為深入貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號）要求，加快推進寧夏電力現(xiàn)貨市場建設，結(jié)合寧夏回族自治區(qū)實際情況，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）鞏固前期短周期結(jié)算試運行工作成效，通過連續(xù)結(jié)算試運行，進一步檢驗評估市場交易規(guī)則和關(guān)鍵機制的有效性、合理性。

（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）檢驗電網(wǎng)企業(yè)調(diào)度、營銷等專業(yè)和電力交易中心相關(guān)業(yè)務系統(tǒng)數(shù)據(jù)交互的時效性和可靠性。

（五）檢驗市場化調(diào)度生產(chǎn)組織流程的適用性和市場化電力電量平衡機制的有效性。

（六）檢驗省內(nèi)中長期市場與現(xiàn)貨市場銜接的有效性。

（七）驗證現(xiàn)貨市場信息披露、出清、計算、結(jié)算等業(yè)務流程的合理性。

（八）增強市場主體對現(xiàn)貨市場建設相關(guān)工作的參與意識和理解程度，提升市場主體參與度，為開展連續(xù)結(jié)算試運行奠定基礎。

（九）檢驗獨立儲能、虛擬電廠等新型市場主體參與現(xiàn)貨市場、調(diào)頻市場等功能的有效性和可靠性。

（十）分析連續(xù)結(jié)算試運行運營場景下的現(xiàn)貨市場出清與實際執(zhí)行情況，評估電力現(xiàn)貨市場全流程運行風險，記錄現(xiàn)貨市場運營問題。

（十一）為電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)正運行奠定基礎。

二、工作方案

（一）交易品種

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。輔助服務市場開展調(diào)頻輔助服務市場，調(diào)峰輔助服務市場與現(xiàn)貨市場融合。

（二）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、分布式及分散式新能源。

直流配套火電、中衡直流配套新能源、自備電廠（含綠電替代新能源場站），水電機組，燃氣、生物質(zhì)能和垃圾發(fā)電機組等發(fā)電曲線作為現(xiàn)貨市場出清邊界，具體見附件7。

直流配套新能源（不含中衡配套新能源）參與現(xiàn)貨市場出清，不參與日前、實時市場偏差結(jié)算，實際上網(wǎng)電量與中長期電量的偏差部分接受實時現(xiàn)貨市場分時均價。

用戶側(cè)：區(qū)內(nèi)直接參與批發(fā)市場的電力用戶、已參與中長期交易的售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電工商業(yè)。

電網(wǎng)企業(yè)代理購電居農(nóng)、線損不參與現(xiàn)貨市場。居民、農(nóng)業(yè)用戶執(zhí)行目錄電價。

儲能：電網(wǎng)側(cè)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），滿足《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于做好2026年電力中長期交易有關(guān)事項的通知》(寧發(fā)改電力〔2025〕752號)市場注冊條件。

虛擬電廠：在交易平臺注冊，具備準入條件并參與中長期市場的虛擬電廠。

就近消納項目：滿足《寧夏回族自治區(qū)綠電直連實施方案》、《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于做好源網(wǎng)荷儲一體化項目建設的通知》（寧發(fā)改規(guī)發(fā)〔2023〕17號）、《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于做好2026年電力中長期交易有關(guān)事項的通知》(寧發(fā)改電力〔2025〕752號)等相關(guān)文件要求的綠電直連、源網(wǎng)荷儲一體化等就近消納項目。

（三）試運行規(guī)則

按照《寧夏電力現(xiàn)貨市場試運行規(guī)則（連續(xù)結(jié)算試運行V2.0）》組織交易。

三、準備工作

寧夏電力現(xiàn)貨專班成員、市場運營機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)以及參與試運行的經(jīng)營主體共同成立試運行工作小組，相關(guān)工作聯(lián)系人見附件1。

寧夏電力現(xiàn)貨專班和市場運營機構(gòu)完成對經(jīng)營主體的試運行相關(guān)方面的培訓和答疑，以及相關(guān)技術(shù)支持系統(tǒng)的操作培訓。

