據寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委關于開展寧夏電力現貨市場第二次結算試運行工作的通知，結合自治區(qū)電力現貨市場建設實際及第一次結算試運行情況，擬于3月11日至3月17日開展寧夏電力現貨市場第二次結算試運行，日前發(fā)布了寧夏電力現貨市場第二次結算試運行工作方案。
本次結算試運行電能量市場開展中長期市場、省內日前、實時現貨市場。輔助服務市場開展調頻輔助服務市場，調峰輔助服務市場與現貨市場相融合。
全文如下：
寧夏電力現貨市場第二次結算
試運行工作方案
為深入貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）要求，積極穩(wěn)妥推進寧夏電力現貨市場建設，在鞏固前期結算試運行工作成效基礎上，進一步檢驗市場交易規(guī)則和技術支持系統(tǒng)，引導市場主體全面參與電力現貨市場，發(fā)現市場運行潛在風險，特制定本工作方案。
一、工作目標
（一）全面貫徹落實國家電力體制改革要求，穩(wěn)妥有序推進寧夏電力現貨市場建設。
（二）檢驗現貨市場交易規(guī)則的合理性和有效性。
（三）檢驗現貨市場技術支持系統(tǒng)、交易結算系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性、可靠性與實用性。
（四）驗證現貨市場信息披露、出清、計算、結算等業(yè)務流程的合理性。
（五）增強市場主體對現貨市場建設相關工作的參與意識和理解程度，提升市場主體參與度。
二、工作方案
（一）時間安排
本次結算試運行運行時間為3月11日至3月17日（3月10日至3月16日分別組織3月11日至3月17日的日前現貨交易），并根據市場運行情況，確定2天作為實際結算日。
（二）交易品種
本次結算試運行電能量市場開展中長期市場、省內日前、實時現貨市場。輔助服務市場開展調頻輔助服務市場，調峰輔助服務市場與現貨市場相融合。
（三）參與范圍
發(fā)電側：區(qū)內已參與中長期交易的公用燃煤發(fā)電企業(yè)、參與中長期交易的集中式新能源場站。
直流配套電源、自備電廠、水電、燃氣、生物質、分布式光伏企業(yè)不參與本次現貨市場結算試運行，發(fā)電曲線作為現貨市場出清邊界。
用戶側：區(qū)內已參與中長期交易的售電公司、直接參與批發(fā)市場的電力用戶。虛擬電廠運營商代理的用戶在綁定周期內不可單獨參與現貨市場。
居民、農業(yè)用戶執(zhí)行目錄電價。代理購電用戶暫不參與本次現貨市場結算試運行。
儲能：獨立儲能（充電功率在1萬千瓦及以上，持續(xù)充電時間2小時以上）。
虛擬電廠：在交易平臺注冊并具備準入條件的虛擬電廠可自主選擇是否參與。參與現貨交易的虛擬電廠所代理的用戶不得被其他售電公司代理。
三、組織流程
（一）中長期交易
1.各市場主體試結算當日中長期交易曲線由年、月、月內、日融合各類省內和省間外送交易曲線疊加形成，中長期曲線最終交易結果作為與現貨市場偏差結算依據。
2.現貨市場試結算日，現貨交易價格作為偏差結算依據，中長期日融合交易價格不再作為偏差結算依據。電網代理購電及其他未參與現貨結算的市場主體按現有中長期交易規(guī)則執(zhí)行。
3.現貨市場試結算日，中長期交易發(fā)電側、用電側均采用現貨市場發(fā)電側加權平均價格作為統(tǒng)一結算點價格開展結算。
（二）現貨交易申報
1．申報方式
火電、新能源企業(yè)“報量報價”參與現貨交易，批發(fā)用戶、售電公司、儲能、虛擬電廠“報量不報價”參與現貨交易。
未按要求及時申報的，采用市場主體申報的缺省信息出清，缺省值也未申報的，發(fā)電側全容量按照現貨最低限價（40元／兆瓦時）出清，用戶側按照中長期交易曲線出清。
2．申報要求
各市場主體需在運行日前一天（D-1日）上午9：30前通過寧夏電力交易平臺完成運行日（D日）量價信息申報，并提前完成缺省信息申報。申報電力最小單位1兆瓦，價格最小單位1元/兆瓦時。
發(fā)電側：火電、新能源企業(yè)按照3-10段“電力-價格”曲線進行申報，各段申報價格應為單調非遞減，即后一段報價要大于等于前一段報價，各分段出力之間不可出現斷點。第一段申報出力應為最小發(fā)電出力，最后一段申報出力應為機組額定容量。
