为深入贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）要求，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，通过连续结算试运行，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）分析连续结算试运行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。

（十一）为电力现货市场转正运行奠定基础。

二、工作方案

（一）交易品种

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。

（二）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、分布式及分散式新能源。

直流配套火电、中衡直流配套新能源、自备电厂（含绿电替代新能源场站），水电机组，燃气、生物质能和垃圾发电机组等发电曲线作为现货市场出清边界，具体见附件7。

直流配套新能源（不含中衡配套新能源）参与现货市场出清，不参与日前、实时市场偏差结算，实际上网电量与中长期电量的偏差部分接受实时现货市场分时均价。

用户侧：区内直接参与批发市场的电力用户、已参与中长期交易的售电公司、电网企业代理购电工商业。

电网企业代理购电居农、线损不参与现货市场。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2026年电力中长期交易有关事项的通知》(宁发改电力〔2025〕752号)市场注册条件。

虚拟电厂：在交易平台注册，具备准入条件并参与中长期市场的虚拟电厂。

就近消纳项目：满足《宁夏回族自治区绿电直连实施方案》、《自治区发展改革委关于做好源网荷储一体化项目建设的通知》（宁发改规发〔2023〕17号）、《自治区发展改革委关于做好2026年电力中长期交易有关事项的通知》(宁发改电力〔2025〕752号)等相关文件要求的绿电直连、源网荷储一体化等就近消纳项目。

（三）试运行规则

按照《宁夏电力现货市场试运行规则（连续结算试运行V2.0）》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，现货出清价格作为偏差结算依据。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，《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。

3.现货市场结算日，统一结算点价格为现货市场发电侧加权平均价格。

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

按照现货市场连续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2026年电力中长期交易有关事项的通知》（宁发改运行〔2025〕752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

现货市场连续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。

（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集中式新能源场站以“报量报价”方式参与，直接参与或聚合参与市场的分布式及分散式新能源以“报量报价”方式参与，其余的分布式及分散式新能源以“不报量不报价，接受实时现货价格”方式参与，批发用户、售电公司、电网企业代理购电的工商业以“报量不报价”参与现货交易，独立储能以“报量报价”方式参与，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10点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。

集中式新能源场站以“报量报价”的方式参与现货市场。“报量报价”方式下，申报量价曲线和新能源发电预测曲线。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。

直接参与或聚合参与市场的分布式及分散式新能源以“报量报价”的方式参与现货市场。“报量报价”方式下，申报内容同集中式新能源场站。

用户侧：批发用户、售电公司、代理购电工商业申报次日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）。

储能：申报未来两日量价曲线。闽宁绿电小镇内储能考虑地区电网平衡调用，接受实时现货市场分时均价。

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%，后期按照根据实际调节能力测试结果进行调整）。

就近消纳项目：发电侧以“报量报价”方式参与现货市场，申报发电量价曲线和96点发电预测曲线；用户侧以“报量不报价”方式参与现货市场，申报次日24点用电曲线（就近消纳项目现货申报分时电力不得超过报装容量的1.05倍）。

（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40-800元／兆瓦时。后续若自治区发展改革委出台相关政策文件，则根据政策内容，经对全市场公示后，修改现货交易申报、出清环节限价。

（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，分别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。

（3）现货市场出清及控制顺序

1.当火电机组、储能、虚拟电厂报价相同时，按照同报价段的申报电量比例安排出清和中标电量。

2.当新能源机组报价相同时，按照同报价段容量进行分配，同时出清电力不超过其预测功率。

3.当新能源与火电机组、储能、虚拟电厂报价相同时，优先出清新能源机组。

4.当新能源消纳困难时，按照以下级别倒序安排出清及控制：

第一级：存在安全隐患的厂站。包括：违反调度纪律、技术参数不达标、AGC功能不健全的场站等，出清上限设置为装机容量的10%（保留样板机）。

第二级：绿电直连、绿电替代及源网荷储项目新能源场站。三类项目总体政策均为“自发自用、余电上网，新能源消纳困难时段不上网”，但绿电直连项目余电上网比例原则上不超过20%。绿电直连及源网荷储项目在全网调峰弃电时均不允许上网；绿电替代项目在全网调峰弃电、新能源侧上网路径发生断面过载时，不允许超用电负荷上网。

