1河北南部电网电力现货市场第四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，在延续第三次模拟试运行集中式新能源（不含扶贫光伏）、市场化用户参与现货出清的基础上，开展多日机组组合优化、调频市场全功能模拟、市场全覆盖模拟结算。检验系统消缺成果，完善机组出力约束校核、数据申报校核等功能；检验市场出清结果执行、新能源增发和参与偏差调整、未来态安全校核、调频机组量价补偿等功能的实用性。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中长期日滚动交易、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，出清结果不实际结算，在保障电网安全的基础上，选取部分时段开展调电测试，实际执行实时电能量市场出清结果，测试技术支持系统的可用性和承压能力；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。本次模拟试运行时间为4月7日-4月20日（4月4日-18日分别组织中长期日滚动分时交易，4月6日-4月19日2分别组织4月7日-4月20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；代理购电仅参与偏差模拟结算。（三）前期准备1.完成第三次模拟试运行发现的各类系统缺陷消除工作。2.完成中长期日滚动分时交易申报、出清功能开发。3.完成技术支持系统的多日机组组合（SCUC）功能测试、现货市场与自动发电控制系统（AGC）数据交互、调频里程、量价补偿模块测试、多日日前负荷预测、新能源功率预测数据交互。4.完成燃煤发电市场主体参数申报流程优化。5.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。6.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。3、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，每日电量按小时划分为24个时段，D-2日组织交易时以D日每小时电量为交易标的，即4月4日-18日10:00-12:00分别申报4月7日-20日交易电量。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.交易限额本次模拟申报暂不设电量限额，分时电价限额暂按该小时对应峰谷时段中长期交易电价限额执行。4.其他事项本次日滚动分时交易仅开展模拟申报，验证系统功能，交易结果不实际结算。（二）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。容量200MW及以上燃煤机组可在现货电能量市场和调频4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。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，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5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。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0-1200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。6（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电力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。燃煤机组发电侧出清发电出力（不含外送）按照厂用电率折算为上网侧电力进行结算。新能源场站发电侧出清发电出力（不含外送）按照厂用电率、入市比例折算至上网侧市场化电力，进行市场化结算。市场化用户申报曲线即为出清曲线。代理购电不参与现货市场日前申报，日前出清曲线等于燃煤机组上网侧电力曲线与新能源场站上网侧市场化电力曲线之和减去市场化用户总出清曲线。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，调频中标机组预留容量定为10%。7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。模拟试运行期间，日前现货电能量市场出清的发电出力计划不下发；为实现与调电更好地衔接，实时现货电能量市场跟踪机组实际状态和实际出力进行出清，与日前现货电能量市场出清结果解耦。视模拟试运行情况，选取部分时段开展调电测试。调电测试期间，日前现货电能量市场对计划安排的机组组合不实际调整，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；为保障新能源最大化消纳，新能源场站统一按零价参与现货电能量市场出清。（四）模拟结算对模拟试运行间中长期交易和现货市场出清结果开展模拟结算，包括发、用两侧电能量费用、市场补偿费用8等。对调电期间辅助服务市场出清及执行结果开展模拟结算。代理购电与其他用户侧主体按相同原则参与现货市场分时偏差结算。以上费用不实际结算。各类费用结算办法详见相关规则条款。其中：发电侧：燃煤机组按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场中标电量与中长期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与日前市场中标分时电量之间的差额，按照实时市场节点电价计算实时市场偏差电能量电费。新能源场站按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场中标电量的市场化部分与中长期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的市场化部分与日前市场中标分时电量的市场化部分之间的差额，按照实时市场节点电价计算实时市场偏差电能量电费用户侧：售电公司、批发用户及代理购电按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前市场中标电量与中长期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；根据实际分时用电量（代理购电实际分时电量等于发电侧市场化实际分时总电量减市场化用户实际分时总电量）与日9前市场中标电量之间的差额，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。（五）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。（六）总结报告本次试运行结束后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，并上报河北省发改委。、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10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。11附件1机组运行参数表序号申报内容备注1机组额定有功功率2机组最大、最小技术出力3机组有功功率调节速率4机组日内允许的最大启停次数5机组综合厂用电率本次模拟试运行，火电为2022年年度综合厂用电率；新能源厂用电率定为2.1%。6机组冷态启动时间燃煤机组停机时间10小时以内为热态启动，停机时间10小时（含）至72小时（含）为温态启动，停机时间72小时以上为冷态启动。7机组温态启动时间8机组热态启动时间9冷态/温态/热态三组典型开机曲线10机组典型停机曲线机组在停机过程中，从最小技术出力至解列期间的降功率曲线，时间间隔为15分钟11供热机组非供暖期最大技术出力、最小技术出力12供热机组供暖期最大技术出力、最小技术出力13机组电能量缺省量价参数包含现货日前市场报价、启动费用、空载费用、最小连续开机时间、最小连续停机时间附件2核定参数建议表序号参数名称建议值备注121电能量市场申报价格上下限上限：1200元/兆瓦时下限：0元2电能量市场出清价格上下限上限：1200元/兆瓦时下限：0元3机组启动费用上限各容量等级类型机组的冷态、温态、热态启动费用报价上限如下：60万机组（120万元/次、100万元/次、80万元/次）30万千瓦及以下机组（80万元/次、70万元/次、60万元/次）4机组空载费用上限60万机组（20000元/小时）30万千瓦及以下机组（10000元/小时）下限：0元/小时5调频市场里程补偿申报价格上下限上限：16元/兆瓦下限：0元注：核定参数建议值仅适用于本次试运行。附件3交易主要流程序号时间节点工作内容1D-2日10:00-12:00，市场主体申报中长期交易D日24小时交易电量，交易结果实时出清。17:00前，电力交易机构向市场主体发布D日日13交易结果。2D-1日8:45前，市场运营机构向市场成员发布D日的边界条件信息，包括系统负荷预测、联络线计划、新能源功率预测、检修计划等。9:45前，各市场主体完成市场交易申报，燃煤发电厂可在调频辅助服务市场和现货电能量市场同时申报。10:30前，电力调度机构完成D日省内日前现货市场和调频辅助服务市场的预出清。11:00前，基于预测的全网系统负荷，模拟出清运行日电力平衡情况。11:00-14:30，市场运营机构组织完成省间日前现货市场交易申报、出清和发布。17:00前，电力调度机构结合省间日前现货和调峰市场出清结果，完善边界条件，完成省内日前现货电能量市场和调频辅助服务市场的金融出清和可靠性机组组合出清。17:30前，电力交易机构向市场主体发布调频辅助服务市场和日前现货电能量市场的金融出清结果。3D日T-15分钟前，电力调度机构根据最新边界条件，组织开展省内实时现货电能量市场出清。序号时间节点工作内容4D+1日电力交易机构披露D日实时现货电能量市场的每小时量价出清结果。5D+3日12:00前，电网企业向电力交易机构提交D日发用电侧实际分时计量电量数据。14资料来源：http://hbdrc.hebei.gov.cn/web/web/xxgkzhzwtztg/2c947384876a83ba01876e3189833e6a.htm