中國儲能網(wǎng)訊：在我國西北能源版圖上，寧夏回族自治區(qū)恰似一顆鑲嵌在黃土高原與阿拉善戈壁間的“能源明珠”——既是“西電東送”戰(zhàn)略的核心送端，也是國家新能源綜合示范區(qū)的實踐前沿。憑借“地域雖小、風光滿格”的獨特稟賦，寧夏近年緊扣“雙碳”目標與新型電力系統(tǒng)建設(shè)要求，以市場化改革破解高比例新能源消納、電力資源優(yōu)化配置等難題，逐步構(gòu)建起“現(xiàn)貨+輔助服務(wù)+中長期”的電力市場體系。從2023年首次開展現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行，到2025年啟動連續(xù)結(jié)算試運行；從新能源裝機占比突破60%，到年度外送電量連續(xù)突破900億千瓦時大關(guān)，寧夏在電力市場建設(shè)的道路上留下了扎實的足跡。
然而，當“風光”成為能源供給的主力，市場機制轉(zhuǎn)型的“成長煩惱”也隨之顯現(xiàn)。在高比例新能源接入的背景下，寧夏電力市場在規(guī)則設(shè)計、價格形成、結(jié)算機制等方面仍有可完善的空間，需以更細膩的改革筆觸，撫平轉(zhuǎn)型陣痛，讓市場活力與能源轉(zhuǎn)型同頻共振。
寧夏電力市場改革歷程
寧夏的電力市場改革早有鋪墊。早在2015年，寧夏便成為全國首批輸配電價改革試點之一；2016年，又獲得綜合改革試點的批準。通過貫徹國家9號文件提出的“三放開、一獨立、三強化”頂層設(shè)計，寧夏逐步打破了傳統(tǒng)計劃模式，為現(xiàn)貨市場的制度建設(shè)奠定了基礎(chǔ)。隨著新能源裝機比例的不斷上升，目前光伏發(fā)電裝機已超越火電，成為第一大電源。然而，傳統(tǒng)中長期交易難以精確匹配新能源出力波動的弊端日益顯現(xiàn)，現(xiàn)貨市場的建設(shè)顯得尤為迫切。
2023年12月，寧夏首次成功完成電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行，標志著改革從“紙面規(guī)劃”正式步入“實質(zhì)性落地”階段。此后，改革步伐不斷加快，2024年相繼完成單周、雙周、整月試運行；2025年4月，在第二次整月試運行中，日前市場均價191元/兆瓦時，實時市場均價220元/兆瓦時，有效降低了企業(yè)用電成本。6月，啟動迎峰度夏期間的雙月結(jié)算試運行，共有391家發(fā)電企業(yè)、144家批發(fā)大用戶、36座儲能電站及2家虛擬電廠參與，在復雜的供需場景中檢驗了市場規(guī)則與系統(tǒng)功能。在多輪次的檢驗后，寧夏自2025年10月1日起正式啟動連續(xù)結(jié)算試運行，標志著現(xiàn)貨市場從“偶爾的交易試點”正式轉(zhuǎn)變?yōu)椤叭粘５倪\行常態(tài)”。
寧夏現(xiàn)貨市場采用全電量申報，集中優(yōu)化出清方式開展，發(fā)電側(cè)，全區(qū)統(tǒng)調(diào)燃煤電廠、新能源場站全部“報量報價”參與現(xiàn)貨。用戶側(cè)，所有批發(fā)用戶和售電公司以“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨。儲能以“報量報價”方式參與，虛擬電廠自主選擇“報量報價”或“報量不報價”的方式參與。現(xiàn)貨交易申報、出清限價范圍設(shè)置為40-800元/兆瓦時。采用“日清月結(jié)”的結(jié)算模式，按日對成交結(jié)果清分。
市場機制的待優(yōu)化之處
盡管寧夏電力市場建設(shè)取得了一定進展，但在高比例新能源接入與市場機制磨合的過程中，部分規(guī)則設(shè)計與運行細節(jié)仍存在“待撫平的褶皺”，在一定程度上影響了市場的健康發(fā)展與資源配置效率。
市場規(guī)則體系不完善，機制效能有待充分發(fā)揮
存在一定的市場壁壘。在寧夏2025年年度中長期交易中，針對用戶與新能源、火電、綠電交易均設(shè)置了專場交易。這種安排初衷是保障特定能源類型的消納，卻在客觀上限制了不同電源在同一平臺的公平競技，與“統(tǒng)一開放、競爭有序”的市場建設(shè)原則存在些許偏差，也為跨電源類型的資源優(yōu)化配置帶來了制約。
交易靈活性有待提升。寧夏設(shè)定“年度交易占比不低于60%”的高比例簽約要求，雖為市場運行提供了基礎(chǔ)穩(wěn)定性，卻也降低了市場流動性。例如，某高耗能企業(yè)計劃于2025年依據(jù)季度生產(chǎn)情況調(diào)整用電規(guī)模，然而受年度簽約下限的約束，不得不提前鎖定60%的電量，在后續(xù)現(xiàn)貨價格下跌時無法進行靈活調(diào)整，產(chǎn)生了一定的額外成本。這與電力市場促進靈活交易的初衷之間存在優(yōu)化空間。
