12月12日，寧夏自治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于做好2026年電力中長(zhǎng)期交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》。文件明確，考慮我區(qū)新能源高占比、晚峰和夜間時(shí)段存在電力缺口需開展外購(gòu)電等實(shí)際情況，用戶側(cè)中長(zhǎng)期市場(chǎng)各時(shí)段簽約比例不低于用電量的70%，火電中長(zhǎng)期市場(chǎng)各時(shí)段簽約比例不低于上網(wǎng)電量的80%，新能源中長(zhǎng)期市場(chǎng)各時(shí)段簽約比例不低于上網(wǎng)電量的70%。其中電力用戶(含售電公司)、發(fā)電企業(yè)年度交易成交電量原則上不低于上年用電量、上網(wǎng)電量的60%。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(xiàng)目按國(guó)家規(guī)劃或長(zhǎng)期協(xié)議明確的方向參與省間外送交易，均不參與區(qū)內(nèi)市場(chǎng)交易。在綠電交易方面，文件提出，區(qū)內(nèi)綠電交易以雙邊協(xié)商方式，按年度、月度為周期組織開展，適時(shí)組織開展月內(nèi)綠電交易，鼓勵(lì)市場(chǎng)主體開展多年期綠電交易。

用戶與新能源開展雙邊綠電交易應(yīng)分別明確電能量?jī)r(jià)格和環(huán)境價(jià)格。新能源機(jī)制電量不參與綠電交易，不重復(fù)獲得綠證收益。

自治區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重考核的重點(diǎn)用戶中，電解鋁、鋼鐵、水泥、多晶硅的綠電交易電量應(yīng)不低于其指標(biāo)的50%，擁有自備電廠的上述用戶及數(shù)據(jù)中心的綠電交易電量應(yīng)不低于其指標(biāo)的30%。

自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于做好2026年電力中長(zhǎng)期交易有關(guān)事項(xiàng)的通知

寧發(fā)改電力〔2025〕752號(hào)

五市發(fā)展改革委、寧東經(jīng)濟(jì)發(fā)展局，國(guó)網(wǎng)寧夏電力有限公司、寧夏電力交易中心有限公司、各市場(chǎng)主體：

為落實(shí)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)建設(shè)工作部署，按照《電力市場(chǎng)運(yùn)行基本規(guī)則》(國(guó)家發(fā)展改革委2024年第20號(hào)令)、《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號(hào))、《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號(hào))、《國(guó)家發(fā)展改革委 國(guó)家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2025〕136號(hào))、《寧夏回族自治區(qū)電力中長(zhǎng)期交易規(guī)則》(西北監(jiān)能市場(chǎng)〔2023〕4號(hào))等相關(guān)政策文件要求，結(jié)合寧夏電力市場(chǎng)運(yùn)行實(shí)際，現(xiàn)就做好2026年電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易有關(guān)事項(xiàng)通知如下。

一、總體原則

進(jìn)一步深化中長(zhǎng)期分時(shí)段連續(xù)運(yùn)營(yíng)機(jī)制，持續(xù)完善電力市場(chǎng)價(jià)格形成體系，滿足高比例新能源并網(wǎng)背景下各類經(jīng)營(yíng)主體的靈活交易需求，加強(qiáng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行銜接聯(lián)動(dòng)，充分發(fā)揮中長(zhǎng)期市場(chǎng)“壓艙石”核心作用，引導(dǎo)發(fā)用兩側(cè)可調(diào)節(jié)資源主動(dòng)參與電網(wǎng)調(diào)峰，助力新能源高效消納，促進(jìn)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，更充分發(fā)揮市場(chǎng)在電力資源優(yōu)化配置中的決定性作用。

二、市場(chǎng)準(zhǔn)入

(一)發(fā)電企業(yè)

1. 已入市的區(qū)內(nèi)公用煤電、集中式風(fēng)電和光伏、分散式風(fēng)電、分布式光伏。機(jī)制電量按照《自治區(qū)發(fā)展改革委 國(guó)家能源局西北監(jiān)管局關(guān)于印發(fā)自治區(qū)深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革實(shí)施方案的通知》(寧發(fā)改價(jià)格(管理)〔2025〕580號(hào))要求執(zhí)行。

2. 
   

