中國儲能網(wǎng)訊：5月24日，《河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運(yùn)行工作方案》印發(fā)。在現(xiàn)貨交易中，電能量申報(bào)價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時，調(diào)頻里程補(bǔ)償申報(bào)價格的限價范圍為0-15元/兆瓦，市場主體申報(bào)的價格不得超過市場限價。
在中長期電量交易中，電價申報(bào)的平段基準(zhǔn)價為364.4元/兆瓦時，高峰、低谷時段基準(zhǔn)價分別是平段基準(zhǔn)價的1.7、0.3倍，尖峰時段價格在高峰電價基礎(chǔ)上上浮20%。相當(dāng)于平段0.3644元/kWh，高峰0.61948元/kWh，尖峰0.7434元/kWh，低谷0.10932元/kWh。
已轉(zhuǎn)入商業(yè)運(yùn)營的獨(dú)立儲能項(xiàng)目，分別作為發(fā)電和用電市場主體參與市場。儲能主體可自主選擇是否參與現(xiàn)貨結(jié)算，并于 M-1 月（實(shí)際結(jié)算試運(yùn)行前一個月）月底前向市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)提交書面申請（逾期視為不參與現(xiàn)貨結(jié)算）。
原文如下：
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(shí)《中共中央 國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關(guān)于加快推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）、《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）等文件精神，結(jié)合我省電力市場建設(shè)工作實(shí)際，擬開展河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運(yùn)行。
本次試運(yùn)行啟動后，河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場調(diào)電試運(yùn)行原則上連續(xù)開展，我委將結(jié)合電力運(yùn)行和市場運(yùn)營實(shí)際情況，擇機(jī)選取結(jié)算試運(yùn)行時段。首個結(jié)算試運(yùn)行時段為2024年6月5日至18日，后續(xù)結(jié)算試運(yùn)行時段及相關(guān)市場參數(shù)調(diào)整另行通知?，F(xiàn)將《河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運(yùn)行工作方案》印發(fā)給你們，請遵照執(zhí)行。
河北省發(fā)展和改革委員會
2024年5月22日
河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運(yùn)行工作方案
一、工作目標(biāo)
（一）全面貫徹落實(shí)國家電力體制改革要求，加快推進(jìn)河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。
（二）檢驗(yàn)現(xiàn)貨市場交易規(guī)則的合理性和有效性。
（三）檢驗(yàn)現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)、交易、結(jié)算技術(shù)支持系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性、可靠性與實(shí)用性。
（四）驗(yàn)證現(xiàn)貨市場信息披露、出清、計(jì)量、結(jié)算等業(yè)務(wù)流程的合理性。
（五）增強(qiáng)市場主體對現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)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(yùn)作模式及時間安排
本次連續(xù)試運(yùn)行依據(jù)的規(guī)則為《河北南網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場系列規(guī)則V2.0版》（2024年5月17日由市場管理委員會審議通過），其中調(diào)電試運(yùn)行連續(xù)開市，并擇機(jī)開展結(jié)算試運(yùn)行。
連續(xù)試運(yùn)行自2024年5月27日啟動（2024年5月26日組織5月27日日前現(xiàn)貨交易，后續(xù)逐日按此開展）。僅調(diào)電試運(yùn)行期間（以下統(tǒng)稱“非現(xiàn)貨結(jié)算日”），開展省內(nèi)現(xiàn)貨市場與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的交易組織、交易出清和交易執(zhí)行；結(jié)算試運(yùn)行期間（以下統(tǒng)稱“現(xiàn)貨結(jié)算日”），開展中長期日滾動交易、代理購電月內(nèi)（現(xiàn)貨）及日掛牌交易、省內(nèi)現(xiàn)貨市場與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的交易組織、交易出清、交易執(zhí)行和交易結(jié)算。首個結(jié)算試運(yùn)行時間段選取為2024年6月5日至6月18日。
