寧夏發布2024電力中長期交易通知，促進新能源高效消納
12月7日，寧夏自治區發展改革委發布關于做好2024年電力中長期交易有關事項的通知（以下簡稱“通知”）。除優先發電、優先用電計劃以外電量全部進入市場，預計2024年區內市場化交易規模約925億千瓦時。用戶/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%，年度分月和月度交易成交總電量不低于上年用電量/上網電量的80%。
用戶（含售電公司、電網企業代理購電，下同）與新能源開展集中競價交易，采用統一邊際價格出清。
五市發展改革委、寧東管委會經濟發展局，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：
為做好2024年電力中長期交易工作，按照《寧夏回族自治區電力中長期交易規則》（西北能監市場〔2023〕4號），結合寧夏電力市場運行實際，現就有關事項通知如下。
一、總體原則
（一）深化中長期分時連續運營。在2023年中長期分時段連續運營基礎上，繼續優化分時段價格機制，充分發揮市場資源優化配置作用，引導發用兩側可調節資源主動參與電網調峰，促進電力安全穩定供應。
（二）促進新能源區內高效消納。進一步優化交易時段，增加尖峰、深谷時段，實現分時段組織、分時段計量、分時段結算，以時段交易價格引導用戶主動削峰填谷，充分發揮市場作用，促進新能源高效消納。
（三）做好現貨市場試運行銜接。充分結合現貨市場相關規則，按照“中長期穩預期、現貨發現價格”原則，充分發揮中長期市場壓艙石作用，實現中長期市場與現貨市場的高效銜接。
二、市場準入
（一）發電企業
1.已入市的區內公用發電企業（含銀東配套電源）。
2.承擔發電企業社會責任、國家依法合規設立的政府性基金及附加，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、系統備用費后，取得電力業務許可證，達到能效、環保要求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交易。
3.新并網或電力業務許可證信息發生變更的機組，自向交易中心提交電力業務許可證之日起，可根據新提交許可證信息參與市場交易。
4.銀東、靈紹、寧湘直流配套新能源暫不參與區內年度交易，參與其他市場化交易規則另行制定。
（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，推動全區工商業電力用戶全部參與市場交易。
2.原則上10千伏及以上工商業用戶直接進入市場（可自行參與或由售電公司代理參與），暫無法直接參與市場交易的由電網企業代理購電。鼓勵10千伏以下工商業用戶參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的由電網企業代理購電。已直接參與市場交易的用戶，原則上不得退出市場。
3.為進一步縮小電網企業代理購電規模，發電企業下網電量必須全部進入市場交易，電網企業不再代理其購電。自2024年1月起，未進入市場的發電企業下網電量執行電網企業代理購電價格的1.5倍。參與市場交易前發電企業應在交易平臺按照電力用戶類型開展市場注冊。
4.新增的工商業負荷申請用電報裝時，可在交易中心同步辦理市場注冊手續，正式供電后直接參與市場交易。
（三）售電公司
符合《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》（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
具備獨立計量、控制等技術條件，已并入寧夏電網并接入調度自動化系統可被電網監控和調度，依法取得項目核準或備案文件，取得或豁免電力業務許可證（發電類）的儲能企業，在交易平臺注冊生效后，可作為獨立儲能參與市場交易。鼓勵符合條件的虛擬電廠以發電企業或用戶身份參與市場交易。
三、交易規模
除優先發電、優先用電計劃以外電量全部進入市場，預計2024年區內市場化交易規模約925億千瓦時。
擁有入市燃煤自備機組的用戶，從電網購電量原則上不得超過前三年從電網購電量的平均值，電力供需緊張時段應嚴格執行“以發定用”相關要求。
四、時段劃分
1.為高效銜接現貨市場，中長期交易按日劃分24小時時段，各市場主體根據自身發電特性和用電需求合理參與分時段交易。
2.為引導市場主體形成合理分時段交易價格，根據《自治區發展改革委關于進一步完善峰谷分時電價機制的通知》（寧發改價格（管理）〔2021〕602號），結合寧夏電網電力時段性供需情況，將24小時時段歸為峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）三類，具體為：
峰時段：7:00－9:00，17:00-23:00；
谷時段：9:00-17:00；
平時段：0:00-7:00，23:00－0:00。
3.根據區內電力供需情況，適時調整峰、平、谷時段劃分。
五、交易組織
用戶/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%，年度分月和月度交易成交總電量不低于上年用電量/上網電量的80%�，F貨市場長周期試運行期間，按照現貨市場交易規則相關要求執行。
（一）年度/多月交易
1.年度交易標的為2024年每月24小時時段電量。
（1）用戶與新能源交易：用戶（含售電公司、電網企業代理購電，下同）與新能源開展集中競價交易，采用統一邊際價格出清。
根據《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于2023年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》（發改辦能源〔2023〕569號）下達的2024年寧夏非水可再生能源電力消納責任權重預期目標值測算，新能源暫按照不低于上年上網電量的40%（新并網場站參考同地區、同類型場站上網電量）參與年度交易。年中新并網新能源機組可通過多月、月度和旬交易完成40%電量比例要求。
（2）用戶與煤電交易：用戶與煤電主要以雙邊協商、集中競價方式開展交易，適時組織開展掛牌交易。
為保證區內電力安全穩定供應，煤電年度交易各時段交易電量不低于該時段可發容量對應上網電量的20%。
2.每季度末按照年度交易組織方式開展后續月份多月交易，滿足新入市市場主體交易需求。
（二）月度交易
每月20日組織開展次月月度交易，月度交易標的為次月24小時時段電量。月度交易按照用戶與新能源、用戶與煤電次序組織，均采用集中競價交易方式，以統一邊際價格出清。
