据悉，近日，河北省发改委发布《河北南部电网电力现货市场连续试运行工作方案》。
参与范围
发电侧：河北南部电网区域内参与中长期交易的火电电厂；参与中长期交易的集中式新能源场站。集中式新能源厂站入市比例按照当年年度中长期交易工作方案执行。
用户侧：河北南部电网区域内参与中长期交易的售电公司、批发用户以及电网代理购电。
独立储能：已转入商业运营的独立储能项目，分别作为发电和用电市场主体参与市场。储能主体可自主选择是否参与现货结算，并于M-1月（实际结算试运行前一个月）月底前向市场运营机构提交书面申请（逾期视为不参与现货结算）。
中长期日滚动分时交易电价申报范围：
本次日滚动交易价格由发电企业、电力用户（含售电公司）双方通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%，其中平段基准价为364.4元/兆瓦时，高峰、低谷时段基准价分别是平段基准价的1.7、0.3倍，尖峰时段价格在高峰电价基础上上浮20%。高耗能企业市场交易价格不受上浮20%限制。与年度、月度交易要求保持一致。
竞价日（D-1）申报。现货市场、调频市场的申报价格均设置有报价及出清价格上限：
本次结算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得超过市场限价，市场出清的限价范围为0-1200元/兆瓦时。
调频里程补偿申报价格的限价范围为0-15元/兆瓦，市场主体申报的价格不得超过市场限价，市场出清价格的限价范围为0-15元/兆瓦。
单机容量150MW及以上合规在运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（最多10段）。
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。
独立储能采取“报量不报价”的方式，分别作为用电/发电市场主体申报次日96点充电/放电曲线，参与现货电能量市场。在市场申报关闸前未及时申报的，采用缺省信息作为申报信息。
原文如下：
河北南部电网电力现货市场连续试运行工作方案
一、工作目标
（一）全面贯彻落实国家电力体制改革要求，加快推进河北南部电网电力现货市场建设。
（二）检验现货市场交易规则的合理性和有效性。
（三）检验现货市场技术支持系统、交易、结算技术支持系统运行的稳定性、可靠性与实用性。
（四）验证现货市场信息披露、出清、计量、结算等业务流程的合理性。
（五）增强市场主体对现货市场建设相关工作的参与意识和理解掌握程度，提升市场主体参与度。
二、工作安排
（一）运作模式及时间安排
本次连续试运行依据的规则为《河北南网电力现货市场系列规则V2.0版》（2024年5月17日由市场管理委员会审议通过），其中调电试运行连续开市，并择机开展结算试运行。
连续试运行自2024年5月27日启动（2024年5月26日组织5月27日日前现货交易，后续逐日按此开展）。仅调电试运行期间（以下统称“非现货结算日”），开展省内现货市场与调频辅助服务市场的交易组织、交易出清和交易执行；结算试运行期间（以下统称“现货结算日”），开展中长期日滚动交易、代理购电月内（现货）及日挂牌交易、省内现货市场与调频辅助服务市场的交易组织、交易出清、交易执行和交易结算。首个结算试运行时间段选取为2024年6月5日至6月18日。
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。
（二）参与范围
发电侧：河北南部电网区域内参与中长期交易的火电电厂；参与中长期交易的集中式新能源场站。集中式新能源厂站入市比例按照当年年度中长期交易工作方案执行。
用户侧：河北南部电网区域内参与中长期交易的售电公司、批发用户以及电网代理购电。
独立储能：已转入商业运营的独立储能项目，分别作为发电和用电市场主体参与市场。储能主体可自主选择是否参与现货结算，并于M-1月（实际结算试运行前一个月）月底前向市场运营机构提交书面申请（逾期视为不参与现货结算）。
（三）前期准备
1.完成各类系统缺陷消除及升级工作。
2.完成营销技术支持系统升级改造。
3.发布现货长周期结算试运行公告，各市场主体加强对市场交易人员的培训，确保从业人员熟练掌握市场相关操作。
4.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。
5.发布用户侧分时用电信息。
三、组织流程
（一）中长期日滚动分时交易
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。
首个结算试运行时段，在5月31日-6月14日组织中长期日滚动交易，日滚动交易结果参与市场结算。后续待下一次结算试运行时段确定后再组织日滚动交易。
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。
3.交易限额
（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）电价申报范围
本次日滚动交易价格由发电企业、电力用户（含售电公司）双方通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%，其中平段基准价为364.4元/兆瓦时，高峰、低谷时段基准价分别是平段基准价的1.7、0.3倍，尖峰时段价格在高峰电价基础上上浮20%。高耗能企业市场交易价格不受上浮20%限制。与年度、月度交易要求保持一致。
4.其他事项
