河北南網：5月27日啟動電力現貨市場連續試運行
河北省發改委日前發布的《河北南部電網電力現貨市場連續試運行工作方案》指出，本次連續試運行自2024年5月27日啟動。僅調電試運行期間，開展省內現貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清和交易執行；結算試運行期間，開展中長期日滾動交易、代理購電月內（現貨）及日掛牌交易、省內現貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清、交易執行和交易結算。
一、工作目標
（一）全面貫徹落實國家電力體制改革要求，加快推進河北南部電網電力現貨市場建設。
（二）檢驗現貨市場交易規則的合理性和有效性。
（三）檢驗現貨市場技術支持系統、交易、結算技術支持系統運行的穩定性、可靠性與實用性。
（四）驗證現貨市場信息披露、出清、計量、結算等業務流程的合理性。
（五）增強市場主體對現貨市場建設相關工作的參與意識和理解掌握程度，提升市場主體參與度。
二、工作安排
（一）運作模式及時間安排
本次連續試運行依據的規則為《河北南網電力現貨市場系列規則V2.0版》（2024年5月17日由市場管理委員會審議通過），其中調電試運行連續開市，并擇機開展結算試運行。
連續試運行自2024年5月27日啟動（2024年5月26日組織5月27日日前現貨交易，后續逐日按此開展）。僅調電試運行期間（以下統稱“非現貨結算日”），開展省內現貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清和交易執行；結算試運行期間（以下統稱“現貨結算日”），開展中長期日滾動交易、代理購電月內（現貨）及日掛牌交易、省內現貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清、交易執行和交易結算。首個結算試運行時間段選取為2024年6月5日至6月18日。
省間市場（省間現貨、華北調峰）納入省內現貨交易組織流程，作為省內現貨市場的邊界條件。
（二）參與范圍
發電側：河北南部電網區域內參與中長期交易的火電電廠；參與中長期交易的集中式新能源場站。集中式新能源廠站入市比例按照當年年度中長期交易工作方案執行。
用戶側：河北南部電網區域內參與中長期交易的售電公司、批發用戶以及電網代理購電。
獨立儲能：已轉入商業運營的獨立儲能項目，分別作為發電和用電市場主體參與市場。儲能主體可自主選擇是否參與現貨結算，并于M-1月（實際結算試運行前一個月）月底前向市場運營機構提交書面申請（逾期視為不參與現貨結算）。
（三）前期準備
1.完成各類系統缺陷消除及升級工作。
2.完成營銷技術支持系統升級改造。
3.發布現貨長周期結算試運行公告，各市場主體加強對市場交易人員的培訓，確保從業人員熟練掌握市場相關操作。
4.發電側市場主體在電力交易機構平臺上完成機組運行參數和缺省申報參數的申報。
5.發布用戶側分時用電信息。
三、組織流程
（一）中長期日滾動分時交易
1.交易標的
中長期交易按工作日滾動連續開市，運行日電量按小時劃分為24個時段，交易日（D-3、D-2日）交易標的為運行日（D日）每小時交易電量，即運行日交易標的電量提前2-3個工作日組織申報。
首個結算試運行時段，在5月31日-6月14日組織中長期日滾動交易，日滾動交易結果參與市場結算。后續待下一次結算試運行時段確定后再組織日滾動交易。
2.交易模式
本次交易以融合交易模式開展，即同一小時市場主體可以選擇作為購電方或者售電方，但只能選擇購電方或者售電方一種身份參與交易。
3.交易限額
（1）電量限額
發電企業分時凈賣出電量（含年度、月度分解電量及日交易電量）折合電力不得超出裝機容量，日交易分時買入電量不得超出各類交易（含年度、月度、日交易）分解至該小時的凈賣出電量之和。
售電公司、電力用戶日交易分時賣出電量不得超出各類交易（含年度、月度、日交易）分解至該小時的凈買入電量之和。
（2）電價申報范圍
本次日滾動交易價格由發電企業、電力用戶（含售電公司）雙方通過市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，上下浮動原則上均不超過20%，其中平段基準價為364.4元/兆瓦時，高峰、低谷時段基準價分別是平段基準價的1.7、0.3倍，尖峰時段價格在高峰電價基礎上上浮20%。高耗能企業市場交易價格不受上浮20%限制。與年度、月度交易要求保持一致。
