北极星售电网获悉，3月26日，宁夏自治区发展改革委发布关于开展宁夏电力现货市场第五次结算试运行工作的通知。文件明确，本次结算试运行时间为3月27日至4月30日（3月26日至4月29日分别组织3月27日至4月30日的日前现货交易），其中4月1日至4月30日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。
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融合。
宁夏电网省级及以上调度管辖的区内公网煤电机组以“报量报价”方式参与，已取得中长期交易合同且具备技术准入条件的新能源场站以自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与，批发用户、售电公司以“报量不报价”参与现货交易。储能、虚拟电厂以自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与。
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，发电侧按照现货最低限价40元／兆瓦时申报，用户侧按照中长期交易曲线申报，储能未申报则不进行调用。
各市场主体需在运行日前一天（D-1日）上午9点30分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。
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。
详情如下：
自治区发展改革委关于开展宁夏电力现货市场第五次结算试运行工作的通知
宁发改运行〔2025〕221号
国网宁夏电力有限公司、宁夏电力交易中心有限公司、各有关发电企业、电力用户、售电公司：
为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，更好检验市场交易规则和技术支持系统优化调整的有效性和适用性，奠定开展长周期结算试运行基础，拟开展宁夏电力现货市场第五次结算试运行。本次试运行时间为3月27日至4月30日（3月26日至4月29日分别组织3月27日至4月30日的日前现货交易），其中4月1日至4月30日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。现将《宁夏电力现货市场第五次结算试运行工作方案》印发给你们，请遵照执行。
附件：宁夏电力现货市场第五次结算试运行工作方案
宁夏回族自治区发展改革委
2025年3月25日
（此件公开发布）
宁夏电力现货市场第五次结算
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，巩固2024年长周期结算试运行工作成效，加快推进宁夏电力现货市场建设，结合宁夏回族自治区实际情况，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）巩固前期短周期结算试运行工作成效，通过长周期结算试运行，进一步检验评估市场交易规则和关键机制的有效性、合理性。
（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）检验电网企业调度、营销等专业和电力交易中心相关业务系统数据交互的时效性和可靠性。
（五）检验市场化调度生产组织流程的适用性和市场化电力电量平衡机制的有效性。
（六）检验省内中长期市场与现货市场衔接的有效性。
（七）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。
（八）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，为开展连续结算试运行奠定基础。
（九）检验独立储能、虚拟电厂等新型市场主体参与现货市场、调频市场等功能的有效性和可靠性。
（十）分析长周期连续运营场景下的现货市场出清与实际执行情况，评估电力现货市场全流程运行风险，记录现货市场运营问题。
二、工作方案
（一）时间安排
本次结算试运行时间为3月27日至4月30日（3月26日至4月29日分别组织3月27日至4月30日的日前现货交易），其中4月1日至4月30日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。
（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（含绿电替代新能源场站）、水电、燃气、生物质、分布式新能源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、电网企业代理购电、直接参与批发市场的电力用户。
居民、农业用户执行目录电价。
储能：电网侧储能（充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上），满足《自治区发展改革委关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知》(宁发改运行〔2024〕952号)市场注册条件。
虚拟电厂：在交易平台注册并具备准入条件并参与中长期市场的虚拟电厂。
（四）试运行规则
本次结算试运行按照《宁夏电力现货市场试运行规则（第五次结算试运行）》（附件8）组织交易。
三、准备工作
宁夏电力现货专班成员、市场运营机构、电网企业以及参与试运行的经营主体共同成立试运行工作小组，相关工作联系人见附件1。
宁夏电力现货专班和市场运营机构完成对经营主体的试运行相关方面的培训和答疑，以及相关技术支持系统的操作培训。
发电侧经营主体按照市场运营机构要求在调度系统中完成机组运行参数的核查，确保相关参数的完整性和正确性。
四、组织流程
（一）中长期交易
1.各市场主体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。其它未参与现货结算的市场主体，偏差电量接受实时现货市场分时均价。