2.滿足條件的并網(wǎng)燃煤自備電廠，在滿足自用負(fù)荷的前提下，富余電力電量可參與除年度以外其他市場(chǎng)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(xiàng)目按國(guó)家規(guī)劃或長(zhǎng)期協(xié)議明確的方向參與省間外送交易，均不參與區(qū)內(nèi)市場(chǎng)交易。

4.分散式風(fēng)電、分布式光伏按照《寧夏分布式新能源參與市場(chǎng)交易方案》(寧發(fā)改電力〔2025〕616號(hào))要求執(zhí)行，已在交易平臺(tái)完成市場(chǎng)注冊(cè)的分布式新能源需變更入市方式的，應(yīng)于每月15日前在交易平臺(tái)提交變更，通過后于次月生效。

5.新并網(wǎng)或電力業(yè)務(wù)許可證信息發(fā)生變更的機(jī)組，按照《發(fā)電機(jī)組進(jìn)入及退出商業(yè)運(yùn)營(yíng)辦法》(國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2023〕48號(hào))、《國(guó)家能源局西北監(jiān)管局關(guān)于進(jìn)一步明確西北區(qū)域發(fā)電機(jī)組進(jìn)入及退出商業(yè)運(yùn)營(yíng)有關(guān)事項(xiàng)的通知》(西北監(jiān)能市場(chǎng)〔2024〕73號(hào))相關(guān)要求參與市場(chǎng)交易和結(jié)算。

(二)電力用戶

1.除居民(含執(zhí)行居民電價(jià)的學(xué)校、社會(huì)福利機(jī)構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶)、農(nóng)業(yè)用戶外，工商業(yè)用戶可全部參與市場(chǎng)交易。

2.按照《國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電有關(guān)事項(xiàng)的通知》(發(fā)改辦價(jià)格〔2021〕809號(hào))要求，未入市用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，被電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的發(fā)電企業(yè)下網(wǎng)電量不再執(zhí)行1.5倍代理購(gòu)電價(jià)格。

(三)售電公司

售電公司應(yīng)符合《電力市場(chǎng)注冊(cè)基本規(guī)則》(國(guó)能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2024〕76號(hào))、《售電公司管理辦法》(發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號(hào))要求，在電力交易機(jī)構(gòu)注冊(cè)生效，持續(xù)滿足準(zhǔn)入條件。

(四)新型主體

1.獨(dú)立儲(chǔ)能(以下簡(jiǎn)稱“儲(chǔ)能”)上、下網(wǎng)電量均需獨(dú)立具備電力、電量數(shù)據(jù)分時(shí)計(jì)量與傳輸條件，并分別以發(fā)電企業(yè)或電力用戶身份參與市場(chǎng)交易。

2.虛擬電廠(負(fù)荷聚合商)按照國(guó)家及自治區(qū)相關(guān)政策以發(fā)電企業(yè)或電力用戶身份參與市場(chǎng)交易。

3.綠電直連、源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化等就近消納項(xiàng)目作為一個(gè)整體參與市場(chǎng)交易。

三、交易規(guī)模

用戶側(cè)除匹配優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃規(guī)模以外電量全部進(jìn)入市場(chǎng)，預(yù)計(jì)2026年區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化交易規(guī)模約1020億千瓦時(shí)。

四、時(shí)段劃分

為高效銜接現(xiàn)貨市場(chǎng)，中長(zhǎng)期交易按日劃分24小時(shí)時(shí)段，發(fā)用兩側(cè)經(jīng)營(yíng)主體根據(jù)自身發(fā)電特性和用電需求，并結(jié)合電力供需形勢(shì)，參考現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格預(yù)期，合理參與中長(zhǎng)期分時(shí)段交易，簽訂分時(shí)段中長(zhǎng)期交易合同。

五、交易組織

考慮我區(qū)新能源高占比、晚峰和夜間時(shí)段存在電力缺口需開展外購(gòu)電等實(shí)際情況，用戶側(cè)中長(zhǎng)期市場(chǎng)各時(shí)段簽約比例不低于用電量的70%，火電中長(zhǎng)期市場(chǎng)各時(shí)段簽約比例不低于上網(wǎng)電量的80%，新能源中長(zhǎng)期市場(chǎng)各時(shí)段簽約比例不低于上網(wǎng)電量的70%。其中電力用戶(含售電公司)、發(fā)電企業(yè)年度交易成交電量原則上不低于上年用電量、上網(wǎng)電量的60%。所有交易組織時(shí)間遇節(jié)假日適時(shí)調(diào)整，具體以交易公告為準(zhǔn)。

(一)交易周期

1.以年度、多月、月、旬和日為周期組織開展中長(zhǎng)期交易，實(shí)現(xiàn)交易周期與現(xiàn)貨市場(chǎng)高效銜接。

2.年度、多月、月度交易標(biāo)的為每月24小時(shí)各時(shí)段總電量;旬交易標(biāo)的為次旬24小時(shí)各時(shí)段總電量;日融合交易按日連續(xù)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(xié)商+集中競(jìng)價(jià)交易方式開展;月度、旬交易全部采用集中競(jìng)價(jià)方式開展。