（三）旬交易
旬交易標的為次旬24小時時段電量。旬交易按照用戶與新能源、用戶與煤電次序組織，均采用集中競價交易方式，以統一邊際價格出清。
（四）日融合交易
1.日融合交易按工作日連續開市，每日（T日）組織開展T+2日融合交易，遇節假日組織開展多日交易，具體以交易公告為準。
2.日融合交易采用滾動撮合方式開展，每5分鐘集中出清一次。
3.同一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，市場主體僅可作為購方或售方參與交易。
4.發電企業在單筆電力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）。
5.為確保日融合交易價格充分反映市場供需實際，每小時時段發電企業買入或用戶賣出電量不得超過該時段持有合同凈值的20%。
（五）合同交易
適時組織開展合同轉讓、置換、回購等交易，豐富合同交易組織方式，滿足市場主體合同電量調整需求。
（六）綠電交易
1.參與綠電交易的新能源必須進入綠證核發白名單，具備綠證核發資格。
2.用戶與新能源開展綠電交易應分別明確電能量價格和環境價格，電能量價格按照新能源與用戶分時段交易價格機制確定，環境價格由雙方協商確定。
3.綠電交易暫按照年度、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綠電交易。新能源和用戶通過寧夏電力交易平臺提交綠電交易意向和綠電交易協議，寧夏電力交易中心匯總協議后提交北京電力交易中心，并配合開展交易組織，交易暫采用雙邊協商方式，適時組織開展集中競價、掛牌交易。
4.在完成可再生能源消納責任權重指標的前提下，用戶超額消納的綠電交易電量、購買綠證折算電量不計入其能耗雙控指標。
5.用戶可通過新能源電力直接交易、綠電、綠證交易實現100%綠色用能。鼓勵核定的“綠電園區”新增負荷和配建新能源場站優先開展綠電交易。
（七）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自動平均分解到日。
2.電網企業應綜合考慮季節變更、節假日等因素，定期預測代理購電典型負荷曲線，并通過交易平臺予以公布。
3.風電、光伏優先發電計劃電量分別按照上年全網風電、光伏典型曲線分解至每日24小時時段。
4.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�？紤]光伏發電特性，優先分解光伏中標電量至谷段，其他類型電源按剩余外送曲線等比例分攤。
5.省間短期外送交易電量需分解至每日24小時時段，由調度機構在事后按月向發電企業發布。
六、價格機制
（一）用戶與煤電交易價格
煤電與非高耗能、高耗能用戶平段交易申報價格加上煤電容量電價原則上在基準電價基礎上上下浮動均不超過20%，峰段交易申報價格不低于平段價格的150%，谷段交易申報價格不超過平段價格的50%。
（二）用戶與新能源交易價格
為促進光伏產業健康發展，綜合考慮光伏投資成本回收，并進一步拉大峰谷價差，新能源價格浮動比例提升至30%，即用戶與新能源平段交易申報價格不超過基準電價，峰段交易申報價格不低于平段價格的130%，谷段交易申報價格不超過平段價格的70%。新能源峰段價格上浮比例不高于谷段價格下浮比例�？紤]高耗能用戶與非高耗能用戶不同交易價格上限，用戶與新能源峰段交易申報價格不超過基準電價的1.5倍。單筆交易中風電峰、平、谷三段申報電量均不低于總申報電量的20%。
（三）日融合交易價格
日融合交易成交價格為各交易匹配對申報價格的平均值。
（四）電網企業代理購電
電網企業代理購電采用報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清。電網企業按月預測代理購電典型曲線及月度代理購電電量，并依此參與交易申報。電網企業代理購電與新能源交易電量申報比例按2023年區內市場化用戶（含售電公司）新能源電力直接交易比例確定。電網企業代理購電用戶實際用電執行峰平谷電價，對應電價取電網企業代理購電當期月度峰、平、谷各時段交易加權價，峰、平、谷時段執行本細則的時段劃分。
七、零售市場
（一）代理關系確定
1.售電公司與用戶零售服務期限按照月為最小單位，最短為一個自然月，最長為一個自然年。原則上起始時間不早于次月第一個自然日，終止時間不晚于當年最后一個自然日。同一周期內，用戶僅可與一家售電公司（包括有售電資質的負荷聚合商、虛擬電廠等）確立零售服務關系，用戶全部電量通過該售電公司購買。
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申請，審核通過后于次月生效。零售服務解除申請，于每月15日前通過交易平臺提交交易中心審核，通過后于次月生效。
3.售電公司與用戶通過電力交易平臺建立零售服務關系時，可參考合同范本（具體由交易中心另發）簽訂零售服務合同。
（二）零售套餐
1.交易中心結合市場實際和交易平臺功能完善情況研究制定零售套餐品種，經市場管理委員會通過后，發布零售套餐并組織實施。售電公司可與零售用戶友好協商確定零售套餐，后續根據市場運行實際、結合市場主體需求持續豐富零售套餐品種。
2.售電公司和零售用戶零售服務關系不變，需變更后續月份零售套餐類型的，經雙方確認后，于每月15日前提交交易機構審核，通過后于次月生效。
3.售電公司與零售用戶可根據工作日、節假日、周末等典型日生產實際，每日中午12時前對次日以后零售套餐信息進行修改，經雙方確認后提交交易機構，逾期未修改的按照原零售套餐信息執行。
（三）履約保函、保險
1.按《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，售電公司參與批發和（或）零售市場交易前，應通過以下額度的最大值向交易中心提交履約保函、履約保證保險等履約保障憑證：
（1）過去12個月批發市場交易總電量，按標準不低于0.8分/千瓦時。批發市場交易電量為每月電力直接交易電量（包括年度分月、月度及月內等）的合計值。
（2）過去2個月內參與批發、零售兩個市場交易電量的大值，按標準不低于5分/千瓦時。批發市場交易電量為每月電力直接交易電量（包括年度分月、月度及月內等）的合計值；零售市場交易電量為每月售電公司代理的零售用戶月度計劃電量的合計值，若對應套餐無計劃電量，則按照實際用電量統計。
2.在交易中心注冊且過去12個月未參與過寧夏電力直接交易的售電公司，履約保函、履約保證保險額度按照下一年度預測交易電量、標準不低于0.8分/千瓦時提交。