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。
（二）參與范圍
發(fā)電側(cè)：河北南部電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)參與中長期交易的火電電廠；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當(dāng)年年度中長期交易工作方案執(zhí)行。
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、批發(fā)用戶以及電網(wǎng)代理購電。
獨(dú)立儲能：已轉(zhuǎn)入商業(yè)運(yùn)營的獨(dú)立儲能項(xiàng)目，分別作為發(fā)電和用電市場主體參與市場。儲能主體可自主選擇是否參與現(xiàn)貨結(jié)算，并于M-1月（實(shí)際結(jié)算試運(yùn)行前一個月）月底前向市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)提交書面申請（逾期視為不參與現(xiàn)貨結(jié)算）。
（三）前期準(zhǔn)備
1.完成各類系統(tǒng)缺陷消除及升級工作。
2.完成營銷技術(shù)支持系統(tǒng)升級改造。
3.發(fā)布現(xiàn)貨長周期結(jié)算試運(yùn)行公告，各市場主體加強(qiáng)對市場交易人員的培訓(xùn)，確保從業(yè)人員熟練掌握市場相關(guān)操作。
4.發(fā)電側(cè)市場主體在電力交易機(jī)構(gòu)平臺上完成機(jī)組運(yùn)行參數(shù)和缺省申報(bào)參數(shù)的申報(bào)。
5.發(fā)布用戶側(cè)分時用電信息。
三、組織流程
（一）中長期日滾動分時交易
1.交易標(biāo)的
中長期交易按工作日滾動連續(xù)開市，運(yùn)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(biāo)的為運(yùn)行日（D日）每小時交易電量，即運(yùn)行日交易標(biāo)的電量提前2-3個工作日組織申報(bào)。
首個結(jié)算試運(yùn)行時段，在5月31日-6月14日組織中長期日滾動交易，日滾動交易結(jié)果參與市場結(jié)算。后續(xù)待下一次結(jié)算試運(yùn)行時段確定后再組織日滾動交易。
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(jī)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(bào)范圍
本次日滾動交易價格由發(fā)電企業(yè)、電力用戶（含售電公司）雙方通過市場化方式在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，上下浮動原則上均不超過20%，其中平段基準(zhǔn)價為364.4元/兆瓦時，高峰、低谷時段基準(zhǔn)價分別是平段基準(zhǔn)價的1.7、0.3倍，尖峰時段價格在高峰電價基礎(chǔ)上上浮20%。高耗能企業(yè)市場交易價格不受上浮20%限制。與年度、月度交易要求保持一致。
4.其他事項(xiàng)
火電、風(fēng)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尖峰、高峰、平段、低谷各自時段內(nèi)分時曲線占比分解，典型曲線采用前一年河北南網(wǎng)集中式光伏發(fā)電企業(yè)日均出力折算曲線，2023年集中式光伏日均出力折算曲線詳見附表六。
非現(xiàn)貨結(jié)算日期間中長期月內(nèi)分時段交易按工作日正常開展，合同不分解至現(xiàn)貨結(jié)算日。
T5、T6合同電量先按照月度交易公告分劈比例分解至尖峰、高峰、平段、低谷等相應(yīng)時段，再分解至段內(nèi)每小時。
（二）代理購電中長期交易
為保障代理購電工作與現(xiàn)貨市場接軌，組織代理購電月內(nèi)（現(xiàn)貨）、日掛牌交易。
1.代理購電月內(nèi)交易（現(xiàn)貨）
根據(jù)代理購電現(xiàn)貨結(jié)算日期間交易需求，提前組織代理購電月內(nèi)交易（現(xiàn)貨），交易標(biāo)的物為現(xiàn)貨結(jié)算日分時段電量，電量分解至每日每小時。電網(wǎng)企業(yè)代理購電以掛牌交易方式參與月內(nèi)交易，掛牌成交電量不足部分由市場化燃煤機(jī)組按剩余容量等比例承擔(dān)，即按上網(wǎng)電量上限扣除已達(dá)成的各類交易及本次掛牌交易申報(bào)電量后的凈值進(jìn)行分配。
2.代理購電日掛牌交易
（1）交易方式及交易標(biāo)的
電網(wǎng)企業(yè)代理購電通過掛牌交易方式參與日交易。交易標(biāo)的為運(yùn)行日（D日）代理購電采購電量，采用總電量帶分時曲線模式。
日掛牌交易電量分時段價格采用當(dāng)月月度集中競價交易價格。日掛牌電量成交不足部分不再進(jìn)行分?jǐn)?，通過現(xiàn)貨市場采購。如代理購電日掛牌不成交電量較大，對市場產(chǎn)生較大影響，經(jīng)請示省發(fā)改委同意后，可繼續(xù)進(jìn)行分?jǐn)偂?
