寧夏回族自治區發展改革委關于做好2026年電力中長期交易有關事項的通知

12月12日，寧夏回族自治區發展改革委發布關于做好2026年電力中長期交易有關事項的通知。

文件指出，已入市的區內公用煤電、集中式風電和光伏、分散式風電、分布式光伏。機制電量按照《自治區發展改革委 國家能源局西北監管局關于印發自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案的通知》（寧發改價格（管理）〔2025〕580號）要求執行；分散式風電、分布式光伏按照《寧夏分布式新能源參與市場交易方案》（寧發改電力〔2025〕616號）要求執行，已在交易平臺完成市場注冊的分布式新能源需變更入市方式的，應于每月15日前在交易平臺提交變更，通過后于次月生效。

原文如下：

自治區發展改革委關于做好2026年電力中長期交易有關事項的通知

寧發改電力〔2025〕752號

五市發展改革委、寧東經濟發展局，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：

為落實全國統一電力市場建設工作部署，按照《電力市場運行基本規則》（國家發展改革委2024年第20號令）、《電力中長期交易基本規則》（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 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）、《寧夏回族自治區電力中長期交易規則》（西北監能市場〔2023〕4號）等相關政策文件要求，結合寧夏電力市場運行實際，現就做好2026年電力中長期市場交易有關事項通知如下。

一、總體原則

進一步深化中長期分時段連續運營機制，持續完善電力市場價格形成體系，滿足高比例新能源并網背景下各類經營主體的靈活交易需求，加強與現貨市場連續結算試運行銜接聯動，充分發揮中長期市場“壓艙石”核心作用，引導發用兩側可調節資源主動參與電網調峰，助力新能源高效消納，促進電力安全穩定供應，更充分發揮市場在電力資源優化配置中的決定性作用。

二、市場準入

（一）發電企業

1.已入市的區內公用煤電、集中式風電和光伏、分散式風電、分布式光伏。機制電量按照《自治區發展改革委 國家能源局西北監管局關于印發自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案的通知》（寧發改價格（管理）〔2025〕580號）要求執行。

2.滿足條件的并網燃煤自備電廠，在滿足自用負荷的前提下，富余電力電量可參與除年度以外其他市場交易。

3.銀東、靈紹、中衡直流的配套火電、配套新能源、沙戈荒大基地項目按國家規劃或長期協議明確的方向參與省間外送交易，均不參與區內市場交易。

4.分散式風電、分布式光伏按照《寧夏分布式新能源參與市場交易方案》（寧發改電力〔2025〕616號）要求執行，已在交易平臺完成市場注冊的分布式新能源需變更入市方式的，應于每月15日前在交易平臺提交變更，通過后于次月生效。

5.新并網或電力業務許可證信息發生變更的機組，按照《發電機組進入及退出商業運營辦法》（國能發監管規〔2023〕48號）、《國家能源局西北監管局關于進一步明確西北區域發電機組進入及退出商業運營有關事項的通知》（西北監能市場〔2024〕73號）相關要求參與市場交易和結算。

（二）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，工商業用戶可全部參與市場交易。

2.按照《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）要求，未入市用戶由電網企業代理購電，被電網企業代理購電的發電企業下網電量不再執行1.5倍代理購電價格。

（三）售電公司

售電公司應符合《電力市場注冊基本規則》（國能發監管規〔2024〕76號）、《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，在電力交易機構注冊生效，持續滿足準入條件。

（四）新型主體

1.獨立儲能（以下簡稱“儲能”）上、下網電量均需獨立具備電力、電量數據分時計量與傳輸條件，并分別以發電企業或電力用戶身份參與市場交易。

2.虛擬電廠（負荷聚合商）按照國家及自治區相關政策以發電企業或電力用戶身份參與市場交易。

3.綠電直連、源網荷儲一體化等就近消納項目作為一個整體參與市場交易。

三、交易規模

用戶側除匹配優先發電計劃規模以外電量全部進入市場，預計2026年區內市場化交易規模約1020億千瓦時。

四、時段劃分

為高效銜接現貨市場，中長期交易按日劃分24小時時段，發用兩側經營主體根據自身發電特性和用電需求，并結合電力供需形勢，參考現貨市場價格預期，合理參與中長期分時段交易，簽訂分時段中長期交易合同。

五、交易組織

考慮我區新能源高占比、晚峰和夜間時段存在電力缺口需開展外購電等實際情況，用戶側中長期市場各時段簽約比例不低于用電量的70%，火電中長期市場各時段簽約比例不低于上網電量的80%，新能源中長期市場各時段簽約比例不低于上網電量的70%。其中電力用戶（含售電公司）、發電企業年度交易成交電量原則上不低于上年用電量、上網電量的60%。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。