2.集中競(jìng)價(jià)交易以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清，并根據(jù)發(fā)電側(cè)火電、風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能成交電量比例，與用戶側(cè)分別形成對(duì)應(yīng)類型交易合同。

3.日融合交易采用多輪次集中競(jìng)價(jià)方式開展，每15分鐘集中出清一次，以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。市場(chǎng)主體可根據(jù)自身電力生產(chǎn)或消費(fèi)需求參與日融合交易，同一交易日的同一時(shí)段，同一市場(chǎng)主體僅可作為購(gòu)方或售方參與交易。

4.電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)、居民農(nóng)業(yè)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損購(gòu)電以報(bào)量不報(bào)價(jià)、作為價(jià)格接受者方式參與交易。采用掛牌+集中競(jìng)價(jià)交易方式開展，以掛牌交易方式成交的電量采用當(dāng)期集中競(jìng)價(jià)交易對(duì)應(yīng)時(shí)段交易均價(jià)。

(三)合同交易

每月底組織開展后續(xù)月份合同置換、回購(gòu)、轉(zhuǎn)讓交易。月內(nèi)合同轉(zhuǎn)讓交易連續(xù)開市，市場(chǎng)主體D-3日可轉(zhuǎn)讓D日至月底未執(zhí)行的合同電量。

(四)綠電交易

1.區(qū)內(nèi)綠電交易以雙邊協(xié)商方式，按年度、月度為周期組織開展，適時(shí)組織開展月內(nèi)綠電交易，鼓勵(lì)市場(chǎng)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(yīng)分別明確電能量?jī)r(jià)格和環(huán)境價(jià)格。新能源機(jī)制電量不參與綠電交易，不重復(fù)獲得綠證收益。

3.自治區(qū)特色優(yōu)勢(shì)產(chǎn)業(yè)綠電園區(qū)配建新能源與對(duì)應(yīng)產(chǎn)業(yè)用戶開展綠電交易，滿足產(chǎn)業(yè)用戶綠色電力消費(fèi)需求。電力用戶根據(jù)自身用電需求可通過參與跨區(qū)跨省及區(qū)內(nèi)綠電交易、購(gòu)買綠證，逐步實(shí)現(xiàn)100%綠色用能。

4.自治區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重考核的重點(diǎn)用戶中，電解鋁、鋼鐵、水泥、多晶硅的綠電交易電量應(yīng)不低于其指標(biāo)的50%，擁有自備電廠的上述用戶及數(shù)據(jù)中心的綠電交易電量應(yīng)不低于其指標(biāo)的30%。

(五)交易限額

1. 為確保市場(chǎng)主體合理參與交易申報(bào)，各類經(jīng)營(yíng)主體均采用分時(shí)段交易限額，具體為：

   
   

(1)電力用戶分時(shí)交易總限額=2025年1-11月該時(shí)段最大用電量×1.1×當(dāng)月日歷天數(shù)。有增量用電需求的用戶，由地市供電公司嚴(yán)格按照用戶新設(shè)備投運(yùn)計(jì)劃和實(shí)際增產(chǎn)情況開具增量用電需求證明，并明確增量日負(fù)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(shí)交易總限額=裝機(jī)容量×(1-廠用電率)×當(dāng)月日歷天數(shù)，各廠廠用電率=(發(fā)電量-上網(wǎng)電量)/發(fā)電量，發(fā)電量和上網(wǎng)電量取2025年1-11月累計(jì)值。非供熱期火電各時(shí)段雙邊協(xié)商交易電量不高于其30%額定容量對(duì)應(yīng)的上網(wǎng)電量;供熱機(jī)組供熱期各時(shí)段雙邊協(xié)商交易電量不高于其45%額定容量對(duì)應(yīng)的上網(wǎng)電量。

(3)新能源分時(shí)交易總限額=2025年1-11月最大月度上網(wǎng)電量對(duì)應(yīng)時(shí)段電量×1.1。新能源機(jī)制電量不參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易。

(4)儲(chǔ)能總充電量限額=裝機(jī)容量×滿功率充電小時(shí)數(shù)×當(dāng)月日歷天數(shù)，總放電量限額=裝機(jī)容量×滿功率充電小時(shí)數(shù)×(1-充放電損耗)×當(dāng)月日歷天數(shù)。

2.多月、月度、旬交易、日融合各時(shí)段剩余可交易限額為該時(shí)段交易總限額減去該時(shí)段已成交電量。經(jīng)營(yíng)主體省間交易和區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化交易申報(bào)限額聯(lián)合計(jì)算。

