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5月19日，河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場第五次（首次調(diào)電）模擬試運行工作方案印發(fā)。本次模擬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，市場出清價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時。調(diào)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：
各有關單位：

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(jié)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)貨市場首次調(diào)電試運行，現(xiàn)印發(fā)《河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場第五次（首次調(diào)電）模擬試運行工作方案》，請各單位遵照執(zhí)行。
一、工作目標

結(jié)合我省電力市場建設工作實際，開展全流程電力現(xiàn)貨市場調(diào)電試運行，驗證評估電力現(xiàn)貨技術支持系統(tǒng)和新一代調(diào)度技術支持系統(tǒng)功能的完整性、穩(wěn)定性和可靠性。測試基于實際運行邊界條件下市場出清和執(zhí)行情況，評估現(xiàn)貨市場全流程運行風險，分析市場運營存在的問題。提升各方市場主體對現(xiàn)貨市場規(guī)則體系和技術支持系統(tǒng)應用的熟悉和掌握程度，提升市場主體參與度。

二、工作安排

（一）運作模式及時間安排

本次調(diào)電試運行開展中長期日滾動交易、省內(nèi)現(xiàn)貨市場與調(diào)頻輔助服務市場的交易組織、交易出清、交易執(zhí)行、模擬結(jié)算全流程測試。中長期日滾動交易、省內(nèi)現(xiàn)貨交易市場出清結(jié)果僅用于模擬結(jié)算，不納入月度結(jié)算。省間市場（省間現(xiàn)貨、華北調(diào)峰）納入省內(nèi)現(xiàn)貨交易組織流程，作為省內(nèi)現(xiàn)貨市場的邊界條件。

本次模擬試運行時間為5月24日~5月26日（5月19日-24日分別組織中長期日滾動分時交易，5月23日~5月25日分別組織5月24日~5月26日的日前現(xiàn)貨交易）。

（二）參與范圍

發(fā)電側(cè)：河北南部電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)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。

用戶側(cè)：河北南部電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)參與中長期交易的售電公司及批發(fā)用戶；代理購電僅參與偏差模擬結(jié)算。

（三）前期準備

1.完成第四次模擬試運行發(fā)現(xiàn)的各類系統(tǒng)缺陷消除工作。

2.完成市場出清結(jié)果發(fā)送至AGC系統(tǒng)調(diào)電測試。

3.完成超短期負荷預測和新能源出力預測數(shù)據(jù)交互時序優(yōu)化。

4.完成基于市場出清基值的調(diào)頻機組AGC控制策略測試。

5.發(fā)電側(cè)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，具體申報參數(shù)見附件1，具體核定參數(shù)建議值見附件2。

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）電價限額。每小時分時電價限額均暫按目前中長期交易最高限價（743.38元/兆瓦時）、最低限價（87.46元/兆瓦時）執(zhí)行。

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(nèi)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(diào)度技術支持系統(tǒng)，詳見附件4。5月月內(nèi)交易合同暫不分解。

（2）本次日滾動分時交易僅開展模擬申報，驗證系統(tǒng)功能，交易結(jié)果不實際結(jié)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。

容量200MW及以上燃煤機組可在現(xiàn)貨電能量市場和調(diào)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最小技術出力，最后一段出力區(qū)間終點為機組的可調(diào)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(diào)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(diào)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(diào)頻里程補償價格，并確認機組在投入AGC模式下有功出力上下限。

容量200MW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(jié)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(diào)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(nèi)的平均用電負荷），參與現(xiàn)貨市場模擬出清和模擬結(jié)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”），參與現(xiàn)貨市場模擬出清。

2.市場限價。本次模擬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，市場出清價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時。調(diào)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。若發(fā)電機組逾時未申報報價信息，以缺省信息參與市場出清。

（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(diào)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(nóng)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(cè)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(diào)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(jié)果；最后采用電力調(diào)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。

燃煤機組日前電能量市場交易結(jié)果（不含省間現(xiàn)貨外送）按照廠用電率折算為上網(wǎng)側(cè)電力進行結(jié)算。新能源場站日前電能量市場交易結(jié)果（不含省間現(xiàn)貨外送）按照廠用電率、入市比例折算至上網(wǎng)側(cè)市場化電力，進行市場化結(jié)算。市場化用戶申報曲線即為出清曲線。代理購電不參與現(xiàn)貨市場日前申報，日前出清曲線等于燃煤機組上網(wǎng)側(cè)電力曲線與新能源場站上網(wǎng)側(cè)市場化電力曲線之和減去市場化用戶總出清曲線。

調(diào)頻輔助服務市場在省內(nèi)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(diào)頻總速率，采取集中競價、邊際出清的組織方式，出清次日調(diào)頻機組序列。本次試運行，調(diào)頻中標機組預留容量定為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(diào)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(diào)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。

