據(jù)寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委關于開展寧夏電力現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場第二次結算試運行，日前發(fā)布了寧夏電力現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場相融合。
全文如下：
寧夏電力現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場，發(fā)現(xiàn)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(xiàn)貨市場建設。
（二）檢驗現(xiàn)貨市場交易規(guī)則的合理性和有效性。
（三）檢驗現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨交易），并根據(jù)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場結算試運行，發(fā)電曲線作為現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場偏差結算依據(jù)。
2.現(xiàn)貨市場試結算日，現(xiàn)貨交易價格作為偏差結算依據(jù)，中長期日融合交易價格不再作為偏差結算依據(jù)。電網(wǎng)代理購電及其他未參與現(xiàn)貨結算的市場主體按現(xiàn)有中長期交易規(guī)則執(zhí)行。
3.現(xiàn)貨市場試結算日，中長期交易發(fā)電側、用電側均采用現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨交易出清
1.日前現(xiàn)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(lián)絡線計劃，基于市場主體申報信息及電網(wǎng)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(jīng)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(xiàn)貨市場出清
實時市場運行中，各市場主體沿用日前現(xiàn)貨市場的量價信息，無需再進行申報。根據(jù)新能源超短期出力預測、系統(tǒng)超短期負荷預測、省間現(xiàn)貨交易出清結果等電網(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)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(jù)電網(wǎng)實際調頻需求，每小時滾動出清。系統(tǒng)根據(jù)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(xiàn)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(xiàn)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(wǎng)（用）電量與日前現(xiàn)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(jù)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(jù)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(xiàn)貨深調補償2項。
機組啟動補償：根據(jù)機組申報的啟動費用和啟停次數(shù)進行補償。費用由發(fā)電側市場化主體按上網(wǎng)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(xiàn)貨深調補償：根據(jù)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(wǎng)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(xiàn)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(xiàn)有《寧夏電網(wǎng)短期交易外送電量清分原則》、《寧夏電網(wǎng)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(xiàn)的新能源較實時現(xiàn)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(xiàn)貨市場價格結算，發(fā)用兩側電價差產(chǎn)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(shù)；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(xiàn)貨結算日期內，費用由發(fā)電側市場化主體按上網(wǎng)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(jù)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(xiàn)貨市場供需比大于等于1.5 1.2-1.5
現(xiàn)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(shù)（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(shù)=（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(xiàn)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涨啊崟r現(xiàn)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(jù)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(wǎng)安全運行。當市場出清結果無法滿足電網(wǎng)安全運行需要時，及時實施人工干預保障電網(wǎng)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(jīng)過、市場干預調整情況等。當出現(xiàn)氣候異常、自然災害、重大電源或電網(wǎng)故障等突發(fā)事件影響電力供應或電網(wǎng)安全時，或技術支持系統(tǒng)出現(xiàn)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(wǎng)運行，必要時先中止現(xiàn)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(xiàn)市場價格大幅波動或部分市場主體出現(xiàn)嚴重偏離實際的巨額盈虧，市場運營機構經(jīng)報請自治區(qū)發(fā)展改革委同意后，可中止現(xiàn)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(xiàn)貨市場運營機構做好現(xiàn)貨市場與生產(chǎn)運行的銜接工作，保障電網(wǎng)運行安全和市場運營平穩(wěn)。
（二）加強分析總結。現(xiàn)貨市場運營機構要結合電網(wǎng)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(xiàn)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(xiàn)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(shù)據(jù)，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(wǎng)
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