电力现货地方志 | 宁夏：“1+7”运营规则体系夯实现货市场建设基础

为贯彻落实中共中央关于深化电力体制改革和加快构建新型电力系统的要求，宁夏根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），及其配套文件——《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》等文件和有关法律法规规定，结合《宁夏电力现货市场建设方案》以及第一批现货试点省份的建设经验，组织编制完成了安全高效、多元竞争的“1+7”运营规则体系，积极开展技术支持系统建设工作，并按计划力争于2023年9月底开展短周期结算试运行。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：赵世杰）

电力市场基本情况

宁夏是我国重要的新能源基地、煤电基地和电力外送基地，作为国家“西电东送”战略的重要送端，呈现“强电网、大送端”的特点，打造电力现货市场是建设新型电力系统的关键支撑手段。目前灵绍、银东两大直流外送能力已达1200万千瓦，宁夏至湖南±800千伏特高压直流输电工程已于6月开始动工，计划于2025年投运，届时三大直流输电通道总送出能力将高达2000万千瓦。截至2023年5月底，宁夏新能源装机3265万千瓦（风电1457万千瓦、光伏1808万千瓦），新能源装机占比52%，预计今年内将新增540万千瓦（风电42万千瓦、光伏498万千瓦），今年末占全省装机的比例达56%，属于典型的新能源高占比型电力系统。自2023年开始，为实现中长期市场向现货市场的平稳过渡，宁夏区域创新性地启动省内中长期分时段日融合市场。目前，已形成“中长期+日融合+省间现货+辅助服务”多交易场景融合的电力市场。

现货市场建设进程

2019年12月，宁夏回族自治区发改委印发《宁夏电力现货市场建设方案（征求意见稿》），并于2022年4月1日正式向国家发改委报送《宁夏电力现货市场建设方案》，明确了现货市场设计原则及总体框架。

2022年12月27～29日，开展为期3天的区内首次现货市场模拟试运行，对电力现货市场组织流程、市场规则、技术支持系统进行了全面检验和评估，标志着宁夏电力现货市场建设运营步入新阶段。

2023年4月25～28日，开展为期4天的区内第二次现货市场模拟试运行。在发电侧，共有市场化燃煤机组39台、市场化新能源300家参与报价；在用电侧，共有19家售电公司以报量不报价的方式参与本次模拟试运行，初步构建了发用双边参与的现货市场。

2023年4月，编制完成“1+7”电力市场运营规则体系，即1项基本规则（宁夏电力市场建设运行基本原则），明确市场开展、组织及管理的基本要求，作为相关实施细则制定的基础；4项交易细则，明确市场组织方式、要求及流程，作为中长期市场、现货市场、辅助服务市场及市场结算的实施依据；3项管理细则，规范市场运营管理工作，支撑市场交易的开展，确保市场健康、稳定、持续运行。

2023年7月26日，开展为期1天的区内首次现货市场调电试运行，开展交易申报、交易出清和交易执行的现货市场组织流程闭环测试，为尽快启动结算试运行奠定基础。

现货市场模式介绍

宁夏电力市场由中长期交易、现货市场和辅助服务市场构成完备的市场体系。根据宁夏新能源占比高、多直流、大外送的特点，现货市场模式采用“全电量竞价申报+集中优化出清”的市场模式，即“中长期差量+现货全电量集中优化出清”，现货市场开展日前、实时电力交易，采用“区内用电需求+外送电计划”作为竞价空间；火电、新能源报量报价参与现货市场，用户报量不报价参与现货市场；发电侧采用节点电价，用户侧采用发电侧加权平均电价，反映了不同时刻、不同节点的单位负荷变化对系统总成本的影响，体现电能量的时间和空间价值；调峰辅助服务市场与现货市场融合，调频辅助服务市场与现货市场顺序出清；结算采用“中长期差量”结算模式，中长期交易转变为金融属性合同，采用“照付不议”的方式进行结算，现货市场与中长期市场电量偏差按照现货市场价格进行结算。

市场建设亮点特色

宁夏结合区内新能源高占比高外送、可调节资源需求高的特点，在满足现货市场通用规则上，制定了以下四方面机制：

一是创新自备电厂参与现货市场的机制。目前试点省份的普遍做法是将自备电厂不参与现货市场，作为现货市场出清的边界条件。宁夏首次创新构建自备电厂的富裕调节能力以报量报价的方式参与现货市场的机制，实现自备电厂的用户在电网供需宽松时“少发多用”，在电网供需紧张时“多发少用”，配合电网调峰顶峰的同时获得现货市场收益。

