3月1日启动！河北南部电网开展电力现货市场连续结算试运行

北极星售电网获悉，2月18日，河北省发展和改革委员会发布关于开展河北南部电网电力现货市场连续结算试运行的通知。文件明确，本轮结算试运行自2025年3月1日启动。连续结算试运行期间，电力中长期交易带曲线连续运营，省内电力现货交易和调频辅助服务交易连续运营。

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。

电力交易成交价格由发电企业、电力用户（含售电公司）双方通过市场化方式形成。按照尖峰、高峰、平段、低谷时段参与分时段交易时，需形成分时段电价，峰谷电价浮动比例按照分时电价政策执行。

燃煤发电上网电量在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%。高耗能企业市场交易价格不受上浮20%限制。

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。

原文如下：

河北省发展和改革委员会关于开展河北南部电网电力现货市场连续结算试运行的通知

国网河北省电力有限公司、河北电力交易中心有限公司、各有关经营主体：

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）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设的通知》（发改办体改〔2023〕813号）等文件精神，结合河北南部电网电力生产运行和电力现货市场建设实际，定于2025年3月1日起开展河北南部电网电力现货市场连续结算试运行，现将《河北南部电网电力现货市场连续结算试运行工作方案（2025年）》印发给你们，请遵照执行。

河北省发展和改革委员会

2025年2月18日

河北南部电网

电力现货市场连续结算试运行工作方案

（2025年）

一、工作安排

（一）运作模式及时间安排

本轮结算试运行依据的规则为《河北南网电力现货市场系列规则V3.0版》（2025年2月14日由市场管理委员会审议通过），如规则调整，按照最新规则执行。

本轮结算试运行自2025年3月1日启动。

连续结算试运行期间，电力中长期交易带曲线连续运营，省内电力现货交易和调频辅助服务交易连续运营。

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

市场成员准入范围、新能源企业入市比例、交易单元设置等事项按照《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》（冀发改运行〔2024〕1650号）执行。如政策调整，按照最新政策执行。

（三）前期准备

1.完成各类系统缺陷消除及升级工作。

2.发布现货市场连续试运行公告，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规则和相关技术操作。

3.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。

4.发布用户侧分时用电信息。

5.发布河北南部电网电力现货市场技术支持系统第三方校验报告。

二、中长期交易组织

（一）交易设置

电力直接交易包括多月双边交易、月度集中竞价交易、旬集中竞价交易、日滚动交易等。其中：多月双边交易按照尖峰、高峰、平段、低谷时段开展，可根据市场需要按季度定期开市；月度集中、旬集中、日滚动交易按24小时组织，定期开市。

电网企业代理购电交易包括月度、旬、日代理购电交易等，按照24小时组织，定期开市。

（二）交易组织原则

1.多月双边交易

采用双边协商方式，交易标的为指定月份至当年年底按照尖峰、高峰、平段、低谷时段汇总的分时段电量。交易申报、成交均按分月、分时段开展。

2.月度及旬集中竞价交易

月度集中竞价交易标的为次月24小时电量。旬集中竞价交易按上旬、中旬、下旬的顺序组织开展，交易标的为旬内24小时电量。经营主体按照24小时分别申报交易电量、电价等信息，按照“价格优先、时间优先”统一边际出清。其中，申报时间按照每30分钟一档计算优先级，申报价格及申报时间优先级均相同时，按申报电量等比例分配。

在旬集中竞价交易时，对燃煤火电企业、售电公司已达成的交易电量和旬交易的申报电量之和，按照24小时设置缺额回收。

3.日滚动交易

采用滚动撮合交易模式开展，按工作日连续开市，交易标的为运行日24小时电量，提前2-3个工作日组织申报。如遇时间跨度较长节假日，可根据实际情况合理安排组织时间。

4.代理购电月度及旬交易

电网企业代理购电以集中交易方式参与月度、旬交易，交易标的为月度、旬24小时市场化电量需求。以挂牌交易方式组织时，采用总电量带分时曲线模式。

5.代理购电日挂牌交易

电网企业代理购电日挂牌交易标的为运行日24小时市场化电量需求，在运行日的前3个工作日组织交易，采用总电量带分时曲线模式。如遇时间跨度较长节假日，可根据实际情况合理安排组织时间。

日挂牌交易电量24小时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。

（三）交易电量限额

1.发电企业

（1）主力火电企业多月双边、月度、月内直接交易电量原则上不高于年度成交电量的30%（年中新入市的经营主体除外）。无补贴新能源企业参与月度、月内交易电量原则上不得超过已成交绿电合同的30%。

（2）发电企业电力交易中的售出电量不得超过其剩余最大发电能力。燃煤发电、新能源企业在月内购入电量，分别不得超过其年度、月度交易持有的当月合同售出电能量之和的30%、50%。

2.电力用户（售电公司）

（1）售电公司交易电量不高于以下两个条件的最低值：

a.同一投资主体所属售电公司（电网企业、各发电集团所属售电公司均视为同一投资主体，包括其所属或参股投资公司），2025年全年交易（持有合同）电量之和（不含绿电交易合同电量）不超过直接交易总电量规模的8%；

b.售电公司资产总额对应的售电规模电量上限。

（2）售电公司多月双边、月度、月内直接交易电量原则上不高于年度成交电量的30%（年中新入市的经营主体除外）。

（3）电力用户和售电公司在月内电力交易中的售出电量不得超过其年度、月度交易持有的当月合同购入电能量之和的30%。

（4）电力用户（售电公司）月度、旬集中竞价申报上限约束参数K1、K2设为1.3，日滚动申报上限约束参数K3设为2。可根据市场运行情况适时调整。

（四）交易价格

电力交易成交价格由发电企业、电力用户（含售电公司）双方通过市场化方式形成。按照尖峰、高峰、平段、低谷时段参与分时段交易时，需形成分时段电价，峰谷电价浮动比例按照分时电价政策执行。按照24小时参与交易时，逐小时进行限价，限价标准参照尖峰、高峰、平段、低谷时段交易限价执行。如政策发生变化，按最新要求执行。

