宁夏电力市场不平衡资金管理办法

第一章 总 则

为保障宁夏电网、电力市场安全稳定高效运行，公平公正维护经营主体利益，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）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、《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》（发改价格规〔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有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于<跨省跨区电力应急调度管理办法（暂行）>有关事项的复函》（发改办运行〔2022〕652号）、《国家能源局西北监管局 宁夏回族自治区发展和改革委员会关于印发<宁夏回族自治区电力中长期交易规则>的通知》（西北监能市场〔2023〕4号）和其他电力市场相关政策文件要求，制订本办法。

本办法中市场成员指经营主体、电网企业、电力交易机构和电力调度机构。其中经营主体包括宁夏区内发电企业（含参与宁夏区内中长期交易的配套电源）、批发用户、售电公司、电网企业代理购电用户等。

省间外购电差额电费是指区内电力供应紧张或为促进跨省新能源消纳时，由电网企业代理购入省间电量，购入价格与区内电力市场价格不一致产生的费用。

超额获利回收电费是指市场经营主体交易电量与实际上网、下网电量偏差超过一定比例，且通过偏差电量获得收益时，向市场经营主体回收的费用。

市场化购售电差额电费是指市场运营过程中考虑发电方与用电方电能量电费、省间外购电差额电费以及超额获利回收等电费后，购电费与售电费之间的差额费用。

第二章 职责分工

电网企业履行以下职责：

参与拟定宁夏电力市场不平衡资金管理办法；

（二）提出省间外购电交易需求；

（三）出具计算不平衡资金的相关依据；

（四）负责不平衡资金的支付和收取。

电力调度机构履行以下职责：

参与拟定宁夏电力市场不平衡资金管理办法；

（二）组织开展短期外购电交易；

（三）确认省间外购电交易分时段电量、电价结算情况；

（四）负责出具相应发电企业分时段增发或减发电量证明；

（五）按月向经营主体披露省间外购电情况及分析报告。

电力交易机构履行以下职责：

参与拟定宁夏电力市场不平衡资金管理办法；

（二）组织开展中长期外购电交易；

（三）负责不平衡资金的计算、返还和分摊；

（四）及时向经营主体公示不平衡资金情况。

经营主体履行以下职责：

（一）参与拟定宁夏电力市场不平衡资金管理办法；

（二）按规则承担省间外购电差额电费、超额获利回收电费、市场化购售电差额电费的分摊；

（三）对不平衡资金计算、分摊情况进行日常监督。

第三章 省间外购电差额电费

省间外购电差额电费由省间外购电交易产生，按照“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则，各经营主体按市场运行中产生的合同偏差电量承担省间外购电差额电费。

判定电力供需形势后启动省间外购电交易。综合考虑全网负荷预测、区内机组发电能力、新能源预测出力、省间联络线计划等相关因素，分析电网正备用情况并进行电力供需形势研判。当电网正备用小于国家或电网相关标准、规定要求时，判定为电力供需紧张时段；其余时段，判定为电力供需平衡时段。

（一）电力供需紧张时段，优先参与中长期外购电交易降低购电成本，中长期外购电交易不能满足区内电力缺口时，按照低成本优先的次序参与短期外购电交易，满足区内电力平衡。省间外购电交易未足额覆盖缺口时，可通过启动需求响应、应急调度和负荷管理等措施，确保电网安全稳定运行。

（二）电力供需平衡时段，根据未来电力供需平衡情况，当预测区内不发生可再生能源弃电时，可参与省间外购电交易，购入省外低价电，降低区内用户用电成本，提高宁夏可再生能源消纳责任权重；当预测区内可再生能源发生弃电时，不参与短期外购电交易。

省间外购电交易申报程序。

（一）中长期交易申报。国网宁夏电力有限公司每年10月底提供次年省间中长期外购电交易需求，向宁夏回族自治区发展改革委报备。每月10日前在年度需求基础上，滚动测算次月电网企业省间购电需求（包括但不限于分月外购电力、电量、价格等）。电力交易机构分别组织开展年度、月度及月内购电交易。

（二）日前及日内短期交易申报。电力供需紧张时段，申报电力应考虑全网负荷、新能源出力波动及其预测置信度影响，满足电网正备用容量配置需求，申报购电电力可在缺口电力基础上上浮30%，申报价格原则上不超过区内现货交易申报最高限价的2倍,可根据国家政策适时调整价格上限。可根据近期日前、日内交易出清结果，适当调整申报价格。电力供需平衡时段，申报电力满足电网备用配置要求，非现货模式下申报价格不超过该时段月度区内电力直接交易均价，现货模式下日前、日内申报价格分别不超过该时段省内现货市场日前、日内预出清均价。

