附件

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。

工作目标

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。

检验现货市场交易规则的合理性和有效性。

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。

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。

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。

工作方案

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。

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。

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。

组织流程

中长期交易

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。

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。

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。

现货交易申报

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。

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。

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。

现货交易出清

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。

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。

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。

调频辅助服务市场

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。

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。

市场结算

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。

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。

其它事项

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）。

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。

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。

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：1.机组运行参数表

2.市场核定参数表

3.费用结算公式

4.现货深调补偿标准

5.宁夏电力现货市场交易组织流程

6.电能量费用结算示例

附1

机组运行参数表

序号	申报内容	备注
1	机组额定有功功率	与发电业务许可证保持一致
2	机组深调极限出力	与试验报告保持一致
3	机组最大、最小可调出力
4	机组有功功率调节速率	上升调节速率和下降调节速率
5	机组综合厂用电率	与试验报告保持一致
6	机组冷态启动时间	停机时间72小时以上
7	机组温态启动时间	停机时间10小时（含）至72小时（含）
8	机组热态启动时间	停机时间10小时以内
9	机组典型开机曲线	从并网至最小技术出力期间的升功率曲线
10	机组典型停机曲线	从最小技术出力至解列期间的降功率曲线
11	最小连续开机时间	表示机组开机后，距离下一次停机至少需要连续运行的时间，申报范围为0-24小时
12	最小连续停机时间	表示机组停机后，距离下一次开机至少需要连续停运的时间，申报范围为0-10小时

附2

市场核定参数表

序号	参数名称	建议值	备注
1	市场申报价格上下限	上限：1000元/兆瓦时

下限：40元/兆瓦时
2	市场出清价格上下限	上限：1000元/兆瓦时

下限：40元/兆瓦时
3	调频市场里程补偿申报价格上下限	上限： 15元／兆瓦

下限： 5 元／兆瓦
4	机组启动费用限额	燃煤机组各容量等级的冷态、温态、热态启动费用报价上限为：100万千瓦级机组（300万元/次、240万元/次、180万元/次），60万千瓦级机组（200万元/次、160万元/次、120万元/次），30万千瓦级机组（100万元/次、80万元/次、60万元/次）。	各机组统一按对应容量等级的启动成本基准值申报。

附3

费用结算公式

（一）电能量费用

1）中长期电费计算公式为：

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为 时段中长期合同分时电量；

为 时段中长期合同约定价格;

为日前市场机组所在节点 时段结算电价或用户侧 时段统一结算点电价；

为日前统一结算点电价。

2）日前市场偏差电能量电费计算公式为：

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为日前市场 时段机组出清上网电量或用户侧日前申报需求电量；

为 时段中长期合同分时电量；

为日前市场机组所在节点 时段结算电价或用户侧 时段统一结算点电价。

3）实时市场偏差电能量电费计算公式为：

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为实时市场 时段机组实际上网电量或用户侧实际用电量；

为日前市场 时段机组出清上网电量或用户侧日前申报需求电量；

为实时市场机组所在节点 时段结算电价或用户侧 时段统一结算点电价。

因保障新能源最大化消纳实现的新能源实际上网电量超出实时现货出清电量。即 ，其超过实时现货出清电量的增发部分，按照现货市场最低限价（40元/兆瓦时）结算。此时新能源实时偏差电能量计算公式如下。

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为新能源场站i在t时段实时现货市场节点价格；

为现货市场最低结算限价，为40元/兆瓦时；

为新能源场站i在t时段实时现货市场出清电量；

为新能源场站i在t时段日前现货市场出清电量；

为新能源场站i在t时段实际上网电量

（二）市场运营费用

1）机组启动补偿计算公式为：

其中：

为机组总启动补偿费用；

为机组第i次启动对应的启动费用报价。

2）现货深调补偿计算公式为：

其中：

为机组现货深调总补偿费用；

为机组在第i档获补偿电量；

为第i档深调补偿标准。

附4

现货深调补偿标准

挡位	机组负荷率	补偿标准（元/千瓦时）	备注
第一档	40%≤负荷率＜50%	0.1
第二档	30%≤负荷率＜40%	0.35
第三档	20%≤负荷率＜30%	0.6
第四档	负荷率＜20%	0.8

