2023年7月26日，宁夏回族自治区首次开展为期6个小时的电力现货市场调电试运行。这是继2022年12月27—29日、2023年4月25—28日两次模拟试运行后，非现货试点省区宁夏电力市场建设的又一突破，标志着宁夏电力现货市场进入新阶段。
据《宁夏日报》报道，截至2022年年末，宁夏电网新能源装机占比突破50%，成为继青海、河北、甘肃之后第四个新能源装机占比突破50%的省级电网。宁夏电网还是我国首个新能源发电电量超过用电负荷以及首个外送电量超过内售电量的省级电网。
宁夏新能源装机规模还在快速增长，宁夏回族自治区发展改革委官方网站信息显示，2023年1—5月，宁夏新投产新能源发电装机207万千瓦，较2022年年底增长13％，新能源总装机达到3246万千瓦，占全区统调发电装机容量的52％。
此外，宁夏市场化交易电量占比位居全国前列。2023年，除居民、农业、重要公用事业等优先用电计划外，宁夏全区10千伏及以上工商业用户年度用电量全部进入市场，上半年市场化交易电量占宁夏电网区内售电量的86%。
“地域小、风光足”的宁夏电力现货市场有何特点，又将面临什么挑战？
自备电厂入现货
记者从宁夏电力交易中心和相关调度部门了解到，在调电试运行前，宁夏已开展两次现货市场模拟试运行，发电侧共有339家新能源及煤电机组报量报价参与市场，用户侧共有17家大用户及售电公司报量不报价参与市场，两次模拟试运行均进行顺利。
现货规则设计上，宁夏采用“集中式”市场模式、节点电价价格机制、全电量集中优化出清方式，中长期市场与现货市场偏差电量按照现货市场价格进行结算，即“中长期差价合约+现货全电量集中优化出清”，发电侧报量报价、用户侧报量不报价参与市场。
作为国家新能源示范区，宁夏自现货市场开启之初就考虑了新能源消纳的问题。当地电力调度相关专家介绍，宁夏在市场设计初期就考虑新能源以报量报价方式参与现货市场，“希望新能源成为‘鲶鱼’，带动市场多元化竞争”。同时借鉴了甘肃市场建设经验，通过新能源代替常规电源提供系统备用和电网调频服务，释放新能源消纳空间。
宁夏还允许自备电厂富余调节能力、虚拟电厂报量报价参与现货市场，同时明确储能以报量不报价的自调度模式参与，配合电网削峰填谷获取收益。
上述电力调度相关专家介绍，在现货试点省区自备电厂普遍不参与现货市场，而是作为现货市场的边界条件，但宁夏为充分挖掘自备电厂的富余调节能力，要求自备电厂以报量报价的方式参与现货市场，在电力供需紧张时，自备电厂多发少用，配合新能源消纳，助力电力保供。
此外，为增加储能收益和应用场景，宁夏一开始便允许储能参与现货试运行。据介绍，宁夏储能目前装机已达195万千瓦时，位居全国第二位，且增长迅速，预计2023年年底储能规模将超过347万千瓦。
宁夏是“西电东送”战略的重要送端省区之一。省（区）内现货与省（区）间现货衔接方面，上述电力调度相关专家介绍，宁夏采用分别报价、分别出清的方式。具体而言，是根据省（区）内现货预出清结果，确定省（区）间现货送出量，进行省（区）间现货申报，省（区）间现货申报出清后叠加其他各类跨省跨区交易结果形成最终省间外送电曲线，作为省（区）内现货边界条件进行出清。
中长期市场规则面临严峻挑战
据宁夏电力交易中心相关专家介绍，宁夏近几年新增电源以光伏为主，新建煤电项目少，又因为地域狭小，新能源分布集中，发电同时率高，时段性供需匹配难度大。午间光伏大发时，新能源消纳是主要矛盾，傍晚用电高峰时若当天风电“不给力”，则面临供需偏紧的挑战。
为应对上述问题，宁夏在电力中长期交易规则设计上已做出适应性调整。宁夏回族自治区发展改革委印发的《关于做好2023年电力中长期交易有关事项的通知》要求，中长期交易细分至24小时时段，形成分时段交易价格，又将24个小时分为峰、谷、平三段，每段时长8个小时，峰谷价格在平段价格基础上上下浮动，拉大峰谷价差。