3.發(fā)電企業(yè)在單筆交易中的售電量不得超過其剩余最大發(fā)電能力，購(gòu)電量不得超過其售出電能量的凈值(指多次售出、購(gòu)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(gòu)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(chǎng)主體申報(bào)24小時(shí)時(shí)段總電量、價(jià)格，成交電量由交易平臺(tái)按照交易周期對(duì)應(yīng)天數(shù)平均分解到日。

   
   

2.電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)綜合考慮季節(jié)變更、節(jié)假日等因素，定期預(yù)測(cè)優(yōu)先發(fā)電、居民農(nóng)業(yè)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損、代理工商業(yè)用戶規(guī)模及典型負(fù)荷曲線，并通過交易平臺(tái)公布典型負(fù)荷曲線。

3.省間中長(zhǎng)期外送交易時(shí)段與寧夏24小時(shí)時(shí)段劃分不一致的，將省間中長(zhǎng)期外送交易結(jié)果分解合并至24小時(shí)時(shí)段，各時(shí)段交易價(jià)格執(zhí)行原時(shí)段交易均價(jià)。

4.省間短期外送交易電量需分解至每日96點(diǎn)時(shí)段，由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)在事后次日向發(fā)電企業(yè)發(fā)布。

六、價(jià)格機(jī)制

按照國(guó)家相關(guān)政策要求，為做好中長(zhǎng)期市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格銜接，中長(zhǎng)期市場(chǎng)申報(bào)價(jià)格上下限分別為基準(zhǔn)電價(jià)基礎(chǔ)上上浮20%、下浮40%，即311.4～155.7元/千瓦時(shí)。

七、零售市場(chǎng)

(一)代理關(guān)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(nèi)，用戶僅可與一家售電公司確立零售服務(wù)關(guān)系，用戶全部電量通過該售電公司購(gòu)買，鼓勵(lì)市場(chǎng)主體建立相對(duì)穩(wěn)定的零售合作關(guān)系。

   
   

2.售電公司與用戶應(yīng)于每月15日前通過交易平臺(tái)提交零售服務(wù)綁定/解除申請(qǐng)，經(jīng)電力交易機(jī)構(gòu)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(zhí)行現(xiàn)有零售套餐，交易中心結(jié)合市場(chǎng)實(shí)際和經(jīng)營(yíng)主體需求持續(xù)完善零售套餐品種，經(jīng)寧夏電力市場(chǎng)管理委員會(huì)審議通過后實(shí)施。

   
   

2.代理關(guān)系確定后，售電公司與用戶應(yīng)友好協(xié)商確定零售套餐及關(guān)鍵參數(shù)，并通過交易平臺(tái)提交。

3.每月15日前，可變更后續(xù)月份零售套餐類型，雙方在交易平臺(tái)確認(rèn)后于次月生效。

4.每月D-2日16時(shí)前，可對(duì)當(dāng)月D日及以后零售套餐參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，雙方在交易平臺(tái)確認(rèn)后生效。

(三)代理關(guān)系解除

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

   
   

2.售電公司退出市場(chǎng)后，其所有已簽訂但尚未執(zhí)行的交易合同按照《售電公司管理辦法》(發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號(hào))和《寧夏電力市場(chǎng)保底售電實(shí)施方案》相關(guān)要求執(zhí)行。

八、交易結(jié)算

現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)試運(yùn)行期間采用以下結(jié)算方式開展電費(fèi)結(jié)算，現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)試運(yùn)行暫停期間相關(guān)事項(xiàng)另行通知。

(一)結(jié)算原則

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

   
   

2.采用日清月結(jié)的結(jié)算方式，以日為周期開展分時(shí)段電量清分、電費(fèi)計(jì)算，按月結(jié)算并發(fā)布結(jié)算依據(jù)。

3.現(xiàn)貨市場(chǎng)出清結(jié)果由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)按日推送至電力交易機(jī)構(gòu)，由電力交易機(jī)構(gòu)統(tǒng)一出具電費(fèi)結(jié)算依據(jù)。

4.用戶因變線損、計(jì)量尾差等原因造成的月結(jié)電量與日清電量之間的差額電量，按照當(dāng)期實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)月度加權(quán)均價(jià)結(jié)算。

5.居民農(nóng)業(yè)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損和代理工商業(yè)用戶月度實(shí)際用電量按照其典型負(fù)荷曲線平均分解至每日24小時(shí)時(shí)段，匹配優(yōu)先發(fā)電實(shí)際分時(shí)電量后部分，按照用戶側(cè)結(jié)算原則開展分時(shí)段結(jié)算。