（2）交易時間安排
代理購電日掛牌交易在工作日開展。為與中長期日滾動交易銜接，方便發(fā)電企業(yè)調(diào)整合同電量，在運(yùn)行日的前3個工作日（D-3日）16:30-17:30組織交易，發(fā)電企業(yè)在交易平臺參與代理購電日交易，運(yùn)行日的前2個工作日（D-2日）9:30前，發(fā)布日代理購電交易結(jié)果。日代理購電交易公告在現(xiàn)貨試結(jié)算前發(fā)布一次，每日不再單獨(dú)發(fā)布交易公告。
（三）現(xiàn)貨交易申報(bào)
1.申報(bào)方式
競價日（D-1）交易申報(bào)截止時間前，市場主體通過河北電力交易平臺申報(bào)相關(guān)交易信息。
單機(jī)容量150MW及以上合規(guī)在運(yùn)燃煤機(jī)組可在現(xiàn)貨電能量市場和調(diào)頻輔助服務(wù)市場同時申報(bào)。燃煤機(jī)組日前申報(bào)出力上限的最大值，在滿足時長和安全校核等要求的條件下，即為其容量電費(fèi)對應(yīng)的日前申報(bào)最大出力，接受最大發(fā)電能力抽查和考核。
在現(xiàn)貨電能量市場，采取“報(bào)量報(bào)價”方式申報(bào)，以機(jī)組為單位申報(bào)運(yùn)行日的電力-價格曲線（最多10段），第一段申報(bào)起始出力不高于機(jī)組的投AGC最小出力（已通過AGC深調(diào)試驗(yàn)機(jī)組最小出力詳見附表四，未通過AGC深調(diào)試驗(yàn)機(jī)組為正常運(yùn)行工況下投入AGC最小技術(shù)出力），最后一段出力區(qū)間終點(diǎn)為機(jī)組的可調(diào)出力上限，每一個報(bào)價段的起始出力點(diǎn)必須為上一個報(bào)價段的出力終點(diǎn)，報(bào)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(diǎn)間的長度不能低于機(jī)組額定有功功率與最小技術(shù)出力之差的 5%。在市場申報(bào)關(guān)閘前未及時申報(bào)的，采用缺省報(bào)價作為申報(bào)信息。
在調(diào)頻輔助服務(wù)市場，發(fā)電廠以機(jī)組為單位，通過電力交易平臺申報(bào)次日調(diào)頻里程補(bǔ)償價格。
單機(jī)容量150MW以下火電機(jī)組無需申報(bào)，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(bào)量報(bào)價”方式申報(bào)，以場站為單位申報(bào)運(yùn)行日的電力-價格曲線（最多5段）。第一段申報(bào)起始出力為0，最后一段申報(bào)出力終點(diǎn)為電站裝機(jī)容量（對于扶貧商業(yè)混合新能源電站，其最后一段申報(bào)出力終點(diǎn)為電站商業(yè)部分裝機(jī)容量），每一個報(bào)價段的起始出力點(diǎn)必須為上一個報(bào)價段的出力終點(diǎn)。報(bào)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(diǎn)間的長度不能低于1兆瓦。申報(bào)的最大發(fā)電能力低于新能源預(yù)測出力的，將申報(bào)的最大發(fā)電能力至新能源預(yù)測出力部分按最后一段報(bào)價參與市場出清；在市場申報(bào)關(guān)閘前未及時申報(bào)的，按照零報(bào)價參與市場出清。
獨(dú)立儲能采取“報(bào)量不報(bào)價”的方式，分別作為用電/發(fā)電市場主體申報(bào)次日96點(diǎn)充電/放電曲線，參與現(xiàn)貨電能量市場。在市場申報(bào)關(guān)閘前未及時申報(bào)的，采用缺省信息作為申報(bào)信息。
售電公司和批發(fā)用戶采取“報(bào)量不報(bào)價”的方式，申報(bào)其代理用戶或其自身在運(yùn)行日的用電需求曲線（即運(yùn)行日每小時內(nèi)的平均用電負(fù)荷），參與現(xiàn)貨市場出清和結(jié)算。在市場申報(bào)關(guān)閘前未及時申報(bào)的，采用中長期合同分時電力曲線作為申報(bào)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(fù)荷曲線作為“典型工作日曲線”，周六日平均負(fù)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(jié)算試運(yùn)行電能量申報(bào)價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時，市場主體申報(bào)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(diào)頻里程補(bǔ)償申報(bào)價格的限價范圍為0-15元/兆瓦，市場主體申報(bào)的價格不得超過市場限價，市場出清價格的限價范圍為0-15元/兆瓦。