3.现货市场结算日，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。
4.为做好现货结算试运行相关工作，保障电力中长期交易与现货交易的有效衔接，在本次结算试运行期间为经营主体提供有效的中长期电量、曲线调节手段，结合当前已实际开展的交易品种，制定以下交易组织安排。
（1）月度及月内旬交易
按照现货市场第五次结算试运行工作安排以及落实《自治区发展改革委关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知》（宁发改运行〔2024〕952号）中月度交易、旬、日融合交易要求，经营主体提前调整自身中长期曲线，具体交易组织时间安排详见具体交易公告。
（2）日融合交易
现货市场第五次结算试运行期间日融合交易按照中长期交易相关规则开展相关中长期交易组织工作，原则上D日组织开展D+2日中长期日融合交易。
（3）偏差结算价格
现货市场整月试运行期间，原《关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知》（宁发改运行〔2024〕952号）、《自治区发展改革委关于优化2025年区内电力中长期市场交易的通知》（宁发改运行〔2025〕23号）中的偏差结算价格不再执行，《宁夏电力市场不平衡资金管理办法》不再执行，相关机制按本文件执行。
（二）现货交易申报
（1）申报方式
宁夏电网省级及以上调度管辖的区内公网煤电机组以“报量报价”方式参与，已取得中长期交易合同且具备技术准入条件的新能源场站以自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与，批发用户、售电公司以“报量不报价”参与现货交易。储能、虚拟电厂以自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与。
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，发电侧按照现货最低限价40元／兆瓦时申报，用户侧按照中长期交易曲线申报，储能未申报则不进行调用。
（2）申报要求
各市场主体需在运行日前一天（D-1日）上午9点30分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（详见附件5参与现货市场火电机组最小技术出力表），最后一段申报出力应为机组额定容量。火电机组考虑自身实际情况和低负荷运行能力，申报次日96点最大、最小发电能力。
新能源场站自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场。“报量报价”方式下，申报量价曲线和新能源发电预测曲线。“报量不报价”方式下，仅申报新能源发电预测曲线。新能源自主配储的场站，需在日前同时申报配套储能的次日充放电曲线。
用户侧：批发用户、售电公司申报次日24点用电曲线（批发用户现货申报分时电力不得超过报装容量的1.05倍，售电公司现货申报分时电力不得超过所代理用户报装容量之和的1.05倍，超过视为无效申报，以中长期曲线作为申报值）。
储能：储能电站自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场。“报量不报价”方式下，申报次日96点充放电曲线及是否服从调剂。“报量报价”方式下，申报次日量价曲线和每日期望剩余电量区间。储能充电按照用户侧进行申报，放电按照发电侧进行申报。闽宁绿电小镇内储能考虑地区电网平衡调用，接受现货市场价格。
虚拟电厂：虚拟电厂自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货市场。“报量不报价”方式下，申报次日96点用电曲线。“报量报价”方式下，申报日前负荷计划、次日96点量价曲线和上下调节能力（现货市场初期上下调节能力限值基于日前负荷计划上下浮动50%）。
（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。
五、调频辅助服务市场
（一）申报方式
火电企业、储能在日前申报调频容量、调频里程价格，并将报价信息封存到实际运行日。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，调频性能指标上限值为2。
（二）交易出清
调频辅助服务指并网发电厂通过自动发电控制装置（AGC）自动响应区域控制偏差（ACE），按照一定调节速率实时调整有功功率，满足ACE控制要求的服务。
调频市场采用日前仅做价格排序、日内正式出清并实时调度的组织模式，实际运行时根据电力系统频率、联络线功率控制需求实时出清并调用。根据电网实际调频需求分为上调频市场和下调频市场，每15分钟系统根据机组调频里程报价从低到高依次出清。
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价计算补偿费用。
六、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。直流配套电源、自备电厂（含绿电替代新能源场站），当月入市新能源场站偏差电量按照实时现货市场分时均价结算。零售用户按照与售电公司签订的零售套餐结算，签订套餐三的零售用户偏差结算价格按实时现货市场分时均价结算。
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
1.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结算参考点价格计算中长期电费。
2.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。
