據(jù)寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于開展寧夏電力現(xiàn)貨市場第二次結(jié)算試運行工作的通知，結(jié)合自治區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)實際及第一次結(jié)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(jié)算試運行，日前發(fā)布了寧夏電力現(xiàn)貨市場第二次結(jié)算試運行工作方案。
本次結(jié)算試運行電能量市場開展中長期市場、省內(nèi)日前、實時現(xiàn)貨市場。輔助服務(wù)市場開展調(diào)頻輔助服務(wù)市場，調(diào)峰輔助服務(wù)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(jié)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(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）要求，積極穩(wěn)妥推進(jìn)寧夏電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，在鞏固前期結(jié)算試運行工作成效基礎(chǔ)上，進(jìn)一步檢驗市場交易規(guī)則和技術(shù)支持系統(tǒng)，引導(dǎo)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(fēng)險，特制定本工作方案。
一、工作目標(biāo)
（一）全面貫徹落實國家電力體制改革要求，穩(wěn)妥有序推進(jìn)寧夏電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。
（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(shù)支持系統(tǒng)、交易結(jié)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(jié)算等業(yè)務(wù)流程的合理性。
（五）增強市場主體對現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)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(jié)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(jié)算日。
（二）交易品種
本次結(jié)算試運行電能量市場開展中長期市場、省內(nèi)日前、實時現(xiàn)貨市場。輔助服務(wù)市場開展調(diào)頻輔助服務(wù)市場，調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場相融合。
（三）參與范圍
發(fā)電側(cè)：區(qū)內(nèi)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?xì)狻⑸镔|(zhì)、分布式光伏企業(yè)不參與本次現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行，發(fā)電曲線作為現(xiàn)貨市場出清邊界。
用戶側(cè)：區(qū)內(nèi)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(nèi)不可單獨參與現(xiàn)貨市場。
居民、農(nóng)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(jié)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(zhǔn)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(jié)算當(dāng)日中長期交易曲線由年、月、月內(nèi)、日融合各類省內(nèi)和省間外送交易曲線疊加形成，中長期曲線最終交易結(jié)果作為與現(xiàn)貨市場偏差結(jié)算依據(jù)。
2.現(xiàn)貨市場試結(jié)算日，現(xiàn)貨交易價格作為偏差結(jié)算依據(jù)，中長期日融合交易價格不再作為偏差結(jié)算依據(jù)。電網(wǎng)代理購電及其他未參與現(xiàn)貨結(jié)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(jié)算日，中長期交易發(fā)電側(cè)、用電側(cè)均采用現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價格作為統(tǒng)一結(jié)算點價格開展結(jié)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(cè)全容量按照現(xiàn)貨最低限價（40元／兆瓦時）出清，用戶側(cè)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(cè)：火電、新能源企業(yè)按照3-10段“電力-價格”曲線進(jìn)行申報，各段申報價格應(yīng)為單調(diào)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(yīng)為最小發(fā)電出力，最后一段申報出力應(yīng)為機組額定容量。
用戶側(cè)：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(diào)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(shè)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(fù)荷預(yù)測曲線、非市場化機組出力曲線和聯(lián)絡(luò)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(biāo)，采用安全約束機組組合（SCUC)、安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)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(jìn)行申報。根據(jù)新能源超短期出力預(yù)測、系統(tǒng)超短期負(fù)荷預(yù)測、省間現(xiàn)貨交易出清結(jié)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(jié)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(diào)度機構(gòu)嚴(yán)格按照實時現(xiàn)貨市場出清結(jié)果安排機組發(fā)電出力。
四、調(diào)頻輔助服務(wù)市場
（一）申報方式
火電企業(yè)申報調(diào)頻容量、調(diào)頻里程價格。未按要求及時申報的，認(rèn)為不參與調(diào)頻市場。
調(diào)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(diào)頻需求，每小時滾動出清。系統(tǒng)根據(jù)機組調(diào)頻里程報價從低到高依次出清，直至中標(biāo)單元調(diào)頻容量總和滿足本時段調(diào)頻容量需求。
當(dāng)調(diào)頻市場供不應(yīng)求或運行日調(diào)頻容量不足時，調(diào)控機構(gòu)對該時段內(nèi)已申報未中標(biāo)機組進(jìn)行調(diào)用，按同時段調(diào)頻市場出清最高價計算補償費用。
五、市場結(jié)算
（一）現(xiàn)貨電能量結(jié)算
電能量費用：發(fā)電側(cè)以所在的節(jié)點電價進(jìn)行結(jié)算，用戶側(cè)以發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價進(jìn)行結(jié)算。儲能放電以所在節(jié)點電價進(jìn)行結(jié)算，充電以發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價進(jìn)行結(jié)算。
