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1、浙仁电力呢赁市伤第六泛僚算弑已朽工仔方多根据国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改办体改（2022）118号）关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改（2023813号）浙江电力现货市场规则（浙监能市场（2024）4号）等要求，编制浙江电力现货市场第六次结算试运行工作方案。一、工作目标贯彻落实省委省政府关于能源“绿保稳”工程的决策部署,组织开展浙江电力现货市场结算试运行，形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，力争早日转入正式运行，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。二、工作安排（一）
2、时间安排本次结算试运行自2024年4月9日启动，运行时间视运行情况调整，具体安排另行通知。（二）参与范围全省统调发电企业（含抽蓄电站）和全体工商业用户参与本次结算试运行。其中，统调风电、光伏参与模拟申报，不参与出清、调电和结算；紧水滩电厂参与申报、出清和调电，不参与结算。（三）申报出清本次结算试运行发电侧每日申报，电能申报采用10段式,申报和出清电价包含环保和超低排放电价。启动、空载、电能成本按照附件2确定。调频申报包括调频容量申报和调频里程价格申报。若经营主体在日前市场关闸前未进行申报，则采用常设报价。（四）不同类型机组参与方式1.统调煤电机组：正常参与市场申报和出清。2 .统调燃气机组：正
3、常参与市场申报和出清，其中分轴燃机通过燃机报价决定启停和出力，汽机不参与报价，按照固定比例（采用电厂申报的方式）跟随燃机出力，成本补偿考虑燃机和汽机总成本。燃气机组因缺气等非自身原因不能开机的，发电企业可提出申请经调度审核确认后不参与日前市场结算。3 .政府批准的热电联产机组、统调水电机组、统调核电机组、抽蓄电站：以自计划方式参与市场，D-2日17:00前提交交易日出力曲线，不参与市场定价，不给予成本补偿，机组组合和出力曲线作为日前市场事前信息发布。4 .特殊情况（1）试验机组：以自计划方式参与市场，D-2日17:00前提交交易日出力曲线，不参与市场定价，不给予成本补偿，机组组合和出力曲线作为
4、日前市场事前信息发布。（2）统调临修（消缺）或计划检修机组：在检修单终结并正式报复役前（含报复役当日D日）之前并网运行的，以自计划方式参与市场，其中计划检修机组不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算。在机组正式报复役D+1日起，可正常参与市场申报和出清。（3）径流式水电（三溪口电厂）：考虑来水情况不受控，暂以自计划方式参与市场，不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算，其合约参考价格为实时市场价格。（4）必开机组：必开机组根据系统安全等情况设置，日前市场设置的必开机组在全日（煤电机组为最小运行时间段内）采用核定成本和市场申报的低值参与出清和补偿，实时市场设置的必开机组在必开时段（煤电
5、机组为最小运行时间段内）采用核定成本和市场申报的低值参与出清和补偿。（五）中长期合约5 .市场化合约统调煤电机组（包括热电联产机组）通过市场化方式签订的中长期合约，按照既定算法分解至每个结算时段。整月结算试运行期间，不再开展月内挂牌交易及发电侧合同转让交易。（1）合约量：结算试运行当月中长期合约总量。非整月结算试运行情况下，按照运行天数占当月天数比例确定试运行期间合约量。（2）合约分解方法：煤电机组和热电联产机组分别按照其工作日、周六、周日和节假日典型曲线，分解至每台机组的每个结算时段。机组计划检修时段的合约调整到该机组其他时段或电厂其他机组，机组计划检修时段不分配合约电量(合约电量为零)，检