省间外购电差额电费分摊原则。发电企业（含参与宁夏区内中长期交易的配套电源）的欠发电量，批发用户、售电公司及电网企业代理购电的超用电量等比例承担对应时段省间外购电，相关资金在结算单中单独列示，次月兑现。宁夏电力现货市场运行时，经营主体的欠发、超用电量为实时市场偏差电量。欠发或超用电量结算电价高于省间外购电交易均价时，差额电费为正，向经营主体返还资金；欠发或超用电量结算电价低于省间外购电交易均价时，差额电费为负，向经营主体分摊资金。

发电企业分摊电费计算公式：

由n笔发电企业分时段差额电费构成；

为各时段发电企业承担省间外购电交易的欠发电量；

为各时段省间外购电交易均价(落地均价)；

为各时段发电企业欠发电量结算电价。

批发用户、售电公司及电网企业代理购电分摊电费计算公式：

由n笔市场化用户分时段差额电费构成；

为各时段市场化用户承担省间外购交易的超用电量；

为各时段省间外购电交易均价；

为各时段市场化用户超用电量结算电价。

送购统筹共享共担分摊原则。为有效促进新能源外送消纳，经送购两省协商可适时组织开展中长期增量外送交易。但增量外送交易或将加剧宁夏晚高峰及夜间个别时段电力缺口，需开展中长期和短期外购电交易，通过优化外购电曲线及价格，保障区内电力供应的同时，提高外送履约率。

若因增送开展的中长期和短期外购电价格高于区内市场化交易价格，为不再增加区内用户用电成本，此部分外购电差额资金由发电企业参与增量外送交易的收益部分按比例分摊。交易机构在增量外送交易组织前公布送购统筹共享共担外购电差额资金预计分摊比例，发电企业自主选择参与增量外送交易，交易申报视为同意分摊外购电差额资金。

交易机构按送购实际执行结果计算外购电差额电费分摊比例（K值），并开展外购电差额资金结算，相关资金在结算单中单独列示，次月兑现。若未在交易组织前公示送购统筹共享共担外购电差额资金预计分摊比例，则外购电差额电费按本办法第十二条相关原则执行。

发电企业分摊电费计算公式：

第四章 超额获利回收电费

用户超额获利回收电费。指该用户（含批发用户、售电公司及电网企业代理购电）月度交易电量大于实际用电量的（1+λ用户）时，承担超额获利回收电费，将允许偏差外的市场化交易均价与偏差结算均价的价差收益按分时段计算回收，相关资金在结算单中单独列示，当月兑现。

当Q用电×（1+λ用户）<Q计划时，Qt用电（1+λ用户） < Qt计划且Pt偏差>Pt市场化时：

F用户超额获利回收电费=∑[（Qt计划-Qt用电×（1+λ用户））×（Pt偏差-Pt市场化）]

Q用电为用户月度用电量；

Q计划为用户月度交易电量；

Qt用电为用户t时刻用电量；

Qt计划为用户t时刻交易电量；

Pt偏差为用户t时刻偏差电量结算电价；

Pt市场化为用户t时段持有的年月旬交易及日融合正向交易电量加权平均电价；

Pt偏差≤Pt市场化时不计算回收电费；

λ用户按照区内当年电力中长期交易有关事项的通知中相关标准执行。

发电超额获利回收电费。指发电企业当月除日融合交易外的交易电量低于上网电量的（1-λ发电）或者超出上网电量的（1+λ发电），启动超额获利回收。超额获利电费分时段计算，相关资金在结算单中单独列示，当月兑现。

λ=|（Q计划-Q上网）|/Q上网

Q上网为发电企业当月上网电量；因发电企业配合电网临时检修、运行方式调整等原因，及调度机构安排临停、检修延期等，由调度机构出具分时段增发或减发电量证明，计算超额获利回收电费时，在发电企业当月实际上网电量的基础上扣除调度出具证明的电量。

Q计划为发电企业当月除日融合交易外的交易电量；

λ发电按照区内当年电力中长期交易有关事项的通知中相关标准执行。

当某时段发电企业除日融合交易外的交易电量低于上网电量的（1-λ发电），且其年月旬交易价格低于其日融合交易价格时，即产生超额获利电费。按该时段发电企业的日融合交易电量乘以该时段发电企业的日融合交易价与其年月旬交易均价的价差，计算超额获利电费。

当Q计划1<Q上网1×（1-λ发电）时，Qt1计划 < Qt1上网（1-λ发电）

且Pt1年月旬合同均价<Pt1日融合均价

F发电企业超额获利电费=∑[Qt1日融合×（Pt1年月旬合同均价-Pt1日融合均价）]