出清機制與限價設(shè)置有待優(yōu)化?，F(xiàn)行規(guī)則中關(guān)于新能源優(yōu)先出清及配套儲能的要求，在公平競爭原則落實方面有提升空間。同時，40元/兆瓦時的申報出清下限設(shè)置，雖能防范價格過低風險，卻也在特定時段弱化了價格信號功能。試運行期間，午間10-16時光伏大發(fā)時段，現(xiàn)貨價格持續(xù)維持在最低限價水平，難以充分反映“供過于求”的供需關(guān)系，對市場資源配置效率帶來挑戰(zhàn)。
代理購電機制有待規(guī)范。寧夏現(xiàn)貨市場中，電網(wǎng)企業(yè)代理購電申報、出清方式不合理，未單獨預測用電曲線，這與809號文的要求存在偏差，可能影響市場出清的公正性。此外，寧夏規(guī)則明確電網(wǎng)企業(yè)代理購電按月度實際用電量平均分到每日，并按典型曲線分解結(jié)算，這種“平均化”的分解方式，也不符合809號文“單獨預測用電曲線、平等參與出清”的要求，對市場公平性造成了一定影響。
輔助服務(wù)市場有待健全。當前寧夏輔助服務(wù)市場未開展備用市場，隨著新能源占比提升，電網(wǎng)對備用容量的需求日益迫切。若缺乏明確的備用服務(wù)交易與補償機制，可能出現(xiàn)“系統(tǒng)調(diào)用備用卻未支付合理費用”的情況，既損害了輔助服務(wù)提供者的利益，也不利于激發(fā)市場主體提供備用服務(wù)的積極性，長期來看可能影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
價格形成機制有待健全，結(jié)算效能有待增強
新能源價格機制需要完善。寧夏對新能源超發(fā)電量采用“人為定價”——當新能源實際上網(wǎng)電量高于實時出清電量時，發(fā)電側(cè)按最低限價40元/兆瓦時結(jié)算，用戶側(cè)卻按實時現(xiàn)貨價格結(jié)算，價差產(chǎn)生的盈余由發(fā)用兩側(cè)各分攤50%。例如某新能源場站超發(fā)5萬千瓦時，發(fā)電側(cè)按40元/兆瓦時結(jié)算，用戶側(cè)按實時均價272元/兆瓦時結(jié)算，產(chǎn)生價差11600元，用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)各分攤5800元。對新能源企業(yè)而言，超發(fā)本是利用資源稟賦的額外貢獻，卻因定價機制未能獲得相應(yīng)的收益，長期可能影響其投資與消納的積極性。如今新能源已逐步成為主力電源，這樣的價格機制亟待與市場規(guī)律進一步銜接。
分時電價劃分需貼合現(xiàn)貨。寧夏中長期市場人為劃分分時電價時段（峰段7:00-9:00、17:00-23:00；谷段9:00-17:00）。這種人為劃分的峰谷分時電價時段與現(xiàn)貨市場運行出來的峰谷分時電價時段難免存在偏差，增加了新能源在中長期交易中的風險。新能源企業(yè)按行政峰谷簽約后，可能面臨現(xiàn)貨實際峰谷與預期不符的情況，導致收益波動。這種“行政定價與市場定價并存”的機制，在價格信號傳導上仍需進一步協(xié)調(diào)。
獲利回收機制需要更具彈性。電力市場的設(shè)計應(yīng)讓各類經(jīng)營主體能夠依據(jù)自身的風險承受能力及對市場趨勢的判斷，自主靈活調(diào)整中長期合約與現(xiàn)貨交易電量的比例，實現(xiàn)市場資源的優(yōu)化配置。寧夏地區(qū)針對新能源企業(yè)、燃煤機組、市場化用戶實施中長期與日前偏差及日前與實時偏差獲利回收機制，當發(fā)電側(cè)中長期超出（0.7，1.3），用戶側(cè)中長期超出（0.6，1.3）按照110%回收偏差費用，新能源日前實時偏差（風電0.45，光伏0.35）按100%回收偏差費用。增加了市場主體的經(jīng)營風險，抑制了市場活力。
補償費用分攤需要優(yōu)化。寧夏電力市場規(guī)則還存在補償費用分攤方式不合理的現(xiàn)象，規(guī)則規(guī)定機組啟動補償、儲能干預補償?shù)荣M用50%由發(fā)電側(cè)分攤。按照“誰受益、誰承擔”的原則，上述費用應(yīng)由用戶側(cè)全部承擔，目前的分配方式導致用戶側(cè)權(quán)利與義務(wù)配置失衡。同時也違反了136號文不得向新能源不合理分攤費用的規(guī)定。這種不合理的費用分攤機制，不僅加重了發(fā)電企業(yè)特別是新能源企業(yè)的負擔，也扭曲了市場激勵信號。
市場機制的優(yōu)化建議
面對當前存在的問題，寧夏應(yīng)堅持市場化改革方向，以構(gòu)建公平、開放、高效的市場體系為目標，持續(xù)推進機制優(yōu)化與規(guī)則完善，為高比例新能源條件下的電力市場建設(shè)探索寧夏經(jīng)驗。
