河南省發(fā)改委日前發(fā)布關于印發(fā)河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場第七次(首次結算)試運行工作方案的通知。本次結算試運行開展中長期日滾動交易、省內現(xiàn)貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清、交易執(zhí)行、交易結算全流程測試。本次結算試運行時間為9月13日—18日(9月8日—14日分別組織中長期日滾動分時交易，9月12日—17日分別組織9月13日—18日的日前現(xiàn)貨交易)。

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—16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—16元/兆瓦。

詳情如下：

河北省發(fā)展和改革委員會關于印發(fā)河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場第七次(首次結算)試運行工作方案的通知

國網(wǎng)河北省電力有限公司、河北電力交易中心有限公司，各市場主體：

為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)和國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》(發(fā)改辦體改〔2022〕129號)等文件精神，結合我省電力市場建設工作實際，擬開展河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場首次結算試運行，現(xiàn)將《河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場第七次(首次結算)試運行工作方案》印發(fā)給你們，請遵照執(zhí)行。

附件:河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場第七次(首次結算)試運行工作方案

河北省發(fā)展和改革委員會

2023年9月8日

附件

河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場

第七次(首次結算)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，穩(wěn)妥有序推進河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場建設。

(二)檢驗現(xiàn)貨市場交易規(guī)則的合理性和有效性。

(三)檢驗現(xiàn)貨市場技術支持系統(tǒng)、交易、結算技術支持系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性、可靠性與實用性。

(四)驗證現(xiàn)貨市場信息披露、出清、計量、結算等業(yè)務流程的合理性。

(五)增強市場主體對現(xiàn)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

本次結算試運行開展中長期日滾動交易、省內現(xiàn)貨市場與調頻輔助服務市場的交易組織、交易出清、交易執(zhí)行、交易結算全流程測試。

本次結算試運行時間為9月13日—18日(9月8日—14日分別組織中長期日滾動分時交易，9月12日—17日分別組織9月13日—18日的日前現(xiàn)貨交易)。

9月13日—16日，中長期日滾動交易、省內現(xiàn)貨交易市場出清結果實際執(zhí)行不結算;9月17日—18日，中長期日滾動交易、省內現(xiàn)貨交易市場出清結果實際執(zhí)行并結算。省間市場(省間現(xiàn)貨、華北調峰)納入省內現(xiàn)貨交易組織流程，作為省內現(xiàn)貨市場的邊界條件。

(二)參與范圍

發(fā)電側：河北南部電網(wǎng)區(qū)域內參與中長期交易的燃煤電廠;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2023年年度中長期交易工作方案執(zhí)行。

用戶側：河北南部電網(wǎng)區(qū)域內參與中長期交易的售電公司、批發(fā)用戶以及電網(wǎng)代理購電。

(三)前期準備

1.河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系(結算試運行版)經(jīng)市場管理委員會審議通過。

2.完成長周期調電試運行發(fā)現(xiàn)的各類系統(tǒng)缺陷消除。電力現(xiàn)貨市場技術支持系統(tǒng)能夠按規(guī)則出清并進行生產(chǎn)調度，市場主體能夠執(zhí)行出清結果。

3.完成機組投入AGC方式下深度調峰試驗。

4.完成標桿火電機組運行成本核定試驗。

5.完成火電企業(yè)分機組計量公式和起備變電量結算方案宣貫。

6.發(fā)布用戶側分時用電信息。

7.發(fā)布現(xiàn)貨結算試運行公告，市場運營機構對市場主體進行培訓，人員熟練掌握市場相關操作。

8.發(fā)電側市場主體在電力交易機構平臺上完成機組運行參數(shù)和缺省申報參數(shù)的申報。

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(xù)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。

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(fā)電企業(yè)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

參照中長期分時段交易高峰段電價上限，暫設置日滾動交易每小時分時電價最高為743.38元/兆瓦時;參照中長期分時段交易谷段電價下限，暫設置日滾動交易每小時分時電價最低為87.46元/兆瓦時。