6、修时段包括正式报复役当日D日，正式复役日期与计划复役日期不一致时，合约根据调度中心记录的正式报复役日进行事后调整，按照既定算法，保持电厂月度总合约量不变。若电厂结算试运行期间所有机组全时段计划检修，则不分配合约。(3)合约价格和交割点：合约价格按照当月该电厂所有中长期合约的加权平均价格确定。合约交割点为发电侧关口。合约交割参考价格原则上为日前市场价格。6 .政府授权合约统调气电、抽蓄电站、水电、核电、光伏发电和风电按照以下方式确定政府授权合约。(1)气电的合约量：气电政府授权合约电量分为事前分配和事后分配两部分。其中，事前分配部分根据试运行期间计划电量的3%确定合约量，根据电厂装机容量分配；事
7、后根据按照实际计量上网电量的87%比例确定每台机组每个结算时段的中长期合约电量。(2)抽蓄电站的合约量：事后按照实际计量上网电量和抽水电量的95%确定每台机组每个结算时段的政府授权合约电量。(3)水电、核电、光伏发电、风电的合约量：事后按照4实际计量上网电量的95%确定每台机组每个结算时段的政府授权合约电量。机组启停机期间发生的负电量结算时段，合约电量为零。（4）气电事前合约分解方法：按照燃气机组工作日、周六、周日和节假日典型曲线，分解至每台机组的每个结算时段。低谷时段（22时至次日6时）不分配合约电量（合约电量为零）。机组计划检修时段的合约调整到该机组其他时段或电厂其他机组，机组计划检修时段
8、不分配合约电量（合约电量为零），检修时段包括正式报复役当日D日，正式复役日期与计划复役日期不一致时，合约根据调度中心记录的正式报复役日进行事后调整，按照既定算法，保持电厂月度总合约量不变。若电厂结算试运行期间所有机组全时段计划检修，则不分配合约。（5）合约价格和交割点：合约价格按照政府批复上网电价确定。合约交割点为发电侧关口。合约交割参考价格原则上为日前市场价格，其中径流式水电（三溪口电厂）为实时市场价格。（六）计量本次结算试运行，统调电厂上网电量采用现上网关口分时计量，每个发电单元的上网电量按照其对应主变的高压侧输出电量的比例进行分配，若有多个发电单元共用单个主变的情况,则每个发电单元的上网
9、电量按照发电单元发电量的比例进行二次分配。针对乌溪江#1、2主变三圈变特殊情况，上网电量按照发电单元发电量的比例进行分配。机组启机期间发生的负结算时段电量，以市场价格结算。电厂机组全停时段，各时段上网电量置零处理，用电量根据有关文件规定结算。（七）市场结算1 .结算模式参与试运行的省统调发电企业采用“日清月结”的结算模式。非整月结算试运行的情况下，现货市场月结电量为试运行各日日清电量之和，月度计量电量总量与现货市场月结电量之差按照现货未运行情形结算，运行期间电费和剩余时间电费分开计算后，汇总形成当月总电费。全体工商业用户维持现行结算模式不变。试运行期间按月实施二级限价机制，当统调发电企业的结算
10、均价高于二级限价触发值时，同比例调整日前市场和实时市场结算价格，直至结算均价不高于二级限价触发值，根据调整后的价格开展各项结算。非整月结算试运行的情况下，按实际试运行周期实施二级限价机制。2 .发电企业结算项目发电企业（含抽蓄电站）的结算项目包括电能量电费（含环保电费、超低排放费用）、市场化辅助服务费用、成本补偿费用、燃煤机组容量电费、燃气机组容量电费、抽水蓄能电站容量电费、市场化辅助服务费用分摊、成本补偿费用分摊、追退补电费、燃煤电厂超低排放扣除费用等。电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。市场化辅助服务费用：暂仅包括调频辅助服务费用。市场化辅助服务费用分摊：发电企
11、业市场化辅助服务费用的总和，由所有参与结算试运行的发电企业按中长期合约电费占比分摊。其中，抽蓄电站中长期总合约电费为负时置零。成本补偿费用：暂仅包括运行成本补偿，鉴于目前中长期合约价格已包含机组对应电量的成本，本次结算试运行对于中长期合约覆盖范围内的电量不予以成本补偿（见结算示例）。成本补偿费用分摊：运行成本补偿由发用两侧共同承担，发电企业承担比例为95%,由所有参与结算试运行的发电企业按中长期合约电费占比分摊。其中，抽蓄电站中长期总合约电费为负时置零。其他费用：按现行有关规定执行。3 .工商业用户结算项目工商业用户的结算电费按照用电价格和实际结算电量计算。工商业用户用电价格由上网电价（含发用