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尖峰、高峰、平段、低谷各自时段内分时曲线占比分解，典型曲线采用前一年河北南网集中式光伏发电企业日均出力折算曲线，2023年集中式光伏日均出力折算曲线详见附表六。
非现货结算日期间中长期月内分时段交易按工作日正常开展，合同不分解至现货结算日。
T5、T6合同电量先按照月度交易公告分劈比例分解至尖峰、高峰、平段、低谷等相应时段，再分解至段内每小时。
（二）代理购电中长期交易
为保障代理购电工作与现货市场接轨，组织代理购电月内（现货）、日挂牌交易。
1.代理购电月内交易（现货）
根据代理购电现货结算日期间交易需求，提前组织代理购电月内交易（现货），交易标的物为现货结算日分时段电量，电量分解至每日每小时。电网企业代理购电以挂牌交易方式参与月内交易，挂牌成交电量不足部分由市场化燃煤机组按剩余容量等比例承担，即按上网电量上限扣除已达成的各类交易及本次挂牌交易申报电量后的净值进行分配。
2.代理购电日挂牌交易
（1）交易方式及交易标的
电网企业代理购电通过挂牌交易方式参与日交易。交易标的为运行日（D日）代理购电采购电量，采用总电量带分时曲线模式。
日挂牌交易电量分时段价格采用当月月度集中竞价交易价格。日挂牌电量成交不足部分不再进行分摊，通过现货市场采购。如代理购电日挂牌不成交电量较大，对市场产生较大影响，经请示省发改委同意后，可继续进行分摊。
（2）交易时间安排
代理购电日挂牌交易在工作日开展。为与中长期日滚动交易衔接，方便发电企业调整合同电量，在运行日的前3个工作日（D-3日）16:30-17:30组织交易，发电企业在交易平台参与代理购电日交易，运行日的前2个工作日（D-2日）9:30前，发布日代理购电交易结果。日代理购电交易公告在现货试结算前发布一次，每日不再单独发布交易公告。
（三）现货交易申报
1.申报方式
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。
单机容量150MW及以上合规在运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。燃煤机组日前申报出力上限的最大值，在满足时长和安全校核等要求的条件下，即为其容量电费对应的日前申报最大出力，接受最大发电能力抽查和考核。
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（最多10段），第一段申报起始出力不高于机组的投AGC最小出力（已通过AGC深调试验机组最小出力详见附表四，未通过AGC深调试验机组为正常运行工况下投入AGC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。
单机容量150MW以下火电机组无需申报，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（最多5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，按照零报价参与市场出清。
独立储能采取“报量不报价”的方式，分别作为用电/发电市场主体申报次日96点充电/放电曲线，参与现货电能量市场。在市场申报关闸前未及时申报的，采用缺省信息作为申报信息。
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），参与现货市场出清和结算。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。
电网企业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”），参与日前现货市场出清。
2.市场限价
本次结算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得超过市场限价，市场出清的限价范围为0-1200元/兆瓦时。调频里程补偿申报价格的限价范围为0-15元/兆瓦，市场主体申报的价格不得超过市场限价，市场出清价格的限价范围为0-15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。
（三）交易出清与执行
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。电力调度机构首先根据预测全网系统负荷曲线和国网河北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）程序进行优化计算，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。
发电企业电能量市场出清结果按照机组综合厂用电率（详见附表一）折算为发电侧中标电量。市场化用户电能量出清电量即为中标电量。代理购电日前出清结果等于发电企业日前出清的省内市场化总电量减去市场化用户日前中标总电量。发电侧中标电量中包含外送电量、省内市场化电量和非市场化电量，计算方式详见结算实施细则。
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，调频中标机组晚高峰时段（17-23点）不预留上备用容量，下备用预留容量定为10%；其余时段上、下备用预留容量均定为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行状态与超短期负荷预测信息，综合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。