4.其他事項
火電、風電企業與電力用戶（售電公司）年度、月度中長期合同按月分日、日分時均分至每日每小時，光伏企業與電力用戶（售電公司）年度、月度中長期合同按月分日均分至每日，日分時曲線參照河北南部電網光伏發電典型曲線分解，即各時段合同電量按尖峰、高峰、平段、低谷各自時段內分時曲線占比分解，典型曲線采用前一年河北南網集中式光伏發電企業日均出力折算曲線，2023年集中式光伏日均出力折算曲線詳見附表六。
非現貨結算日期間中長期月內分時段交易按工作日正常開展，合同不分解至現貨結算日。
T5、T6合同電量先按照月度交易公告分劈比例分解至尖峰、高峰、平段、低谷等相應時段，再分解至段內每小時。
（二）代理購電中長期交易
為保障代理購電工作與現貨市場接軌，組織代理購電月內（現貨）、日掛牌交易。
1.代理購電月內交易（現貨）
根據代理購電現貨結算日期間交易需求，提前組織代理購電月內交易（現貨），交易標的物為現貨結算日分時段電量，電量分解至每日每小時。電網企業代理購電以掛牌交易方式參與月內交易，掛牌成交電量不足部分由市場化燃煤機組按剩余容量等比例承擔，即按上網電量上限扣除已達成的各類交易及本次掛牌交易申報電量后的凈值進行分配。
2.代理購電日掛牌交易
（1）交易方式及交易標的
電網企業代理購電通過掛牌交易方式參與日交易。交易標的為運行日（D日）代理購電采購電量，采用總電量帶分時曲線模式。
日掛牌交易電量分時段價格采用當月月度集中競價交易價格。日掛牌電量成交不足部分不再進行分攤，通過現貨市場采購。如代理購電日掛牌不成交電量較大，對市場產生較大影響，經請示省發改委同意后，可繼續進行分攤。
（2）交易時間安排
代理購電日掛牌交易在工作日開展。為與中長期日滾動交易銜接，方便發電企業調整合同電量，在運行日的前3個工作日（D-3日）16:30-17:30組織交易，發電企業在交易平臺參與代理購電日交易，運行日的前2個工作日（D-2日）9:30前，發布日代理購電交易結果。日代理購電交易公告在現貨試結算前發布一次，每日不再單獨發布交易公告。
（三）現貨交易申報
1.申報方式
競價日（D-1）交易申報截止時間前，市場主體通過河北電力交易平臺申報相關交易信息。
單機容量150MW及以上合規在運燃煤機組可在現貨電能量市場和調頻輔助服務市場同時申報。燃煤機組日前申報出力上限的最大值，在滿足時長和安全校核等要求的條件下，即為其容量電費對應的日前申報最大出力，接受最大發電能力抽查和考核。
在現貨電能量市場，采取“報量報價”方式申報，以機組為單位申報運行日的電力-價格曲線（最多10段），第一段申報起始出力不高于機組的投AGC最小出力（已通過AGC深調試驗機組最小出力詳見附表四，未通過AGC深調試驗機組為正常運行工況下投入AGC最小技術出力），最后一段出力區間終點為機組的可調出力上限，每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價段的出力終點，報價曲線必須隨出力增加單調非遞減。每連續兩個出力點間的長度不能低于機組額定有功功率與最小技術出力之差的 5%。在市場申報關閘前未及時申報的，采用缺省報價作為申報信息。
在調頻輔助服務市場，發電廠以機組為單位，通過電力交易平臺申報次日調頻里程補償價格。
單機容量150MW以下火電機組無需申報，采用中長期交易日分解曲線作為日前出清結果。
參與中長期交易的新能源場站采取“報量報價”方式申報，以場站為單位申報運行日的電力-價格曲線（最多5段）。第一段申報起始出力為0，最后一段申報出力終點為電站裝機容量（對于扶貧商業混合新能源電站，其最后一段申報出力終點為電站商業部分裝機容量），每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價段的出力終點。報價曲線必須隨出力增加單調非遞減，每連續兩個出力點間的長度不能低于1兆瓦。申報的最大發電能力低于新能源預測出力的，將申報的最大發電能力至新能源預測出力部分按最后一段報價參與市場出清；在市場申報關閘前未及時申報的，按照零報價參與市場出清。
獨立儲能采取“報量不報價”的方式，分別作為用電/發電市場主體申報次日96點充電/放電曲線，參與現貨電能量市場。在市場申報關閘前未及時申報的，采用缺省信息作為申報信息。