12、两侧电能电费偏差费用分摊/返还）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府基金及附加等构成，结算时分时电价用户按照分时电价政策规定的浮动比例形成分时结算价格。电能量分摊/返还资金：按照现货未运行情形下计算发电企业总电能电费，该部分电费与现货运行情形结算模式下总电能量电费的差值，纳入发用两侧电能电费偏差费用，由全体工商业用户分摊/返还。（见结算示例）成本补偿费用分摊：运行成本补偿由发用两侧共同承担，用户侧承担比例为5%,纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊/返还。其他费用：按现行有关规定执行。4 .结算费用收付电网企业开展经营主体月度结算工作时，按照交易中心出具的市场化日结算依据、月结算依
13、据，出具结算账单，经经营主体确认、盖章后，按照现行模式和时序进行结算资金收付。经营主体的各日日清电量与计量关口月度计量电量的偏差，暂按试运行当月该主体市场化电能量（含合约、日前和实时市场）平均价格结算。经营主体月度结算依据和结算账单根据复盘结果经省发展改革委、浙江能源监管办、省能源局批准同意，多退少补。5 .结算问询经营主体可在电力市场技术支持系统提起结算依据和结算账单问询，交易中心和省电力公司在收到问询的2个工作日内进行答复。如确认经营主体结算依据或结算账单存在错误，且错误未影响其他经营主体的结算，则本次不进行重新结算，相关争议费用在次月结算依据或结算账单中作追退补调整。（八）信息披露根据电
14、力市场信息披露基本规则（国能发监管（2024）9号）和浙江电力市场信息披露实施细则（暂行）（浙监能市场（2023）4号）执行。三、风险控制1.当出现气候异常和自然灾害，或重大电源、电网故障、负荷突变等突发事件影响电力供应或电网安全时，或技术支持系统出现异常无法正常开展交易时，调度机构按照安全第一的原则处理事故和安排电网运行方式，必要时可及时中止现货市场结算试运行，恢复非现货市场模式调度。日前市场且实时市场完整运行日部分纳入市场结算。中止原因消除后，由浙江能源监管办、省发展改革委、省能源局决定是否恢复结算试运行。2 .当电力市场交易发生恶意串通、操纵市场行为并严重影响交易结果等情况时，浙江能源监
15、管办、省发展改革委、省能源局可以做出中止电力现货市场结算试运行的决定，转由非现货市场模式开展全月结算。3 .因中长期及现货市场交易规则或技术支持系统等问题导致结算日经营主体出现较大范围的巨额盈亏，省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办可以做出中止电力现货市场结算试运行的决定，或根据问题原因对交易规则进行调整，给出书面意见,并重新出具结算依据。4 .调度机构切实加强调度运行管理，全力保障市场有序出清和电网安全运行。当处于保供电、自然灾害影响、特殊管控要求、电力供应紧张等特殊时期，调度机构可根据电网运行情况，采取必要措施优先保障电力系统安全稳定运行。5考虑到母线负荷波动性、随机性较大，为确保电网安
16、全约束不频繁越限，出清程序中按稳定限额的97%设置出清约束,若实际运行仍越限可对部分断面裕度做适当调整。6.电力调度机构、电力交易机构应按照浙江电力调度交易机构市场运营监管指引（试行），认真履行市场监控和风险防控职责。电力调度机构、电力交易机构在结算试运行期间每日12：OO前向浙江能源监管办、省发展改革委、省能源局报送上一日市场运营及监控情况报告。四、其他事项1.市场申报和信息披露在电力交易平台进行，各经营主体应高度重视本次结算试运行工作，积极参与现货市场交易申报,并及时关注信息披露内容,试运行过程中如有问题应及时反馈。2.严肃调度纪律，对结算试运行期间无故不执行调度指令的行为，按照华东区域发电厂并网运行管理实施细则第六条规定，认定为违反调度纪律行为并从重处罚。3.本次
