数字储能网讯：在我国西北能源版图上，宁夏回族自治区恰似一颗镶嵌在黄土高原与阿拉善戈壁间的“能源明珠”——既是“西电东送”战略的核心送端，也是国家新能源综合示范区的实践前沿。凭借“地域虽小、风光满格”的独特禀赋，宁夏近年紧扣“双碳”目标与新型电力系统建设要求，以市场化改革破解高比例新能源消纳、电力资源优化配置等难题，逐步构建起“现货+辅助服务+中长期”的电力市场体系。从2023年首次开展现货市场结算试运行，到2025年启动连续结算试运行；从新能源装机占比突破60%，到年度外送电量连续突破900亿千瓦时大关，宁夏在电力市场建设的道路上留下了扎实的足迹。
然而，当“风光”成为能源供给的主力，市场机制转型的“成长烦恼”也随之显现。在高比例新能源接入的背景下，宁夏电力市场在规则设计、价格形成、结算机制等方面仍有可完善的空间，需以更细腻的改革笔触，抚平转型阵痛，让市场活力与能源转型同频共振。
宁夏电力市场改革历程
宁夏的电力市场改革早有铺垫。早在2015年，宁夏便成为全国首批输配电价改革试点之一；2016年，又获得综合改革试点的批准。通过贯彻国家9号文件提出的“三放开、一独立、三强化”顶层设计，宁夏逐步打破了传统计划模式，为现货市场的制度建设奠定了基础。随着新能源装机比例的不断上升，目前光伏发电装机已超越火电，成为第一大电源。然而，传统中长期交易难以精确匹配新能源出力波动的弊端日益显现，现货市场的建设显得尤为迫切。
2023年12月，宁夏首次成功完成电力现货市场结算试运行，标志着改革从“纸面规划”正式步入“实质性落地”阶段。此后，改革步伐不断加快，2024年相继完成单周、双周、整月试运行；2025年4月，在第二次整月试运行中，日前市场均价191元/兆瓦时，实时市场均价220元/兆瓦时，有效降低了企业用电成本。6月，启动迎峰度夏期间的双月结算试运行，共有391家发电企业、144家批发大用户、36座储能电站及2家虚拟电厂参与，在复杂的供需场景中检验了市场规则与系统功能。在多轮次的检验后，宁夏自2025年10月1日起正式启动连续结算试运行，标志着现货市场从“偶尔的交易试点”正式转变为“日常的运行常态”。
宁夏现货市场采用全电量申报，集中优化出清方式开展，发电侧，全区统调燃煤电厂、新能源场站全部“报量报价”参与现货。用户侧，所有批发用户和售电公司以“报量不报价”方式参与现货。储能以“报量报价”方式参与，虚拟电厂自主选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与。现货交易申报、出清限价范围设置为40-800元/兆瓦时。采用“日清月结”的结算模式，按日对成交结果清分。
市场机制的待优化之处
尽管宁夏电力市场建设取得了一定进展，但在高比例新能源接入与市场机制磨合的过程中，部分规则设计与运行细节仍存在“待抚平的褶皱”，在一定程度上影响了市场的健康发展与资源配置效率。
市场规则体系不完善，机制效能有待充分发挥
存在一定的市场壁垒。在宁夏2025年年度中长期交易中，针对用户与新能源、火电、绿电交易均设置了专场交易。这种安排初衷是保障特定能源类型的消纳，却在客观上限制了不同电源在同一平台的公平竞技，与“统一开放、竞争有序”的市场建设原则存在些许偏差，也为跨电源类型的资源优化配置带来了制约。
交易灵活性有待提升。宁夏设定“年度交易占比不低于60%”的高比例签约要求，虽为市场运行提供了基础稳定性，却也降低了市场流动性。例如，某高耗能企业计划于2025年依据季度生产情况调整用电规模，然而受年度签约下限的约束，不得不提前锁定60%的电量，在后续现货价格下跌时无法进行灵活调整，产生了一定的额外成本。这与电力市场促进灵活交易的初衷之间存在优化空间。
