北极星储能网获悉，5月19日，河北南部电网电力现货市场第五次（首次调电）模拟试运行工作方案印发。本次模拟试运行电能量申报价格的限价范围为0-1200元/兆瓦时，市场主体申报的价格不允许超出市场限价，市场出清价格的限价范围为0-1200元/兆瓦时。调频里程补偿申报价格的限价范围为0-16元/兆瓦，市场主体申报的价格不允许超出市场限价，市场出清价格的限价范围为0-16元/兆瓦。

  河北省发展和改革委员会关于印发河北南部电网电力现货市场第五次（首次调电）模拟试运行工作方案的通知

  为贯彻落实《中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和国家发展改革委、国家能源局《关于快速推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）等文件精神，结合我省电力市场建设工作实际，拟开展河北南部电网电力现货市场首次调电试运行，现印发《河北南部电网电力现货市场第五次（首次调电）模拟试运行工作方案》，请各单位遵照执行。

  结合我省电力市场建设工作实际，开展全流程电力现货市场调电试运行，验证评估电力现货技术上的支持系统和新一代调度技术上的支持系统功能的完整性、稳定性和可靠性。测试基于实际运行边界条件下市场出清和执行情况，评估现货市场全流程运行风险，分析市场运营存在的问题。提升各方市场主体对现货市场规则体系和技术上的支持系统应用的熟悉和掌握程度，提升市场主体参与度。

  本次调电试运行开展中长期日滚动交易、省内现货市场与调频辅助服务市场的交易组织、交易出清、交易执行、模拟结算全流程测试。中长期日滚动交易、省内现货交易市场出清结果仅用于模拟结算，不纳入月度结算。省间市场（省间现货、华北调峰）纳入省内现货交易组织流程，作为省内现货市场的边界条件。

  本次模拟试运行时间为5月24日~5月26日（5月19日-24日分别组织中长期日滚动分时交易，5月23日~5月25日分别组织5月24日~5月26日的日前现货交易）。

  发电侧：河北南部电网区域内参与中长期交易的燃煤电厂；参与中长期交易的集中式新能源场站。

  用户侧：河北南部电网区域内参与中长期交易的售电公司及批发用户；代理购电仅参与偏差模拟结算。

  5.发电侧市场主体在电力交易机构平台上完成机组运行参数和缺省申报参数的申报，具体申报参数见附件1，具体核定参数建议值见附件2。

  1.交易标的。中长期交易按工作日滚动连续开市，运行日电量按小时划分为24个时段，交易日（D-3、D-2日）交易标的为运行日（D日）每小时交易电量，即运行日交易标的电量提前2-3个工作日组织申报。

  2.交易模式。本次交易以融合交易模式开展，即同一小时市场主体可以再一次进行选择作为购电方或者售电方，但只能选择购电方或者售电方一种身份参与交易。

  （1）电量限额。发电企业分时净卖出电量（含年度、月度分解电量及日交易电量）折合电力不得超出装机容量，日交易分时买入电量不得超出各类交易（含年度、月度、日交易）分解至该小时的净卖出电量之和。

  售电公司、电力用户日交易分时卖出电量不得超出各类交易（含年度、月度、日交易）分解至该小时的净买入电量之和。

  （2）电价限额。每小时分时电价限额均暂按目前中长期交易最高限价（743.38元/兆瓦时）、最低限价（87.46元/兆瓦时）执行。

  （1）燃煤火电、风电企业与电力用户（售电公司）年度、月度中长期合同按月分日、日分时均分至每日每小时，光伏企业与电力用户（售电公司）年度、月度中长期合同按月分日均分至每日，日分时曲线参照河北南部电网光伏发电典型曲线分解，即各时段合同电量按高峰、平段、低谷各自时段内分时曲线占比分解，典型曲线年同期河北南网集中式光伏发电企业日均出力折算曲线，数据来源为河北电力调度技术上的支持系统，详见附件4。5月月内交易合同暂不分解。