（四）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，也可雙方簽訂合同提前解除，同時協商確定需劃轉至用戶的交易電量。零售服務解除申請，于每月15日前通過交易平臺提交交易機構審核，通過后于次月生效。
2.售電公司與零售用戶約定可以單方提請解除零售服務關系的，需按照合同約定支付違約金，違約金由售電公司或用戶自行收付。
3.售電公司符合強制退出條件的，通過電力交易平臺、“信用中國”等網站向社會公示10個工作日，公示期滿無異議的，對售電公司實施強制退出。其所有已簽訂但尚未執行的交易合同按照以下原則處理：
（1）售電公司優先在10個工作日內，與所綁定用戶雙邊協商解除零售服務關系，并確定需劃轉至用戶交易電量。
（2）協商期滿，解除售電公司與剩余代理用戶的零售服務關系；售電公司剩余交易電量按照時段加權均價，優先向此部分用戶掛牌交易。
（3）掛牌結束，售電公司剩余交易合同電量可通過雙邊協商、掛牌等方式交易給其他市場主體。
（4）經雙邊協商、掛牌等方式仍未處理的合同電量按市場規則對售電公司進行偏差結算，偏差結算費用由售電公司承擔。
（5）零售服務關系解除后，用戶應在3個工作日內選擇自主參與批發市場交易或選擇與其他售電公司建立新的零售服務關系。逾期未選擇交易方式的，由電網企業代理購電，并執行電網企業代理購電價格的1.5倍。
八、交易結算
（一）結算原則
1.現貨市場未運行時，按照本規則開展電費結算，現貨市場長周期試運行期間，按照現貨市場相關結算原則執行。
2.按照“照付不議、偏差結算”的原則，發、用兩側解耦結算。市場主體各時段（小時）所有交易合同（含優先發電計劃）先按照合同價格全量結算，再根據交易合同電量凈值與其實際發、用電量差值開展偏差結算。
3.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。
4.具備參與市場交易資格的自備電廠按照市場化規則結算，調發電量根據調度機構出具證明按照區內煤電機組年度、月度電力直接交易均價結算。
（二）偏差結算價格
1.市場主體各時段偏差電量按照當日對應時段日融合交易加權價進行結算。
2.若當日某時段無日融合交易價格或除日融合交易外用戶/發電企業成交電量（省間交易為實際執行電量）低于當月實際用電量/上網電量的80%，用戶各時段正偏差電量暫執行基準電價的K1倍（K1暫取2.0），發電企業各時段正偏差電量執行基準電價的K2倍（K2暫取0.5），負偏差電量均按照對應時段年度、月度區內電力直接交易均價結算。
3.發電企業對應用戶主體下網電量不執行80%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價結算。
4.新入市用戶、發電企業首月不執行80%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價進行結算。
5.銀東、靈紹、寧湘直流配套新能源暫不執行80%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價進行結算，后續根據市場運行情況適時調整。
6.按照《國家能源局關于印發<發電機組進入及退出商業運營辦法>的通知》（國能發監管規〔2023〕48號），發電機組和獨立新型儲能調試運行期上網電量，由電網企業收購，按相應規則結算，納入代理購電電量來源。
7.電網企業代理購電月度實際用電量按照代理購電典型負荷曲線分解至每日24小時時段，并按照用戶側結算原則開展分時段結算。
8.因變線損、計量尾差等原因造成的日清電量與月結電量之間的差額電量，按照當期年度、月度區內電力直接交易加權價結算。
（三）高耗能用戶價格浮動機制
高耗能用戶通過浮動電費方式落實1439號文件“高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制”要求，具體如下：
1.高耗能用戶各時段浮動電費=該用戶與煤電成交電量×該用戶與煤電交易價格×K3
（1）該用戶與煤電交易電量為用戶與煤電年度、月度、旬交易、合同交易成交總量。
（2）該用戶與煤電交易價格為用戶與煤電年度、月度、旬交易、合同交易成交均價；若該用戶未與煤電交易，交易價格取該時段全市場用戶與煤電交易最高價。
（3）為保障全區電力安全穩定供應，K3=2023年煤電與高耗能用戶交易均價/煤電與非高耗能用戶（含電網企業代理購電）交易均價-1。待2023年所有交易組織完成后，由交易中心計算K3具體取值（保留兩位小數），并向市場主體公示，后續根據市場運行情況適時調整。
2.全體高耗能用戶各時段浮動總電費根據該時段各煤電企業供區內電量比例向煤電企業分攤。
煤電各時段分攤電費=（該時段煤電上網電量-外送實結電量）/（該時段統調公用煤電總上網電量-總外送實結電量）×高耗能用戶該時段浮動電費
區內統調公用煤電、銀東配套煤電、統調公用自備煤電、中機國能寧東熱電等參與區內市場化交易的煤電均參與浮動電費分攤。
3.高耗能用戶浮動電費和煤電分攤電費在結算單中單獨列示。因計量電量數據或交易計劃調整等原因導致的浮動電費和分攤電費差額一并納入寧夏電力市場不平衡資金進行清算。
九、風險防控
當出現以下情況時，電力交易機構、電力調度機構依法依規采取市場干預措施：
1.電力系統內發生重大事故危及電網安全的；
2.市場技術支持系統發生重大故障，導致交易無法正常進行的；
3.因不可抗力導致市場交易不能正常開展的；
4.惡意串通操縱市場并嚴重影響交易結果的；
5.國家能源局及其派出機構作出暫停市場交易決定的；
6.市場發生其他嚴重異常情況的。
十、有關要求
（一）加強市場交易組織協同。交易中心、調控中心要進一步發揮電力市場運營機構職能作用，不斷提升市場運營能力和服務水平。電力調度機構應在滿足系統安全運行約束、新能源優先消納的前提下，提高中長期市場合同履約率。充分發揮電力市場管理委員會要議事協調作用，保障市場主體合法權益。
（二）加強市場風險分析研判。各市場主體要加強交易隊伍建設，提高交易業務人員理論水平和技術能力，認真研讀交易規則，分析研判電力供需形勢、一次能源價格波動對電力市場運行的影響，根據自身實際發用電需求，制定合理的報價策略，做好市場交易工作。
（三）加強售電公司管理。交易中心按照《售電公司管理辦法的》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，持續開展售電公司注冊合規審查，按規則收繳履約保函（保險），做好售電公司信用監管、規范運營和風險管理等工作。
（四）加強可再生能源區內消納。國網寧夏電力公司要加強負荷預測與調度管理，穩步提高可再生能源區內消納水平，確保自治區可再生能源消納責任權重指標完成。