調(diào)電試運行期間，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(diào)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；為保障新能源最大化消納，新能源場站統(tǒng)一按零價參與現(xiàn)貨電能量市場出清。

（四）模擬結(jié)算

對調(diào)電試運行期間中長期交易和現(xiàn)貨市場出清結(jié)果開展模擬結(jié)算，包括發(fā)、用兩側(cè)電能量費用、調(diào)頻輔助服務費用、市場補償費用、市場不平衡資金等。代理購電與其他用戶側(cè)主體按相同原則參與現(xiàn)貨市場分時偏差結(jié)算。以上費用不實際結(jié)算。各類費用結(jié)算辦法詳見相關規(guī)則條款。其中：

1.電能量結(jié)算

發(fā)電側(cè)：燃煤機組按照中長期合約分時電量和合約價格計算中長期合約電費；根據(jù)日前現(xiàn)貨市場中標電量與中長期合約電量之間的差額，以及日前市場節(jié)點電價計算日前市場偏差電能量電費；根據(jù)實際分時上網(wǎng)電量與日前市場中標分時電量之間的差額，按照實時市場節(jié)點電價計算實時市場偏差電能量電費。新能源場站按照中長期合約分時電量和合約價格計算中長期合約電費；根據(jù)日前現(xiàn)貨市場中標電量的市場化部分與中長期合約電量之間的差額，以及日前市場節(jié)點電價計算日前市場偏差電能量電費；根據(jù)實際分時上網(wǎng)電量的市場化部分與日前市場中標分時電量的市場化部分之間的差額，按照實時市場節(jié)點電價計算實時市場偏差電能量電費。

用戶側(cè)：售電公司、批發(fā)用戶及代理購電按照中長期合約分時電量和合約價格計算中長期合約電費；根據(jù)日前市場中標電量與中長期合約電量之間的差額，以及日前市場發(fā)電側(cè)加權平均電價計算日前市場偏差電能量電費；根據(jù)實際分時用電量（代理購電實際分時電量等于發(fā)電側(cè)市場化實際分時總電量減市場化用戶實際分時總電量）與日前市場中標電量之間的差額，以及實時市場發(fā)電側(cè)加權平均電價計算實時市場偏差電能量電費。

2.調(diào)頻輔助服務結(jié)算。調(diào)電試運行期間，調(diào)頻輔助服務補償費用包含調(diào)頻里程補償費用和調(diào)頻量價補償費用，在燃煤火電、燃氣機組、風電、集中式光伏（不含扶貧項目）等發(fā)電主體之間，按照調(diào)電試運行期間實際結(jié)算電量比例進行分攤。

3.市場補償費用。市場補償類費用本次僅模擬結(jié)算機組啟動費用，根據(jù)冷溫熱開機狀態(tài)、啟動費用報價和總啟停次數(shù)計算，由用戶側(cè)市場主體（售電公司、批發(fā)用戶、電網(wǎng)代理購電交易）按當日結(jié)算電量比例分攤。

4.市場偏差費用。市場不平衡資金僅模擬結(jié)算發(fā)用兩側(cè)市場差額資金、中長期交易偏差收益回收兩項。其中：m、u暫按90，n、v暫按110執(zhí)行。

（五）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(nèi)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(jié)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。

（六）總結(jié)報告

本次試運行結(jié)束后2周內(nèi)，河北電力調(diào)控中心、交易中心根據(jù)本階段模擬試運行情況，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(jié)報告，并上報河北省發(fā)改委。

四、風險控制

（一）本次現(xiàn)貨市場調(diào)電試運行過程中，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(zhuǎn)情況時，電力調(diào)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。

（二）本次現(xiàn)貨市場調(diào)電試運行過程中，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)報請相關政府部門同意后，可中止現(xiàn)貨市場調(diào)電試運行工作，轉(zhuǎn)為現(xiàn)有調(diào)度計劃模式。

五、相關要求

（一）加強組織保障。各相關單位要高度重視首次調(diào)電試運行工作，提前做好崗位人員配置，配合做好試運行前調(diào)試、試運行期間申報出清、試運行后的問題反饋等工作，保障試運行工作取得預期成效。

（二）做好培訓交流。為保障本次試運行工作順利開展，現(xiàn)貨市場運營機構提前組織各市場主體開展專題培訓交流，各市場主體應積極參與培訓，加強對規(guī)則的理解，提升技術系統(tǒng)操作水平。

（三）強化總結(jié)分析?，F(xiàn)貨市場運營機構要及時總結(jié)本次試運行的成效，針對試運行遇到的問題開展深入分析，不斷完善技術系統(tǒng)功能，為規(guī)則滾動修訂工作開展提供依據(jù)。

原標題：調(diào)頻補償0-16元/MW！河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場第五次模擬試運行方案印發(fā)