3.申報(bào)數(shù)據(jù)審核
市場主體提交申報(bào)信息后，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)對申報(bào)信息進(jìn)行審核及處理。市場主體的申報(bào)信息、數(shù)據(jù)應(yīng)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(bào)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(diào)度機(jī)構(gòu)首先根據(jù)預(yù)測全網(wǎng)系統(tǒng)負(fù)荷曲線和國網(wǎng)河北營銷中心提供的市場化用戶總典型用電曲線，計(jì)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(bào)信息和運(yùn)行日的電網(wǎng)運(yùn)行邊界條件，采用安全約束機(jī)組組合（SCUC）、安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度（SCED）程序進(jìn)行優(yōu)化計(jì)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(jī)構(gòu)預(yù)測的全網(wǎng)系統(tǒng)負(fù)荷進(jìn)行可靠性機(jī)組組合校驗(yàn)，出清得到發(fā)電機(jī)組組合和發(fā)電出力。
發(fā)電企業(yè)電能量市場出清結(jié)果按照機(jī)組綜合廠用電率（詳見附表一）折算為發(fā)電側(cè)中標(biāo)電量。市場化用戶電能量出清電量即為中標(biāo)電量。代理購電日前出清結(jié)果等于發(fā)電企業(yè)日前出清的省內(nèi)市場化總電量減去市場化用戶日前中標(biāo)總電量。發(fā)電側(cè)中標(biāo)電量中包含外送電量、省內(nèi)市場化電量和非市場化電量，計(jì)算方式詳見結(jié)算實(shí)施細(xì)則。
調(diào)頻輔助服務(wù)市場在省內(nèi)日前現(xiàn)貨市場確定的機(jī)組組合基礎(chǔ)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(jī)組序列。本次試運(yùn)行，調(diào)頻中標(biāo)機(jī)組晚高峰時段（17-23點(diǎn)）不預(yù)留上備用容量，下備用預(yù)留容量定為10%；其余時段上、下備用預(yù)留容量均定為10%。
實(shí)時現(xiàn)貨市場中，采用日前現(xiàn)貨市場封存的競價信息進(jìn)行集中優(yōu)化出清。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)基于最新的電網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)與超短期負(fù)荷預(yù)測信息，綜合考慮發(fā)電機(jī)組運(yùn)行約束條件、電網(wǎng)安全運(yùn)行約束條件等因素，在機(jī)組實(shí)際開機(jī)組合和實(shí)際出力水平的基礎(chǔ)上，以發(fā)電成本最小為優(yōu)化目標(biāo)，采用安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度（SCED）算法進(jìn)行集中優(yōu)化計(jì)算，出清得到各發(fā)電機(jī)組每15分鐘的發(fā)電計(jì)劃和實(shí)時節(jié)點(diǎn)電價。