發(fā)電側(cè)經(jīng)營主體按照市場運營機構(gòu)要求在調(diào)度系統(tǒng)中完成機組運行參數(shù)的核查，確保相關(guān)參數(shù)的完整性和正確性。

四、組織流程

（一）中長期交易

1.各市場主體結(jié)算當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)貨市場結(jié)算日，現(xiàn)貨出清價格作為偏差結(jié)算依據(jù)。其它未參與現(xiàn)貨結(jié)算的市場主體，偏差電量接受實時現(xiàn)貨市場分時均價，《寧夏電力市場不平衡資金管理辦法》不再執(zhí)行，相關(guān)機制按本文件執(zhí)行。

3.現(xiàn)貨市場結(jié)算日，統(tǒng)一結(jié)算點價格為現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價格。

4.為做好現(xiàn)貨結(jié)算試運行相關(guān)工作，保障電力中長期交易與現(xiàn)貨交易的有效銜接，在結(jié)算試運行期間為經(jīng)營主體提供有效的中長期電量、曲線調(diào)節(jié)手段，結(jié)合當前已實際開展的交易品種，制定以下交易組織安排。

（1）月度及月內(nèi)旬交易

按照現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行工作安排以及落實《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于做好2026年電力中長期交易有關(guān)事項的通知》（寧發(fā)改運行〔2025〕752號）中月度交易、旬、日融合交易要求，

經(jīng)營主體提前調(diào)整自身中長期曲線，具體交易組織時間安排詳見具體交易公告。

（2）日融合交易

現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行期間日融合交易按照中長期交易相關(guān)規(guī)則開展相關(guān)中長期交易組織工作，原則上D日組織開展D+2日中長期日融合交易。

（二）現(xiàn)貨交易申報

（1）申報方式

寧夏電網(wǎng)省級及以上調(diào)度管轄的區(qū)內(nèi)公網(wǎng)煤電機組以“報量報價”方式參與，已取得中長期交易合同且具備技術(shù)準入條件的集中式新能源場站以“報量報價”方式參與，直接參與或聚合參與市場的分布式及分散式新能源以“報量報價”方式參與，其余的分布式及分散式新能源以“不報量不報價，接受實時現(xiàn)貨價格”方式參與，批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電的工商業(yè)以“報量不報價”參與現(xiàn)貨交易，獨立儲能以“報量報價”方式參與，虛擬電廠以自主選擇“報量報價”或“報量不報價”方式參與。

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)按照現(xiàn)貨最低限價40元／兆瓦時申報，用戶側(cè)按照中長期交易曲線申報，儲能未申報則不進行調(diào)用。

（2）申報要求

各市場主體需在運行日前一天（D-1日）上午10點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(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。第一段申報出力應為最小發(fā)電出力（詳見附件5參與現(xiàn)貨市場火電機組最小技術(shù)出力表），最后一段申報出力應為機組額定容量。火電機組考慮自身實際情況和低負荷運行能力，申報次日96點最大、最小發(fā)電能力。

集中式新能源場站以“報量報價”的方式參與現(xiàn)貨市場�！皥罅繄髢r”方式下，申報量價曲線和新能源發(fā)電預測曲線。新能源自主配儲的場站，需在日前同時申報配套儲能的次日充放電曲線。

直接參與或聚合參與市場的分布式及分散式新能源以“報量報價”的方式參與現(xiàn)貨市場�！皥罅繄髢r”方式下，申報內(nèi)容同集中式新能源場站。

用戶側(cè)：批發(fā)用戶、售電公司、代理購電工商業(yè)申報次日24點用電曲線（批發(fā)用戶現(xiàn)貨申報分時電力不得超過報裝容量的1.05倍，售電公司現(xiàn)貨申報分時電力不得超過所代理用戶報裝容量之和的1.05倍）。

