据宁夏自治区发展改革委关于开展宁夏电力现货市场第二次结算试运行工作的通知，结合自治区电力现货市场建设实际及第一次结算试运行情况，拟于3月11日至3月17日开展宁夏电力现货市场第二次结算试运行，日前发布了宁夏电力现货市场第二次结算试运行工作方案。
本次结算试运行电能量市场开展中长期市场、省内日前、实时现货市场。辅助服务市场开展调频辅助服务市场，调峰辅助服务市场与现货市场相融合。
全文如下：
宁夏电力现货市场第二次结算
试运行工作方案
为深入贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）要求，积极稳妥推进宁夏电力现货市场建设，在巩固前期结算试运行工作成效基础上，进一步检验市场交易规则和技术支持系统，引导市场主体全面参与电力现货市场，发现市场运行潜在风险，特制定本工作方案。
一、工作目标
（一）全面贯彻落实国家电力体制改革要求，稳妥有序推进宁夏电力现货市场建设。
（二）检验现货市场交易规则的合理性和有效性。
（三）检验现货市场技术支持系统、交易结算系统运行的稳定性、可靠性与实用性。
（四）验证现货市场信息披露、出清、计算、结算等业务流程的合理性。
（五）增强市场主体对现货市场建设相关工作的参与意识和理解程度，提升市场主体参与度。
二、工作方案
（一）时间安排
本次结算试运行运行时间为3月11日至3月17日（3月10日至3月16日分别组织3月11日至3月17日的日前现货交易），并根据市场运行情况，确定2天作为实际结算日。
（二）交易品种
本次结算试运行电能量市场开展中长期市场、省内日前、实时现货市场。辅助服务市场开展调频辅助服务市场，调峰辅助服务市场与现货市场相融合。
（三）参与范围
发电侧：区内已参与中长期交易的公用燃煤发电企业、参与中长期交易的集中式新能源场站。
直流配套电源、自备电厂、水电、燃气、生物质、分布式光伏企业不参与本次现货市场结算试运行，发电曲线作为现货市场出清边界。
用户侧：区内已参与中长期交易的售电公司、直接参与批发市场的电力用户。虚拟电厂运营商代理的用户在绑定周期内不可单独参与现货市场。
居民、农业用户执行目录电价。代理购电用户暂不参与本次现货市场结算试运行。
储能：独立储能（充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上）。
虚拟电厂：在交易平台注册并具备准入条件的虚拟电厂可自主选择是否参与。参与现货交易的虚拟电厂所代理的用户不得被其他售电公司代理。
三、组织流程
（一）中长期交易
1.各市场主体试结算当日中长期交易曲线由年、月、月内、日融合各类省内和省间外送交易曲线叠加形成，中长期曲线最终交易结果作为与现货市场偏差结算依据。
2.现货市场试结算日，现货交易价格作为偏差结算依据，中长期日融合交易价格不再作为偏差结算依据。电网代理购电及其他未参与现货结算的市场主体按现有中长期交易规则执行。
3.现货市场试结算日，中长期交易发电侧、用电侧均采用现货市场发电侧加权平均价格作为统一结算点价格开展结算。
（二）现货交易申报
1．申报方式
火电、新能源企业“报量报价”参与现货交易，批发用户、售电公司、储能、虚拟电厂“报量不报价”参与现货交易。
未按要求及时申报的，采用市场主体申报的缺省信息出清，缺省值也未申报的，发电侧全容量按照现货最低限价（40元／兆瓦时）出清，用户侧按照中长期交易曲线出清。
2．申报要求
各市场主体需在运行日前一天（D-1日）上午9：30前通过宁夏电力交易平台完成运行日（D日）量价信息申报，并提前完成缺省信息申报。申报电力最小单位1兆瓦，价格最小单位1元/兆瓦时。
发电侧：火电、新能源企业按照3-10段“电力-价格”曲线进行申报，各段申报价格应为单调非递减，即后一段报价要大于等于前一段报价，各分段出力之间不可出现断点。第一段申报出力应为最小发电出力，最后一段申报出力应为机组额定容量。
用户侧：批发用户、售电公司申报次日96点用电曲线（现货申报分时电力范围为中长期交易电力的50~150%）。