（五）加強代理購電信息公開。國網寧夏電力公司應做好代理購電相關信息公開、電費結算等工作，原則上每月月底前3日依規公示代理購電相關信息。
十一、其他事項
1.尖峰及深谷電價、容量電價相關政策由自治區相關主管部門另行制定。
2.市場化用戶追退補電費，對計量差錯、竊電、違約用電等追退補電量，按照《中華人民共和國電力法》《供電營業規則》（電力工業部令第8號）等法規執行，追退補電量價格按處理當月代理購電價格執行。
3.交易中心監測到市場主體通過日融合交易影響市場價格時，向自治區發展改革委和監管機構報告，由自治區發展改革委和監管機構組織開展對市場主體約談。
4.因交易計劃、分時電量等異常需重新分割電量，差額電費與次月電費一并結算，并在電費賬單中單獨列示。
5.分時段交易結算所需電能量數據，按照《電力市場電能示值曲線校核及擬合規則》執行，詳見附件。
6.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。
7.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。本規則執行中如遇有關問題和情況，請及時向自治區發展改革委報告，或與交易中心聯系。
聯系電話:
自治區發展改革委：0951—8301967
寧夏電力交易中心：0951—4915916
附件：寧夏電力市場電能示值曲線校核及擬合規則
寧夏回族自治區發展改革委
2023年12月7日
（此件公開發布）
為推進寧夏電力市場改革，支撐自治區分時段、現貨市場交易規則有效落實，保障發用兩側分時段電能示值采集及時、完整、準確，在2023版擬合規則上修訂形成新版電力市場電能示值曲線校核及擬合規則。電能量計量數據唯一來源為電能計量裝置，市場結算用電關口計量數據，原則上應由用電信息采集系統自動采集，受系統、技術以及現場客觀因素制約。為確保結算數據的準確性，日數據推送周期為D-3，月末最后三天數據次月1日集中推送；月末對全月時點數據再次進行擬合作為日清分依據。自動采集數據不完整時，根據擬合規則補全。
一、電壓等級劃分原則
高壓用戶：供電電壓等級在10kV及以上的用戶。
低壓用戶：供電電壓等級在1kV以下的用戶。
二、電能示值曲線校核規則
（一）高壓用戶數據校核規則
1.96點電能示值曲線某時間點數據為空。
2.15分鐘走字為負值。
3.D-1日電量大于等于用戶容量*24*K（K初始值設置為1.5）。
4.同一用戶同一塊電表15分鐘表碼小于D-1日對應時間點的表碼。
（二）低壓用戶數據校核規則
1.單相表15分鐘走字大于5、直接接入式三相表15分鐘走字大于15。
2.96點電能示值曲線某時間點數據為空。
3.15分鐘走字為負值。
4.單相表D-1日電量大于13.2*24，直接接入式三相表D-1日電量電量大于40*24。
5.同一用戶同一塊電表15分鐘表碼小于D-1日對應時間點的表碼。
三、曲線數據擬合規則
（一）發電關口側數據擬合規則
1.當發電側關口點主表采集數據缺失時，則所缺電量數據采用該關口點副表數據進行近似擬合，擬合時以副表同一時段電量值進行計算后，補全至主表所缺數據點。若主、副表均采集失敗，則繼續使用下一條擬合規則。
2.當計量點采集數據連續缺失點數小于等于2 小時，缺點期間電能示值曲線按時點分攤獲得。
3.當計量點采集數據連續缺失點數大于2小時且小于等于24小時，取該計量點表計同屬性日期的前4個運行日的電量/表碼數據平均值進行擬合處理。
4.當計量點采集數據連續缺失點超過24小時，進行示值追溯。期間電能示值曲線由恢復正常采集后的當日24 點電能示值和采集失敗前最后一個采集成功的0 點電能示值按電源類型的典型曲線分攤獲得。
5.當計量裝置故障導致電能表計量不準確時，期間異常電量按照電能計量規程追補，電量曲線數據基于電能表計量電量、追補電量根據電廠月度發電曲線擬合，擬合電量曲線經電廠與電量追補單位共同確認后報送交易中心用于結算。
（二）高壓用戶側數據擬合規則
1.當連續時間點內缺點小于等于1小時，缺點期間電能示值曲線按時點分攤獲得；當連續時間點內缺點數大于1小時且小于等于3天時，取該計量點表計同屬性日期的前4個運行日（至少2個運行日）的表碼進行擬合，若前4個運行日無法計算時，缺點期間電能示值曲線按時點分攤獲得。
2.當某用戶計量點示值曲線采集失敗超過3天（自然天）時，若缺點期間每天0點及24點電能示值采集正常，取該計量點表計同屬性日期的前4個運行日（至少2個運行日）的表碼進行擬合，若前4個運行日無法計算時，缺點期間以每天0點及24點電能示值值按時點分攤獲得。若缺點期間每天0點及24點電能示值采集失敗，缺點期間電能示值曲線由恢復正常采集后的電能示值和采集失敗前最后一個采集成功的電能示值按時點分攤獲得。
3.當用戶申請暫�；蛲Ｓ脽o法采集表碼時，暫停期間表碼以營銷業務應用系統暫停流程中錄入的暫停表碼進行補全。該表碼進行示值追溯，最長追溯時間為2年，如超出時限以0表碼進行補全。補全表碼與月結算止碼或現場實際表碼不一致導致的電量差值計入差額電量。若在暫停期間用戶私自啟用系統采集到大于等于8個小時連續走字的電能示值曲線數據，按采集到的電能示值曲線數據進行電量計算。
（三）低壓用戶側數據擬合規則
1.曲線數據采集失敗用戶，根據低壓用戶連續兩天0點凍結表碼差值除以96求取D-1日電能示值曲線平均值，按D-2日的凍結表碼，依次按照0點15分電能示值曲線=（D-2日0點凍結+平均值），0點30分電能示值曲線=（0點15分電能示值+平均值）的方法擬合96點電能示值曲線。
2.曲線數據采集成功漏點10個點以上，按照臨近采集成功電能示值差值除以臨近點數求取差值平均值，按照采集成功電能示值曲線+差值平均值的方法，依次擬合漏點電能示值曲線。
3.月底24小時凍結表碼采抄失敗用戶，采用三日內最近一次凍結表碼作為月度結算依據，后續采集成功后不再調整當月結算數據，偏差電量計入下一結算周期。
四、其他規則
1.發電企業應做好自有產權電能量采集終端運維，保障電能量采集終端滿足電能計量采集管理信息系統市場化現貨交易數據采集要求。
2.對于因運營商網絡未覆蓋等原因暫不具備96點電能示值自動采集的用戶，以每日0點表碼數據按照時點分攤獲得電能示值曲線。
3.電力用戶正常用電情況下，存在互感器倍率較大、電能計量裝置誤差等原因造成個別時段電量記錄為零時，經電力用戶申請、電網企業核實后，可按計量裝置記錄的相近時段電量進行均攤。
4.市場化用戶存在套扣計量點，當某個時段子表電量大于主表電量時，主表電量扣減到零為止，不夠扣減部分計入差額電量。
5.存在定量定比子計量點的市場化用戶，定量定比子計量點的電量計入差額電量。