3.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6。
（二）市场运营费用
1.市场补偿类费用：包含机组启动补偿、调频成本补偿2项。具体计算公式见附件8第九章第八节。
2.市场平衡类费用：包括双轨制不平衡资金、外购电差额费用、波动偏差不平衡资金3项。具体计算公式见附件8第九章第八节。
3.市场调节类费用：包括新能源日前偏差收益回收费用、用户侧日前偏差收益回收费用、用户侧中长期偏差收益回收费用、发电侧中长期偏差收益回收费用、新能源超发盈余5项。具体计算公式见附件8第九章第八节。
（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，调频里程补偿费用计算方法如下：
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；表示市场主体在时段的调频里程；表示调频里程补偿价格；为市场主体在时段提供调频服务时的综合调频性能指标平均值。
七、其它说明事项
（一）现货与调峰辅助服务市场融合
本次结算试运行期间，省内调峰辅助服务市场暂停运行，现货市场与调峰市场融合，同时不再设置火电深调等补偿机制。
（二）调频性能指标
本次结算试运行期间，调频辅助服务市场调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三项性能参数加权平均确定。调频性能指标选取本次调电试运行期间的性能参数作为基准参数，用于调频辅助服务市场实际结算，折算后调频市场结算价格上限为15元/兆瓦。
（三）厂用电率折算
本次结算试运行，发电主体申报厂用电率用于折算日前现货市场结算分时电力曲线，各发电主体厂用电率参数需在缺省申报环节完成填报并封存，试运行期间不再进行调整。
（四）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：
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130%（337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130%，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）。
（一）信息发布
市场运营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，依据电力现货市场信息披露办法所要求的时间节点、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。
（二）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，调度机构应按照电网安全控制优先的原则处理事故和安排电网运行，必要时可中止现货市场试运行并及时汇报宁夏回族自治区发改委。
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，部分市场主体出现严重偏离实际的巨额盈亏，影响市场有序运行的情况，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并按照原中长期方式开展结算。
（三）储能补偿机制
考虑储能在电网实际运行中对新能源偏差和波动的重要作用，同时目前储能容量补偿政策尚未明确，因此本次结算试运行期间，电网侧储能在区内火电机组平均出力低于50%时段期间的充电电量，按照基准电价（259.5元/兆瓦时）给予补偿，补偿费用由新能源企业按照上网电量进行分摊。
一、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。
附件：1.相关工作联系人
2.宁夏电力现货市场交易组织流程
3.机组运行参数表
4.市场核定参数表
5.参与现货市场火电机组最小技术出力表
6.费用结算公式
7.电能量费用结算示例
8.宁夏电力现货市场试运行规则（第五次结算试运行）
附件2
宁夏电力现货市场交易组织流程
（一）日前现货市场（D-1日）
08:30前，电力交易机构通过电力交易平台向市场主体发布日前现货交易所需相关信息，完成日前信息发布。
09:30前，市场主体完成日前现货电能量市场、辅助服务市场申报。
10:00前，电力调度机构完成日前现货市场和辅助服务市场预出清。
11:30前，电力调度机构将区内预出清结果、电力平衡裕度和可再生能源富余程度提交至电力交易机构，通过电力交易平台向市场主体发布。
11:30前，市场主体通过电力交易平台完成省间日前现货市场申报，具体申报信息详见《省间电力现货交易规则（试行）》。
15:00前，调度机构接收省间现货的出清结果，依据各市场主体申报电能量价格曲线，分解省间现货市场出清结果。
17:00前，调度机构依据富余新能源情况，完成西北区域跨省调峰辅助服务市场、备用市场等短期跨省交易的申报。具体申报信息详见《西北区域省间调峰辅助服务市场运营规则（试行）》。
17:30前，调度机构采用系统负荷预测进行市场出清，形成日前节点电价、统一结算点电价和中标电量。
18:00前，调度机构根据日前电能量市场出清模型，采用全网用电负荷预测，确定机组组合和日前发电计划。
18:30前，市场运营机构向市场主体发布日前电能量市场出清结果。
（二）实时现货市场（D日）
T-120分钟前（交易时段起始时刻为T，下同），电力交易机构通过电力交易平台向市场主体发布省间日内现货交易所需相关信息。
T-110分钟前，市场主体通过电力交易平台完成省间日内现货市场申报。
T-90分钟前，电力调度机构完成市场主体省间日内现货市场申报数据的合理性校验，并将量价数据报送至国调中心。
T-60分钟前，国调中心完成省间日内现货市场集中出清，下发省间日内现货交易结果和跨区联络线日内计划。
T-30分钟前，西北网调完成西北调峰辅助服务市场出清，下发西北辅助服务交易结果和省间联络线日内计划。