  （2）本次日滚动分时交易仅开展模拟申报，验证系统功能，交易结果不实际结算。

  竞价日（D-1）交易申报截止时间前，市场主体通过河北电力交易平台申报相关交易信息。

  容量200MW及以上燃煤机组可在现货电能量市场和调频辅助服务市场同时申报。

  在现货电能量市场，采取“报量报价”方式申报，以机组为单位申报运行日的电力-价格曲线段），第一段申报起始出力不高于机组的最小技术出力，最后一段出力区间终点为机组的可调出力上限，每一个报价段的起始出力点必须为上一个报价段的出力终点，报价曲线必须随出力增加单调非递减。每连续两个出力点间的长度不能低于机组额定有功功率与最小技术出力之差的 5%。在市场申报关闸前未及时申报的，采用缺省报价作为申报信息。

  在调频辅助服务市场，发电厂以机组为单位，通过电力交易平台申报次日调频里程补偿价格，并确认机组在投入AGC模式下有功出力上下限。

  容量200MW以下燃煤机组无需申报，采用中长期交易日分解曲线作为日前出清结果。

  参与中长期交易的新能源场站采取“报量报价”方式申报，以场站为单位申报运行日的电力-价格曲线段）。第一段申报起始出力为0，最后一段申报出力终点为电站装机容量（对于扶贫商业混合新能源电站，其最后一段申报出力终点为电站商业部分装机容量），每一个报价段的起始出力点必须为上一个报价段的出力终点。报价曲线必须随出力增加单调非递减，每连续两个出力点间的长度不能低于1兆瓦。申报的最大发电能力低于新能源预测出力的，将申报的最大发电能力至新能源预测出力部分按最后一段报价参与市场出清；在市场申报关闸前未及时申报的，按照零价参与市场出清。

  售电公司和批发用户采取“报量不报价”的方式，申报其代理用户或其自身在运行日的用电需求曲线（即运行日每小时内的平均用电负荷），参与现货市场模拟出清和模拟结算。在市场申报关闸前未及时申报的，采用中长期合同分时电力曲线作为申报信息。

  电网公司可以提供市场化交易用户典型曲线（最近一周工作日平均负荷曲线作为“典型工作日曲线”，周六日平均负荷曲线作为“典型周六日曲线”），参与现货市场模拟出清。

  2.市场限价。本次模拟试运行电能量申报价格的限价范围为0-1200元/兆瓦时，市场主体申报的价格不允许超出市场限价，市场出清价格的限价范围为0-1200元/兆瓦时。调频里程补偿申报价格的限价范围为0-16元/兆瓦，市场主体申报的价格不允许超出市场限价，市场出清价格的限价范围为0-16元/兆瓦。

  3.申报数据审核。市场主体提交申报信息后，市场运营机构对申报信息进行审核及处理。市场主体的申报信息、数据应满足规定要求，初步审核不通过将不允许提交，直至符合申报要求。若发电机组逾时未申报报价信息，以缺省信息参与市场出清。

  日前现货市场中，采用全电量竞价、集中优化出清的方式开展。电力调度机构首先是根据预测全网系统负荷曲线和国网河北电力营销中心提供的市场化用户总典型用电曲线，计算得出居民农业和代理购电用户的用电需求曲线；然后基于发用两侧市场成员申报信息和运行日的电网运行边界条件，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序来优化计算，出清得到日前电能量市场交易结果；最后采用电力调度机构预测的全网系统负荷进行可靠性机组组合校验，出清得到发电机组组合和发电出力。

  燃煤机组日前电能量市场交易结果（不含省间现货外送）按照厂用电率折算为上网侧电力进行结算。新能源场站日前电能量市场交易结果（不含省间现货外送）按照厂用电率、入市比例折算至上网侧市场化电力，进行市场化结算。市场化用户申报曲线即为出清曲线。代理购电不参与现货市场日前申报，日前出清曲线等于燃煤机组上网侧电力曲线与新能源场站上网侧市场化电力曲线之和减去市场化用户总出清曲线。

  调频辅助服务市场在省内日前现货市场确定的机组组合基础上开展，根据系统所需的调频总速率，采取集中竞价、边际出清的组织方式，出清次日调频机组序列。本次试运行，调频中标机组预留容量定为10%。

  实时现货市场中，采用日前现货市场封存的竞价信息进行集中优化出清。电力调度机构基于最新的电网运作时的状态与超短期负荷预测信息，考虑发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，在机组实际开机组合和实际出力水平的基础上，以发电成本最小为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到各发电机组每15分钟的发电计划和实时节点电价。