優(yōu)化市場設(shè)計，還原市場屬性
構(gòu)建完善的電力市場規(guī)則體系。電力市場被譽為電力系統(tǒng)運行的“效率倍增器”，其核心在于在契合電力商品特殊屬性的基礎(chǔ)上，構(gòu)建一般商品的交易機制。依據(jù)電力物理運行規(guī)律，電力市場中僅實時市場進行物理交割，而中長期市場和日前市場則作為規(guī)避實時市場價格風險的避險工具?；诖?，建議寧夏放寬中長期交易占比的硬性約束，充分尊重市場主體的意愿，自主選擇合理的避險工具。同時打破電源類型的交易場次限制，允許新能源、火電、綠電在同一平臺平等競價，真正實現(xiàn)“多源競爭、優(yōu)者勝出”。此外，還需加快構(gòu)建完善的“現(xiàn)貨+輔助服務(wù)+容量補償+中長期”市場規(guī)則體系，理順各市場之間的銜接關(guān)系，有效提升市場流動性和活躍度，優(yōu)化資源配置效率。
構(gòu)建更加公平公正的出清機制，針對新能源有限出清和變相強制配儲現(xiàn)象，建議完善規(guī)則，按“報價從低到高”的原則公平出清，在報價相同時綜合考慮其阻塞分量和報價段容量進行出清。逐步放寬市場申報、出清限價，讓市場價格真實反映供需關(guān)系，充分發(fā)揮價格在資源配置中的決定性作用。
規(guī)范代理購電機制。推動電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶與其他用戶平等參與市場出清和結(jié)算，嚴格按照相關(guān)文件要求，分別預測代理購電用戶用電曲線以及居民和農(nóng)業(yè)用電曲線。代理購電工商業(yè)用戶的用電偏差部分按現(xiàn)貨價格進行結(jié)算，由此產(chǎn)生的損益由代理購電工商業(yè)用戶自行承擔；居民和農(nóng)業(yè)用電曲線產(chǎn)生的偏差損益，由全體工商業(yè)用戶共同承擔。促進代理購電機制與市場機制的有效銜接。
健全輔助服務(wù)市場體系。開展電力備用輔助服務(wù)交易品種，隨著新能源占比的進一步提升，備用輔助服務(wù)市場的重要性日益凸顯，建議加快推進相關(guān)品種的設(shè)計和試點工作。結(jié)合寧夏電網(wǎng)新能源超高占比下的系統(tǒng)運行特性，分析系統(tǒng)備用需求，明確備用容量的申報、調(diào)用、結(jié)算流程，制定合理的補償標準，既保障電網(wǎng)安全，又激發(fā)市場主體的調(diào)節(jié)潛力。
完善價格機制，促進公平結(jié)算
價格是電力市場的“利益標尺”，結(jié)算則是保障公平的“最后一道防線”，需通過細節(jié)優(yōu)化，讓每一筆交易都“有理可依、有章可循”。
完善新能源超發(fā)盈余價格形成機制，新能源具有天然的波動性、隨機性，新能源超發(fā)電量按照市場最低價成交，不利于新能源行業(yè)的健康發(fā)展。建議寧夏對新能源超發(fā)電量不再按最低限價結(jié)算，改為按實時現(xiàn)貨出清價格結(jié)算，支持新能源產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。其次，優(yōu)化分時電價機制，建立科學合理的電價形成機制。推動寧夏中長期交易時段劃分與現(xiàn)貨市場實際形成的峰谷時段相銜接，有利于提高市場協(xié)同效率，降低市場主體交易風險。調(diào)整偏差獲利回收機制，營造公平公正的市場交易環(huán)境，激發(fā)市場主體的積極性。市場主體有權(quán)根據(jù)自身情況和市場預期自主決策中長期合約與現(xiàn)貨交易的比例，承擔相應(yīng)的收益和風險，建議優(yōu)化當前的偏差獲利回收機制，為市場主體根據(jù)自身情況和市場預期自主決策提供更大空間。完善補償費用分攤方式，按照“誰受益、誰承擔”的原則，啟動補償費用等改由用戶側(cè)合理分攤，并適時增加電能成本補償費用、空載補償費用保障發(fā)電側(cè)的正當利益。
寧夏電力市場建設(shè)連續(xù)結(jié)算試運行，只是完成了“萬里長征的第一步”。如今，“風光滿格”的寧夏，正站在市場機制優(yōu)化的新起點。唯有堅持市場化方向，破除體制機制障礙，才能有效激發(fā)市場活力，實現(xiàn)電力資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置。相信隨著規(guī)則的持續(xù)打磨、機制的不斷完善，這片“能源熱土”終將實現(xiàn)“風光無限”與“市場高效”的雙向奔赴，為我國新型電力系統(tǒng)建設(shè)寫下濃墨重彩的“西北篇章”。
