河北南部电网电力现货市场第三次模拟试运行工作方案印发

北极星售电网获悉，河北省发改委日前发布关于印发河北南部电网电力现货市场第三次模拟试运行工作方案的通知，其中提到，本次模拟试运行主要开展省内现货市场与调频辅助服务市场的交易组织、出清及结果发布，交易结果不调电、不实际结算；省间市场（省间现货、华北调峰）纳入省内现货交易组织流程，仅考虑时序上的衔接。本次模拟试运行时间为2月21日-2月27日（2月20日-2月26日分别组织2月21日-2月27日的日前现货交易）。

详情如下：

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三次模拟试运行工作方案的通知

各有关单位：

为贯彻落实《中共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）等文件精神，根据国家发展改革委、国家能源局关于电力现货市场建设工作的有关要求，结合我省电力市场建设工作实际，拟开展为期一周的河北南部电网电力现货市场第三次模拟试运行，现印发《河北南部电网电力现货市场第三次模拟试运行工作方案》，请各单位遵照执行。

附件：河北南部电网电力现货市场第三次模拟试运行工作方案

河北省发展和改革委员会

2023年2月17日

附件

河北南部电网电力现货市场第三次

模拟试运行工作方案

一、工作目标

进一步验证市场规则体系，将集中式新能源（不含扶贫光伏）纳入现货市场，市场化用户申报参与现货出清，实现全覆盖模拟结算；检验系统消缺成果，完善技术支持系统功能，检验数据申报自动校核、现货系统边界条件容错机制等新增功能的实用性。

二、工作安排

（一）运作模式及时间安排

本次模拟试运行主要开展省内现货市场与调频辅助服务市场的交易组织、出清及结果发布，交易结果不调电、不实际结算；省间市场（省间现货、华北调峰）纳入省内现货交易组织流程，仅考虑时序上的衔接。

本次模拟试运行时间为2月21日-2月27日（2月20日-2月26日分别组织2月21日-2月27日的日前现货交易）。

（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；代理购电和居民、农业用户仅参与偏差模拟结算。

（三）前期准备

1.完成之前模拟试运行发现的各类系统缺陷消除工作。

2.完成技术支持系统的新能源申报相关功能设计，完成市场主体申报数据自动校核功能开发。

3.针对市场主体在市场规则体系理解、技术系统操作等方面存在的问题和反馈的意见，完成相关答疑和培训；对新能源场站在量价申报、规则理解等方面开展集中培训。

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，具体申报参数见附件1，具体核定参数建议值见附件2。

三、组织流程

（一）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。

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（最多10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。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服务补偿价格，并确认机组有功出力上下限。

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（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最大发电能力（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最大发电能力与商业部分占比的乘积取整），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”），参与现货市场模拟出清，提供居民、农业和代理购电用户中长期分时电量参与模拟结算。

2.市场限价

本次模拟试运行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。市场出清价格的限价范围为0-1500元/兆瓦时。

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。

（二）交易出清

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。电力调度机构首先根据预测全网系统负荷曲线和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得到以及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，出清结果用于市场交易模拟结算；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，模拟出清得到发电机组组合和发电出力，本次试运行期间不实际执行。

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，模拟出清次日调频机组序列。本次模拟试运行，预留调频裕量为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，在日前现货市场确定的开机组合基础上，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，模拟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，不用于实际执行。

（三）模拟结算

对模拟试运行期最后一日的出清结果开展模拟结算，包括发、用两侧电能量费用、市场偏差费用、超额收益回收等，不实际结算费用。各类费用结算办法详见相关规则条款，以下介绍发用两侧电能量费用计算办法。

发电侧：按照中长期合约分时电量和合约约定价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场中标电量（对于入市新能源场站，按日前中标电量乘以入市比例参与计算）与中长期净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；根据实际分时上网电量（对于入市新能源场站，按实际上网电量乘以入市比例参与计算）与日前市场中标分时电量（对于入市新能源场站，按日前中标电量乘以入市比例参与计算）之间的差额，按照实时现货市场节点电价计算实时市场偏差电能量电费。对于按一定比例入市的统调新能源场站，还需按照其政府定价电量（实际上网电量乘以不参与市场的比例）及政府批复的上网电价计算其政府定价电量电费。

用户侧：售电公司和批发用户按照中长期合约分时电量和合约约定价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场分时申报电量与中长期净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；根据用户实际分时用电量与日前市场申报分时电量之间的差额，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。居民、农业和代理购电用户打捆按照中长期分时电量和实际电量之间的差额，以及实时现货市场均价计算现货市场偏差电能量电费。

（四）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。

（五）总结报告

本次模拟试运行结束后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，并上报河北省发展和改革委员会。

四、相关要求

(一)加强组织保障。各相关单位要高度重视本次试运行工作，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，各市场主体应积极参与培训，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，不断完善技术系统功能，为规则滚动修订工作开展提供依据。

附件：1. 机组运行参数表

2.核定参数建议表

3.交易主要流程