（一）交易周期

1.以年度、多月、月、旬和日為周期組織開展中長期交易，實現交易周期與現貨市場高效銜接。

2.年度、多月、月度交易標的為每月24小時各時段總電量；旬交易標的為次旬24小時各時段總電量；日融合交易按日連續開市，D-2日組織開展D日融合交易。

（二）交易方式

1.年度、多月交易采用雙邊協商+集中競價交易方式開展；月度、旬交易全部采用集中競價方式開展。

2.集中競價交易以統一邊際價格出清，并根據發電側火電、風電、光伏、儲能成交電量比例，與用戶側分別形成對應類型交易合同。

3.日融合交易采用多輪次集中競價方式開展，每15分鐘集中出清一次，以統一邊際價格出清。市場主體可根據自身電力生產或消費需求參與日融合交易，同一交易日的同一時段，同一市場主體僅可作為購方或售方參與交易。

4.電網企業代理工商業、居民農業、上網環節線損購電以報量不報價、作為價格接受者方式參與交易。采用掛牌+集中競價交易方式開展，以掛牌交易方式成交的電量采用當期集中競價交易對應時段交易均價。

（三）合同交易

每月底組織開展后續月份合同置換、回購、轉讓交易。月內合同轉讓交易連續開市，市場主體D-3日可轉讓D日至月底未執行的合同電量。

（四）綠電交易

1.區內綠電交易以雙邊協商方式，按年度、月度為周期組織開展，適時組織開展月內綠電交易，鼓勵市場主體開展多年期綠電交易。

2.用戶與新能源開展雙邊綠電交易應分別明確電能量價格和環境價格。新能源機制電量不參與綠電交易，不重復獲得綠證收益。

3.自治區特色優勢產業綠電園區配建新能源與對應產業用戶開展綠電交易，滿足產業用戶綠色電力消費需求。電力用戶根據自身用電需求可通過參與跨區跨省及區內綠電交易、購買綠證，逐步實現100%綠色用能。

4.自治區可再生能源消納責任權重考核的重點用戶中，電解鋁、鋼鐵、水泥、多晶硅的綠電交易電量應不低于其指標的50%，擁有自備電廠的上述用戶及數據中心的綠電交易電量應不低于其指標的30%。

（五）交易限額

1.為確保市場主體合理參與交易申報，各類經營主體均采用分時段交易限額，具體為：

（1）電力用戶分時交易總限額=2025年1-11月該時段最大用電量×1.1×當月日歷天數。有增量用電需求的用戶，由地市供電公司嚴格按照用戶新設備投運計劃和實際增產情況開具增量用電需求證明，并明確增量日負荷曲線。售電公司交易限額為所代理用戶的限額之和。

（2）火電分時交易總限額=裝機容量×（1-廠用電率）×當月日歷天數，各廠廠用電率=（發電量-上網電量）/發電量，發電量和上網電量取2025年1-11月累計值。非供熱期火電各時段雙邊協商交易電量不高于其30%額定容量對應的上網電量；供熱機組供熱期各時段雙邊協商交易電量不高于其45%額定容量對應的上網電量。

（3）新能源分時交易總限額=2025年1-11月最大月度上網電量對應時段電量×1.1。新能源機制電量不參與中長期市場交易。

（4）儲能總充電量限額=裝機容量×滿功率充電小時數×當月日歷天數，總放電量限額=裝機容量×滿功率充電小時數×（1-充放電損耗）×當月日歷天數。

2.多月、月度、旬交易、日融合各時段剩余可交易限額為該時段交易總限額減去該時段已成交電量。經營主體省間交易和區內市場化交易申報限額聯合計算。

3.發電企業在單筆交易中的售電量不得超過其剩余最大發電能力，購電量不得超過其售出電能量的凈值（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量，下同）。用戶在單筆交易中的售電量不得超過其購入電能量的凈值。

（六）交易曲線分解

1.年度、多月、月度、旬交易市場主體申報24小時時段總電量、價格，成交電量由交易平臺按照交易周期對應天數平均分解到日。

2.電網企業應綜合考慮季節變更、節假日等因素，定期預測優先發電、居民農業、上網環節線損、代理工商業用戶規模及典型負荷曲線，并通過交易平臺公布典型負荷曲線。

3.省間中長期外送交易時段與寧夏24小時時段劃分不一致的，將省間中長期外送交易結果分解合并至24小時時段，各時段交易價格執行原時段交易均價。

4.省間短期外送交易電量需分解至每日96點時段，由電力調度機構在事后次日向發電企業發布。

六、價格機制

按照國家相關政策要求，為做好中長期市場與現貨市場價格銜接，中長期市場申報價格上下限分別為基準電價基礎上上浮20%、下浮40%，即311.4～155.7元/千千瓦時。

七、零售市場

（一）代理關系建立

1.售電公司與用戶以月為最小單位簽訂零售代理合同。同一周期內，用戶僅可與一家售電公司確立零售服務關系，用戶全部電量通過該售電公司購買，鼓勵市場主體建立相對穩定的零售合作關系。

