为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的通知》要求，积极稳妥地推进宁夏电力现货市场建设，在巩固2024年整周结算试运行工作成效基础上，通过结算试运行进一步检验市场交易规则和技术支持系统的有效性和适用性，2024年11月，宁夏开展了现货市场的第四次试运行，从11月1日至11月30日，为期三十天。其中，11月11日至11月17日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。
（来源：兰木达电力现货 作者：李天赐）
本文将针对试运行期间的运行规则、各项边界条件及市场出清情况，结合日融合市场数据，对本次试运行进行总结与分析。
规则简介
1组织方式
本次现货市场试运行按照交易日组织，竞价日（D-1）组织运行日（D）的96个时段的日前电能量交易。其中，水电企业优先发电，不参与现货市场；新能源企业自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与；火电企业采用“报量报价”方式参与。需要注意的是，申报和出清限价范围是40-1000元/兆瓦时，当报价相同时，按照同报价段的申报电量比例安排出清和中标电量。
此次试运行强调了现货出清的价格修正机制。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价的150%，相对应的将发电侧各节点96点结算电价按相同比例缩小。
2结算方式
现货电能量结算中，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。
电能量费用由中长期电费、日前市场偏差电能量电费 与 实时市场偏差电能量电费组成。其中，中长期电费是由市场主体按照中长期合同分时电量、合同约定价格与中长期参考结算点结算得到的；日前市场偏差电能量电费是由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得到的；实时市场偏差电能量电费是由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得到的。
通过对以上计算逻辑的整理，我们可以得到现货结算的双价差公式：
其中，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；统一结算点价格由发电侧节点价格加权平均得来。
3市场运营费
宁夏电力现货市场运营费用分为成本补偿费用、市场平衡费用和市场调节费用。市场运营费用以月度为周期进行分摊/返还。
（1）成本补偿费用
成本补偿费用分为机组启动补偿和调频成本补偿。
·机组启动补偿：
根据机组申报的启动费用和起停次数进行补偿，费用由发电侧市场化主体按上网电量分摊，纳入月度结算。
·调频成本补偿：
火电机组参与调频辅助服务市场时，在低价时段增发电量和在高价时段减发电量均可以得到补偿费用，计算结果为正则进行补偿。
（2）市场平衡费用
市场平衡类费用分为结构不平衡资金和省间外购差额电费，两部分均按照现行管理办法进行管理和分摊。
（3）市场调节费用
市场调节费用分为新能源日前偏差收益回收、用户侧日前偏差收益回收、新能源超发盈余三部分。
·新能源日前偏差收益回收：
当新能源场站的实际上网电量与日前预测电量的偏差超过允许范围时，对相关收益进行回收。
需要注意：新能源日前偏差收益回收总费用中：50%在参与现货市场的火电机组中按照月度上网电量比例进行按月返还；另外50%在参与现货市场的新能源企业之间按照月度上网电量比例进行按月返还。
·用户侧日前偏差收益回收
当用户侧主体在日前市场中出清的用电负荷曲线与其实际用电曲线之间的偏差超过允许范围时，对相关收益进行回收。
需要注意：用户侧日前偏差收益回收费用直接在该用户电能量电费中结算，不参与其它费用分摊或返还。
·新能源超发盈余
新能源较实时现货出清电量的增发电量按照省内现货市场最低限价结算，用户侧按照实时市场价格结算，所产生的超发盈余费用。
需要注意：新能源超发盈余费用由市场化发电、市场化用电按1:1比例分摊：市场化发电按月度实际上网电量比例进行分摊；市场化用电按月度实际结算电量比例分摊。
市场供需与价格特征
1市场装机情况
在参与本次试运行的总装机中，火电装机占比43.32%，风电装机占比19.61%，光伏装机占比31.59%；新能源装机占全省总装机的比例为51.20%，超过火电装机比例。
2市场边界条件分析
（1）新能源分析
试运行期间，宁夏地区天气情况变化较大，其中有3～4天的小风天，也有2～3天阴雨天气，受此影响，新能源出力呈现出一定的波动性。光伏出力受到影响波动比较大，12、13号的光伏出力明显低于其他天。整体来看，除个别天外风电出力在全天比较均衡。
（2）用电负荷分析
试运行期间，负荷整体呈上升态势，在11月8日到达第一个高峰，但当天新能源大发，并未对价格产生较大影响。整体来看，试运行期间负荷较为平稳。
从分时负荷曲线来看，平段负荷比较低，9点达到高峰，谷段维持高位，17点负荷降低，峰段整体负荷走低，23-24点走高。
（3）联络线
试运行期间，宁夏联络线以外送为主，11月2日起，平均在10000兆瓦上下波动，整体较为平稳。
从联络线分时曲线来看，试运行期间的联络线水平整体比较平稳，谷段略有抬升，日内波动不大。