第三级：未配置储能的新能源场站。按自治区“储七条”政策，同价情况下优先弃电。

第四级：关键性能指标排名后20%的新能源场站。超短期

预测合格率、AGC投运率、AGC合格率等关键指标排名落后的场站，出清分配系数设置为0.8。

第五级：正常参与市场的新能源场站。其他新能源场站按照现货市场发电成本最小化原则正常出清。

短路比不满足要求的场站：出清环节按照场站短路比计算结果，出清及控制上限设置为装机容量的40%-80%。同时，如相关场站同步触发上述第一、三、四级排序原则，按相应原则执行。

出清及控制顺序情况根据电网运行需要，适时调整分组方式和相关指标。

（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和储能充放电计划。保障电网安全、电力平衡、新能源消纳等特殊情况下，调度运行可根据电网运行实际需求，调整储能的出清结果。

五、调频辅助服务市场

（1）申报方式

火电企业、新型经营主体（含储能、虚拟电厂等）在日前申报调频里程价格，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。

（2）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。

调频市场采用日前按修正价格排序、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按修正价格从低到高依次出清。

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。若参与申报的调频资源无法满足电网需求，调度机构对该时段内未申报的调频资源按其对应时段的历史调频性能指标排序依次进行调用，并按同时段调频市场出清价格计算补偿费用。

机组测试与试验期间，不获得调频里程与成本补偿费用。

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，用户侧以统一结算点价格进行结算。储能放电以所在节点电价进行结算，充电以统一结算点价格进行结算。未参与现货的直流配套电源、自备电厂（含绿电替代新能源场站），当月入市无现货出清结果的经营主体，电网企业代理购电居农、线损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（偏差联

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和省间日内结算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+省间日内电能量电费+实时市场偏差电能量电费+差额电能量电费。

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.省间日内电能量电费：市场主体根据省间日内结算电量及省间日内结算价格计算省间日内电能量电费。

4.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和省间日内结算电量之间的差额，以及实时市场电价计算实时市场偏差电能量电费。

5.差额电能量电费：因变线损、计量尾差等原因造成的月结电量与日清电量之间的差额电量，按照当期年度、月度区内电力直接交易加权价结算。

电能量结算具体计算公式详见附件6《宁夏电力现货市场试运行规则（连续结算试运行V2.0）》。

（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、储

能调偏补偿费用3项。

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、省间外送月度偏差资金3项。

3.市场调节类费用：包括发电侧中长期偏差收益回收费用、新能源日前偏差收益回收费用、新能源超发回收费用、用户侧中长期偏差收益回收费用、用户侧日前偏差收益回收费用5项。

（三）调频辅助服务费用

调频补偿以15分钟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=∑(Di,t×pe×kdi,t)Tt=1

其中，T表示调频市场交易的单位计费周期数；Di,t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；kdi,t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。

七、其它说明事项

（一）现货与调峰辅助服务市场融合

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

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。调频性能指标选取区内最优煤电机组对应的设计参数作为基准参数（暂按照两个细则标准机组参数作为基准参数折算），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

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，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1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 小于1.1 [1.1,1.2) [1.2,1.3) [1.3,1.4) 大于等于1.4

现货市

场价格 不高于 800 元/兆瓦时 不高于 519 元/兆瓦时 不高于389.25 元/兆瓦时 不高于337.35 元/兆瓦时 不高于285.45元/兆瓦时

若全天96时刻中，有超过10%（10个点，不含10个点）的时刻现货价格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。结算试运行参考报价为燃煤基准电价（259.5元/兆瓦时）的1.1倍（285.45元/兆瓦时），后续根据情况适时调整。

（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），后续根据情况适时调整。

（五）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。

（六）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，结算方式另行明确。

八、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。同时，按月向宁夏回族自治区发展改革委报告市场平衡类费用执行情况。

（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.宁夏电力现货市场试运行规则（连续结算试运行V2.0）

7.不参与现货市场机组名单