儲能：申報未來兩日量價曲線。閩寧綠電小鎮(zhèn)內(nèi)儲能考慮地區(qū)電網(wǎng)平衡調(diào)用，接受實時現(xiàn)貨市場分時均價。

虛擬電廠：虛擬電廠自主選擇“報量報價”或“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場。“報量不報價”方式下，申報次日96點用電曲線�！皥罅繄髢r”方式下，申報日前負荷計劃、次日96點

量價曲線和上下調(diào)節(jié)能力（現(xiàn)貨市場初期上下調(diào)節(jié)能力限值基于日前負荷計劃上下浮動50%，后期按照根據(jù)實際調(diào)節(jié)能力測試結(jié)果進行調(diào)整）。

就近消納項目：發(fā)電側(cè)以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，申報發(fā)電量價曲線和96點發(fā)電預測曲線；用戶側(cè)以“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場，申報次日24點用電曲線（就近消納項目現(xiàn)貨申報分時電力不得超過報裝容量的1.05倍）。

（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40-800元／兆瓦時。后續(xù)若自治區(qū)發(fā)展改革委出臺相關(guān)政策文件，則根據(jù)政策內(nèi)容，經(jīng)對全市場公示后，修改現(xiàn)貨交易申報、出清環(huán)節(jié)限價。

（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，分別采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經(jīng)濟調(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(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。

（3）現(xiàn)貨市場出清及控制順序

1.當火電機組、儲能、虛擬電廠報價相同時，按照同報價段的申報電量比例安排出清和中標電量。

2.當新能源機組報價相同時，按照同報價段容量進行分配，同時出清電力不超過其預測功率。

3.當新能源與火電機組、儲能、虛擬電廠報價相同時，優(yōu)先出清新能源機組。

4.當新能源消納困難時，按照以下級別倒序安排出清及控制：

第一級：存在安全隱患的廠站。包括：違反調(diào)度紀律、技術(shù)參數(shù)不達標、AGC功能不健全的場站等，出清上限設置為裝機容量的10%（保留樣板機）。

第二級：綠電直連、綠電替代及源網(wǎng)荷儲項目新能源場站。三類項目總體政策均為“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)，新能源消納困難時段不上網(wǎng)”，但綠電直連項目余電上網(wǎng)比例原則上不超過20%。綠電直連及源網(wǎng)荷儲項目在全網(wǎng)調(diào)峰棄電時均不允許上網(wǎng)；綠電替代項目在全網(wǎng)調(diào)峰棄電、新能源側(cè)上網(wǎng)路徑發(fā)生斷面過載時，不允許超用電負荷上網(wǎng)。

第三級：未配置儲能的新能源場站。按自治區(qū)“儲七條”政策，同價情況下優(yōu)先棄電。

第四級：關(guān)鍵性能指標排名后20%的新能源場站。超短期

預測合格率、AGC投運率、AGC合格率等關(guān)鍵指標排名落后的場站，出清分配系數(shù)設置為0.8。

第五級：正常參與市場的新能源場站。其他新能源場站按照現(xiàn)貨市場發(fā)電成本最小化原則正常出清。

短路比不滿足要求的場站：出清環(huán)節(jié)按照場站短路比計算結(jié)果，出清及控制上限設置為裝機容量的40%-80%。同時，如相關(guān)場站同步觸發(fā)上述第一、三、四級排序原則，按相應原則執(zhí)行。

出清及控制順序情況根據(jù)電網(wǎng)運行需要，適時調(diào)整分組方式和相關(guān)指標。

（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)嚴格按照實時現(xiàn)貨市場出清結(jié)果安排機組發(fā)電出力和儲能充放電計劃。保障電網(wǎng)安全、電力平衡、新能源消納等特殊情況下，調(diào)度運行可根據(jù)電網(wǎng)運行實際需求，調(diào)整儲能的出清結(jié)果。

五、調(diào)頻輔助服務市場

（1）申報方式

火電企業(yè)、新型經(jīng)營主體（含儲能、虛擬電廠等）在日前申報調(diào)頻里程價格，并將報價信息封存到實際運行日。未按要求及時申報的，認為不參與調(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，調(diào)頻性能指標上限值為2。