試運(yùn)行期間，日前現(xiàn)貨電能量市場出清的發(fā)電出力計(jì)劃實(shí)際下發(fā)；實(shí)時現(xiàn)貨電能量市場基于實(shí)時邊界條件，對日前出清的發(fā)電出力計(jì)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(jī)組實(shí)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(jī)組操縱市場價格，本次結(jié)算試運(yùn)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(jì)算RSI 指數(shù)、MRR 指數(shù)兩項(xiàng)市場力評估指標(biāo)。
RSI 指數(shù)是指除去某一發(fā)電集團(tuán)外，其余發(fā)電集團(tuán)總發(fā)電能力與市場總需求的比值，某個發(fā)電集團(tuán)的 RSI指數(shù)越小，表明其控制市場價格的能力越強(qiáng)。當(dāng)某發(fā)電集團(tuán)的RSI 指數(shù)小于 1 時，表明該發(fā)電集團(tuán)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(tuán)的依賴程度。當(dāng)某發(fā)電集團(tuán)的 MRR 指數(shù)大于 0 時，表明必須調(diào)用該發(fā)電集團(tuán)才能滿足市場需求，該發(fā)電集團(tuán)具有市場力。
其次開展市場力行為分析。日前市場出清后，計(jì)算日前市場出清加權(quán)平均電價，判斷是否高于基準(zhǔn)電價。若高于基準(zhǔn)電價，則觸發(fā)管控條件，進(jìn)行市場力管控。本次結(jié)算試運(yùn)行基準(zhǔn)電價定義為當(dāng)月年度交易和月度交易加權(quán)平均價的K倍。其中系數(shù)K暫由當(dāng)日日前市場96點(diǎn)市場化平均供需比確定：當(dāng)市場化平均供需比低于1.4時，K取1.2；市場化平均供需比在1.4~1.6時，K取1.1；市場化平均供需比大于1.6時，K取1.0。
最后開展市場力管控。當(dāng)觸發(fā)市場力管控條件后，將具有市場力的發(fā)電集團(tuán)相關(guān)機(jī)組高于參考報(bào)價的報(bào)價段替換為參考報(bào)價，重新組織日前市場出清。實(shí)時市場同樣使用替換后的報(bào)價出清。本次結(jié)算試運(yùn)行參考報(bào)價為同容量類型機(jī)組平均邊際供電成本的1.4倍。平均邊際供電成本由機(jī)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(biāo)準(zhǔn)煤后平均值確定，四舍五入取整數(shù)值。
（五）市場結(jié)算
1.現(xiàn)貨結(jié)算日
批發(fā)市場：現(xiàn)貨結(jié)算日期間，按照現(xiàn)貨交易規(guī)則開展結(jié)算，結(jié)算費(fèi)用包括電能量費(fèi)用、調(diào)頻輔助服務(wù)費(fèi)用及市場不平衡資金等，市場補(bǔ)償費(fèi)用暫不結(jié)算。
輔助服務(wù)市場：輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用為調(diào)頻里程補(bǔ)償費(fèi)用，按照現(xiàn)貨結(jié)算日期間相關(guān)發(fā)電主體結(jié)算電量比例進(jìn)行分?jǐn)偂?
中長期偏差收益回收：中長期合約電量偏差允許范圍設(shè)定參數(shù)m、u暫按90，n、v暫按110執(zhí)行，調(diào)整系數(shù)k暫按1.05執(zhí)行。發(fā)電企業(yè)暫按市場主體為單元進(jìn)行回收。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(fèi)用分?jǐn)偂，F(xiàn)貨市場結(jié)算期間，發(fā)電企業(yè)該時段電能量合計(jì)費(fèi)用小于零時，不再進(jìn)行中長期偏差收益回收。偏差收益回收公式中，中長期合約月度分時均價計(jì)算時不含T5、T6段合約。
用戶側(cè)日前申報(bào)偏差收益回收：用戶側(cè)日前申報(bào)偏差允許范圍設(shè)定參數(shù)r暫按80，w暫按120，調(diào)整系數(shù)h暫按1.05執(zhí)行。對在日前市場未申報(bào)曲線、申報(bào)電量與合約電量相同的用戶，暫不進(jìn)行偏差收益回收。電網(wǎng)代理購電不參與日前申報(bào)偏差收益回收以及費(fèi)用分?jǐn)偂?
