2022年12月，宁夏首次开展电力现货市场模拟试运行。此后历经两次模拟、一次调电、三次短周期结算的渐进式推进，于2024年11月完成首次整月结算试运行，2025年10月起转入连续结算试运行，市场正式步入常态化运转。2026年4月，《宁夏电力现货市场连续结算试运行工作方案V2.0》落地实施，新能源由报量不报价转为全面参与竞价，储能"报量报价"入市规则同步明确——宁夏现货市场迎来规则体系迄今最大的一次升级。在新能源装机占比超六成、光伏出力频繁触及地板价的背景下，V2.0的规则约束与高比例新能源的物理现实正面相遇，市场运行由此进入新阶段。
截至2026年4月底，宁夏电网统调总装机容量9110.62万千瓦。各类电源装机及占比如下：火电3103.04万千瓦，占比34.06%；水电45.93万千瓦，占比0.50%；风电1565.04万千瓦，占比17.18%；光伏4396.60万千瓦（含分布式光伏266.85万千瓦），占比48.26%。
区域新能源总装机5961.65万千瓦，装机占比达65.44%，成为电网装机主体。此外，全网储能并网规模达921.65万千瓦/1937.64万千瓦时，有效提升了新能源消纳与电网调节能力。
结合2026年1-4月机组利用小时数据来看：火电（含自备机组）累计利用小时1527小时，同比减少56小时，新能源对火电的发电挤压效应持续加深；风电累计利用小时680小时，同比微增2小时，运行态势整体平稳；光伏累计利用小时397小时，同比大幅下降95小时。
图1 宁夏电网装机情况对比
2026年1-4月，宁夏电网统调总发电量738.38亿千瓦时，同比增长3.74%。分电源类型：火电发电量469.20亿千瓦时，水电4.43亿千瓦时，风电105.99亿千瓦时，光伏158.76亿千瓦时。
数据呈现明显的装机与发电量错配特征：火电装机占比仅34.06%，发电量占比却高达63.5%，是电网基荷保供的核心支撑；新能源装机占比超六成，但发电量合计占比仅35.8%，能源出力转化效率仍有较大提升空间。
图2 宁夏各类发电机组发电情况对比
2026年1-4月，宁夏电网用电负荷保持稳步增长。全网最高用电负荷出现在1月19日，达1726万千瓦，同比增长8.35%，冬季供暖用电峰值持续抬升；全网平均用电负荷1544万千瓦，同比增长7.37%；累计统调用电量444.59亿千瓦时，同比增长7.35%。
用电负荷的增量为新能源消纳提供了基础空间，但负荷增速显著落后于新能源装机增速，无法匹配新能源扩张节奏，供需结构性矛盾持续加剧。
从用电结构来看，第一产业用电量134.47亿千瓦时，第二产业113.84亿千瓦时，第三产业128.76亿千瓦时，城乡居民用电124.29亿千瓦时，一产、三产及居民用电成为用电增长的主要力量。
图3 宁夏2026年1-4月全社会各产业用电结构对比
宁夏电力现货市场的建设历程可划分为三个阶段。
第一阶段（2022年12月—2023年12月）：先后完成两次模拟试运行和首次调电试运行，核心任务是“让系统跑起来、让数据通起来”，验证交易系统功能与规则适配性。2023年12月的首次结算试运行，标志着市场从纸面模拟跨入真金白银结算。
第二阶段（2024年3月—2025年9月）：2024年11月完成首次整月结算试运行，新能源大发时段电价首次触及地板价，市场第一次真实感受到零边际成本的冲击；2025年先后开展第二次整月试运行和迎峰度夏双月试运行，参与主体从新能源场站扩展至售电公司、虚拟电厂，市场深度持续加深。
第三阶段（2025年10月至今）：2025年10月起市场转入连续结算试运行；2026年4月《宁夏电力现货市场连续结算试运行工作方案V2.0》正式落地，优化电价限价区间、明确储能“报量报价”参与模式并启用新峰谷时段，市场正式迈入精细化运营阶段。
表1 宁夏电力现货市场运行进展