用戶側：批發(fā)用戶、售電公司申報次日96點用電曲線（現貨申報分時電力范圍為中長期交易電力的50~150%）。
儲能：儲能電站申報次日96點充放電曲線及是否服從調劑。
虛擬電廠：虛擬電廠申報次日96點用電曲線。
3．申報和出清限價
現貨交易申報、出清環(huán)節(jié)均設置限價，限價范圍為40-1000元／兆瓦時。
（三）現貨交易出清
1.日前現貨市場出清
綜合考慮運行日（D日）負荷預測曲線、非市場化機組出力曲線和聯絡線計劃，基于市場主體申報信息及電網運行邊界條件，以發(fā)電成本最小化為優(yōu)化目標，采用安全約束機組組合（SCUC)、安全約束經濟調度（SCED)出清，形成運行日（D日）火電機組開機組合、系統(tǒng)分時節(jié)點電價、各發(fā)電企業(yè)發(fā)電計劃和儲能充放電計劃。
2.實時現貨市場出清
實時市場運行中，各市場主體沿用日前現貨市場的量價信息，無需再進行申報。根據新能源超短期出力預測、系統(tǒng)超短期負荷預測、省間現貨交易出清結果等電網實時運行條件，以15分鐘為間隔，滾動出清未來15分鐘至2小時的分時節(jié)點電價和出力曲線。
（四）交易結果執(zhí)行
在確保電網安全運行和新能源高效利用的前提下，調度機構嚴格按照實時現貨市場出清結果安排機組發(fā)電出力。
四、調頻輔助服務市場
（一）申報方式
火電企業(yè)申報調頻容量、調頻里程價格。未按要求及時申報的，認為不參與調頻市場。
調頻里程申報價格范圍暫定為5-15元/兆瓦，最小單位為0.1元/兆瓦。
（二）交易出清
根據電網實際調頻需求，每小時滾動出清。系統(tǒng)根據機組調頻里程報價從低到高依次出清，直至中標單元調頻容量總和滿足本時段調頻容量需求。
當調頻市場供不應求或運行日調頻容量不足時，調控機構對該時段內已申報未中標機組進行調用，按同時段調頻市場出清最高價計算補償費用。
五、市場結算
（一）現貨電能量結算
電能量費用：發(fā)電側以所在的節(jié)點電價進行結算，用戶側以發(fā)電側加權平均價進行結算。儲能放電以所在節(jié)點電價進行結算，充電以發(fā)電側加權平均價進行結算。
采用雙偏差結算方式，即日前現貨出清電量與中長期合約電量的偏差按照日前出清電價結算，實際上網（用）電量與日前現貨出清電量的偏差按照實時出清價格結算。
電能量費用=中長期電費+日前市場偏差電能量電費+實時市場偏差電能量電費
中長期電費：市場主體按照中長期合同分時電量、合同約定價格及中長期參考點價格計算中長期電費。
日前市場偏差電能量電費：市場主體根據日前市場出清電量與中長期合同電量之間的差額，以及日前市場電價計算日前市場偏差電能量電費。
實時市場偏差電能量電費：市場主體根據實際電量與日前市場出清電量之間的差額，以及實時市場電價計算實時市場偏差電能量電費。
電能量結算具體計算公式見附件3。
（二）市場運營費用
市場補償類費用：包含機組啟動補償、現貨深調補償2項。
機組啟動補償：根據機組申報的啟動費用和啟停次數進行補償。費用由發(fā)電側市場化主體按上網電量分攤，納入月度結算。啟動費用上限見附件2、具體計算公式見附件3。
現貨深調補償：根據火電機組在深調時段所處的負荷率進行補償。費用由新能源場站在深調時段的上網電量分攤，納入月度結算。補償標準詳見附件4、具體計算公式見附件3。
市場平衡類資金：包括結構不平衡資金、省間省內偏差費用、新能源超發(fā)盈余總共3項。
結構不平衡資金：按現有《寧夏電力市場不平衡資金管理辦法》進行管理和分攤。
省間省內偏差費用：按現有《寧夏電網短期交易外送電量清分原則》、《寧夏電網省間外購電管理辦法》進行管理和分攤。
新能源超發(fā)盈余：指為保障新能源最大化消納實現的新能源較實時現貨出清電量的增發(fā)電量按照最低限價（40元/兆瓦時）在發(fā)電側結算，而用戶側按照實時現貨市場價格結算，發(fā)用兩側電價差產生的盈余。新能源超發(fā)盈余納入月度不平衡資金進行管理和分攤。
（三）輔助服務費用
調頻補償以1小時為一個調度時段進行結算：
AGC單元調頻里程補償費用=
其中T表示調頻市場交易的單位計費周期數；表示市場主體i在t時段的調頻里程；Pe表示調頻里程補償價格（本次結算試運行暫取15元/MW），為市場主體i在t時段提供調頻服務時的綜合調頻性能指標平均值（本次結算試運行暫取1）。