出清机制与限价设置有待优化。现行规则中关于新能源优先出清及配套储能的要求，在公平竞争原则落实方面有提升空间。同时，40元/兆瓦时的申报出清下限设置，虽能防范价格过低风险，却也在特定时段弱化了价格信号功能。试运行期间，午间10-16时光伏大发时段，现货价格持续维持在最低限价水平，难以充分反映“供过于求”的供需关系，对市场资源配置效率带来挑战。
代理购电机制有待规范。宁夏现货市场中，电网企业代理购电申报、出清方式不合理，未单独预测用电曲线，这与809号文的要求存在偏差，可能影响市场出清的公正性。此外，宁夏规则明确电网企业代理购电按月度实际用电量平均分到每日，并按典型曲线分解结算，这种“平均化”的分解方式，也不符合809号文“单独预测用电曲线、平等参与出清”的要求，对市场公平性造成了一定影响。
辅助服务市场有待健全。当前宁夏辅助服务市场未开展备用市场，随着新能源占比提升，电网对备用容量的需求日益迫切。若缺乏明确的备用服务交易与补偿机制，可能出现“系统调用备用却未支付合理费用”的情况，既损害了辅助服务提供者的利益，也不利于激发市场主体提供备用服务的积极性，长期来看可能影响电网安全稳定运行。
价格形成机制有待健全，结算效能有待增强
新能源价格机制需要完善。宁夏对新能源超发电量采用“人为定价”——当新能源实际上网电量高于实时出清电量时，发电侧按最低限价40元/兆瓦时结算，用户侧却按实时现货价格结算，价差产生的盈余由发用两侧各分摊50%。例如某新能源场站超发5万千瓦时，发电侧按40元/兆瓦时结算，用户侧按实时均价272元/兆瓦时结算，产生价差11600元，用户侧、发电侧各分摊5800元。对新能源企业而言，超发本是利用资源禀赋的额外贡献，却因定价机制未能获得相应的收益，长期可能影响其投资与消纳的积极性。如今新能源已逐步成为主力电源，这样的价格机制亟待与市场规律进一步衔接。
分时电价划分需贴合现货。宁夏中长期市场人为划分分时电价时段（峰段7:00-9:00、17:00-23:00；谷段9:00-17:00）。这种人为划分的峰谷分时电价时段与现货市场运行出来的峰谷分时电价时段难免存在偏差，增加了新能源在中长期交易中的风险。新能源企业按行政峰谷签约后，可能面临现货实际峰谷与预期不符的情况，导致收益波动。这种“行政定价与市场定价并存”的机制，在价格信号传导上仍需进一步协调。
获利回收机制需要更具弹性。电力市场的设计应让各类经营主体能够依据自身的风险承受能力及对市场趋势的判断，自主灵活调整中长期合约与现货交易电量的比例，实现市场资源的优化配置。宁夏地区针对新能源企业、燃煤机组、市场化用户实施中长期与日前偏差及日前与实时偏差获利回收机制，当发电侧中长期超出（0.7，1.3），用户侧中长期超出（0.6，1.3）按照110%回收偏差费用，新能源日前实时偏差（风电0.45，光伏0.35）按100%回收偏差费用。增加了市场主体的经营风险，抑制了市场活力。
补偿费用分摊需要优化。宁夏电力市场规则还存在补偿费用分摊方式不合理的现象，规则规定机组启动补偿、储能干预补偿等费用50%由发电侧分摊。按照“谁受益、谁承担”的原则，上述费用应由用户侧全部承担，目前的分配方式导致用户侧权利与义务配置失衡。同时也违反了136号文不得向新能源不合理分摊费用的规定。这种不合理的费用分摊机制，不仅加重了发电企业特别是新能源企业的负担，也扭曲了市场激励信号。
市场机制的优化建议