储能：储能电站申报次日96点充放电曲线及是否服从调剂。
虚拟电厂：虚拟电厂申报次日96点用电曲线。
3．申报和出清限价
现货交易申报、出清环节均设置限价，限价范围为40-1000元／兆瓦时。
（三）现货交易出清
1.日前现货市场出清
综合考虑运行日（D日）负荷预测曲线、非市场化机组出力曲线和联络线计划，基于市场主体申报信息及电网运行边界条件，以发电成本最小化为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC)、安全约束经济调度（SCED)出清，形成运行日（D日）火电机组开机组合、系统分时节点电价、各发电企业发电计划和储能充放电计划。
2.实时现货市场出清
实时市场运行中，各市场主体沿用日前现货市场的量价信息，无需再进行申报。根据新能源超短期出力预测、系统超短期负荷预测、省间现货交易出清结果等电网实时运行条件，以15分钟为间隔，滚动出清未来15分钟至2小时的分时节点电价和出力曲线。
（四）交易结果执行
在确保电网安全运行和新能源高效利用的前提下，调度机构严格按照实时现货市场出清结果安排机组发电出力。
四、调频辅助服务市场
（一）申报方式
火电企业申报调频容量、调频里程价格。未按要求及时申报的，认为不参与调频市场。
调频里程申报价格范围暂定为5-15元/兆瓦，最小单位为0.1元/兆瓦。
（二）交易出清
根据电网实际调频需求，每小时滚动出清。系统根据机组调频里程报价从低到高依次出清，直至中标单元调频容量总和满足本时段调频容量需求。
当调频市场供不应求或运行日调频容量不足时，调控机构对该时段内已申报未中标机组进行调用，按同时段调频市场出清最高价计算补偿费用。
五、市场结算
（一）现货电能量结算
电能量费用：发电侧以所在的节点电价进行结算，用户侧以发电侧加权平均价进行结算。储能放电以所在节点电价进行结算，充电以发电侧加权平均价进行结算。
采用双偏差结算方式，即日前现货出清电量与中长期合约电量的偏差按照日前出清电价结算，实际上网（用）电量与日前现货出清电量的偏差按照实时出清价格结算。
电能量费用=中长期电费+日前市场偏差电能量电费+实时市场偏差电能量电费
中长期电费：市场主体按照中长期合同分时电量、合同约定价格及中长期参考点价格计算中长期电费。
日前市场偏差电能量电费：市场主体根据日前市场出清电量与中长期合同电量之间的差额，以及日前市场电价计算日前市场偏差电能量电费。
实时市场偏差电能量电费：市场主体根据实际电量与日前市场出清电量之间的差额，以及实时市场电价计算实时市场偏差电能量电费。
电能量结算具体计算公式见附件3。
（二）市场运营费用
市场补偿类费用：包含机组启动补偿、现货深调补偿2项。
机组启动补偿：根据机组申报的启动费用和启停次数进行补偿。费用由发电侧市场化主体按上网电量分摊，纳入月度结算。启动费用上限见附件2、具体计算公式见附件3。
现货深调补偿：根据火电机组在深调时段所处的负荷率进行补偿。费用由新能源场站在深调时段的上网电量分摊，纳入月度结算。补偿标准详见附件4、具体计算公式见附件3。
市场平衡类资金：包括结构不平衡资金、省间省内偏差费用、新能源超发盈余总共3项。
结构不平衡资金：按现有《宁夏电力市场不平衡资金管理办法》进行管理和分摊。
省间省内偏差费用：按现有《宁夏电网短期交易外送电量清分原则》、《宁夏电网省间外购电管理办法》进行管理和分摊。
新能源超发盈余：指为保障新能源最大化消纳实现的新能源较实时现货出清电量的增发电量按照最低限价（40元/兆瓦时）在发电侧结算，而用户侧按照实时现货市场价格结算，发用两侧电价差产生的盈余。新能源超发盈余纳入月度不平衡资金进行管理和分摊。
（三）辅助服务费用
调频补偿以1小时为一个调度时段进行结算：
AGC单元调频里程补偿费用=
其中T表示调频市场交易的单位计费周期数；表示市场主体i在t时段的调频里程；Pe表示调频里程补偿价格（本次结算试运行暂取15元/MW），为市场主体i在t时段提供调频服务时的综合调频性能指标平均值（本次结算试运行暂取1）。