售電公司和批發用戶采取“報量不報價”的方式，申報其代理用戶或其自身在運行日的用電需求曲線（即運行日每小時內的平均用電負荷），參與現貨市場出清和結算。在市場申報關閘前未及時申報的，采用中長期合同分時電力曲線作為申報信息。
電網企業提供市場化交易用戶典型曲線（最近一周工作日平均負荷曲線作為“典型工作日曲線”，周六日平均負荷曲線作為“典型周六日曲線”），參與日前現貨市場出清。
2.市場限價
本次結算試運行電能量申報價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時，市場主體申報的價格不得超過市場限價，市場出清的限價范圍為0-1200元/兆瓦時。調頻里程補償申報價格的限價范圍為0-15元/兆瓦，市場主體申報的價格不得超過市場限價，市場出清價格的限價范圍為0-15元/兆瓦。
3.申報數據審核
市場主體提交申報信息后，市場運營機構對申報信息進行審核及處理。市場主體的申報信息、數據應滿足規定要求，初步審核不通過將不允許提交，直至符合申報要求。
（三）交易出清與執行
日前現貨市場中，采用全電量競價、集中優化出清的方式開展。電力調度機構首先根據預測全網系統負荷曲線和國網河北營銷中心提供的市場化用戶總典型用電曲線，計算得出居民農業和代理購電用戶的用電需求曲線；然后基于發用兩側市場成員申報信息和運行日的電網運行邊界條件，采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經濟調度（SCED）程序進行優化計算，出清得到日前電能量市場交易結果；最后采用電力調度機構預測的全網系統負荷進行可靠性機組組合校驗，出清得到發電機組組合和發電出力。
發電企業電能量市場出清結果按照機組綜合廠用電率（詳見附表一）折算為發電側中標電量。市場化用戶電能量出清電量即為中標電量。代理購電日前出清結果等于發電企業日前出清的省內市場化總電量減去市場化用戶日前中標總電量。發電側中標電量中包含外送電量、省內市場化電量和非市場化電量，計算方式詳見結算實施細則。
調頻輔助服務市場在省內日前現貨市場確定的機組組合基礎上開展，根據系統所需的調頻總速率，采取集中競價、邊際出清的組織方式，出清次日調頻機組序列。本次試運行，調頻中標機組晚高峰時段（17-23點）不預留上備用容量，下備用預留容量定為10%；其余時段上、下備用預留容量均定為10%。
實時現貨市場中，采用日前現貨市場封存的競價信息進行集中優化出清。電力調度機構基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，綜合考慮發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，在機組實際開機組合和實際出力水平的基礎上，以發電成本最小為優化目標，采用安全約束經濟調度（SCED）算法進行集中優化計算，出清得到各發電機組每15分鐘的發電計劃和實時節點電價。
試運行期間，日前現貨電能量市場出清的發電出力計劃實際下發；實時現貨電能量市場基于實時邊界條件，對日前出清的發電出力計劃優化調整，將每15分鐘出清的發電出力值下發至機組實際執行。
（四）市場力監測與管控
為避免具有市場力的發電機組操縱市場價格，本次結算試運行開展市場力監測與管控。
首先開展市場力評估分析。在日前現貨市場出清完成后，計算RSI 指數、MRR 指數兩項市場力評估指標。
RSI 指數是指除去某一發電集團外，其余發電集團總發電能力與市場總需求的比值，某個發電集團的 RSI指數越小，表明其控制市場價格的能力越強。當某發電集團的RSI 指數小于 1 時，表明該發電集團必不可少，具有市場力。
MRR 指數，是指為滿足市場需求，某發電企業必須發電的出力占其可發電容量的比例，表明市場對該發電集團的依賴程度。當某發電集團的 MRR 指數大于 0 時，表明必須調用該發電集團才能滿足市場需求，該發電集團具有市場力。
其次開展市場力行為分析。日前市場出清后，計算日前市場出清加權平均電價，判斷是否高于基準電價。若高于基準電價，則觸發管控條件，進行市場力管控。本次結算試運行基準電價定義為當月年度交易和月度交易加權平均價的K倍。其中系數K暫由當日日前市場96點市場化平均供需比確定：當市場化平均供需比低于1.4時，K取1.2；市場化平均供需比在1.4~1.6時，K取1.1；市場化平均供需比大于1.6時，K取1.0。
