）发电企业交易电量限额。

年度（长协）交易：区内统调公用煤电企业交易电量限额占比为该煤电企业占区内参与交易煤电企业总装机比例的1.3倍。

月度交易：根据月度电力电量平衡和用户需求，结合经济运行情况确定供需比。燃煤发电企业负荷率不超过各机组当月发电能力的80%，参与市场的配套电源负荷率不超过各机组当月发电能力的70%。

（三）企业用电量构成。

区内煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户全电量参与交易，4个行业电力用户所属行业严格按照《国民经济行业分类》执行。原12户全电量用户试点结束，不再执行全电量。其余用户全部用电量由基数电量和市场电量构成，月度基数电量比例在月度交易公告中发布。

二、新增用户准入及监管

（一）新增用户申报程序。符合条件的经营性电力用户自愿到国网宁夏电力交易中心有限公司申请注册，注册生效后可参与交易。

（二）用户监管。自治区发展改革委会同国家能源局西北能源监管局对用户实施动态管理。

三、交易电价的构成

（一）价格形成。双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易按照集中撮合（价差对）出清；挂牌交易价格以挂牌价格结算。必要时可对集中竞价交易进行最高或最低限价。

（二）推行价格浮动机制。年度（长协）交易协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格机制，基准电价按我区现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，2020年暂不上浮，自治区根据国家要求及区内市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。

四、交易方式

（一）电力用户与煤电企业交易。

1.年度（长协）交易主要以双边协商方式开展，区内符合条件的统调公用煤电机组（不含外送配套电源）参与双边协商交易。

2.月度交易分月末和月中两个时间段，月末交易主要组织下一月用户除年度（长协）之外及新增用户（负荷）的市场电量与发电企业的交易。

（1）月末交易分三个阶段，第一阶段区内符合条件的统调公用煤电机组（不含银东配套电源）进行双边协商交易。第二阶段区内符合条件的统调公用煤电机组（不含银东配套电源）进行竞价交易，前两阶段用户成交电量不低于其当月可交易电量的70%，达不到70%电量的部分不再进入市场。第三阶段，由区内统调公用煤电机组、银东配套电源及准入的自备电厂进行集中竞价交易。集中竞价报价相同时按照申报电量等比例出清。

（2）月中市场主要用于发电权、用电权转让和新增用户（负荷）市场电量交易，参与上月月末交易的用户市场电量原则不再参与月中的电量交易。存量用户如有新增负荷参与月内交易，需地市供电公司出具相关新增负荷业扩报装证明材料。

3.供热期，第一阶段双边协商分两次进行，供热机组优先进行双边。供热机组核定的基数与交易无约束出清电量之和不能满足电网安全约束和“以热定发”电量需求时，不足部分电量采用“优先出清方式”成交，即优先等比例核减其他火电机组除安全约束及“以热定发”电量之外的无约束出清电量，核减后仍不能满足的，等比例核减年度当月分月电量计划，以当期区内煤电企业超发电价的代数平均价出清。

4.自备电厂直接交易电量限额参照同期区内统调公用煤电机组平均利用小时数确定。符合国家产业政策，能耗排放达标，承担政府性基金，并网且不具备发电市场主体条件的自备电厂，上网电量电价参照当期区内煤电企业超发电价的代数平均价结算，全年上网电量不超过其自发自用电量的10%，上网电量结算按照月结年清执行，之前形成的电量可参照执行。

（二）新能源与煤电企业合同电量转让交易。

1.新能源企业直接交易电量由煤电企业转让获得。

2.煤电企业挂牌转让交易：参与交易的各煤电企业（安全约束和“以热定电”电量除外）按照不低于当期交易电量的20%（暂定）通过合同转让至新能源，转让交易以挂牌方式按月开展，转让价差不超过当期煤电企业与用户交易平均价差的3.5倍。