燃煤发电上网电量在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%。高耗能企业市场交易价格不受上浮20%限制。

（五）合同分解原则

1.多月双边交易

多月双边交易形成的中长期合同，按照当月日历天数平均分解至每日，再按照合约曲线分解至每时。其中，与火电企业、风电企业签订的，合约曲线可采用分时段均分曲线或自定义曲线；与光伏企业签订的，合约曲线可采用典型曲线（详见附件六）或自定义曲线。

对不执行尖峰或峰谷电价政策的电力用户，其中长期合同电量按月度交易公告中发布的分劈比例，分劈至尖峰、高峰、平段、低谷时段，再按照上述分解原则分解至每日每小时。

2.月度、旬交易

月度及旬集中竞价交易、代理购电月度及旬交易形成的中长期合同，按照日历天数平均分解至每日。

三、现货交易组织

（一）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件四，连续结算试运行期间新通过AGC深调试验机组以公告形式更新，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。拥有配建储能的新能源场站还需申报配建储能充/放电曲线，该充放电曲线与对应的新能源场站功率预测值叠加作为新能源场站在现货市场上申报的发电能力曲线参与现货市场出清。若配建储能充电曲线与新能源出力曲线叠加后小于0，在市场出清时该新能源场站总发电能力按0计算。

已入市的独立储能电站采取“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。处于并网调试期的独立储能电站根据自身调试需求申报次日96点充电/放电曲线，作为市场出清边界条件。

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。

（二）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。

（三）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。

（四）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（详见附件一）折算为发电侧中标电量，计算方式详见结算实施细则。市场化用户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中标的省内市场化总电量减去市场化用户日前中标总电量。

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。调频中标机组的各时段上调、下调预留调频容量（不超过机组装机容量的10%），依据电网运行情况按一定比例统一设置。

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。

（五）市场力风险防范

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和机组报价异常监测。

1.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，判断是否高于基准电价。若高于基准电价，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1.5时，K取1.3；市场化平均供需比在1.5~1.7之间时，K取1.2；市场化平均供需比大于1.7时，K取1.1。

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。连续结算试运行期间，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。

2.机组报价异常监测

机组报价异常监测从以下三个维度开展。

一是发电机组报价波动性监测。计算某机组电能量平均报价与自身近7日平均报价水平的比值，当该比值超过[70%，130%]时，将该机组列入报价异常监测名单。

二是发电机组报价同质性监测。对于隶属于不同发电集团的同等装机容量水平机组，计算同一日平均报价的比值，当该比值在[99%，101%]时，将该类机组列入报价异常监测名单。

三是发电机组报价同步性监测。对于隶属于不同发电集团的同等装机容量水平机组，同日某类机组申报价格波动超出±20%，且波动幅度差值小于3%时，将该类机组列入报价异常监测名单。

当市场价格走势明显偏离实际供需形势，对部分经营主体收益造成较大影响时，市场运营机构应及时将机组报价异常情况报告河北省发改委和华北能监局，并按照市场力事后追溯原则开展行使市场力行为认定和处置。

四、市场结算

连续结算试运行期间，按照现货交易规则开展结算，结算费用包括电能量电费、调频辅助服务费用、市场调节费用及市场不平衡资金等，市场补偿费用暂不结算。电网代理购电暂不参与市场调节类收益回收及费用分摊。新能源预测偏差开展模拟考核，暂不实际结算。有关参数暂设置如下，可根据市场运行情况适时调整：

（1）平衡调节系数：L设为0.1。

（2）中长期申报缺额回收：燃煤火电和售电公司按照24小时分别进行回收。中长期申报缺额回收系数e设为1.5。

（3）中长期合同偏差收益回收：中长期合约电量偏差允许范围参数m、u设为90，n、v设为110执行，调整系数k设为1.05。

（4）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参数r设为80，w设为120，调整系数h设为1.05。

五、信息发布

（一）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。

（二）市场运营机构应严格执行工作纪律，做好信息保密管理，按要求控制信息知悉范围，杜绝市场信息泄露。

（三）如遇技术支持系统故障等异常情况，影响市场交易正常开展时，市场运营机构应及时通过河北电力交易平台告知各市场主体。

六、风险控制

（一）连续结算试运行过程中，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。

（二）连续结算试运行过程中，若发生突发性的社会事件、自然灾害、供需严重失衡、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，电力调度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，并及时告知市场主体。

（三）河北电力交易中心建立售电公司履约额度跟踪预警机制，定期向我委汇报履约情况。结合现货市场运行风险，研究完善售电公司履约、保险管理办法。

（四）本次结算试运行过程中，如出现电力交易平台功能异常、故障等影响交易正常组织的情况时，电力交易机构可采取必要措施暂停、推迟或重新组织市场交易。若故障无法短时处理，电力交易机构经报请省发改委同意后，可中止现货结算试运行工作，按照中长期交易规则开展结算，并及时告知市场主体。

（五）各经营主体应按照电力交易平台有关使用规定规范开展交易申报，不得利用第三方软件进行频繁申报、抢先申报等影响交易正常秩序。若发现市场交易出现异常行为，河北电力交易中心可依法依规采取干预措施，将相关经营主体纳入市场信用评价，并报我委、华北能源监管局。

（六）本次结算试运行过程中，如出现市场主体经营风险持续增加等影响市场正常运行的情况时，市场运营机构经报请省发改委同意后，可中止现货结算试运行工作，按照中长期交易规则开展结算，并及时告知市场主体。