最后開展市場力管控。當觸發市場力管控條件后，將具有市場力的發電集團相關機組高于參考報價的報價段替換為參考報價，重新組織日前市場出清。實時市場同樣使用替換后的報價出清。本次結算試運行參考報價為同容量類型機組平均邊際供電成本的1.4倍。平均邊際供電成本由機組平均邊際供電煤耗和近兩期中國電煤采購價格指數（CECI曹妃甸指數）折算至標準煤后平均值確定，四舍五入取整數值。
（五）市場結算
1.現貨結算日
批發市場：現貨結算日期間，按照現貨交易規則開展結算，結算費用包括電能量費用、調頻輔助服務費用及市場不平衡資金等，市場補償費用暫不結算。
輔助服務市場：輔助服務補償費用為調頻里程補償費用，按照現貨結算日期間相關發電主體結算電量比例進行分攤。
中長期偏差收益回收：中長期合約電量偏差允許范圍設定參數m、u暫按90，n、v暫按110執行，調整系數k暫按1.05執行。發電企業暫按市場主體為單元進行回收。電網代理購電交易暫不參與中長期偏差收益回收以及費用分攤。現貨市場結算期間，發電企業該時段電能量合計費用小于零時，不再進行中長期偏差收益回收。偏差收益回收公式中，中長期合約月度分時均價計算時不含T5、T6段合約。
用戶側日前申報偏差收益回收：用戶側日前申報偏差允許范圍設定參數r暫按80，w暫按120，調整系數h暫按1.05執行。對在日前市場未申報曲線、申報電量與合約電量相同的用戶，暫不進行偏差收益回收。電網代理購電不參與日前申報偏差收益回收以及費用分攤。
現貨市場不平衡資金：發用兩側差額資金、中長期偏差收益回收費用、用戶側日前偏差收益回收費用，按照現貨市場規則，以現貨結算日期間市場化上網電量（不含省間電量）比例進行分攤或返還，納入月度結算。現貨結算日期間，現貨電能量細則中的新能源預測偏差考核開展模擬結算，暫不實際結算。
2.非現貨結算日
批發市場：非現貨結算日期間，按照中長期交易規則結算。
中長期市場化差額資金：按照中長期規則計算，按非現貨結算日期間市場化上網電量（不含省間電量）比例分攤或返還。
3.其他
電網代理購電結算：現貨結算日期間產生的電網代理購電偏差電費，由代理購電用戶、居民農業用戶按當月用電量比例進行分攤。
（六）信息發布
電力交易機構按照本次現貨交易組織流程，依據電力現貨市場信息披露辦法所要求的時間節點、披露內容以及披露范圍要求，及時發布事前市場邊界信息、出清結果等信息，市場主體可登錄河北電力交易平臺獲取相關信息。
（七）總結報告
每個結算試運行階段結束后2周內，河北電力調控中心、交易中心根據本階段試運行情況，評估試運行階段存在的風險和影響，認真分析原因、歸納匯總，形成總結報告，并上報省發展改革委。
四、風險控制
（一）如預計在試運行期間將出現極端天氣，可能影響電網安全和電力供應時，河北電力調控中心可向省發改委申請，調整本次結算試運行時段，并告知各市場主體。
（二）本次結算試運行過程中，如出現電網設備故障或技術支持系統故障等影響電網安全運行和現貨市場正常運轉情況時，電力調度機構應采取必要措施處理故障，優先保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應。
（三）本次結算試運行過程中，若發生突發性的社會事件、自然災害、重大電源或電網故障、以及其他不可抗力等嚴重影響電力供應或電網安全時，市場運營機構經報請省發改委同意后，可中止現貨市場試運行工作，轉為現有調度計劃模式。
五、相關要求
（一）強化運行保障。各相關單位要高度重視本次調電試運行工作，全力配合現貨市場運營機構做好現貨市場與生產運行的銜接工作，保障電網運行安全和市場運營平穩。
（二）加強分析總結。現貨市場運營機構要結合電網負荷、新能源出力等邊界條件，做好市場出清結果分析，及時發現試運行過程中存在的問題并妥善處理，不斷完善市場規則條款和技術系統功能。
（三）做好信息報送。現貨市場運營機構要堅持日報制度，合理安排人員分工，及時整理匯總市場出清相關數據，完成市場運行日報編制和報送。
附件下載:
1.機組運行參數表.doc
2.核定參數建議表.doc
3.交易主要流程.doc
4.通過深度調峰AGC試驗機組名單.doc
5.電能量費用結算示例.doc
6.河北南部電網光伏發電企業2023年日均出力曲線.docx