現(xiàn)貨市場不平衡資金：發(fā)用兩側(cè)差額資金、中長期偏差收益回收費(fèi)用、用戶側(cè)日前偏差收益回收費(fèi)用，按照現(xiàn)貨市場規(guī)則，以現(xiàn)貨結(jié)算日期間市場化上網(wǎng)電量（不含省間電量）比例進(jìn)行分?jǐn)偦蚍颠€，納入月度結(jié)算。現(xiàn)貨結(jié)算日期間，現(xiàn)貨電能量細(xì)則中的新能源預(yù)測偏差考核開展模擬結(jié)算，暫不實(shí)際結(jié)算。
2.非現(xiàn)貨結(jié)算日
批發(fā)市場：非現(xiàn)貨結(jié)算日期間，按照中長期交易規(guī)則結(jié)算。
中長期市場化差額資金：按照中長期規(guī)則計(jì)算，按非現(xiàn)貨結(jié)算日期間市場化上網(wǎng)電量（不含省間電量）比例分?jǐn)偦蚍颠€。
3.其他
電網(wǎng)代理購電結(jié)算：現(xiàn)貨結(jié)算日期間產(chǎn)生的電網(wǎng)代理購電偏差電費(fèi)，由代理購電用戶、居民農(nóng)業(yè)用戶按當(dāng)月用電量比例進(jìn)行分?jǐn)偂?
（六）信息發(fā)布
電力交易機(jī)構(gòu)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(diǎn)、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(guān)信息。
（七）總結(jié)報(bào)告
每個結(jié)算試運(yùn)行階段結(jié)束后2周內(nèi)，河北電力調(diào)控中心、交易中心根據(jù)本階段試運(yùn)行情況，評估試運(yùn)行階段存在的風(fēng)險和影響，認(rèn)真分析原因、歸納匯總，形成總結(jié)報(bào)告，并上報(bào)省發(fā)展改革委。
四、風(fēng)險控制
（一）如預(yù)計(jì)在試運(yùn)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(yīng)時，河北電力調(diào)控中心可向省發(fā)改委申請，調(diào)整本次結(jié)算試運(yùn)行時段，并告知各市場主體。
（二）本次結(jié)算試運(yùn)行過程中，如出現(xiàn)電網(wǎng)設(shè)備故障或技術(shù)支持系統(tǒng)故障等影響電網(wǎng)安全運(yùn)行和現(xiàn)貨市場正常運(yùn)轉(zhuǎn)情況時，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)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(yùn)行和電力可靠供應(yīng)。
（三）本次結(jié)算試運(yùn)行過程中，若發(fā)生突發(fā)性的社會事件、自然災(zāi)害、重大電源或電網(wǎng)故障、以及其他不可抗力等嚴(yán)重影響電力供應(yīng)或電網(wǎng)安全時，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)經(jīng)報(bào)請省發(fā)改委同意后，可中止現(xiàn)貨市場試運(yùn)行工作，轉(zhuǎn)為現(xiàn)有調(diào)度計(jì)劃模式。
五、相關(guān)要求
（一）強(qiáng)化運(yùn)行保障。各相關(guān)單位要高度重視本次調(diào)電試運(yùn)行工作，全力配合現(xiàn)貨市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)做好現(xiàn)貨市場與生產(chǎn)運(yùn)行的銜接工作，保障電網(wǎng)運(yùn)行安全和市場運(yùn)營平穩(wěn)。
（二）加強(qiáng)分析總結(jié)?，F(xiàn)貨市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)要結(jié)合電網(wǎng)負(fù)荷、新能源出力等邊界條件，做好市場出清結(jié)果分析，及時發(fā)現(xiàn)試運(yùn)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(shù)系統(tǒng)功能。
（三）做好信息報(bào)送?，F(xiàn)貨市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)要堅(jiān)持日報(bào)制度，合理安排人員分工，及時整理匯總市場出清相關(guān)數(shù)據(jù)，完成市場運(yùn)行日報(bào)編制和報(bào)送。