4.其他事項

(1)燃煤火電、風電企業(yè)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(yè)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(wǎng)光伏發(fā)電典型曲線分解，即各時段合同電量按高峰、平段、低谷各自時段內分時曲線占比分解，典型曲線采用2022年同期河北南網(wǎng)集中式光伏發(fā)電企業(yè)日均出力折算曲線，數(shù)據(jù)來源為河北電力調度技術支持系統(tǒng)，詳見附表五。9月周交易等電力直接交易月內交易合同不分解至運行日。不執(zhí)行峰谷分時電價合同(T6)電量先按照月度交易公告分劈比例分解至高峰、平段、低谷，再分解至段內每小時。

(2)在現(xiàn)貨結算日(9月17日—18日)，日滾動分時交易開展正式申報，交易結果參與市場結算。

(二)現(xiàn)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及以上燃煤機組可在現(xiàn)貨電能量市場和調頻輔助服務市場同時申報。

在現(xiàn)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(qū)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(xù)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(fā)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以下燃煤機組無需申報，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(yè)混合新能源電站，其最后一段申報出力終點為電站商業(yè)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(xù)兩個出力點間的長度不能低于1兆瓦。申報的最大發(fā)電能力低于新能源預測出力的，將申報的最大發(fā)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。

售電公司和批發(fā)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(xiàn)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(wǎng)企業(yè)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(xiàn)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—16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—16元/兆瓦。

3.申報數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)應滿足規(guī)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(zhí)行

日前現(xiàn)貨市場中，采用全電量競價、集中優(yōu)化出清的方式開展。電力調度機構首先根據(jù)預測全網(wǎng)系統(tǒng)負荷曲線和國網(wǎng)河北電力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(yè)和代理購電用戶的用電需求曲線;然后基于發(fā)用兩側市場成員申報信息和運行日的電網(wǎng)運行邊界條件，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經(jīng)濟調度(SCED)程序進行優(yōu)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(wǎng)系統(tǒng)負荷進行可靠性機組組合校驗，出清得到發(fā)電機組組合和發(fā)電出力。

發(fā)電企業(yè)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(fā)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(fā)電企業(yè)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(fā)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(xiàn)貨市場確定的機組組合基礎上開展，根據(jù)系統(tǒng)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(xiàn)貨市場中，采用日前現(xiàn)貨市場封存的競價信息進行集中優(yōu)化出清。電力調度機構基于最新的電網(wǎng)運行狀態(tài)與超短期負荷預測信息，綜合考慮發(fā)電機組運行約束條件、電網(wǎng)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(fā)電成本最小為優(yōu)化目標，采用安全約束經(jīng)濟調度(SCED)算法進行集中優(yōu)化計算，出清得到各發(fā)電機組每15分鐘的發(fā)電計劃和實時節(jié)點電價。

試運行期間，日前現(xiàn)貨電能量市場出清的發(fā)電出力計劃實際下發(fā);實時現(xiàn)貨電能量市場基于實時邊界條件，對日前出清的發(fā)電出力計劃優(yōu)化調整，將每15分鐘出清的發(fā)電出力值下發(fā)至機組實際執(zhí)行。

(四)市場力監(jiān)測與管控

為避免具有市場力的發(fā)電機組操縱市場價格，本次結算試運行開展市場力監(jiān)測與管控。

首先開展市場力評估分析。在日前現(xiàn)貨市場出清完成后，計算RSI 指數(shù)、MRR 指數(shù)兩項市場力評估指標。

RSI 指數(shù)是指除去某一發(fā)電集團外，其余發(fā)電集團總發(fā)電能力與市場總需求的比值，某個發(fā)電集團的 RSI指數(shù)越小，表明其控制市場價格的能力越強。當某發(fā)電集團的RSI 指數(shù)小于 1 時，表明該發(fā)電集團必不可少，具有市場力。

MRR 指數(shù)，是指為滿足市場需求，某發(fā)電企業(yè)必須發(fā)電的出力占其可發(fā)電容量的比例，表明市場對該發(fā)電集團的依賴程度。當某發(fā)電集團的 MRR 指數(shù)大于 0 時，表明必須調用該發(fā)電集團才能滿足市場需求，該發(fā)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(fā)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9月份年度交易和月度交易加權平均價(437.13元/兆瓦時)的1.1倍。

