两地2025年电力中长期交易安排公布！
北极星售电网 2024年12月21日 07:30 河北
近日，甘肃、宁夏两地分别发布《甘肃省2025年省内电力中长期年度交易实施方案》、《关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知》。
关于交易结算，除水电企业外的所有市场主体中长期交易电量依据《甘肃省电力中长期交易实施细则（试行）》（甘监能〔2023〕161号）、《甘肃电力现货市场规则》（甘工信发〔2024〕193号）开展结算。
《关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知》提到，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。
关于时段划分，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。
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：
关于发布《甘肃省2025年省内电力中长期年度交易实施方案》的公告
售电方：在甘肃电力交易平台完成注册、具有交易资格的市场化火电企业、新能源企业、低价保供电源清单之外的水电企业。
购电方：在甘肃电力交易平台完成注册、具有交易资格的工商业电力用户及售电公司。
交易方式：采用双边协商交易方式。由售电方申报，购电方确认；按照分月24个时段申报电量、电价。
售电方：在甘肃电力交易平台完成注册、具备交易资格的低价保供电源清单之外的水电企业。
购电方：在甘肃电力交易平台完成注册、具有交易资格的工商业电力用户、电网企业和售电公司。
售电方：在甘肃电力交易平台完成注册、具有交易资格的市场化火电、新能源企业。
购电方：在甘肃电力交易平台完成注册、具有交易资格的工商业电力用户、电网企业及售电公司。
交易方式：采用集中竞价交易方式。购售双方分别按照分月24个时段申报电量、电价，电网企业以报量不报价的形式参与交易。
交易价格：由购售双方自主申报，交易平台按照集中竞价规则边际出清形成。各时段申报价格限制按照省内电力现货市场价格上下限设定，峰谷价差比例由市场自主形成。
售电方：在甘肃电力交易平台完成注册、具有交易资格的市场化火电、新能源企业。
交易方式：采用挂牌交易方式。购电方按照分月24个时段申报挂牌电量、挂牌电价，售电方根据自身的发电能力按照分月24个时段进行摘牌。
交易价格：依据《国家发改委办公厅关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号），2025年年度集中竞价交易价格作为2025年年度代理购电挂牌价格依据。
甘肃电力交易中心有限公司在交易组织前依据《甘肃省电力中长期交易实施细则（试行）》（甘监能市场〔2023〕161号）及本交易实施方案组织实施。
电力用户：电力用户分时段申报电量上限按照报装容量×月度小时数扣减已成交电量确定。
售电公司：售电公司分时段申报电量上限按照其代理的全部零售用户的报装容量之和×月度小时数扣减已成交电量确定，同时售电公司总交易电量不超过履约保障凭证金额对应的担保电量。
发电企业：水电、火电、新能源企业分时段申报电量上限按照装机容量×月度小时数扣减已成交电量确定。
1.年度双边协商交易。购售双方通过自主协商确定交易意向，通过交易平台申报和确认后达成无约束交易结果，经调度安全校核后形成有约束交易结果。
3.年度集中竞价交易。交易申报数据经调度安全校核后，交易平台按照24个时段分别进行边际出清计算，对应的边际价格和出清电量形成有约束交易结果。
（一）除水电企业外的所有市场主体中长期交易电量依据《甘肃省电力中长期交易实施细则（试行）》（甘监能〔2023〕161号）、《甘肃电力现货市场规则》（甘工信发〔2024〕193号）开展结算。
（三）未参与2025年合约交易的水电企业。视为放弃中长期合约，进入现货市场的水电企业全部电量按照现货市场规则结算，未进入现货市场的水电企业全部电量按照中长期交易规则结算。
（四）低价保供清单以外的水电企业，按照现货规则公平承担各类市场运营费用。
严禁市场主体价格串通、哄抬价格、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为，如遇以上干扰电力市场正常秩序的行为，我委将会同有关部门依法依规严肃查处。如遇国家有关政策调整按国家最新政策执行。
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
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：
（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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
（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。
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。
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。
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。
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。
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。
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；
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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：
（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。
（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。
（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。