附5

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，完成事前信息发布。

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，调度机构采用优先购电预测数据、代理购电中长期成交曲线（或日预测用电曲线）及市场化用户申报负荷数据进行市场出清，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。

附件6

电能量费用结算示例

本算例仅适用于此次结算试运行，且仅用于介绍理清电能量电费构成和结算过程。

（一）分时现货均价

假设市场化机组A、B参与现货，T1时段(包含4个点，每15分钟为1个点)的日前和实时出清数据如下(单位：MWH、元/兆瓦时、元)：

T1 日前	T1 实时	T1日前分时均价	T1实时分时均价
0:15	0:30	0:45	1:00	0:15	0:30	0:45	1:00
电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价
市场机组A	80	500	90	510	85	505	100	520	70	510	100	520	90	515	100	525	530.48	542.06
市场机组B	230	550	220	545	190	530	210	530	250	560	200	540	210	550	220	555
T1时段日前分时现货均价=（A的T1日前电量×日前电价+B的T1日前电量×日前电价）/(A的T1日前电量+B的T1日前电量)=｛(80×500+90×510+85×505+100×520)+(230×550+220×545+190×530+210×530)｝/(80+90+85+100+230+220+190+210)=530.48元/兆瓦时

T1时段实时分时现货均价=（A的T1实际电量×实时电价+B的T1实际电量×实时电价）/(A的T1实际电量+B的T1实际电量)=｛(70×510+100×520+90×515+100×525)+(250×560+200×540+210×550+220×555)｝/(70+100+90+100+250+200+210+220)=542.06元/兆瓦时

注：算例输入数据为单时段数据，仅举例说明。在实际结算中，发电侧以每小时内4个15分钟节点电价的算术平均值作为该小时的节点电价。

（二）电能量结算

假设市场化机组A、B，市场化用户X、Y参与现货，发电侧：中长期合同电量合计300MWH，日前出清电量合计310MWH，实际上网电量合计320MWH；用电侧：中长期合同电量合计300MWH，日前申报电量合计320MWH，实际用电量合计320MWH。发、用两侧结算电费如下表所示：

中长期	日前	实时	总结算电费	结算均价
电量	电价	电费	电量	电价	电费	电量	电价	电费
市场机组A	100	400	32581	80	500	-10000	70	700	-7000	15581	222.56
市场机组B	200	400	85162	230	600	18000	250	750	15000	118162	472.65
中长期	日前	实时
电量	电价	电费	电量	电价	电费	电量	电价	电费	总结算电费	结算均价
市场用户X	80	400	32000	50	574.19	-17226	70	739.06	14781	29555	422.22
市场用户Y	220	400	88000	260	574.19	22968	250	739.06	-7391	103577	414.31
①日前分时均价=（机组A日前电量×日前电价+机组B日前电量×日清电价）/（机组A日前电量+机组B日前电量）=（80×500+230×600）/（80+230）=574.19元/兆瓦时

②实时分时均价=（机组A实际电量×实时电价+机组B实际电量×实时电价）/（机组A实际电量+机组B实际电量）=（70×700+250×750）/（70+250）=739.06元/兆瓦时

③机组A结算电费=中长期合约电费+日前偏差电费+实时偏差电费=中长期合约电量×（中长期合约价格+日前市场节点电价-日前统一结算点电价）+（日前出清电量－中长期合约电量）×日前出清电价+（实际上网电量－日前出清电量）×实时出清电价=100×(400+500－574.19)+(80－100)×500+(70－80)×700=15581元

③用户X结算电费=中长期电费+日前偏差电费+实时偏差电费=中长期合约电量×（中长期合约价格＋日前市场统一结算点电价－中长期结算参考点现货电价）+（日前申报电量－中长期合约电量）×日前分时均价+（实际用电量-日前申报电量）×实时分时均价=80×（400+574.19－574.19）+(50-80)×574.19+(70-50)×739.06=29555元

注：算例输入数据为单时段数据，仅举例说明。实际结算中，用户侧以发电侧每小时各节点电价的加权平均作为该小时的统一结算点价格进行结算。中长期结算参考点现货电价为日前市场统一结算点电价。

1.市场供需比=（市场发电能力-外送电力+受入电力）/实际负荷