6.換表用戶，換表當天新表電量計入差額電量。
作者： 來源：寧夏自治區發展改革委 責任編輯：jianping
用戶（含售電公司、電網企業代理購電，下同）與新能源開展集中競價交易，采用統一邊際價格出清。
自治區發展改革委關于做好2024年電力中長期交易有關事項的通知
寧發改運行〔2023〕807號
五市發展改革委、寧東管委會經濟發展局，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：
為做好2024年電力中長期交易工作，按照《寧夏回族自治區電力中長期交易規則》（西北能監市場〔2023〕4號），結合寧夏電力市場運行實際，現就有關事項通知如下。
一、總體原則
（一）深化中長期分時連續運營。在2023年中長期分時段連續運營基礎上，繼續優化分時段價格機制，充分發揮市場資源優化配置作用，引導發用兩側可調節資源主動參與電網調峰，促進電力安全穩定供應。
（二）促進新能源區內高效消納。進一步優化交易時段，增加尖峰、深谷時段，實現分時段組織、分時段計量、分時段結算，以時段交易價格引導用戶主動削峰填谷，充分發揮市場作用，促進新能源高效消納。
（三）做好現貨市場試運行銜接。充分結合現貨市場相關規則，按照“中長期穩預期、現貨發現價格”原則，充分發揮中長期市場壓艙石作用，實現中長期市場與現貨市場的高效銜接。
二、市場準入
（一）發電企業
1.已入市的區內公用發電企業（含銀東配套電源）。
2.承擔發電企業社會責任、國家依法合規設立的政府性基金及附加，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、系統備用費后，取得電力業務許可證，達到能效、環保要求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交易。
3.新并網或電力業務許可證信息發生變更的機組，自向交易中心提交電力業務許可證之日起，可根據新提交許可證信息參與市場交易。
4.銀東、靈紹、寧湘直流配套新能源暫不參與區內年度交易，參與其他市場化交易規則另行制定。
（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，推動全區工商業電力用戶全部參與市場交易。
2.原則上10千伏及以上工商業用戶直接進入市場（可自行參與或由售電公司代理參與），暫無法直接參與市場交易的由電網企業代理購電。鼓勵10千伏以下工商業用戶參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的由電網企業代理購電。已直接參與市場交易的用戶，原則上不得退出市場。
3.為進一步縮小電網企業代理購電規模，發電企業下網電量必須全部進入市場交易，電網企業不再代理其購電。自2024年1月起，未進入市場的發電企業下網電量執行電網企業代理購電價格的1.5倍。參與市場交易前發電企業應在交易平臺按照電力用戶類型開展市場注冊。
4.新增的工商業負荷申請用電報裝時，可在交易中心同步辦理市場注冊手續，正式供電后直接參與市場交易。
（三）售電公司
符合《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》（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
具備獨立計量、控制等技術條件，已并入寧夏電網并接入調度自動化系統可被電網監控和調度，依法取得項目核準或備案文件，取得或豁免電力業務許可證（發電類）的儲能企業，在交易平臺注冊生效后，可作為獨立儲能參與市場交易。鼓勵符合條件的虛擬電廠以發電企業或用戶身份參與市場交易。
三、交易規模
除優先發電、優先用電計劃以外電量全部進入市場，預計2024年區內市場化交易規模約925億千瓦時。
擁有入市燃煤自備機組的用戶，從電網購電量原則上不得超過前三年從電網購電量的平均值，電力供需緊張時段應嚴格執行“以發定用”相關要求。
四、時段劃分
1.為高效銜接現貨市場，中長期交易按日劃分24小時時段，各市場主體根據自身發電特性和用電需求合理參與分時段交易。
2.為引導市場主體形成合理分時段交易價格，根據《自治區發展改革委關于進一步完善峰谷分時電價機制的通知》（寧發改價格（管理）〔2021〕602號），結合寧夏電網電力時段性供需情況，將24小時時段歸為峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）三類，具體為：
峰時段：7:00－9:00，17:00-23:00；
谷時段：9:00-17:00；
平時段：0:00-7:00，23:00－0:00。
3.根據區內電力供需情況，適時調整峰、平、谷時段劃分。
五、交易組織
用戶/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%，年度分月和月度交易成交總電量不低于上年用電量/上網電量的80%�，F貨市場長周期試運行期間，按照現貨市場交易規則相關要求執行。
（一）年度/多月交易
1.年度交易標的為2024年每月24小時時段電量。
（1）用戶與新能源交易：用戶（含售電公司、電網企業代理購電，下同）與新能源開展集中競價交易，采用統一邊際價格出清。
根據《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于2023年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》（發改辦能源〔2023〕569號）下達的2024年寧夏非水可再生能源電力消納責任權重預期目標值測算，新能源暫按照不低于上年上網電量的40%（新并網場站參考同地區、同類型場站上網電量）參與年度交易。年中新并網新能源機組可通過多月、月度和旬交易完成40%電量比例要求。
（2）用戶與煤電交易：用戶與煤電主要以雙邊協商、集中競價方式開展交易，適時組織開展掛牌交易。
為保證區內電力安全穩定供應，煤電年度交易各時段交易電量不低于該時段可發容量對應上網電量的20%。
2.每季度末按照年度交易組織方式開展后續月份多月交易，滿足新入市市場主體交易需求。
（二）月度交易
每月20日組織開展次月月度交易，月度交易標的為次月24小時時段電量。月度交易按照用戶與新能源、用戶與煤電次序組織，均采用集中競價交易方式，以統一邊際價格出清。
（三）旬交易
旬交易標的為次旬24小時時段電量。旬交易按照用戶與新能源、用戶與煤電次序組織，均采用集中競價交易方式，以統一邊際價格出清。
（四）日融合交易
1.日融合交易按工作日連續開市，每日（T日）組織開展T+2日融合交易，遇節假日組織開展多日交易，具體以交易公告為準。