最后開展市場力管控。當觸發(fā)市場力管控條件后，將具有市場力的發(fā)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1.5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(shù)(CECI曹妃甸指數(shù))折算至標準煤后平均值確定(詳見附表一)，四舍五入取整數(shù)值。

(五)市場結算

1.現(xiàn)貨結算日

批發(fā)市場：現(xiàn)貨結算日期間(9月17日—18日)，按照現(xiàn)貨交易規(guī)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：調頻輔助服務補償費用包含調頻里程補償費用和調頻量價補償費用，按照現(xiàn)貨結算日期間相關發(fā)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(shù)m、u暫按90，n、v暫按110執(zhí)行，調整系數(shù)k暫按1.05執(zhí)行。發(fā)電企業(yè)暫按廠站為單元進行回收。本次電網(wǎng)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(xiàn)貨市場不平衡資金：發(fā)用兩側差額資金、中長期偏差收益回收費用，按照現(xiàn)貨市場規(guī)則，以現(xiàn)貨結算日期間省內市場化電量比例進行分攤或返還，納入月度結算。

2.非現(xiàn)貨結算日

批發(fā)市場：非現(xiàn)貨結算日期間(9月1日—16日、19日—30日)，按照中長期交易規(guī)則結算。

中長期市場化差額資金：按照中長期規(guī)則計算，按非現(xiàn)貨結算日期間入市上網(wǎng)電量比例分攤或返還。

3.月度結算銜接

批發(fā)市場：批發(fā)市場月度結算單包含現(xiàn)貨結算日與非現(xiàn)貨結算日兩部分電費，以不同的結算科目列示。

零售市場：結算按年度交易工作方案開展，不受現(xiàn)貨結算試運行影響。當月電力中長期直接交易合同加權平均價以相關交易公告為準。

電網(wǎng)代理購電結算：現(xiàn)貨結算日期間產(chǎn)生的電網(wǎng)代理購電偏差電量，由代理購電用戶、居民農業(yè)用戶按當月用電量比例進行分攤。

月度市場不平衡資金：包含現(xiàn)貨市場不平衡資金、中長期市場化差額資金。

(六)信息發(fā)布

電力交易機構按照本次現(xiàn)貨交易組織流程，依據(jù)電力現(xiàn)貨市場信息披露辦法所要求的時間節(jié)點、披露內容以及披露范圍要求，及時發(fā)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

本次試運行結束后2周內，河北電力調控中心、交易中心根據(jù)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，并上報河北省發(fā)展改革委。

四、風險控制

(一)如預計在試運行期間將出現(xiàn)極端天氣，可能影響電網(wǎng)安全和電力供應時，河北電力調控中心可向省發(fā)展改革委申請，將本次結算試運行時段順延，并告知各市場主體。

(二)本次結算試運行過程中，如出現(xiàn)電網(wǎng)設備故障或技術支持系統(tǒng)故障等影響電網(wǎng)安全運行和現(xiàn)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(yōu)先保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

(三)本次結算試運行過程中，若發(fā)生突發(fā)性的社會事件、自然災害、重大電源或電網(wǎng)故障、以及其他不可抗力等嚴重影響電力供應或電網(wǎng)安全時，市場運營機構經(jīng)報請省發(fā)展改革委同意后，可中止現(xiàn)貨市場試運行工作，轉為現(xiàn)有調度計劃模式。

(四)市場運營機構在結算試運行過程中發(fā)現(xiàn)市場價格大幅波動或部分市場主體出現(xiàn)嚴重偏離實際的巨額盈虧，市場運營機構經(jīng)報請省發(fā)展改革委同意后，可中止現(xiàn)貨市場結算試運行工作。若需調整結算結果的，經(jīng)請示省發(fā)展改革委同意后，開展結算方案調整或進行電費追補。

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(xiàn)貨市場運營機構做好現(xiàn)貨市場與生產(chǎn)運行的銜接工作，保障電網(wǎng)運行安全和市場運營平穩(wěn)。

(二)加強分析總結。現(xiàn)貨市場運營機構要結合電網(wǎng)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(fā)現(xiàn)試運行過程中存在的問題并妥善處理，不斷完善市場規(guī)則條款和技術系統(tǒng)功能。

(三)做好信息報送。現(xiàn)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(shù)據(jù)，完成市場運行日報編制和報送。