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。
（四）市场力监测与管控
为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，本次结算试运行开展市场力监测与管控。
首先开展市场力评估分析。在日前现货市场出清完成后，计算RSI 指数、MRR 指数两项市场力评估指标。
RSI 指数是指除去某一发电集团外，其余发电集团总发电能力与市场总需求的比值，某个发电集团的 RSI指数越小，表明其控制市场价格的能力越强。当某发电集团的RSI 指数小于 1 时，表明该发电集团必不可少，具有市场力。
MRR 指数，是指为满足市场需求，某发电企业必须发电的出力占其可发电容量的比例，表明市场对该发电集团的依赖程度。当某发电集团的 MRR 指数大于 0 时，表明必须调用该发电集团才能满足市场需求，该发电集团具有市场力。
其次开展市场力行为分析。日前市场出清后，计算日前市场出清加权平均电价P￣DA，判断是否高于基准电价PREF,DA。若高于基准电价PREF,DA，则触发管控条件，进行市场力管控。本次结算试运行基准电价PREF,DA定义为当月年度交易和月度交易加权平均价的K倍。其中系数K暂由当日日前市场96点市场化平均供需比确定：当市场化平均供需比低于1.4时，K取1.2；市场化平均供需比在1.4~1.6时，K取1.1；市场化平均供需比大于1.6时，K取1.0。
最后开展市场力管控。当触发市场力管控条件后，将具有市场力的发电集团相关机组高于参考报价的报价段替换为参考报价，重新组织日前市场出清。实时市场同样使用替换后的报价出清。本次结算试运行参考报价为同容量类型机组平均边际供电成本的1.4倍。平均边际供电成本由机组平均边际供电煤耗和近两期中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）折算至标准煤后平均值确定，四舍五入取整数值。
（五）市场结算
1.现货结算日
批发市场：现货结算日期间，按照现货交易规则开展结算，结算费用包括电能量费用、调频辅助服务费用及市场不平衡资金等，市场补偿费用暂不结算。
辅助服务市场：辅助服务补偿费用为调频里程补偿费用，按照现货结算日期间相关发电主体结算电量比例进行分摊。
中长期偏差收益回收：中长期合约电量偏差允许范围设定参数m、u暂按90，n、v暂按110执行，调整系数k暂按1.05执行。发电企业暂按市场主体为单元进行回收。电网代理购电交易暂不参与中长期偏差收益回收以及费用分摊。现货市场结算期间，发电企业该时段电能量合计费用小于零时，不再进行中长期偏差收益回收。偏差收益回收公式中，中长期合约月度分时均价计算时不含T5、T6段合约。
用户侧日前申报偏差收益回收：用户侧日前申报偏差允许范围设定参数r暂按80，w暂按120，调整系数h暂按1.05执行。对在日前市场未申报曲线、申报电量与合约电量相同的用户，暂不进行偏差收益回收。电网代理购电不参与日前申报偏差收益回收以及费用分摊。
现货市场不平衡资金：发用两侧差额资金、中长期偏差收益回收费用、用户侧日前偏差收益回收费用，按照现货市场规则，以现货结算日期间市场化上网电量（不含省间电量）比例进行分摊或返还，纳入月度结算。现货结算日期间，现货电能量细则中的新能源预测偏差考核开展模拟结算，暂不实际结算。
2.非现货结算日
批发市场：非现货结算日期间，按照中长期交易规则结算。
中长期市场化差额资金：按照中长期规则计算，按非现货结算日期间市场化上网电量（不含省间电量）比例分摊或返还。
3.其他
电网代理购电结算：现货结算日期间产生的电网代理购电偏差电费，由代理购电用户、居民农业用户按当月用电量比例进行分摊。
（六）信息发布
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。
（七）总结报告
每个结算试运行阶段结束后2周内，河北电力调控中心、交易中心根据本阶段试运行情况，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，并上报省发展改革委。
四、风险控制
（一）如预计在试运行期间将出现极端天气，可能影响电网安全和电力供应时，河北电力调控中心可向省发改委申请，调整本次结算试运行时段，并告知各市场主体。
（二）本次结算试运行过程中，如出现电网设备故障或技术支持系统故障等影响电网安全运行和现货市场正常运转情况时，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和电力可靠供应。
（三）本次结算试运行过程中，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严重影响电力供应或电网安全时，市场运营机构经报请省发改委同意后，可中止现货市场试运行工作，转为现有调度计划模式。
五、相关要求
（一）强化运行保障。各相关单位要高度重视本次调电试运行工作，全力配合现货市场运营机构做好现货市场与生产运行的衔接工作，保障电网运行安全和市场运营平稳。
（二）加强分析总结。现货市场运营机构要结合电网负荷、新能源出力等边界条件，做好市场出清结果分析，及时发现试运行过程中存在的问题并妥善处理，不断完善市场规则条款和技术系统功能。
（三）做好信息报送。现货市场运营机构要坚持日报制度，合理安排人员分工，及时整理汇总市场出清相关数据，完成市场运行日报编制和报送。