作者： 來源：河北省發改委 責任編輯：jianping
本次試運行啟動后，河北南部電網電力現貨市場調電試運行原則上連續開展，將結合電力運行和市場運營實際情況，擇機選取結算試運行時段。首個結算試運行時段為2024年6月5日至18日，后續結算試運行時段及相關市場參數調整另行通知。
河北南部電網電力現貨市場連續試運行工作方案
一、工作目標
（一）全面貫徹落實國家電力體制改革要求，加快推進河北南部電網電力現貨市場建設。
（二）檢驗現貨市場交易規則的合理性和有效性。
（三）檢驗現貨市場技術支持系統、交易、結算技術支持系統運行的穩定性、可靠性與實用性。
（四）驗證現貨市場信息披露、出清、計量、結算等業務流程的合理性。
（五）增強市場主體對現貨市場建設相關工作的參與意識和理解掌握程度，提升市場主體參與度。
二、工作安排
（一）運作模式及時間安排
本次連續試運行依據的規則為《河北南網電力現貨市場系列規則V2.0版》（2024年5月17日由市場管理委員會審議通過），其中調電試運行連續開市，并擇機開展結算試運行。
連續試運行自2024年5月27日啟動（2024年5月26日組織5月27日日前現貨交易，后續逐日按此開展）。僅調電試運行期間（以下統稱“非現貨結算日”），開展省內現貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清和交易執行；結算試運行期間（以下統稱“現貨結算日”），開展中長期日滾動交易、代理購電月內（現貨）及日掛牌交易、省內現貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清、交易執行和交易結算。首個結算試運行時間段選取為2024年6月5日至6月18日。
省間市場（省間現貨、華北調峰）納入省內現貨交易組織流程，作為省內現貨市場的邊界條件。
（二）參與范圍
發電側：河北南部電網區域內參與中長期交易的火電電廠；參與中長期交易的集中式新能源場站。集中式新能源廠站入市比例按照當年年度中長期交易工作方案執行。
用戶側：河北南部電網區域內參與中長期交易的售電公司、批發用戶以及電網代理購電。
獨立儲能：已轉入商業運營的獨立儲能項目，分別作為發電和用電市場主體參與市場。儲能主體可自主選擇是否參與現貨結算，并于M-1月（實際結算試運行前一個月）月底前向市場運營機構提交書面申請（逾期視為不參與現貨結算）。
（三）前期準備
1.完成各類系統缺陷消除及升級工作。
2.完成營銷技術支持系統升級改造。
3.發布現貨長周期結算試運行公告，各市場主體加強對市場交易人員的培訓，確保從業人員熟練掌握市場相關操作。
4.發電側市場主體在電力交易機構平臺上完成機組運行參數和缺省申報參數的申報。
5.發布用戶側分時用電信息。
三、組織流程
（一）中長期日滾動分時交易
1.交易標的
中長期交易按工作日滾動連續開市，運行日電量按小時劃分為24個時段，交易日（D-3、D-2日）交易標的為運行日（D日）每小時交易電量，即運行日交易標的電量提前2-3個工作日組織申報。
首個結算試運行時段，在5月31日-6月14日組織中長期日滾動交易，日滾動交易結果參與市場結算。后續待下一次結算試運行時段確定后再組織日滾動交易。
2.交易模式
本次交易以融合交易模式開展，即同一小時市場主體可以選擇作為購電方或者售電方，但只能選擇購電方或者售電方一種身份參與交易。
3.交易限額
（1）電量限額
發電企業分時凈賣出電量（含年度、月度分解電量及日交易電量）折合電力不得超出裝機容量，日交易分時買入電量不得超出各類交易（含年度、月度、日交易）分解至該小時的凈賣出電量之和。
售電公司、電力用戶日交易分時賣出電量不得超出各類交易（含年度、月度、日交易）分解至該小時的凈買入電量之和。
（2）電價申報范圍
本次日滾動交易價格由發電企業、電力用戶（含售電公司）雙方通過市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，上下浮動原則上均不超過20%，其中平段基準價為364.4元/兆瓦時，高峰、低谷時段基準價分別是平段基準價的1.7、0.3倍，尖峰時段價格在高峰電價基礎上上浮20%。高耗能企業市場交易價格不受上浮20%限制。與年度、月度交易要求保持一致。
4.其他事項