  调电试运行期间，日前现货电能量市场出清的发电出力计划实际下发；实时现货电能量市场基于实时边界条件，对日前出清的发电出力计划优化调整，将每15分钟出清的发电出力值下发至机组实际执行；为保障新能源最大化消纳，新能源场站统一按零价参与现货电能量市场出清。

  对调电试运行期间中长期交易和现货市场出清结果开展模拟结算，包括发、用两侧电能量费用、调频辅助服务费用、市场补偿费用、市场不平衡资金等。代理购电与其他用户侧主体按相同原则参与现货市场分时偏差结算。以上费用不实际结算。各类费用结算办法详见相关规则条款。其中：

  发电侧：燃煤机组按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场中标电量与中长期合约电量之间的差额，以及日前市场节点电价计算日前市场偏差电能量电费；结合实际分时上网电量与日前市场中标分时电量之间的差额，按照实时市场节点电价计算实时市场偏差电能量电费。新能源场站按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场中标电量的市场化部分与中长期合约电量之间的差额，以及日前市场节点电价计算日前市场偏差电能量电费；结合实际分时上网电量的市场化部分与日前市场中标分时电量的市场化部分之间的差额，按照实时市场节点电价计算实时市场偏差电能量电费。

  用户侧：售电公司、批发用户及代理购电按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前市场中标电量与中长期合约电量之间的差额，以及日前市场发电侧加权平均电价计算日前市场偏差电能量电费；结合实际分时用电量（代理购电实际分时电量等于发电侧市场化实际分时总电量减市场化用户实际分时总电量）与日前市场中标电量之间的差额，以及实时市场发电侧加权平均电价计算实时市场偏差电能量电费。

  2.调频辅助服务结算。调电试运行期间，调频辅助服务补偿费用包含调频里程补偿费用和调频量价补偿费用，在燃煤火电、燃气机组、风电、集中式光伏（不含扶贫项目）等发电主体之间，按照调电试运行期间实际结算电量比例进行分摊。

  3.市场补偿费用。市场补偿类费用本次仅模拟结算机组启动费用，根据冷温热开机状态、启动费用报价和总启停次数计算，由用户侧市场主体（售电公司、批发用户、电网代理购电交易）按当日结算电量比例分摊。

  4.市场偏差费用。市场不平衡资金仅模拟结算发用两侧市场差额资金、中长期交易偏差收益回收两项。其中：m、u暂按90，n、v暂按110执行。

  电力交易机构按照本次现货交易组织流程，依据电力现货市场信息公开披露办法所要求的时间节点、披露内容以及披露范围要求，及时发布事前市场边界信息、出清结果等信息，市场主体可登录河北电力交易平台获取相关信息。

  本次试运行结束后2周内，河北电力调控中心、交易中心根据本阶段模拟试运行情况，评估试运行阶段存在的风险和影响，认真分析原因、归纳汇总，形成总结报告，并上报河北省发改委。

  （一）本次现货市场调电试运行过程中，如出现电网设备故障或技术上的支持系统故障等影响电网安全运作和现货市场正常运作情况时，电力调度机构应采取必要措施处理故障，优先保障电力系统安全稳定运行。

  （二）本次现货市场调电试运行过程中，若发生突发性的社会事件、自然灾害、重大电源或电网故障、以及其他不可抗力等极度影响电力供应或电网安全时，市场运营机构经报请相关政府部门同意后，可中止现货市场调电试运行工作，转为现有调度计划模式。

  （一）加强组织保障。各相关单位要格外的重视首次调电试运行工作，提前做好岗位人员配置，配合做好试运行前调试、试运行期间申报出清、试运行后的问题反馈等工作，保障试运行工作取得预期成效。

  （二）做好培训交流。为保障本次试运行工作顺利开展，现货市场运营机构提前组织各市场主体开展专题培训交流，各市场主体应热情参加培训，加强对规则的理解，提升技术系统操作水平。

  （三）强化总结分析。现货市场运营机构要及时总结本次试运行的成效，针对试运行遇到的问题开展深入分析，逐渐完备技术系统功能，为规则滚动修订工作开展提供依据。

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