2.日融合交易采用滾動撮合方式開展，每5分鐘集中出清一次。
3.同一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，市場主體僅可作為購方或售方參與交易。
4.發電企業在單筆電力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）。
5.為確保日融合交易價格充分反映市場供需實際，每小時時段發電企業買入或用戶賣出電量不得超過該時段持有合同凈值的20%。
（五）合同交易
適時組織開展合同轉讓、置換、回購等交易，豐富合同交易組織方式，滿足市場主體合同電量調整需求。
（六）綠電交易
1.參與綠電交易的新能源必須進入綠證核發白名單，具備綠證核發資格。
2.用戶與新能源開展綠電交易應分別明確電能量價格和環境價格，電能量價格按照新能源與用戶分時段交易價格機制確定，環境價格由雙方協商確定。
3.綠電交易暫按照年度、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綠電交易。新能源和用戶通過寧夏電力交易平臺提交綠電交易意向和綠電交易協議，寧夏電力交易中心匯總協議后提交北京電力交易中心，并配合開展交易組織，交易暫采用雙邊協商方式，適時組織開展集中競價、掛牌交易。
4.在完成可再生能源消納責任權重指標的前提下，用戶超額消納的綠電交易電量、購買綠證折算電量不計入其能耗雙控指標。
5.用戶可通過新能源電力直接交易、綠電、綠證交易實現100%綠色用能。鼓勵核定的“綠電園區”新增負荷和配建新能源場站優先開展綠電交易。
（七）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自動平均分解到日。
2.電網企業應綜合考慮季節變更、節假日等因素，定期預測代理購電典型負荷曲線，并通過交易平臺予以公布。
3.風電、光伏優先發電計劃電量分別按照上年全網風電、光伏典型曲線分解至每日24小時時段。
4.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�？紤]光伏發電特性，優先分解光伏中標電量至谷段，其他類型電源按剩余外送曲線等比例分攤。
5.省間短期外送交易電量需分解至每日24小時時段，由調度機構在事后按月向發電企業發布。
六、價格機制
（一）用戶與煤電交易價格
煤電與非高耗能、高耗能用戶平段交易申報價格加上煤電容量電價原則上在基準電價基礎上上下浮動均不超過20%，峰段交易申報價格不低于平段價格的150%，谷段交易申報價格不超過平段價格的50%。
（二）用戶與新能源交易價格
為促進光伏產業健康發展，綜合考慮光伏投資成本回收，并進一步拉大峰谷價差，新能源價格浮動比例提升至30%，即用戶與新能源平段交易申報價格不超過基準電價，峰段交易申報價格不低于平段價格的130%，谷段交易申報價格不超過平段價格的70%。新能源峰段價格上浮比例不高于谷段價格下浮比例�？紤]高耗能用戶與非高耗能用戶不同交易價格上限，用戶與新能源峰段交易申報價格不超過基準電價的1.5倍。單筆交易中風電峰、平、谷三段申報電量均不低于總申報電量的20%。
（三）日融合交易價格
日融合交易成交價格為各交易匹配對申報價格的平均值。
（四）電網企業代理購電
電網企業代理購電采用報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清。電網企業按月預測代理購電典型曲線及月度代理購電電量，并依此參與交易申報。電網企業代理購電與新能源交易電量申報比例按2023年區內市場化用戶（含售電公司）新能源電力直接交易比例確定。電網企業代理購電用戶實際用電執行峰平谷電價，對應電價取電網企業代理購電當期月度峰、平、谷各時段交易加權價，峰、平、谷時段執行本細則的時段劃分。
七、零售市場
（一）代理關系確定
1.售電公司與用戶零售服務期限按照月為最小單位，最短為一個自然月，最長為一個自然年。原則上起始時間不早于次月第一個自然日，終止時間不晚于當年最后一個自然日。同一周期內，用戶僅可與一家售電公司（包括有售電資質的負荷聚合商、虛擬電廠等）確立零售服務關系，用戶全部電量通過該售電公司購買。
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申請，審核通過后于次月生效。零售服務解除申請，于每月15日前通過交易平臺提交交易中心審核，通過后于次月生效。
3.售電公司與用戶通過電力交易平臺建立零售服務關系時，可參考合同范本（具體由交易中心另發）簽訂零售服務合同。
（二）零售套餐
1.交易中心結合市場實際和交易平臺功能完善情況研究制定零售套餐品種，經市場管理委員會通過后，發布零售套餐并組織實施。售電公司可與零售用戶友好協商確定零售套餐，后續根據市場運行實際、結合市場主體需求持續豐富零售套餐品種。
2.售電公司和零售用戶零售服務關系不變，需變更后續月份零售套餐類型的，經雙方確認后，于每月15日前提交交易機構審核，通過后于次月生效。
3.售電公司與零售用戶可根據工作日、節假日、周末等典型日生產實際，每日中午12時前對次日以后零售套餐信息進行修改，經雙方確認后提交交易機構，逾期未修改的按照原零售套餐信息執行。
（三）履約保函、保險
1.按《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，售電公司參與批發和（或）零售市場交易前，應通過以下額度的最大值向交易中心提交履約保函、履約保證保險等履約保障憑證：
（1）過去12個月批發市場交易總電量，按標準不低于0.8分/千瓦時。批發市場交易電量為每月電力直接交易電量（包括年度分月、月度及月內等）的合計值。
（2）過去2個月內參與批發、零售兩個市場交易電量的大值，按標準不低于5分/千瓦時。批發市場交易電量為每月電力直接交易電量（包括年度分月、月度及月內等）的合計值；零售市場交易電量為每月售電公司代理的零售用戶月度計劃電量的合計值，若對應套餐無計劃電量，則按照實際用電量統計。
2.在交易中心注冊且過去12個月未參與過寧夏電力直接交易的售電公司，履約保函、履約保證保險額度按照下一年度預測交易電量、標準不低于0.8分/千瓦時提交。
（四）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，也可雙方簽訂合同提前解除，同時協商確定需劃轉至用戶的交易電量。零售服務解除申請，于每月15日前通過交易平臺提交交易機構審核，通過后于次月生效。