火電、風電企業與電力用戶（售電公司）年度、月度中長期合同按月分日、日分時均分至每日每小時，光伏企業與電力用戶（售電公司）年度、月度中長期合同按月分日均分至每日，日分時曲線參照河北南部電網光伏發電典型曲線分解，即各時段合同電量按尖峰、高峰、平段、低谷各自時段內分時曲線占比分解，典型曲線采用前一年河北南網集中式光伏發電企業日均出力折算曲線，2023年集中式光伏日均出力折算曲線詳見附表六。
非現貨結算日期間中長期月內分時段交易按工作日正常開展，合同不分解至現貨結算日。
T5、T6合同電量先按照月度交易公告分劈比例分解至尖峰、高峰、平段、低谷等相應時段，再分解至段內每小時。
（二）代理購電中長期交易
為保障代理購電工作與現貨市場接軌，組織代理購電月內（現貨）、日掛牌交易。
1.代理購電月內交易（現貨）
根據代理購電現貨結算日期間交易需求，提前組織代理購電月內交易（現貨），交易標的物為現貨結算日分時段電量，電量分解至每日每小時。電網企業代理購電以掛牌交易方式參與月內交易，掛牌成交電量不足部分由市場化燃煤機組按剩余容量等比例承擔，即按上網電量上限扣除已達成的各類交易及本次掛牌交易申報電量后的凈值進行分配。
2.代理購電日掛牌交易
（1）交易方式及交易標的
電網企業代理購電通過掛牌交易方式參與日交易。交易標的為運行日（D日）代理購電采購電量，采用總電量帶分時曲線模式。
日掛牌交易電量分時段價格采用當月月度集中競價交易價格。日掛牌電量成交不足部分不再進行分攤，通過現貨市場采購。如代理購電日掛牌不成交電量較大，對市場產生較大影響，經請示省發改委同意后，可繼續進行分攤。
（2）交易時間安排
代理購電日掛牌交易在工作日開展。為與中長期日滾動交易銜接，方便發電企業調整合同電量，在運行日的前3個工作日（D-3日）16:30-17:30組織交易，發電企業在交易平臺參與代理購電日交易，運行日的前2個工作日（D-2日）9:30前，發布日代理購電交易結果。日代理購電交易公告在現貨試結算前發布一次，每日不再單獨發布交易公告。
（三）現貨交易申報
1.申報方式
競價日（D-1）交易申報截止時間前，市場主體通過河北電力交易平臺申報相關交易信息。
單機容量150MW及以上合規在運燃煤機組可在現貨電能量市場和調頻輔助服務市場同時申報。燃煤機組日前申報出力上限的最大值，在滿足時長和安全校核等要求的條件下，即為其容量電費對應的日前申報最大出力，接受最大發電能力抽查和考核。
在現貨電能量市場，采取“報量報價”方式申報，以機組為單位申報運行日的電力-價格曲線（最多10段），第一段申報起始出力不高于機組的投AGC最小出力（已通過AGC深調試驗機組最小出力詳見附表四，未通過AGC深調試驗機組為正常運行工況下投入AGC最小技術出力），最后一段出力區間終點為機組的可調出力上限，每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價段的出力終點，報價曲線必須隨出力增加單調非遞減。每連續兩個出力點間的長度不能低于機組額定有功功率與最小技術出力之差的 5%。在市場申報關閘前未及時申報的，采用缺省報價作為申報信息。
在調頻輔助服務市場，發電廠以機組為單位，通過電力交易平臺申報次日調頻里程補償價格。
單機容量150MW以下火電機組無需申報，采用中長期交易日分解曲線作為日前出清結果。
參與中長期交易的新能源場站采取“報量報價”方式申報，以場站為單位申報運行日的電力-價格曲線（最多5段）。第一段申報起始出力為0，最后一段申報出力終點為電站裝機容量（對于扶貧商業混合新能源電站，其最后一段申報出力終點為電站商業部分裝機容量），每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價段的出力終點。報價曲線必須隨出力增加單調非遞減，每連續兩個出力點間的長度不能低于1兆瓦。申報的最大發電能力低于新能源預測出力的，將申報的最大發電能力至新能源預測出力部分按最后一段報價參與市場出清；在市場申報關閘前未及時申報的，按照零報價參與市場出清。
獨立儲能采取“報量不報價”的方式，分別作為用電/發電市場主體申報次日96點充電/放電曲線，參與現貨電能量市場。在市場申報關閘前未及時申報的，采用缺省信息作為申報信息。
售電公司和批發用戶采取“報量不報價”的方式，申報其代理用戶或其自身在運行日的用電需求曲線（即運行日每小時內的平均用電負荷），參與現貨市場出清和結算。在市場申報關閘前未及時申報的，采用中長期合同分時電力曲線作為申報信息。