伴随市场试运行推进，宁夏现货市场规则体系持续完善，不同阶段匹配专属运行方案：模拟试运行阶段依托《模拟试运行方案》完成技术测试；调电阶段执行《调电试运行工作方案》；结算阶段先后启用1.0、2.0版结算指引，适配短周期、整月、双月等不同运行模式。
2025年10月常态化连续结算落地后，形成日常运行基本框架；2026年4月实施的V2.0方案，对电价限价、储能参与方式、偏差考核进行全面修订，规则体系更加成熟。
表2 宁夏电力现货市场规则变化
2026年1-4月，宁夏新能源日均出力与省内用电负荷形成显著供需背离，是左右区域电价走势的核心因素。新能源出力逐月攀升，4月达到阶段峰值，主要由光伏季节性出力增长驱动；用电负荷则呈现“1月高位、2-4月平稳回落”的特征，冬季供暖结束后负荷进入稳定区间。
图4 宁夏2026年1-4月新能源出力VS省内负荷
2026年1-4月，宁夏现货电价呈现震荡波动走势：1月日前均价199元/MWh、实时均价256元/MWh；2月日前均价145元/MWh、实时均价148元/MWh；3月日前均价217元/MWh、实时均价256元/MWh；4月日前均价154元/MWh、实时均价155元/MWh。
价格波动逻辑清晰：1月、3月受冬季供暖负荷支撑，光伏出力偏弱，火电保供压力较大，电价维持高位；2月恰逢春节，工业用电大幅下滑，供需格局宽松，电价回落；4月光伏出力快速增长，午间新能源集中上网，直接拉低电价中枢。这一走势印证：在新能源高渗透率市场中，电价波动不仅受负荷影响，新能源出力节奏同样发挥着关键影响。
图5 宁夏2026年1-4月日前电价对比
图6 宁夏2026年1-4月实时电价对比
2025年4月处于现货市场整月试运行初期，规则体系简单、新能源参与形式单一、偏差考核宽松，市场以验证基础流程为核心目标。2026年4月《宁夏电力现货市场连续结算试运行工作方案V2.0》方案落地后，市场机制全面升级，运行指标出现明显变化。
对比数据可见：本年度省内负荷、新能源出力、竞价空间均实现同比增长，但日前、实时均价大幅下行，价差显著收窄。上述变化受到装机扩容、参与主体成熟度提升及V2.0规则调整的共同推动。
表3 2025年4月与2026年4月电力现货市场运行对比
1.风电、光伏装机持续扩容，每日10:00-16:00光伏集中大发，电力供给严重过剩。
2.4月风电、光伏出力较好，《宁夏电力现货市场连续结算试运行工作方案V2.0》规则下新能源全面参与竞价，新能源机组成为边际出清机组，发电总出力供大于求，导致现货电价呈现较低趋势。
结合光伏出力周期、负荷季节性变化及V2.0规则约束综合判断，今年夏季宁夏现货市场将延续"午间踩底、晚高峰回升"的两极分化格局。
盛夏高峰季：光伏出力进入全年峰值区间，叠加降温负荷同步攀升，午间电力过剩的局面达到年内较为严峻水平，电价将长期贴近下限运行。与此同时，晚高峰光伏归零后，高位负荷形成的供电缺口由火电填补，晚高峰价格阶段性回升，日内峰谷价差显著拉大。
夏末入秋过渡季：光伏出力从峰值逐步回落，供需格局小幅收紧，市场均价略有上移，但幅度有限。在新能源装机持续增长与V2.0限价规则的双重约束下，价格回升空间被压制，整体仍将低于去年同期水平，极端高价出现概率较低。
《宁夏电力现货市场连续结算试运行工作方案V2.0》方案落地后，宁夏电力现货市场规则体系日趋完善，但交易复杂度、研判难度同步提升。当前区域市场最核心的矛盾为新能源高渗透率与本地消纳能力不足：日间光伏集中出力时段，竞价空间被压缩，电价常态化触及下限；晚间光伏停运后，未来，随着交易规则持续迭代、新能源装机继续增长，现货市场的博弈深度将进一步加大。对于发电企业、售电公司、大用户等市场主体而言，精准研判负荷与新能源出力变化、紧跟规则调整方向、完善风险管控体系，将成为提升市场竞争力的关键。
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