为高效衔接现货市场，宁夏2023年还引入了日融合交易，即每日9点至12点组织开展交易日（T日）后第3天（T+3）至第7天（T+7）的分时段融合交易，市场主体可进行增量交易、现有合同买卖交易。上述电力调度相关专家说：“中长期日融合交易首次采用偏差结算的方式，等于给现货打了‘头阵’。”
除交易时序外，宁夏中长期和现货市场的衔接主要难点在于价格机制。中长期市场中，新能源和煤电较煤电基准价格的浮动比例不同，高耗能和非高耗能用户与煤电的交易价格较基准价的浮动比例也不同，而在现货市场中，发电侧不同电源与用户侧不同用户将同台竞争。
自2021年起，为落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）要求，疏导煤电发电成本，缓解煤电经营困难局面，宁夏在全国最早发布了区内高耗能行业类别和用户清单，对高耗能行业实行差别电价政策，高耗能用户与煤电平段交易价格上浮可超过20%，暂不超过50%。
因高耗能用户与煤电的交易价格高于非高耗能用户，为解决煤电与非高耗能用户交易积极性较低的问题，宁夏要求每月煤电与高耗能用户交易电量不超过其与非高耗能用户（含电网企业代理购电）交易电量的1.5倍。同时在月度集中竞价交易中，非高耗能、高耗能用户先同场与煤电交易，集中交易出清后，高耗能用户最终执行分时段交易成交价格的1.2倍，产生的盈余电费根据煤电成交电量比例分摊。
宁夏电力交易中心相关专家认为，中长期市场价格割裂，而现货市场采取集中竞价、全电量集中优化出清，价格趋同，这样将造成不同市场主体在现货市场中承担偏差结算的风险不同，在部分主体“盈利”的时候，必然存在其他主体“亏损”的情况。
“现货模拟试运行的核心是申报，调电试运行的核心是调度控制，结算试运行的核心是价格。未来现货市场结算试运行面临的困难最大。”上述专家说。
他建议，现货市场推进速度不能太快，要先理顺中长期市场机制，先有序推动中长期交易中煤电与新能源同台竞价，高耗能与非高耗能用户同台竞价，通过其他方式落实差别电价政策要求，“中长期价格一致了，现货才能‘跑’得顺畅。”
待解问题
作为我国西北重要工业省区之一，上述专家介绍，宁夏高耗能用户用电量占工商业用电量比例高达70%。
前述电力调度相关专家分析，高耗能企业生产成本中电价占比很高，企业普遍对电价敏感，同时大多数高耗能企业的负荷调节能力不强，“往往开工就是最大负荷，一条线生产”。如果强行压减负荷会对产品质量产生影响。因此，宁夏全网负荷比较平稳，峰谷差不超过10%。
此外，高耗能企业生产受产品市场行情影响大，若停产、减产时现货价格低，用户又无法转让“高价”的中长期合约给别的用户，则可能承担“巨额”用电量偏差考核费用。
同时，一旦高耗能行业集中减产、停产，又会影响全网用电负荷。例如2023年5—6月，铁合金、电石等行业用户大规模停产减产，宁夏全网统调负荷下降约10%。
在发电侧，根据国务院国资委此前政策要求，西北各省区煤电资源整合后，国家能源集团在宁夏煤电装机占比接近70%，已形成较强市场力。
宁夏还面临配套电源参与省（区）内现货难的问题。宁夏区内的银东直流、灵绍直流配套电源装机1404万千瓦，占煤电总装机的47.3%，发电量占比40%。外送配套电源参与宁夏区内现货市场存在一定困难，未来需相关部门进一步协调沟通。
宁夏电力从业者对于新能源入现货也存在一定顾虑。由于新能源发电的随机性、波动性，准确预测中长期发电曲线的难度大，新能源投资商、运营商难以通过中长期市场避险。而目前各地普遍要求中长期合同电量比例不小于80%，在签订高比例中长期合同后，新能源欠发时可能被迫在现货市场中购买高价电。
有宁夏新能源从业者对eo表示，开启现货市场是大势所趋，他们意识到了现货市场将对预测水平、交易水平提出更高要求，因此已经在积极开展相关培训，通过合理的合约签订策略，努力提升风险规避能力。同时接受采访的宁夏电力从业者均呼吁，不宜对签订中长期合约的比例进行过多限制，该比例应由市场交易主体决定。