采用雙偏差結(jié)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(jié)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(jié)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(jié)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(diào)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(jìn)行補償。費用由發(fā)電側(cè)市場化主體按上網(wǎng)電量分?jǐn)偅{入月度結(jié)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(diào)補償：根據(jù)火電機組在深調(diào)時段所處的負(fù)荷率進(jìn)行補償。費用由新能源場站在深調(diào)時段的上網(wǎng)電量分?jǐn)?，納入月度結(jié)算。補償標(biāo)準(zhǔn)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(jié)構(gòu)不平衡資金、省間省內(nèi)偏差費用、新能源超發(fā)盈余總共3項。
結(jié)構(gòu)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(jìn)行管理和分?jǐn)偂?br />
省間省內(nèi)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(jìn)行管理和分?jǐn)偂?br />
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(cè)結(jié)算，而用戶側(cè)按照實時現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，發(fā)用兩側(cè)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(jìn)行管理和分?jǐn)偂?br />
（三）輔助服務(wù)費用
調(diào)頻補償以1小時為一個調(diào)度時段進(jìn)行結(jié)算：
AGC單元調(diào)頻里程補償費用=
其中T表示調(diào)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(diào)頻里程；Pe表示調(diào)頻里程補償價格（本次結(jié)算試運行暫取15元/MW），為市場主體i在t時段提供調(diào)頻服務(wù)時的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)平均值（本次結(jié)算試運行暫取1）。
調(diào)頻里程補償費用在現(xiàn)貨結(jié)算日期內(nèi)，費用由發(fā)電側(cè)市場化主體按上網(wǎng)電量分?jǐn)偅{入月度結(jié)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(jié)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(nèi)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(biāo)準(zhǔn)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(dá)到啟動市場力行為監(jiān)測的情況，對TOP4發(fā)電集團(tuán)計算剩余供給指數(shù)（RSI），并對該發(fā)電集團(tuán)旗下機組報價進(jìn)行檢測，具體計算公式如下：
發(fā)電集團(tuán)的剩余供給指數(shù)=（所有準(zhǔn)入發(fā)電主體的總發(fā)電容量-該發(fā)電集團(tuán)的發(fā)電容量）/目標(biāo)交易時段的市場總需求容量。
市場監(jiān)管初期，當(dāng)發(fā)電集團(tuán)的RSI小于1.05，則認(rèn)為該發(fā)電集團(tuán)具有市場力，將該集團(tuán)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(jié)算試運行參考報價為用燃煤基準(zhǔn)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(dāng)日前或?qū)崟r市場出清的用戶統(tǒng)一結(jié)算價加權(quán)平均值超過燃煤基準(zhǔn)電價（259.5元/兆瓦時）的150%（389元/兆瓦時）時，在結(jié)算環(huán)節(jié)（披露的出清價格不變），將用戶側(cè)96點統(tǒng)一結(jié)算價等比例縮小，直至用戶側(cè)96點統(tǒng)一結(jié)算價算術(shù)平均值等于燃煤基準(zhǔn)電價的150%，相對應(yīng)地將發(fā)電側(cè)各節(jié)點96點結(jié)算電價按相同比例縮?。ㄈ涨?、實時現(xiàn)貨價格分別按上述原則進(jìn)行市場價格修正）。
（二）信息發(fā)布
電力交易機構(gòu)按規(guī)定及時向市場主體披露市場運營相關(guān)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(nèi)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(jié)果等信息。
（三）風(fēng)險控制
1.調(diào)度機構(gòu)要切實加強調(diào)度運行管理，全力保障市場有序出清和電網(wǎng)安全運行。當(dāng)市場出清結(jié)果無法滿足電網(wǎng)安全運行需要時，及時實施人工干預(yù)保障電網(wǎng)安全運行，干預(yù)措施包括但不限于調(diào)整市場出清邊界、調(diào)整市場出清結(jié)果，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)詳細(xì)記錄事件經(jīng)過、市場干預(yù)調(diào)整情況等。當(dāng)出現(xiàn)氣候異常、自然災(zāi)害、重大電源或電網(wǎng)故障等突發(fā)事件影響電力供應(yīng)或電網(wǎng)安全時，或技術(shù)支持系統(tǒng)出現(xiàn)異常無法正常開展交易時，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)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(diào)電試運行，恢復(fù)常規(guī)調(diào)電方式，相關(guān)情況事后及時向自治區(qū)發(fā)改委報備。
2.市場運營機構(gòu)在結(jié)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(yán)重偏離實際的巨額盈虧，市場運營機構(gòu)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(jié)算試運行工作。
七、相關(guān)要求
（一）強化運行保障。各相關(guān)單位要高度重視結(jié)算試運行工作，全力配合現(xiàn)貨市場運營機構(gòu)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(jié)?，F(xiàn)貨市場運營機構(gòu)要結(jié)合電網(wǎng)負(fù)荷、新能源出力等邊界條件，做好市場出清結(jié)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(shù)系統(tǒng)功能。
（三）做好信息報送?，F(xiàn)貨市場運營機構(gòu)合理安排人員分工，及時整理匯總市場出清相關(guān)數(shù)據(jù)，完成市場結(jié)算試運行報告編制和報送。
（四）嚴(yán)肅調(diào)度紀(jì)律。發(fā)電側(cè)各市場主體結(jié)算試運行期間應(yīng)確保在運機組均投入AGC遠(yuǎn)控模式并嚴(yán)格執(zhí)行調(diào)度指令，無故不執(zhí)行調(diào)度指令等行為按照“兩個細(xì)則”嚴(yán)格考核。
來源：太陽能發(fā)電網(wǎng)
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