（4）出清价格分析
本次结算试运行出清限价区间为40-1000元/兆瓦时，下图为本次试运行现货市场出清电价，数据取自交易中心公布的出清结果。
本次结算试运行火电采用报量报价方式，新能源场站自主选择报量报价或报量不报价方式参与市场。在仅调电不结算期间，市场报价较低，11月1—10日以谷段为中心出现大量的地板价，十天日前均价为86.2元/兆瓦时，实时均价为73.6元/兆瓦时，甚至在8-10新能源大发的情况下出现全天地板价。
分时来看，各运行日中午以地板价40元/兆瓦时居多，拉低全月谷段价格。从价格走向上来看，平段1点、7点价格易走高，谷段10点、17点价格易走高，峰段18、19点价格易走高。
从日前、实时出清价格的价差来看，平段、峰段整体日前价格较高，谷段实时价格较高，其中18点实时价格突高，是因为11月6号、11号18点负荷上涨、新能源欠发，导致实时价格分别为840元/兆瓦时与713元/兆瓦时。除18点外，日前价格与实时价格价差较小，全时段价差均值为20.51元/兆瓦时。
日融合交易情况
现货市场试运行，是在中长期市场稳态运行的情况下，将现货市场与中长期市场衔接，并针对现货进行结算的尝试性运行。对于年度、多月、月度、旬度与日融合窗口已平稳运行的宁夏电力市场来说，日融合与现货的衔接是本次试运行的核心问题之一。
1日融合出清情况
宁夏的日融合市场有其独有特点，即针对峰平谷时段，分别设置申报上下限价格。在现货市场试运行之前，日融合市场的盘面与成交价格极其稳定，基本每天的市场成交最高价与最低价相差不会超过15元/兆瓦时。这也是在中长期市场中，结算时参考日融合成交均价所导致的。但是当现货市场开展后，这一特性将失去其优势，甚至一定程度上影响了日融合窗口本身的特性体现。
结算周期内，日融合全市场总成交量为130673兆瓦时，总成交均价为245.58元/兆瓦时。从成交价格情况来看，全时段的最低成交价格均是对应时段的报价下限，谷段的最高成交价也是其报价上限。结合日前价格的出清情况可以发现，在不同的新能源预测出力情况下，谷段出清价格的上下限差距最大，但是限价空间较最小，所以市场主体想要将对价格的预测和接受程度反映在申报价格上是比较困难的；平段、峰段也共同存在类似的问题。
2交易操盘观感
在结算周第一天所对应的交易日，日融合盘面其实依旧延续了之前的特点：峰平谷成交价稳定且区分度较高，但是对比结算周之前，市场主体的视线聚焦情况极其严重。例如11号光伏较好，市场上便无买方，且卖方都以下限价抢挂数百瓦时的电量，这对大部分市场主体来说基本没有任何的交易机会。同样的，12号光伏较差，盘面上便堆满了上限价挂单的买方。而且需要注意，所谓的这两天光伏较好或较差，并不是出现了历史极端情况，仅仅是参考D+2的天气走势预测便造就了这种盘面情况，很难不让人对日融合窗口的流动性产生怀疑。
结算周的第一天，出清价格可以说是在意料之中。一改仅调电不结算周期内的高频地板价情况，出清价格和竞价空间相关性有所提升。这也预示着宁夏日融合市场的态度将由一成不变逐渐转化为贴近现货，这也是现货市场试运行造成的关键影响之一。
从结算周的第三天开始，日融合盘面发生了显著的变化，买卖双方不再困囿于制式化的挂单价格，而是根据标的日的天气预测，对挂单价格进行动态调整。但是随之而来的另一个我们曾提到的问题更为明显：挂单价格的范围限制极大程度限制了市场的成交。例如，天气预报来看15号新能源风光水平较高，预计新能源大发，直接导致13号的日融合盘面上平段、谷段、峰段均为下限价抢挂卖出，既没有买家，也没有降低目标价格卖出的可能。
在结算周的后几天里，日融合盘面基本保持着上述特性，一旦新能源预测略大或略小，那么在窗口里买卖双方总是凑不齐。所以在有强烈意愿买或卖的交易日中，能否抢挂便成了能否成交的重要因变量。
第四次试运行反映的问题
1新能源消纳的问题
近年来新能源装机持续增长，由于新能源天然的波动性较大的特点，午间新能源消纳难与早晚供需紧张并存的现象较为多见。关于新能源消纳问题业内也已多次强调。本次试运行中，特别规定新能源可以自主选择报量报价或报量不报价形式参与市场，这也一定程度上避免了新能源不中标导致的弃风弃光现象。
宁夏的全市场装机中，新能源占比51.2%，超过火电的43.32%。这说明现货价格与新能源出力的相关性还是比较高的，同时，这对省内火电机组性能和用电负荷的调整能力提出了较高要求。
2交易流动性不高的问题
据交易中心披露日融合窗口市场成交数据，结算周期间与非结算周期间的成交电量差异严重，11月1日至11月10日平均单日日融合窗口成交电量为53309兆瓦时，11月11日至11月17日平均单日日融合窗口成交电量为18667兆瓦时。
造成交易流动性不高的原因是复合性的。首先，宁夏日融合市场对峰平谷时段分别设有申报价格限制。其次，宁夏的装机结构中新能源占比过半，风光出力具有较强市场力，所以风光大发/欠发对现货价格的影响比较明显。所以，在新能源出力有略微明显的倾向性时，日融合市场中便会出现无买家/卖家的情况。同时大量的上/下限价抢挂单也导致了对一般主体无交易机会，也无抬高价格买入/降低价格卖出的机会。上述因素共同导致了日融合盘面的流动性差，灵活性差。
另一方面，市场主体对现货市场的理解程度和接受程度不一，部分发电企业和售电公司缺乏足够的现货交易经验和风险管理能力，在参与市场时不会根据自己的持仓灵活调整交易策略，而是盲目跟风。