（2）交易出清

調(diào)頻輔助服務指并網(wǎng)發(fā)電廠通過自動發(fā)電控制裝置（AGC）

自動響應區(qū)域控制偏差（ACE），按照一定調(diào)節(jié)速率實時調(diào)整有功功率，滿足ACE控制要求的服務。

調(diào)頻市場采用日前按修正價格排序、日內(nèi)正式出清并實時調(diào)度的組織模式，實際運行時根據(jù)電力系統(tǒng)頻率、聯(lián)絡線功率控制需求實時出清并調(diào)用。根據(jù)電網(wǎng)實際調(diào)頻需求分為上調(diào)頻市場和下調(diào)頻市場，每15分鐘系統(tǒng)根據(jù)機組調(diào)頻里程按修正價格從低到高依次出清。

當調(diào)頻市場供不應求或運行日調(diào)頻容量不足時，調(diào)控機構(gòu)對該時段內(nèi)已申報未中標機組進行調(diào)用，按同時段調(diào)頻市場出清價計算補償費用。若參與申報的調(diào)頻資源無法滿足電網(wǎng)需求，調(diào)度機構(gòu)對該時段內(nèi)未申報的調(diào)頻資源按其對應時段的歷史調(diào)頻性能指標排序依次進行調(diào)用，并按同時段調(diào)頻市場出清價格計算補償費用。

機組測試與試驗期間，不獲得調(diào)頻里程與成本補償費用。

六、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)點電價進行結(jié)算，用戶側(cè)以統(tǒng)一結(jié)算點價格進行結(jié)算。儲能放電以所在節(jié)點電價進行結(jié)算，充電以統(tǒng)一結(jié)算點價格進行結(jié)算。未參與現(xiàn)貨的直流配套電源、自備電廠（含綠電替代新能源場站），當月入市無現(xiàn)貨出清結(jié)果的經(jīng)營主體，電網(wǎng)企業(yè)代理購電居農(nóng)、線損偏差電量按照實時現(xiàn)貨市場分時均價結(jié)算。零售用戶按照與售電公司簽訂的零售套餐結(jié)算，簽訂套餐三（偏差聯(lián)

實時現(xiàn)貨市場分時均價結(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)貨出清電量和省間日內(nèi)結(jié)算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+省間日內(nèi)電能量電費+實時市場偏差電能量電費+差額電能量電費。

1.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結(jié)算參考點價格計算中長期電費。

2.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。

3.省間日內(nèi)電能量電費：市場主體根據(jù)省間日內(nèi)結(jié)算電量及省間日內(nèi)結(jié)算價格計算省間日內(nèi)電能量電費。

4.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和省間日內(nèi)結(jié)算電量之間的差額，以及實時市場電價計算實時市場偏差電能量電費。

5.差額電能量電費：因變線損、計量尾差等原因造成的月結(jié)電量與日清電量之間的差額電量，按照當期年度、月度區(qū)內(nèi)電力直接交易加權(quán)價結(jié)算。

電能量結(jié)算具體計算公式詳見附件6《寧夏電力現(xiàn)貨市場試運行規(guī)則（連續(xù)結(jié)算試運行V2.0）》。

（二）市場運營費用

1.市場補償類費用：包含機組啟動補償、調(diào)頻成本補償、儲

能調(diào)偏補償費用3項。

2.市場平衡類費用：包括雙軌制不平衡資金、外購電差額費用、省間外送月度偏差資金3項。

3.市場調(diào)節(jié)類費用：包括發(fā)電側(cè)中長期偏差收益回收費用、新能源日前偏差收益回收費用、新能源超發(fā)回收費用、用戶側(cè)中長期偏差收益回收費用、用戶側(cè)日前偏差收益回收費用5項。