2.售電公司與零售用戶約定可以單方提請解除零售服務關系的，需按照合同約定支付違約金，違約金由售電公司或用戶自行收付。
3.售電公司符合強制退出條件的，通過電力交易平臺、“信用中國”等網站向社會公示10個工作日，公示期滿無異議的，對售電公司實施強制退出。其所有已簽訂但尚未執行的交易合同按照以下原則處理：
（1）售電公司優先在10個工作日內，與所綁定用戶雙邊協商解除零售服務關系，并確定需劃轉至用戶交易電量。
（2）協商期滿，解除售電公司與剩余代理用戶的零售服務關系；售電公司剩余交易電量按照時段加權均價，優先向此部分用戶掛牌交易。
（3）掛牌結束，售電公司剩余交易合同電量可通過雙邊協商、掛牌等方式交易給其他市場主體。
（4）經雙邊協商、掛牌等方式仍未處理的合同電量按市場規則對售電公司進行偏差結算，偏差結算費用由售電公司承擔。
（5）零售服務關系解除后，用戶應在3個工作日內選擇自主參與批發市場交易或選擇與其他售電公司建立新的零售服務關系。逾期未選擇交易方式的，由電網企業代理購電，并執行電網企業代理購電價格的1.5倍。
八、交易結算
（一）結算原則
1.現貨市場未運行時，按照本規則開展電費結算，現貨市場長周期試運行期間，按照現貨市場相關結算原則執行。
2.按照“照付不議、偏差結算”的原則，發、用兩側解耦結算。市場主體各時段（小時）所有交易合同（含優先發電計劃）先按照合同價格全量結算，再根據交易合同電量凈值與其實際發、用電量差值開展偏差結算。
3.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。
4.具備參與市場交易資格的自備電廠按照市場化規則結算，調發電量根據調度機構出具證明按照區內煤電機組年度、月度電力直接交易均價結算。
（二）偏差結算價格
1.市場主體各時段偏差電量按照當日對應時段日融合交易加權價進行結算。
2.若當日某時段無日融合交易價格或除日融合交易外用戶/發電企業成交電量（省間交易為實際執行電量）低于當月實際用電量/上網電量的80%，用戶各時段正偏差電量暫執行基準電價的K1倍（K1暫取2.0），發電企業各時段正偏差電量執行基準電價的K2倍（K2暫取0.5），負偏差電量均按照對應時段年度、月度區內電力直接交易均價結算。
3.發電企業對應用戶主體下網電量不執行80%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價結算。
4.新入市用戶、發電企業首月不執行80%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價進行結算。
5.銀東、靈紹、寧湘直流配套新能源暫不執行80%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價進行結算，后續根據市場運行情況適時調整。
6.按照《國家能源局關于印發<發電機組進入及退出商業運營辦法>的通知》（國能發監管規〔2023〕48號），發電機組和獨立新型儲能調試運行期上網電量，由電網企業收購，按相應規則結算，納入代理購電電量來源。
7.電網企業代理購電月度實際用電量按照代理購電典型負荷曲線分解至每日24小時時段，并按照用戶側結算原則開展分時段結算。
8.因變線損、計量尾差等原因造成的日清電量與月結電量之間的差額電量，按照當期年度、月度區內電力直接交易加權價結算。
（三）高耗能用戶價格浮動機制
高耗能用戶通過浮動電費方式落實1439號文件“高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制”要求，具體如下：
1.高耗能用戶各時段浮動電費=該用戶與煤電成交電量×該用戶與煤電交易價格×K3
（1）該用戶與煤電交易電量為用戶與煤電年度、月度、旬交易、合同交易成交總量。
（2）該用戶與煤電交易價格為用戶與煤電年度、月度、旬交易、合同交易成交均價；若該用戶未與煤電交易，交易價格取該時段全市場用戶與煤電交易最高價。
（3）為保障全區電力安全穩定供應，K3=2023年煤電與高耗能用戶交易均價/煤電與非高耗能用戶（含電網企業代理購電）交易均價-1。待2023年所有交易組織完成后，由交易中心計算K3具體取值（保留兩位小數），并向市場主體公示，后續根據市場運行情況適時調整。
2.全體高耗能用戶各時段浮動總電費根據該時段各煤電企業供區內電量比例向煤電企業分攤。
煤電各時段分攤電費=（該時段煤電上網電量-外送實結電量）/（該時段統調公用煤電總上網電量-總外送實結電量）×高耗能用戶該時段浮動電費
區內統調公用煤電、銀東配套煤電、統調公用自備煤電、中機國能寧東熱電等參與區內市場化交易的煤電均參與浮動電費分攤。
3.高耗能用戶浮動電費和煤電分攤電費在結算單中單獨列示。因計量電量數據或交易計劃調整等原因導致的浮動電費和分攤電費差額一并納入寧夏電力市場不平衡資金進行清算。
九、風險防控
當出現以下情況時，電力交易機構、電力調度機構依法依規采取市場干預措施：
1.電力系統內發生重大事故危及電網安全的；
2.市場技術支持系統發生重大故障，導致交易無法正常進行的；
3.因不可抗力導致市場交易不能正常開展的；
4.惡意串通操縱市場并嚴重影響交易結果的；
5.國家能源局及其派出機構作出暫停市場交易決定的；
6.市場發生其他嚴重異常情況的。
十、有關要求
（一）加強市場交易組織協同。交易中心、調控中心要進一步發揮電力市場運營機構職能作用，不斷提升市場運營能力和服務水平。電力調度機構應在滿足系統安全運行約束、新能源優先消納的前提下，提高中長期市場合同履約率。充分發揮電力市場管理委員會要議事協調作用，保障市場主體合法權益。
（二）加強市場風險分析研判。各市場主體要加強交易隊伍建設，提高交易業務人員理論水平和技術能力，認真研讀交易規則，分析研判電力供需形勢、一次能源價格波動對電力市場運行的影響，根據自身實際發用電需求，制定合理的報價策略，做好市場交易工作。
（三）加強售電公司管理。交易中心按照《售電公司管理辦法的》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，持續開展售電公司注冊合規審查，按規則收繳履約保函（保險），做好售電公司信用監管、規范運營和風險管理等工作。
（四）加強可再生能源區內消納。國網寧夏電力公司要加強負荷預測與調度管理，穩步提高可再生能源區內消納水平，確保自治區可再生能源消納責任權重指標完成。
（五）加強代理購電信息公開。國網寧夏電力公司應做好代理購電相關信息公開、電費結算等工作，原則上每月月底前3日依規公示代理購電相關信息。
十一、其他事項
1.尖峰及深谷電價、容量電價相關政策由自治區相關主管部門另行制定。
