電力現貨市場報價、出清價格上下限為40~1000元/MWh。

調頻里程補償報價上下限為5~15元/MW。

值得注意的是，獨立儲能（充電功率在1萬千瓦及以上，持續充電時間2小時以上）可“報量不報價”參與現貨市場。

儲能放電以所在節點電價進行結算，充電以發電側加權平均價進行結算。

本次結算試運行運行時間為12月13日至15日（12月12日至14日分別組織12月13日至15日的日前現貨交易），并根據市場運行情況選擇1天進行實際結算。

具體如下：

1、交易品種：

本次結算試運行電能量市場開展中長期市場、省內日前、實時現貨市場。輔助服務市場開展調頻輔助服務市場，調峰輔助服務市場與現貨市場相融合。

2、參與范圍：

發電側：區內已參與中長期交易的公用燃煤發電企業、參與中長期交易的集中式新能源場站。直流配套電源、自備電廠、水電、燃氣、生物質、分布式光伏企業不參與本次現貨市場結算試運行，發電曲線作為現貨市場出清邊界。

用戶側：區內已參與中長期交易的售電公司、直接參與批發市場的電力用戶。居民、農業用戶執行目錄電價。代理購電用戶暫不參與本次現貨市場結算試運行。

儲能：獨立儲能（充電功率在1萬千瓦及以上，持續充電時間2小時以上）。

虛擬電廠：注冊并具備準入條件的虛擬電廠可自主選擇是否參與。

3、申報方式：

火電、新能源企業“報量報價”參與現貨交易，批發用戶、售電公司、儲能、虛擬電廠“報量不報價”參與現貨交易。

4、市場結算

電能量結算：

發電側以所在的節點電價進行結算，用戶側以發電側加權平均價進行結算。儲能放電以所在節點電價進行結算，充電以發電側加權平均價進行結算。

采用雙偏差結算方式，即日前現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算，實際上網（用）電量與日前現貨出清電量的偏差按照實時出清價格結算。

市場補償類費用：

1）機組啟動補償：根據機組申報的啟動費用和啟停次數進行補償。費用由發電側市場化主體按上網電量分攤，納入月度結算。

2）現貨深調補償：根據火電機組在深調時段所處的負荷率進行補償。費用由新能源場站在深調時段的上網電量分攤，納入月度結算。補償標準：

市場平衡類資金：

結構不平衡資金：按現有《寧夏電力市場不平衡資金管理辦法》進行管理和分攤。

省間省內偏差費用：按現有《寧夏電網短期交易外送電量清分原則》、《寧夏電網省間外購電管理辦法》進行管理和分攤。

新能源超發盈余：指為保障新能源最大化消納實現的新能源較實時現貨出清電量的增發電量按照最低限價（40元/兆瓦時）在發電側結算，而用戶側按照實時現貨市場價格結算，發用兩側電價差產生的盈余。由參與現貨市場的市場主體按上網電量和用電量共同分享。

輔助服務費用：

調頻里程補償費用在現貨結算日期內，費用由發電側市場化主體按上網電量分攤，納入月度結算。

5、申報和出清限價

現貨交易申報、出清環節均設置限價，限價范圍為40-1000元/兆瓦時。

火電企業申報調頻容量、調頻里程價格。調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。系統根據機組調頻里程報價從低到高依次出清，直至中標單元調頻容量總和滿足本時段調頻容量需求。當調頻市場供不應求或運行日調頻容量不足時，調控機構對該時段內已申報未中標機組進行調用，按同時段調頻市場出清最高價計算補償費用。

全文如下。