電網企業提供市場化交易用戶典型曲線（最近一周工作日平均負荷曲線作為“典型工作日曲線”，周六日平均負荷曲線作為“典型周六日曲線”），參與日前現貨市場出清。
2.市場限價
本次結算試運行電能量申報價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時，市場主體申報的價格不得超過市場限價，市場出清的限價范圍為0-1200元/兆瓦時。調頻里程補償申報價格的限價范圍為0-15元/兆瓦，市場主體申報的價格不得超過市場限價，市場出清價格的限價范圍為0-15元/兆瓦。
3.申報數據審核
市場主體提交申報信息后，市場運營機構對申報信息進行審核及處理。市場主體的申報信息、數據應滿足規定要求，初步審核不通過將不允許提交，直至符合申報要求。
（三）交易出清與執行
日前現貨市場中，采用全電量競價、集中優化出清的方式開展。電力調度機構首先根據預測全網系統負荷曲線和國網河北營銷中心提供的市場化用戶總典型用電曲線，計算得出居民農業和代理購電用戶的用電需求曲線；然后基于發用兩側市場成員申報信息和運行日的電網運行邊界條件，采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經濟調度（SCED）程序進行優化計算，出清得到日前電能量市場交易結果；最后采用電力調度機構預測的全網系統負荷進行可靠性機組組合校驗，出清得到發電機組組合和發電出力。
發電企業電能量市場出清結果按照機組綜合廠用電率（詳見附表一）折算為發電側中標電量。市場化用戶電能量出清電量即為中標電量。代理購電日前出清結果等于發電企業日前出清的省內市場化總電量減去市場化用戶日前中標總電量。發電側中標電量中包含外送電量、省內市場化電量和非市場化電量，計算方式詳見結算實施細則。
調頻輔助服務市場在省內日前現貨市場確定的機組組合基礎上開展，根據系統所需的調頻總速率，采取集中競價、邊際出清的組織方式，出清次日調頻機組序列。本次試運行，調頻中標機組晚高峰時段（17-23點）不預留上備用容量，下備用預留容量定為10%；其余時段上、下備用預留容量均定為10%。
實時現貨市場中，采用日前現貨市場封存的競價信息進行集中優化出清。電力調度機構基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，綜合考慮發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，在機組實際開機組合和實際出力水平的基礎上，以發電成本最小為優化目標，采用安全約束經濟調度（SCED）算法進行集中優化計算，出清得到各發電機組每15分鐘的發電計劃和實時節點電價。
試運行期間，日前現貨電能量市場出清的發電出力計劃實際下發；實時現貨電能量市場基于實時邊界條件，對日前出清的發電出力計劃優化調整，將每15分鐘出清的發電出力值下發至機組實際執行。
（四）市場力監測與管控
為避免具有市場力的發電機組操縱市場價格，本次結算試運行開展市場力監測與管控。
首先開展市場力評估分析。在日前現貨市場出清完成后，計算RSI 指數、MRR 指數兩項市場力評估指標。
RSI 指數是指除去某一發電集團外，其余發電集團總發電能力與市場總需求的比值，某個發電集團的 RSI指數越小，表明其控制市場價格的能力越強。當某發電集團的RSI 指數小于 1 時，表明該發電集團必不可少，具有市場力。
MRR 指數，是指為滿足市場需求，某發電企業必須發電的出力占其可發電容量的比例，表明市場對該發電集團的依賴程度。當某發電集團的 MRR 指數大于 0 時，表明必須調用該發電集團才能滿足市場需求，該發電集團具有市場力。
其次開展市場力行為分析。日前市場出清后，計算日前市場出清加權平均電價，判斷是否高于基準電價。若高于基準電價，則觸發管控條件，進行市場力管控。本次結算試運行基準電價定義為當月年度交易和月度交易加權平均價的K倍。其中系數K暫由當日日前市場96點市場化平均供需比確定：當市場化平均供需比低于1.4時，K取1.2；市場化平均供需比在1.4~1.6時，K取1.1；市場化平均供需比大于1.6時，K取1.0。