2.市場化用戶追退補電費，對計量差錯、竊電、違約用電等追退補電量，按照《中華人民共和國電力法》《供電營業規則》（電力工業部令第8號）等法規執行，追退補電量價格按處理當月代理購電價格執行。
3.交易中心監測到市場主體通過日融合交易影響市場價格時，向自治區發展改革委和監管機構報告，由自治區發展改革委和監管機構組織開展對市場主體約談。
4.因交易計劃、分時電量等異常需重新分割電量，差額電費與次月電費一并結算，并在電費賬單中單獨列示。
5.分時段交易結算所需電能量數據，按照《電力市場電能示值曲線校核及擬合規則》執行，詳見附件。
6.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。
7.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。本規則執行中如遇有關問題和情況，請及時向自治區發展改革委報告，或與交易中心聯系。
聯系電話:
自治區發展改革委：0951—8301967
寧夏電力交易中心：0951—4915916
附件：寧夏電力市場電能示值曲線校核及擬合規則
寧夏回族自治區發展改革委
2023年12月7日
（此件公開發布）
附件
寧夏電力市場電能示值曲線校核及擬合規則
為推進寧夏電力市場改革，支撐自治區分時段、現貨市場交易規則有效落實，保障發用兩側分時段電能示值采集及時、完整、準確，在2023版擬合規則上修訂形成新版電力市場電能示值曲線校核及擬合規則。電能量計量數據唯一來源為電能計量裝置，市場結算用電關口計量數據，原則上應由用電信息采集系統自動采集，受系統、技術以及現場客觀因素制約。為確保結算數據的準確性，日數據推送周期為D-3，月末最后三天數據次月1日集中推送；月末對全月時點數據再次進行擬合作為日清分依據。自動采集數據不完整時，根據擬合規則補全。
一、電壓等級劃分原則
高壓用戶：供電電壓等級在10kV及以上的用戶。
低壓用戶：供電電壓等級在1kV以下的用戶。
二、電能示值曲線校核規則
（一）高壓用戶數據校核規則
1.96點電能示值曲線某時間點數據為空。
2.15分鐘走字為負值。
3.D-1日電量大于等于用戶容量*24*K（K初始值設置為1.5）。
4.同一用戶同一塊電表15分鐘表碼小于D-1日對應時間點的表碼。
（二）低壓用戶數據校核規則
1.單相表15分鐘走字大于5、直接接入式三相表15分鐘走字大于15。
2.96點電能示值曲線某時間點數據為空。
3.15分鐘走字為負值。
4.單相表D-1日電量大于13.2*24，直接接入式三相表D-1日電量電量大于40*24。
5.同一用戶同一塊電表15分鐘表碼小于D-1日對應時間點的表碼。
三、曲線數據擬合規則
（一）發電關口側數據擬合規則
1.當發電側關口點主表采集數據缺失時，則所缺電量數據采用該關口點副表數據進行近似擬合，擬合時以副表同一時段電量值進行計算后，補全至主表所缺數據點。若主、副表均采集失敗，則繼續使用下一條擬合規則。
2.當計量點采集數據連續缺失點數小于等于2 小時，缺點期間電能示值曲線按時點分攤獲得。
3.當計量點采集數據連續缺失點數大于2小時且小于等于24小時，取該計量點表計同屬性日期的前4個運行日的電量/表碼數據平均值進行擬合處理。
4.當計量點采集數據連續缺失點超過24小時，進行示值追溯。期間電能示值曲線由恢復正常采集后的當日24 點電能示值和采集失敗前最后一個采集成功的0 點電能示值按電源類型的典型曲線分攤獲得。
5.當計量裝置故障導致電能表計量不準確時，期間異常電量按照電能計量規程追補，電量曲線數據基于電能表計量電量、追補電量根據電廠月度發電曲線擬合，擬合電量曲線經電廠與電量追補單位共同確認后報送交易中心用于結算。
（二）高壓用戶側數據擬合規則
1.當連續時間點內缺點小于等于1小時，缺點期間電能示值曲線按時點分攤獲得；當連續時間點內缺點數大于1小時且小于等于3天時，取該計量點表計同屬性日期的前4個運行日（至少2個運行日）的表碼進行擬合，若前4個運行日無法計算時，缺點期間電能示值曲線按時點分攤獲得。
2.當某用戶計量點示值曲線采集失敗超過3天（自然天）時，若缺點期間每天0點及24點電能示值采集正常，取該計量點表計同屬性日期的前4個運行日（至少2個運行日）的表碼進行擬合，若前4個運行日無法計算時，缺點期間以每天0點及24點電能示值值按時點分攤獲得。若缺點期間每天0點及24點電能示值采集失敗，缺點期間電能示值曲線由恢復正常采集后的電能示值和采集失敗前最后一個采集成功的電能示值按時點分攤獲得。
3.當用戶申請暫�；蛲Ｓ脽o法采集表碼時，暫停期間表碼以營銷業務應用系統暫停流程中錄入的暫停表碼進行補全。該表碼進行示值追溯，最長追溯時間為2年，如超出時限以0表碼進行補全。補全表碼與月結算止碼或現場實際表碼不一致導致的電量差值計入差額電量。若在暫停期間用戶私自啟用系統采集到大于等于8個小時連續走字的電能示值曲線數據，按采集到的電能示值曲線數據進行電量計算。
（三）低壓用戶側數據擬合規則
1.曲線數據采集失敗用戶，根據低壓用戶連續兩天0點凍結表碼差值除以96求取D-1日電能示值曲線平均值，按D-2日的凍結表碼，依次按照0點15分電能示值曲線=（D-2日0點凍結+平均值），0點30分電能示值曲線=（0點15分電能示值+平均值）的方法擬合96點電能示值曲線。
2.曲線數據采集成功漏點10個點以上，按照臨近采集成功電能示值差值除以臨近點數求取差值平均值，按照采集成功電能示值曲線+差值平均值的方法，依次擬合漏點電能示值曲線。
3.月底24小時凍結表碼采抄失敗用戶，采用三日內最近一次凍結表碼作為月度結算依據，后續采集成功后不再調整當月結算數據，偏差電量計入下一結算周期。
四、其他規則
1.發電企業應做好自有產權電能量采集終端運維，保障電能量采集終端滿足電能計量采集管理信息系統市場化現貨交易數據采集要求。
2.對于因運營商網絡未覆蓋等原因暫不具備96點電能示值自動采集的用戶，以每日0點表碼數據按照時點分攤獲得電能示值曲線。
3.電力用戶正常用電情況下，存在互感器倍率較大、電能計量裝置誤差等原因造成個別時段電量記錄為零時，經電力用戶申請、電網企業核實后，可按計量裝置記錄的相近時段電量進行均攤。
4.市場化用戶存在套扣計量點，當某個時段子表電量大于主表電量時，主表電量扣減到零為止，不夠扣減部分計入差額電量。
5.存在定量定比子計量點的市場化用戶，定量定比子計量點的電量計入差額電量。
6.換表用戶，換表當天新表電量計入差額電量。
作者： 來源：寧夏自治區發展改革委 責任編輯：jianping
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