电力现货市场报价、出清价格上下限为40~1000元/MWh。
调频里程补偿报价上下限为5~15元/MW。
值得注意的是，独立储能（充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上）可“报量不报价”参与现货市场。
储能放电以所在节点电价进行结算，充电以发电侧加权平均价进行结算。
本次结算试运行运行时间为12月13日至15日（12月12日至14日分别组织12月13日至15日的日前现货交易），并根据市场运行情况选择1天进行实际结算。
具体如下：
1、交易品种：
本次结算试运行电能量市场开展中长期市场、省内日前、实时现货市场。辅助服务市场开展调频辅助服务市场，调峰辅助服务市场与现货市场相融合。
2、参与范围：
发电侧：区内已参与中长期交易的公用燃煤发电企业、参与中长期交易的集中式新能源场站。直流配套电源、自备电厂、水电、燃气、生物质、分布式光伏企业不参与本次现货市场结算试运行，发电曲线作为现货市场出清边界。
用户侧：区内已参与中长期交易的售电公司、直接参与批发市场的电力用户。居民、农业用户执行目录电价。代理购电用户暂不参与本次现货市场结算试运行。
储能：独立储能（充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上）。
虚拟电厂：注册并具备准入条件的虚拟电厂可自主选择是否参与。
3、申报方式：
火电、新能源企业“报量报价”参与现货交易，批发用户、售电公司、储能、虚拟电厂“报量不报价”参与现货交易。
4、市场结算
电能量结算：
发电侧以所在的节点电价进行结算，用户侧以发电侧加权平均价进行结算。储能放电以所在节点电价进行结算，充电以发电侧加权平均价进行结算。
采用双偏差结算方式，即日前现货出清电量与中长期合约电量的偏差按照日前出清电价结算，实际上网（用）电量与日前现货出清电量的偏差按照实时出清价格结算。
市场补偿类费用：
1）机组启动补偿：根据机组申报的启动费用和启停次数进行补偿。费用由发电侧市场化主体按上网电量分摊，纳入月度结算。
2）现货深调补偿：根据火电机组在深调时段所处的负荷率进行补偿。费用由新能源场站在深调时段的上网电量分摊，纳入月度结算。补偿标准：
市场平衡类资金：
结构不平衡资金：按现有《宁夏电力市场不平衡资金管理办法》进行管理和分摊。
省间省内偏差费用：按现有《宁夏电网短期交易外送电量清分原则》、《宁夏电网省间外购电管理办法》进行管理和分摊。
新能源超发盈余：指为保障新能源最大化消纳实现的新能源较实时现货出清电量的增发电量按照最低限价（40元/兆瓦时）在发电侧结算，而用户侧按照实时现货市场价格结算，发用两侧电价差产生的盈余。由参与现货市场的市场主体按上网电量和用电量共同分享。
辅助服务费用：
调频里程补偿费用在现货结算日期内，费用由发电侧市场化主体按上网电量分摊，纳入月度结算。
5、申报和出清限价
现货交易申报、出清环节均设置限价，限价范围为40-1000元/兆瓦时。
火电企业申报调频容量、调频里程价格。调频里程申报价格范围暂定为5-15元/兆瓦，最小单位为0.1元/兆瓦。系统根据机组调频里程报价从低到高依次出清，直至中标单元调频容量总和满足本时段调频容量需求。当调频市场供不应求或运行日调频容量不足时，调控机构对该时段内已申报未中标机组进行调用，按同时段调频市场出清最高价计算补偿费用。
全文如下。
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