最后開展市場力管控。當觸發市場力管控條件后，將具有市場力的發電集團相關機組高于參考報價的報價段替換為參考報價，重新組織日前市場出清。實時市場同樣使用替換后的報價出清。本次結算試運行參考報價為同容量類型機組平均邊際供電成本的1.4倍。平均邊際供電成本由機組平均邊際供電煤耗和近兩期中國電煤采購價格指數（CECI曹妃甸指數）折算至標準煤后平均值確定，四舍五入取整數值。
（五）市場結算
1.現貨結算日
批發市場：現貨結算日期間，按照現貨交易規則開展結算，結算費用包括電能量費用、調頻輔助服務費用及市場不平衡資金等，市場補償費用暫不結算。
輔助服務市場：輔助服務補償費用為調頻里程補償費用，按照現貨結算日期間相關發電主體結算電量比例進行分攤。
中長期偏差收益回收：中長期合約電量偏差允許范圍設定參數m、u暫按90，n、v暫按110執行，調整系數k暫按1.05執行。發電企業暫按市場主體為單元進行回收。電網代理購電交易暫不參與中長期偏差收益回收以及費用分攤。現貨市場結算期間，發電企業該時段電能量合計費用小于零時，不再進行中長期偏差收益回收。偏差收益回收公式中，中長期合約月度分時均價計算時不含T5、T6段合約。
用戶側日前申報偏差收益回收：用戶側日前申報偏差允許范圍設定參數r暫按80，w暫按120，調整系數h暫按1.05執行。對在日前市場未申報曲線、申報電量與合約電量相同的用戶，暫不進行偏差收益回收。電網代理購電不參與日前申報偏差收益回收以及費用分攤。
現貨市場不平衡資金：發用兩側差額資金、中長期偏差收益回收費用、用戶側日前偏差收益回收費用，按照現貨市場規則，以現貨結算日期間市場化上網電量（不含省間電量）比例進行分攤或返還，納入月度結算。現貨結算日期間，現貨電能量細則中的新能源預測偏差考核開展模擬結算，暫不實際結算。
2.非現貨結算日
批發市場：非現貨結算日期間，按照中長期交易規則結算。
中長期市場化差額資金：按照中長期規則計算，按非現貨結算日期間市場化上網電量（不含省間電量）比例分攤或返還。
3.其他
電網代理購電結算：現貨結算日期間產生的電網代理購電偏差電費，由代理購電用戶、居民農業用戶按當月用電量比例進行分攤。
（六）信息發布
電力交易機構按照本次現貨交易組織流程，依據電力現貨市場信息披露辦法所要求的時間節點、披露內容以及披露范圍要求，及時發布事前市場邊界信息、出清結果等信息，市場主體可登錄河北電力交易平臺獲取相關信息。
（七）總結報告
每個結算試運行階段結束后2周內，河北電力調控中心、交易中心根據本階段試運行情況，評估試運行階段存在的風險和影響，認真分析原因、歸納匯總，形成總結報告，并上報省發展改革委。
四、風險控制
（一）如預計在試運行期間將出現極端天氣，可能影響電網安全和電力供應時，河北電力調控中心可向省發改委申請，調整本次結算試運行時段，并告知各市場主體。
（二）本次結算試運行過程中，如出現電網設備故障或技術支持系統故障等影響電網安全運行和現貨市場正常運轉情況時，電力調度機構應采取必要措施處理故障，優先保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應。
（三）本次結算試運行過程中，若發生突發性的社會事件、自然災害、重大電源或電網故障、以及其他不可抗力等嚴重影響電力供應或電網安全時，市場運營機構經報請省發改委同意后，可中止現貨市場試運行工作，轉為現有調度計劃模式。
五、相關要求
（一）強化運行保障。各相關單位要高度重視本次調電試運行工作，全力配合現貨市場運營機構做好現貨市場與生產運行的銜接工作，保障電網運行安全和市場運營平穩。
（二）加強分析總結。現貨市場運營機構要結合電網負荷、新能源出力等邊界條件，做好市場出清結果分析，及時發現試運行過程中存在的問題并妥善處理，不斷完善市場規則條款和技術系統功能。
（三）做好信息報送。現貨市場運營機構要堅持日報制度，合理安排人員分工，及時整理匯總市場出清相關數據，完成市場運行日報編制和報送。
附件下載:
1.機組運行參數表.doc
2.核定參數建議表.doc
3.交易主要流程.doc
4.通過深度調峰AGC試驗機組名單.doc
5.電能量費用結算示例.doc
6.河北南部電網光伏發電企業2023年日均出力曲線.docx
作者： 來源：河北省發改委 責任編輯：jianping
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