調頻里程補償費用在現貨結算日期內，費用由發(fā)電側市場化主體按上網電量分攤，納入月度結算。
六、其它事項
（一）市場力防控
為避免具有市場力的發(fā)電機組操縱市場價格，本次結算試運行開展市場力監(jiān)測與管控。
1.根據市場供需比，啟動市場力緩解機制
市場力行為監(jiān)測。日前市場出清后，逐時段計算市場供需比和價格情況，初步判斷市場內是否存在操縱市場力的行為，并啟動市場力行為監(jiān)測，具體標準如下：
表1市場供需比及觸發(fā)市場力監(jiān)管價格
現貨市場供需比大于等于1.5 1.2-1.5
現貨市場價格不高于400元/兆瓦時不高于800元/兆瓦時
若某時段達到啟動市場力行為監(jiān)測的情況，對TOP4發(fā)電集團計算剩余供給指數（RSI），并對該發(fā)電集團旗下機組報價進行檢測，具體計算公式如下：
發(fā)電集團的剩余供給指數=（所有準入發(fā)電主體的總發(fā)電容量-該發(fā)電集團的發(fā)電容量）/目標交易時段的市場總需求容量。
市場監(jiān)管初期，當發(fā)電集團的RSI小于1.05，則認為該發(fā)電集團具有市場力，將該集團下的所有機組高于參考報價的報價段替換為參考報價，重新組織日前市場出清。實時市場同樣采用替換后的報價出清。本次結算試運行參考報價為用燃煤基準電價（259.5元/兆瓦時）的1.2倍（311.4元/兆瓦時）。
2.價格修正
為保障現貨市場運行初期價格平穩(wěn)有序，當日前或實時市場出清的用戶統(tǒng)一結算價加權平均值超過燃煤基準電價（259.5元/兆瓦時）的150%（389元/兆瓦時）時，在結算環(huán)節(jié)（披露的出清價格不變），將用戶側96點統(tǒng)一結算價等比例縮小，直至用戶側96點統(tǒng)一結算價算術平均值等于燃煤基準電價的150%，相對應地將發(fā)電側各節(jié)點96點結算電價按相同比例縮?。ㄈ涨?、實時現貨價格分別按上述原則進行市場價格修正）。
（二）信息發(fā)布
電力交易機構按規(guī)定及時向市場主體披露市場運營相關信息，具體按照《電力市場信息披露基本規(guī)則》（國能發(fā)監(jiān)管〔2024〕9號）要求，依據電力市場信息披露基本規(guī)則所要求的時間節(jié)點、披露內容以及披露范圍要求，及時發(fā)布事前市場邊界信息、出清結果等信息。
（三）風險控制
1.調度機構要切實加強調度運行管理，全力保障市場有序出清和電網安全運行。當市場出清結果無法滿足電網安全運行需要時，及時實施人工干預保障電網安全運行，干預措施包括但不限于調整市場出清邊界、調整市場出清結果，調度機構應詳細記錄事件經過、市場干預調整情況等。當出現氣候異常、自然災害、重大電源或電網故障等突發(fā)事件影響電力供應或電網安全時，或技術支持系統(tǒng)出現異常無法正常開展交易時，調度機構應按照“安全第一”的原則處理事故和安排電網運行，必要時先中止現貨市場調電試運行，恢復常規(guī)調電方式，相關情況事后及時向自治區(qū)發(fā)改委報備。
2.市場運營機構在結算試運行過程中發(fā)現市場價格大幅波動或部分市場主體出現嚴重偏離實際的巨額盈虧，市場運營機構經報請自治區(qū)發(fā)展改革委同意后，可中止現貨市場結算試運行工作。
七、相關要求
（一）強化運行保障。各相關單位要高度重視結算試運行工作，全力配合現貨市場運營機構做好現貨市場與生產運行的銜接工作，保障電網運行安全和市場運營平穩(wěn)。
（二）加強分析總結?，F貨市場運營機構要結合電網負荷、新能源出力等邊界條件，做好市場出清結果分析，及時發(fā)現試運行過程中存在的問題并妥善處理，不斷完善市場規(guī)則條款和技術系統(tǒng)功能。
（三）做好信息報送?，F貨市場運營機構合理安排人員分工，及時整理匯總市場出清相關數據，完成市場結算試運行報告編制和報送。
（四）嚴肅調度紀律。發(fā)電側各市場主體結算試運行期間應確保在運機組均投入AGC遠控模式并嚴格執(zhí)行調度指令，無故不執(zhí)行調度指令等行為按照“兩個細則”嚴格考核。
來源：太陽能發(fā)電網
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