调频里程补偿费用在现货结算日期内，费用由发电侧市场化主体按上网电量分摊，纳入月度结算。
六、其它事项
（一）市场力防控
为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，本次结算试运行开展市场力监测与管控。
1.根据市场供需比，启动市场力缓解机制
市场力行为监测。日前市场出清后，逐时段计算市场供需比和价格情况，初步判断市场内是否存在操纵市场力的行为，并启动市场力行为监测，具体标准如下：
表1市场供需比及触发市场力监管价格
现货市场供需比大于等于1.5 1.2-1.5
现货市场价格不高于400元/兆瓦时不高于800元/兆瓦时
若某时段达到启动市场力行为监测的情况，对TOP4发电集团计算剩余供给指数（RSI），并对该发电集团旗下机组报价进行检测，具体计算公式如下：
发电集团的剩余供给指数=（所有准入发电主体的总发电容量-该发电集团的发电容量）/目标交易时段的市场总需求容量。
市场监管初期，当发电集团的RSI小于1.05，则认为该发电集团具有市场力，将该集团下的所有机组高于参考报价的报价段替换为参考报价，重新组织日前市场出清。实时市场同样采用替换后的报价出清。本次结算试运行参考报价为用燃煤基准电价（259.5元/兆瓦时）的1.2倍（311.4元/兆瓦时）。
2.价格修正
为保障现货市场运行初期价格平稳有序，当日前或实时市场出清的用户统一结算价加权平均值超过燃煤基准电价（259.5元/兆瓦时）的150%（389元/兆瓦时）时，在结算环节（披露的出清价格不变），将用户侧96点统一结算价等比例缩小，直至用户侧96点统一结算价算术平均值等于燃煤基准电价的150%，相对应地将发电侧各节点96点结算电价按相同比例缩小（日前、实时现货价格分别按上述原则进行市场价格修正）。
（二）信息发布
电力交易机构按规定及时向市场主体披露市场运营相关信息，具体按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）要求，依据电力市场信息披露基本规则所要求的时间节点、披露内容以及披露范围要求，及时发布事前市场边界信息、出清结果等信息。
（三）风险控制
1.调度机构要切实加强调度运行管理，全力保障市场有序出清和电网安全运行。当市场出清结果无法满足电网安全运行需要时，及时实施人工干预保障电网安全运行，干预措施包括但不限于调整市场出清边界、调整市场出清结果，调度机构应详细记录事件经过、市场干预调整情况等。当出现气候异常、自然灾害、重大电源或电网故障等突发事件影响电力供应或电网安全时，或技术支持系统出现异常无法正常开展交易时，调度机构应按照“安全第一”的原则处理事故和安排电网运行，必要时先中止现货市场调电试运行，恢复常规调电方式，相关情况事后及时向自治区发改委报备。
2.市场运营机构在结算试运行过程中发现市场价格大幅波动或部分市场主体出现严重偏离实际的巨额盈亏，市场运营机构经报请自治区发展改革委同意后，可中止现货市场结算试运行工作。
七、相关要求
（一）强化运行保障。各相关单位要高度重视结算试运行工作，全力配合现货市场运营机构做好现货市场与生产运行的衔接工作，保障电网运行安全和市场运营平稳。
（二）加强分析总结。现货市场运营机构要结合电网负荷、新能源出力等边界条件，做好市场出清结果分析，及时发现试运行过程中存在的问题并妥善处理，不断完善市场规则条款和技术系统功能。
（三）做好信息报送。现货市场运营机构合理安排人员分工，及时整理汇总市场出清相关数据，完成市场结算试运行报告编制和报送。
（四）严肃调度纪律。发电侧各市场主体结算试运行期间应确保在运机组均投入AGC远控模式并严格执行调度指令，无故不执行调度指令等行为按照“两个细则”严格考核。
来源：太阳能发电网
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