自治区发展改革委：0951—5016773 0951—8301967
2.本通知适用于宁夏现货市场连续运行前区内独立储能参与宁夏中长期电力市场交易，未尽事宜按照宁夏中长期电力市场相关规则要求执行。
3.独立储能指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有独立法人资格的新型储能企业。
4.独立储能作为独立经营主体参与电力市场；配建储能通过技术改造满足同等技术条件和安全标准，可选择转为独立储能参与宁夏中长期电力市场交易。
5.独立储能应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他经营主体的利益。
1.按规则参与电力市场交易，签订和履行各类交易合同、购售电合同和相关市场交易合同，按时完成电费结算；
2.提供市场交易所必须的电力电量需求、典型曲线及相关生产信息；
4.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下或电力供不应求时，按电力调度机构要求安排用电；
5.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
1.应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的实体企业。内部核算的企业经法人单位授权，可以参与交易；
2.签订并网调度协议，取得调度命名文件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度；
3.具备电力、电量数据分时计量和传输条件，数据准确性与可靠性满足要求；
1.满足准入条件的独立储能企业可通过宁夏电力交易平台办理市场注册，须对注册信息及提供资料的真实性、准确性、完整性负责。
3.已在交易平台注册的独立储能需在交易平台补充满足商业运营条件的文件以及入市声明，电力交易机构审核通过后，可参与次月市场交易。
1.独立储能满足下述情况之一的可办理自愿退市（市场注销）手续：
（2）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有独立储能主体（项目）非自身原因无法继续参加市场的情况等。
（3）因电网网架调整，导致独立储能的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。
4.经电力主管部门或能源监管机构认定，或电力交易机构上报后经认定强制退市的独立储能主体，列入强制退市名单，公示10个工作日，公示通过后退市生效。存在以下情形的，强制退出市场：
（2）隐瞒有关情况或者提供虚假申请材料等方式违规进入市场，拒不整改的；
（4）企业违反信用承诺或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的；
1.独立储能参与中长期电力市场期间以发电（放电）和用户（充电）双重身份分别参与市场交易，初期不参与零售市场。
2.同一交易周期、交易标的，储能仅可作为购电方或售电方参与交易。储能以额定容量作为参与中长期交易的边界条件，单笔交易中的购电量不超过其最大充电能力，售电量不超过其最大可放电能力。
1.参与中长期电力市场交易的独立储能，在电力系统正常运行时，原则上按照中长期交易结果运行；在电网安全控制、电力供应紧张、新能源消纳困难及其他必要情况时，由电力调度机构按需实施调度。
2.月度交易组织完毕后，电力交易机构在3个工作日内将包括储能在内的中长期交易合同电力曲线提交电力调度机构，对储能中长期交易无约束出清结果进行安全校核，并在1个工作日内将校核结果反馈电力交易机构。
3.储能日融合交易组织完毕后，电力交易机构在1个工作日内将包括储能在内的中长期交易合同电力曲线提交电力调度机构，对储能中长期交易无约束出清结果进行安全校核，并在1个工作日内将校核结果反馈电力交易机构。
4.电力交易机构将安全校核后的有约束出清结果，向电力调度机构及经营主体发布，并作为储能参与中长期交易计划执行和结算的依据。
1.电网企业应当根据市场运行需要为储能安装符合技术规范的计量装置。分别计量储能用电量及上网电量，计量周期和抄表时间应当保证最小交易结算周期需要。
2.电网企业应通过系统将独立储能的分时段用电量和上网电量计量数据传输至电力交易机构，确保计量数据完整、准确。
3.当电量数据有异议时，由电网企业组织相关经营主体协商解决。
4.独立储能参与中长期市场期间，按照“照付不议、偏差结算”的原则，发、用两侧解耦结算，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。
6.独立储能参与中长期电力市场期间，暂不参与宁夏电力市场不平衡资金分摊。
（三）本通知相关内容及交易结算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。如遇国家或区内政策调整，按最新政策执行。
（四）本通知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。
（一）经营稳定。经营现金流稳定，具有承接保底售电服务的财务能力，在宁夏连续开展售电业务不少于2年。
（二）信用良好。售电公司无不良信用记录，法人及其法定代表人董事、监事、高级管理人员无不良信用记录，近2年无因售电业务产生的法院判决败诉情况。
（三）资金储备充足。售电公司资产总额不低于2千万元人民币。售电公司履约保障凭证额度充足，承担保底售电服务时具有充足的资金保障。
（四）人员技术实力强。售电公司人员应有电力、能源、经济、金融等行业3年及以上工作经验，高级和中级职称人员分别至少为1人、3人。
（一）意向征集。保底售电公司每年确定一次。每年12月份，电力交易机构在电力交易平台发布保底售电公司意向征集的通知。
（一）启动条件。对可能存在以下情况之一的，启动保底售电服务：
3.存在售电公司自愿或强制退出市场、被取消交易资格，其购售电合同经自主协商、整体转让未处理完成。
（五）兜底原则。若全部保底售电公司由于经营困难等原因，无法承接保底售电服务，由电网企业提供保底售电服务，参照电网企业代理购电无理由退市市场化用户相关政策执行。
（一）在保底售电服务期内，保底售电公司不得以任何理由拒绝承担保底售电业务。确因各种原因无法承担保底售电业务的，应及时向自治区发展改革委提交退出申请并经同意后方可免除承担保底售电服务义务。
（四）保底售电公司须将保底售电业务单独记账、独立核算，并按月通过书面方式将相关价格水平、盈亏情况报自治区发展改革委。