3.煤电企业在交易平台挂牌后，仍有未成交电量，免除电量扣除责任；不主动挂牌转让，在下一交易周期如数扣除。

4.新能源挂牌购买合同电量交易：煤电企业按照要求进行合同电量转让交易后，新能源仍有电量需求，可将需求量价挂牌，由煤电企业进行摘牌，交易不限制转让价格。

5.受客观因素影响，新能源无法完成摘牌电量的，可与其成交的煤电企业（单一）有偿回购。

6.调度机构应在保障电网安全的前提下，确保新能源企业完成已签订的市场化合同电量和基数电量。

（三）因银东直流线路检修、配套电源机组检修等原因，银东配套电源计划内电量无法完成时可转让给区内容量市场，转让价差不超过当期直接交易平均价差。

（四）售电公司交易规则。售电公司作为市场主体，与其他市场主体公平享有和承担交易规则明确的权利和义务，应自觉遵守交易规则、共同维护市场秩序。

售电公司代理的用户需完成电力市场主体注册。售电公司应与所代理用户、电网企业签订《市场化批发和零售供用电合同》。售电公司与用户代理合同按照自然年签订，与用户的代理合同应包括但不限于以下内容：约定代理电力用户企业名称、电压等级、营销系统户号、委托代理期限、委托电量及分月计划，以及售电公司代理服务费、偏差电量处理、违约责任等内容。

被代理用户不再单独参与交易，由售电公司按照交易要求代理参与直接交易。售电公司与售电公司、非代理用户之间不开展合同转让交易。代理电量遵照《自治区发展改革委关于印发<宁夏回族自治区售电公司管理办法（暂行）>的通知》（宁发改规发〔2019〕1号）执行。

交易结果发布后3个工作日内，售电公司应将市场竞得的电量、电价传导至代理用户，结算方式维持不变。交易电量计划分解到月，经售电公司及其代理用户在交易平台确认后，作为电费结算依据。

一个交易期内，同一用户只能委托一家售电公司代理。

用户选择或更换售电公司代理时，须将未执行的市场合同电量划转至售电公司，同时签订代理服务协议，并向交易机构备案。

售电公司与代理用户之间的偏差考核电费和服务费按照双方约定执行，并纳入评价考核和诚信体系。

适时启动履约保函缴纳工作，售电公司按照年交易电量总额的0.5‰缴纳履约保函，低于100万元按100万元缴纳，高于500万元按500万元缴纳。交易申报时，可申报交易电量与履约保函额度及信用等级情况挂钩。

五、偏差处理机制和结算原则

（一）发电侧电量偏差处理机制。

直接交易合同执行偏差暂按以下原则进行处理，适时启动预挂牌月平衡偏差处理机制。

1.煤电企业（含银东配套电源）：月度上网电量除基数和市场以外的电量视为超发电量，超发电量在月度全电量计划5%以内的，超发电价按照当期区内电力直接交易均价结算;超过5%的按照基准电价的85%进行结算。因电厂自身原因导致的负偏差电量，在月度全电量计划5%以内的负偏差免于考核，超出5%的负偏差，按照基准电价的10%进行考核。

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超发电量，超发电量按照基准电价的70%进行结算。当月全电量计划20%以内的负偏差免于考核，超出20%的负偏差，按照基准电价的10%进行考核。

3.在实时调度过程中，电力调度机构每日跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排日发电计划。

（二）用户侧电量偏差处理机制。

1.全电量用户：所有用电量由市场形成，当月市场电量计划±5%以内的偏差免于考核，月度用电量除市场以外的电量视为超用电量，超用5%以内的电量执行基准电价，超出5%用电量按照基准电价的105%进行结算。超出5%的负偏差，按照基准电价的10%进行考核。

2.非全电量用户：基数电量=用户月度总申报用电量×月初公布的基数电量比例，基数电量执行目录电价；月度用电量除基数和市场以外的电量视为超用电量，超用电量按照目录电价进行结算。当月市场电量计划5%以内的负偏差免于考核，超出5%的负偏差，按照基准电价的10%进行考核。

（三）结算原则。交易结算发、用双方解耦，基数优先结算（含银东配套），所有电量月结月清，不再滚动调整，少发电量不予追补。直接交易结算差额资金，优化出清电量、超发电量、超用电量价差电费和偏差电量考核电费一并列入平衡账户管理。执行一口价特殊电价的用户参与直接交易，按等额传导方式结算。

六、其他事项

各市场交易主体结合历年发、用电实际情况，认真预测2020年发、用电量，做好直接交易工作。

宁夏回族自治区发展改革委

2019年12月20日

（此件公开发布）