面对当前存在的问题，宁夏应坚持市场化改革方向，以构建公平、开放、高效的市场体系为目标，持续推进机制优化与规则完善，为高比例新能源条件下的电力市场建设探索宁夏经验。
优化市场设计，还原市场属性
构建完善的电力市场规则体系。电力市场被誉为电力系统运行的“效率倍增器”，其核心在于在契合电力商品特殊属性的基础上，构建一般商品的交易机制。依据电力物理运行规律，电力市场中仅实时市场进行物理交割，而中长期市场和日前市场则作为规避实时市场价格风险的避险工具。基于此，建议宁夏放宽中长期交易占比的硬性约束，充分尊重市场主体的意愿，自主选择合理的避险工具。同时打破电源类型的交易场次限制，允许新能源、火电、绿电在同一平台平等竞价，真正实现“多源竞争、优者胜出”。此外，还需加快构建完善的“现货+辅助服务+容量补偿+中长期”市场规则体系，理顺各市场之间的衔接关系，有效提升市场流动性和活跃度，优化资源配置效率。
构建更加公平公正的出清机制，针对新能源有限出清和变相强制配储现象，建议完善规则，按“报价从低到高”的原则公平出清，在报价相同时综合考虑其阻塞分量和报价段容量进行出清。逐步放宽市场申报、出清限价，让市场价格真实反映供需关系，充分发挥价格在资源配置中的决定性作用。
规范代理购电机制。推动电网企业代理购电用户与其他用户平等参与市场出清和结算，严格按照相关文件要求，分别预测代理购电用户用电曲线以及居民和农业用电曲线。代理购电工商业用户的用电偏差部分按现货价格进行结算，由此产生的损益由代理购电工商业用户自行承担；居民和农业用电曲线产生的偏差损益，由全体工商业用户共同承担。促进代理购电机制与市场机制的有效衔接。
健全辅助服务市场体系。开展电力备用辅助服务交易品种，随着新能源占比的进一步提升，备用辅助服务市场的重要性日益凸显，建议加快推进相关品种的设计和试点工作。结合宁夏电网新能源超高占比下的系统运行特性，分析系统备用需求，明确备用容量的申报、调用、结算流程，制定合理的补偿标准，既保障电网安全，又激发市场主体的调节潜力。
完善价格机制，促进公平结算
价格是电力市场的“利益标尺”，结算则是保障公平的“最后一道防线”，需通过细节优化，让每一笔交易都“有理可依、有章可循”。
完善新能源超发盈余价格形成机制，新能源具有天然的波动性、随机性，新能源超发电量按照市场最低价成交，不利于新能源行业的健康发展。建议宁夏对新能源超发电量不再按最低限价结算，改为按实时现货出清价格结算，支持新能源产业的健康发展。其次，优化分时电价机制，建立科学合理的电价形成机制。推动宁夏中长期交易时段划分与现货市场实际形成的峰谷时段相衔接，有利于提高市场协同效率，降低市场主体交易风险。调整偏差获利回收机制，营造公平公正的市场交易环境，激发市场主体的积极性。市场主体有权根据自身情况和市场预期自主决策中长期合约与现货交易的比例，承担相应的收益和风险，建议优化当前的偏差获利回收机制，为市场主体根据自身情况和市场预期自主决策提供更大空间。完善补偿费用分摊方式，按照“谁受益、谁承担”的原则，启动补偿费用等改由用户侧合理分摊，并适时增加电能成本补偿费用、空载补偿费用保障发电侧的正当利益。
宁夏电力市场建设连续结算试运行，只是完成了“万里长征的第一步”。如今，“风光满格”的宁夏，正站在市场机制优化的新起点。唯有坚持市场化方向，破除体制机制障碍，才能有效激发市场活力，实现电力资源在更大范围内的优化配置。相信随着规则的持续打磨、机制的不断完善，这片“能源热土”终将实现“风光无限”与“市场高效”的双向奔赴，为我国新型电力系统建设写下浓墨重彩的“西北篇章”。