2.售電公司與用戶應于每月15日前通過交易平臺提交零售服務綁定/解除申請，經電力交易機構審核通過后于次月生效。

（二）零售套餐確定

1.售電公司與零售用戶執行現有零售套餐，交易中心結合市場實際和經營主體需求持續完善零售套餐品種，經寧夏電力市場管理委員會審議通過后實施。

2.代理關系確定后，售電公司與用戶應友好協商確定零售套餐及關鍵參數，并通過交易平臺提交。

3.每月15日前，可變更后續月份零售套餐類型，雙方在交易平臺確認后于次月生效。

4.每月D-2日16時前，可對當月D日及以后零售套餐參數進行調整，雙方在交易平臺確認后生效。

（三）代理關系解除

1.零售用戶與售電公司零售服務關系到期后自動解除，也可每月15日前，由雙方協商或單方提請（零售服務合同中確定的解除方式）提前解除。單方提請解除零售服務關系的，需按合同約定自行支付違約金。

2.售電公司退出市場后，其所有已簽訂但尚未執行的交易合同按照《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）和《寧夏電力市場保底售電實施方案》相關要求執行。

八、交易結算

現貨市場連續試運行期間采用以下結算方式開展電費結算，現貨市場連續試運行暫停期間相關事項另行通知。

（一）結算原則

1.按照“照付不議、偏差結算”的原則，發、用兩側解耦結算，零售用戶按照與售電公司簽訂的零售套餐結算。

2.采用日清月結的結算方式，以日為周期開展分時段電量清分、電費計算，按月結算并發布結算依據。

3.現貨市場出清結果由電力調度機構按日推送至電力交易機構，由電力交易機構統一出具電費結算依據。

4.用戶因變線損、計量尾差等原因造成的月結電量與日清電量之間的差額電量，按照當期實時現貨市場月度加權均價結算。

5.居民農業、上網環節線損和代理工商業用戶月度實際用電量按照其典型負荷曲線平均分解至每日24小時時段，匹配優先發電實際分時電量后部分，按照用戶側結算原則開展分時段結算。

6.參與市場交易的自備電廠調發電量按區內對應時段實時現貨市場價格結算。

7.銀東、靈紹、中衡直流的配套火電、配套新能源、沙戈荒大基地項目偏差電量按照區內實時現貨市場價格結算。

8.發用兩側中長期偏差收益回收中，火電中長期偏差上下限系數K1暫取1.2和0.8；新能源中長期偏差上下限暫取1.3和0.7；用戶側中長期偏差上下限系數K2暫取1.3和0.7，發用兩側回收系數均暫取1.2。

9.電費結算等其他未盡事宜按照《寧夏電力現貨市場試運行規則》執行。

（二）高耗能用戶價格浮動機制

1.高耗能用戶通過浮動電費方式落實1439號文件要求，高耗能用戶各時段浮動電費=該用戶與火電交易電量×該用戶與火電交易價格×K3，K3暫取0.2。

2.全體高耗能用戶各時段浮動總電費根據該時段各火電（不含直流配套火電）供區內電量比例分享，高耗能用戶浮動電費和火電分享電費在結算單中單獨列示。

火電各時段分享電費=（該時段火電上網電量-外送實結電量）/（該時段火電總上網電量-總外送實結電量）×高耗能用戶該時段浮動電費。

九、有關要求

（一） 各類經營主體應嚴格落實《國家能源局綜合司關于進一步規范電力市場交易行為有關事項的通知》（國能綜通監管〔2024〕148號）要求，依法合規參與電力市場交易，自覺維護公平公正電力市場秩序，保障電力市場平穩運行。不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實行串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。擁有售電公司的發電企業，不得利用“發售一體”優勢直接或變相以降低所屬售電公司購電成本的方式搶占市場份額，不得對民營售電公司等各類售電主體和電力大用戶進行區別對待。發電側、售電側相關經營主體之間不得通過線上、線下等方式在中長期雙邊協商交易外統一約定交易價格、電量等申報要素實現特定交易。

（二） 國網寧夏電力公司滾動測算優先發電和優先用電規模，合理確定電網企業代理購電市場化采購電量規模。

（三） 電力交易機構加大政策宣貫力度，加強市場運營監測，并做好各類交易組織和市場信息披露。

（四） 電網企業代理購電工商業用戶峰平谷電價應與市場分時采購價格銜接，具體時段劃分及價格標準，隨代理購電價格向社會公示。

（五） 市場經營主體辦理銷戶、過戶、并戶等變更業務時，用戶需承擔未兌現的各類市場費用，并出具承諾書。

（六） 本通知相關內容及交易結算參數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。

寧夏回族自治區發展改革委

2025年12月12日

（此件公開發布）