6.參與市場(chǎng)交易的自備電廠調(diào)發(fā)電量按區(qū)內(nèi)對(duì)應(yīng)時(shí)段實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格結(jié)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(xiàng)目偏差電量按照區(qū)內(nèi)實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算。

8.發(fā)用兩側(cè)中長(zhǎng)期偏差收益回收中，火電中長(zhǎng)期偏差上下限系數(shù)K1暫取1.2和0.8;新能源中長(zhǎng)期偏差上下限暫取1.3和0.7;用戶側(cè)中長(zhǎng)期偏差上下限系數(shù)K2暫取1.3和0.7，發(fā)用兩側(cè)回收系數(shù)均暫取1.2。

9.電費(fèi)結(jié)算等其他未盡事宜按照《寧夏電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行規(guī)則》執(zhí)行。

(二)高耗能用戶價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制

1. 高耗能用戶通過浮動(dòng)電費(fèi)方式落實(shí)1439號(hào)文件要求，高耗能用戶各時(shí)段浮動(dòng)電費(fèi)=該用戶與火電交易電量×該用戶與火電交易價(jià)格×K3，K3暫取0.2。

   
   

2.全體高耗能用戶各時(shí)段浮動(dòng)總電費(fèi)根據(jù)該時(shí)段各火電(不含直流配套火電)供區(qū)內(nèi)電量比例分享，高耗能用戶浮動(dòng)電費(fèi)和火電分享電費(fèi)在結(jié)算單中單獨(dú)列示。

火電各時(shí)段分享電費(fèi)=(該時(shí)段火電上網(wǎng)電量-外送實(shí)結(jié)電量)/(該時(shí)段火電總上網(wǎng)電量-總外送實(shí)結(jié)電量)×高耗能用戶該時(shí)段浮動(dòng)電費(fèi)。

九、有關(guān)要求

(一)各類經(jīng)營(yíng)主體應(yīng)嚴(yán)格落實(shí)《國(guó)家能源局綜合司關(guān)于進(jìn)一步規(guī)范電力市場(chǎng)交易行為有關(guān)事項(xiàng)的通知》(國(guó)能綜通監(jiān)管〔2024〕148號(hào))要求，依法合規(guī)參與電力市場(chǎng)交易，自覺維護(hù)公平公正電力市場(chǎng)秩序，保障電力市場(chǎng)平穩(wěn)運(yùn)行。不得濫用市場(chǎng)支配地位操縱市場(chǎng)價(jià)格，不得實(shí)行串通報(bào)價(jià)、哄抬價(jià)格及擾亂市場(chǎng)秩序等行為。擁有售電公司的發(fā)電企業(yè)，不得利用“發(fā)售一體”優(yōu)勢(shì)直接或變相以降低所屬售電公司購(gòu)電成本的方式搶占市場(chǎng)份額，不得對(duì)民營(yíng)售電公司等各類售電主體和電力大用戶進(jìn)行區(qū)別對(duì)待。發(fā)電側(cè)、售電側(cè)相關(guān)經(jīng)營(yíng)主體之間不得通過線上、線下等方式在中長(zhǎng)期雙邊協(xié)商交易外統(tǒng)一約定交易價(jià)格、電量等申報(bào)要素實(shí)現(xiàn)特定交易。

(二)國(guó)網(wǎng)寧夏電力公司滾動(dòng)測(cè)算優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先用電規(guī)模，合理確定電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電市場(chǎng)化采購(gòu)電量規(guī)模。

(三)電力交易機(jī)構(gòu)加大政策宣貫力度，加強(qiáng)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)監(jiān)測(cè)，并做好各類交易組織和市場(chǎng)信息披露。

(四)電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電工商業(yè)用戶峰平谷電價(jià)應(yīng)與市場(chǎng)分時(shí)采購(gòu)價(jià)格銜接，具體時(shí)段劃分及價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)，隨代理購(gòu)電價(jià)格向社會(huì)公示。

(五)市場(chǎng)經(jīng)營(yíng)主體辦理銷戶、過戶、并戶等變更業(yè)務(wù)時(shí)，用戶需承擔(dān)未兌現(xiàn)的各類市場(chǎng)費(fèi)用，并出具承諾書。

(六)本通知相關(guān)內(nèi)容及交易結(jié)算參數(shù)根據(jù)國(guó)家政策及區(qū)內(nèi)電力市場(chǎng)運(yùn)行情況適時(shí)調(diào)整，以往與本通知規(guī)定不一致的，以本通知為準(zhǔn)。

寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委

2025年12月12日