F发电企业超额获利回收电费=F发电企业超额获利电费×K发电1

Q计划1 为发电企业当月除日融合交易外的交易电量；

Q上网1 为发电企业当月上网电量；

Qt1上网为发电企业t时段上网电量；

Qt1计划 为发电企业t时段除日融合交易外的交易电量；

Qt1日融合为发电企业t时段日融合交易正合同电量；

Pt1年月旬合同均价为发电企业t时段年月旬交易电量加权平均电价，若发电企业t时段无年月旬交易电量加权平均电价，为全市场月度t时段年度、月度区内电力直接交易均价；

Pt1日融合均价为发电企业t时段日融合交易均价；

K发电1为回收系数，现阶段暂定为1，后期市场价格发生重大变化时，可随市场变动适时进行上下浮动。

（二）当某时段发电企业年月旬、调度机构组织的交易成分及日融合交易电量大于上网电量（1+λ发电），且偏差结算电价低于其年月旬及日融合正向交易合同（卖出电量）均价时，即产生超额获利电费。按该时段发电企业的年月旬、调度机构组织的交易成分及日融合交易电量与其上网电量差值乘以该时段发电企业的年月旬及日融合正向交易合同均价与其偏差结算均价价差，计算超额获利电费。

当Q计划2>Q上网2×（1+λ发电）时，Qt2计划 >Qt2上网（1+λ发电）

且Pt2合同均价>Pt2偏差结算价

F发电企业超额获利电费=∑[（Qt2计划-Qt2上网）×（Pt2偏差结算价-Pt2合同均价）]

F发电企业超额获利回收电费=F发电企业超额获利电费×K发电2

Q计划2 为发电企业当月除日融合交易外的交易电量；

Q上网2 为发电企业当月上网电量；

Qt2上网 为发电企业t时段上网电量；

Qt2计划 为发电企业t时段年月旬、调度机构组织的交易成分及日融合交易电量；

Pt2合同均价为发电企业t时段持有的年月旬交易及日融合正向交易电量加权平均电价；

Pt2偏差结算价为发电企业t时段偏差电量结算价；

K发电2为回收系数，现阶段暂定为1，后期市场价格发生重大变化时，可随市场变动适时进行上下浮动。

因不可抗力因素导致发用两侧经营主体产生超额获利回收电费，经营主体应取得宁夏回族自治区电力主管部门批复后予以免除。

第五章 市场化购售电差额电费

市场化购售电差额电费由售电费与购电费的差值构成。

F市场化购售电差额电费=F售电费-F购电费

售电费（不含优用电量电费）由用户侧市场化交易电量电费、用户侧偏差电量电费（含超用、欠用、差额电量电费）、用户侧省间外购电差额电费、用户超额获利回收电费和省间外送电量电费构成。

F售电费=F用户侧市场化交易电量电费+F用户侧偏差电量电费+F省间外购电用户侧差额电费+F用户超额获利回收电费+F省间外送电量电费

购电费（不含优发电量电费、不参与市场的储能上网电费、调峰补偿分摊电费）由发电侧市场化交易电量电费、发电侧偏差电量电费（含超发、欠发电量电费）、发电侧省间外购电差额电费、发电超额获利回收电费和省间外购电量电费（不含李家峡核价电）构成。

F购电费=F发电侧市场化交易电量电费+F发电侧偏差电量电费+F省间外购电发电侧差额电费+F发电超额获利回收电费+F省间外购电量电费

因政策调整、电量电费清算等其它因素产生的差额资金直接纳入清算月的不平衡资金。

市场化购售电差额电费按照经营主体（含参与宁夏区内中长期交易的配套电源）的月度结算电量比例返还或分摊，相关费用在结算单中单独列示，次月兑现。

第六章 监督与管理

电力调度机构及时向经营主体发布月度、日前电力供需情况、电力缺口时段、外购电量、购电价预测区间等信息；向宁夏回族自治区发展改革委、宁夏回族自治区电力市场管理委员会报告短期交易购电情况。

电力交易机构按月向经营主体公示不平衡资金计算及分摊情况，月结月清，次月兑现；向宁夏回族自治区发展改革委、宁夏回族自治区电力市场管理委员会报告不平衡资金执行情况。

经营主体对公示的不平衡资金如有异议，应在公示3个工作日内向电力交易机构提出，电力交易机构在3个工作日内予以答复。

第七章 附 则

本办法由宁夏回族自治区发展和改革委员会负责解释。宁夏回族自治区发展和改革委员会根据市场运营情况，适时组织本办法的修订工作。

本办法自发布之日次月起执行，有效期五年。