（三）調(diào)頻輔助服務費用

調(diào)頻補償以15分鐘為一個調(diào)度時段進行結(jié)算，調(diào)頻里程補償費用計算方法如下：

AGC單元調(diào)頻里程補償費用=∑(Di,t×pe×kdi,t)Tt=1

其中，T表示調(diào)頻市場交易的單位計費周期數(shù)；Di,t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；kdi,t為市場主體i在t時段提供調(diào)頻服務時的綜合調(diào)頻性能指標。

七、其它說明事項

（一）現(xiàn)貨與調(diào)峰輔助服務市場融合

結(jié)算試運行期間，省內(nèi)調(diào)峰輔助服務市場暫停運行，現(xiàn)貨市場與調(diào)峰市場融合，同時不再設置火電深調(diào)等補償機制。

（二）調(diào)頻性能指標

結(jié)算試運行期間，調(diào)頻輔助服務市場調(diào)頻性能系數(shù)由調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、響應時間三項性能參數(shù)加權(quán)平均確定。調(diào)頻性能指標選取區(qū)內(nèi)最優(yōu)煤電機組對應的設計參數(shù)作為基準參數(shù)（暫按照兩個細則標準機組參數(shù)作為基準參數(shù)折算），用于調(diào)頻輔助服務市場實際結(jié)算，折算后調(diào)頻市場結(jié)算價格上限為15元/兆瓦。

（三）廠用電率折算

結(jié)算試運行，發(fā)電主體申報廠用電率用于折算日前現(xiàn)貨市場結(jié)算分時電力曲線，各發(fā)電主體廠用電率參數(shù)需在缺省申報環(huán)節(jié)完成填報并封存，試運行期間不再進行調(diào)整。

（四）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，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1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 小于1.1 [1.1,1.2) [1.2,1.3) [1.3,1.4) 大于等于1.4

現(xiàn)貨市

場價格 不高于 800 元/兆瓦時 不高于 519 元/兆瓦時 不高于389.25 元/兆瓦時 不高于337.35 元/兆瓦時 不高于285.45元/兆瓦時

若全天96時刻中，有超過10%（10個點，不含10個點）的時刻現(xiàn)貨價格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。結(jié)算試運行參考報價為燃煤基準電價（259.5元/兆瓦時）的1.1倍（285.45元/兆瓦時），后續(xù)根據(jù)情況適時調(diào)整。

（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?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電價（259.5元/兆瓦時）的130%（337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電價的130%，相對應地將發(fā)電側(cè)各節(jié)點96點結(jié)算電價按相同比例縮�。ㄈ涨啊�實時現(xiàn)貨價格分別按上述原則進行市場價格修正），后續(xù)根據(jù)情況適時調(diào)整。

（五）信息發(fā)布

市場運營機構(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)電力現(xiàn)貨市場信息披露辦法所要求的時間節(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。

（六）風險控制

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，及時實施人工干預保障電網(wǎng)安全運行，干預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)應詳細記錄事件經(jīng)過、市場干預調(diào)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(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)應按照電網(wǎng)安全控制優(yōu)先的原則處理事故和安排電網(wǎng)運行，必要時可中止現(xiàn)貨市場試運行并及時匯報寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委。

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，部分市場主體出現(xiàn)嚴重偏離實際的巨額盈虧，影響市場有序運行的情況，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，結(jié)算方式另行明確。

八、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。同時，按月向?qū)幭幕刈遄灾螀^(qū)發(fā)展改革委報告市場平衡類費用執(zhí)行情況。

（四）嚴肅調(diào)度紀律。發(fā)電側(cè)各市場主體結(jié)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(diào)度指令，無故不執(zhí)行調(diào)度指令等行為按照“兩個細則”嚴格考核。



附件：1.相關(guān)工作聯(lián)系人

2.寧夏電力現(xiàn)貨市場交易組織流程

3.機組運行參數(shù)表

4.市場核定參數(shù)表

5.參與現(xiàn)貨市場火電機組最小技術(shù)出力表

6.寧夏電力現(xiàn)貨市場試運行規(guī)則（連續(xù)結(jié)算試運行V2.0）

7.不參與現(xiàn)貨市場機組名單