二是探索储能、虚拟电厂等新兴主体参与现货市场的机制。目前新兴主体参与市场的方式还在探索中，宁夏在市场建设初期就明确了储能、虚拟电厂参与市场的方式，积极推动新兴市场主体以报量不报价的自调度模式和报量报价的模式参与现货市场，配合电网削峰填谷并获取收益。

三是实现日前市场中可靠性机组组合出清和经济性出清分离，将日前用户侧申报纳入市场出清条件。负荷侧市场化用户以报量不报价的方式，日前采用可靠性机组组合与经济性出清分离的模式，申报用电曲线参与现货出清，出清结果作为结算依据，能够真正发挥日前现货市场作为交易执行前最后的避险作用。

四是构建新能源深度参与现货市场的机制。区内新能源报量报价参与现货市场，与火电同台竞价，在发电侧充分引入竞争机制。同时借鉴甘肃现货市场建设经验，引入标杆钓鱼法和新能源辅助调频机制，通过新能源代替常规电源承担系统备用，释放消纳空间，实现新能源消纳最大化。

现货市场建设展望

目前，宁夏在电力现货市场建设进程中进行了大胆有益的探索，积极稳妥推进现货市场在宁夏开花结果，已开展了首次调电试运行，为9月底开展短周期结算试运行奠定了良好的基础。然而，现货市场建设会涉及各方市场主体利益的调整，不可能一蹴而就，也不具备“一出生就会跑”的能力，必须循序渐进、不断探索建设适应宁夏实际情况的电力市场，加快构建新型能源体系，为宁夏式现代化建设贡献电力能源特有的力量。鉴于梳理当前市场建设中主要存在的问题，建议如下：

一是当前市场规则中采取“中长期差量”结算，且结算公式中没有明确中长期结算参考点，阻塞分量无法体现出位置价值信号，即先全电量结算中长期合同，实际发、用电量与合同的偏差按照现货价格结算。建议按照《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》第八章市场结算有关要求，重新设计结算公式，便于体现电力价格的位置信号，促进电源、负荷的规划和投资。

二是现阶段，省间中长期、省间现货及省间辅助服务市场作为省内市场的边界条件。建议随着市场建设的推进，对于送端省份，省间中长期交易及省间现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，参与送端省内市场出清，省间交易结果作为省间交易电量的结算依据；对于受端省份，省间中长期交易及省间现货交易出清结果叠加输配电价和线损后，折算到受端省交易关口作为受入关口电源参与省内电力市场，按照受端省份相关市场交易规则进行申报、出清、结算。明确跨省跨区交易买卖双方的经济责任，消除因跨省跨区交易形成的不平衡资金，实现跨省跨区交易与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。

三是在规则中提出“燃气企业、水电企业、生物质等电源侧，以及10千伏以下的工商业用户作为优先购电用户执行目录电价，且不参与现货市场”，市场化主体参与范围不足，而且根据1439号文、809号文相关要求已经取消了工商业目录电价，工商业需要全部进入市场，暂无法直接入市的，可由电网代理购电参与市场。建议根据工商业用户全部进入电力市场的需要，加强政策协同，进一步放开各类电源发电计划，推动各类电源、所有工商业用户进入现货市场，科学界定市场化主体范围，稳妥有序推进发用两侧逐步放开。

四是结合宁夏新能源装机占比高、外送大、负荷持续增长的实际，探索建立容量补偿机制，为煤电等资源参与灵活性调节提供合理的经济回报，保障发电容量充裕度。近中期可采用容量补偿机制功能定位于充容补价，远期可采用容量市场定位于竞容竞价。

五是新能源参与中长期市场与火电不同价。宁夏中长期交易在发电侧新能源和火电分别限价，在用户侧高耗能和非高耗能分别限价，造成中长期交易排队出清机制尤其复杂。现货市场采取全电量统一优化出清，不区分市场主体类型，造成不同类型的市场主体在现货市场偏差结算中承担的风险不同，易造成市场主体低风险套利，不利于电能量市场的统一开展。建议中长期采用统一出清，针对不同市场主体可以在场外加价的方式开展。