河北省发展和改革委员会刘件
国家能源局华北监管局
冀发改运行〔2026〕772号
河北省发展和改革委员会
国家能源局华北监管局 关于印发《河北南部电网电力市场注册实施 细则（V4.1版）》等三项实施细则的通知
石家庄、保定、沧州、衡水、邢台、邯郸、定州、辛集市发展改革委（局）， 雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、河北电力交易中心有限 公司，有关经营主体： 为持续完善河北南部电网电力市场规则体系，适应市场建设 新形势新要求，经河北南部电网电力市场管理委员会2026年第二 次会议审议通过，现将修订后的《河北南部电网电力市场注册实
施细则（V4.1版）》《河北南部电网电力中长期市场实施细则
（V4.1版）》《河北南部电网电力现货市场实施细则（V4.1版）》
予以印发，请遵照执行。 上述三项实施细则自2026年9月1日起正式施行，原V4.0
版同步停止执行。请各单位认真组织学习，严格落实规则要求，
做好业务衔接，保障河北南部电网电力市场平稳有序运行。
附件：1.河北南部电网电力市场注册实施细则（V4.1版） 2.河北南部电网电力中长期市场实施细则（V4.1版）
3.河北南部电网电力现货市场实施细则（V4.1版）
多同华》
能 河北省发展和改革委员会北国象籠源局华北局
2026年8月 31日
信息属性：主动公开 河北省发展和改革委员会办公室2026年8月31日印发
附件1
河北南部电网电力市场注册实施细则 （V4.1 版)
2026 年8 月
目录
第一章 总则 ................................................................................ 1
第二章 基本条件 ....................................................................... 2
第三章 市场注册 ....................................................................... 5
第四章 信息变更 ....................................................................... 8
第五章 市场注销 ....................................................................... 9
第六章 停牌复牌 ..................................................................... 11
第七章 异议处理 ..................................................................... 14
第八章 监督管理 ..................................................................... 14
第九章 附则 .............................................................................. 15
第一章 总则
第一条 为加强和规范河北南部电网电力市场注册工作， 维护电力市场秩序和市场成员合法权益，按照《电力市场运 行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会2024 年第20 号令）、《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕 1595 号）、《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕 76 号）等文件精神和有关法律法规规定，结合河北南部电网 实际，制定本细则。 第二条 《河北南部电网电力市场运行规则》与本细则及 其他配套实施细则共同构成河北南部电网电力市场规则体 系。 第三条 本细则所称电力市场包含电力中长期、现货、辅 助服务市场等。 第四条 本细则所称的经营主体包括参与电力市场交易 的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含新型 储能企业、虚拟电厂、智能微电网等）。 第五条 本细则适用于各类经营主体在河北南部电网电 力市场的市场注册、市场准入、信息变更、市场注销等服务 和管理。 第六条 电力市场注册须遵循规范入市、公开透明的原则。 拟参与电力市场交易的经营主体对注册业务信息及相关支 撑性材料的真实性、准确性、完整性负责。电力交易机构公 平公开受理各类市场注册业务，不得设置不合理和歧视性的 条件，做到服务无差别，信息规范披露，接受公众监督。经
营主体可自主选择电力交易机构进行办理，获取交易资格， 无需重复注册。电力交易平台应实现互联互通，共享注册信 息，实现“一地注册、各方共享”。 第七条 电力交易机构负责开展电力市场注册服务，建设 并运维电力交易平台市场注册业务功能，依法依规披露市场 注册业务的相关信息。实现与电力调度机构电力调度自动化 系统及电网企业营销、新型电力负荷管理系统的市场注册所 需信息交互，提升经营主体市场注册业务便捷性。
第二章 基本条件
第八条 经营主体应当是财务独立核算、能够独立承担民 事责任的企业、经法人单位授权的内部核算主体、个体工商 户、执行工商业电价或具有分布式电源的自然人等民事主体， 提供有效身份证明证件及相关注册材料，可办理市场注册业 务；若存在较严重的不良信用记录或者曾作出虚假承诺等情 形的经营主体，在修复后方可办理市场注册业务。 第九条 发电企业基本条件 （一）依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取得、 按规定时限正在办理或者豁免电力业务许可证（发电类）。 （二）已与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度 自动化系统。 （三）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足电 力市场计量和结算的要求。 （四）并网自备电厂取得电力业务许可证（发电类）， 达到能效、环保要求，可作为经营主体直接参与电力市场交
易。 第十条 售电公司准入条件、履约保函保险收取标准按 照河北省售电公司管理细则等有关规定执行，如有新的规定 从其规定。 第十一条 电力用户基本条件： （一）工商业用户原则上全部直接参与电力市场交易， 暂未直接参与市场交易的工商业用户按规定由电网企业代 理购电。 （二）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足电 力市场计量和结算的要求。 第十二条 新型储能企业基本条件 （一）与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自 动化系统。 （二）具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据 准确性与可靠性满足结算要求。 （三）满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放 电时间等对应的技术条件。 （四）配建新型储能与所属经营主体视为一体，具备独 立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电 网监控和调度，具有法人资格时可选择转为独立新型储能项 目，作为经营主体直接参与电力市场交易。 第十三条 虚拟电厂（含聚合商）基本条件： （一）与电网企业签订并网调度协议，接入新型电力负 荷管理系统或电力调度自动化系统。
（二）具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据 准确性与可靠性满足结算要求。 （三）具备聚合可调节负荷、分布式电源、新型储能等 资源的能力。 （四）具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有具备信 息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能 的软硬件系统。 （五）聚合范围、调节性能等条件应满足相应市场的相 关规则规定。 第十四条 分布式电源经营主体基本条件： （一）依法取得发电项目核准或者备案文件。 （二）与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议， 根据电压等级标准接入新型电力负荷管理系统或电力调度 自动化系统。 （三）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足电 力市场计量和结算的要求。 第十五条 电动汽车充电设施经营主体基本条件： （一）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足电 力市场计量和结算的要求。 （二）有放电能力的电动汽车充电设施，与电网企业签 订负荷确认协议，接入新型电力负荷管理系统。 第十六条 智能微电网经营主体基本条件初期参照电力 用户基本条件执行，后期视国家有关规定进行调整。
第十七条 当国家政策调整或者交易规则变化导致经营 主体类型或进入电力市场基本条件发生变化时，按照最新标 准执行。
第三章 市场注册
第十八条 经营主体参与电力市场交易，应当符合基本条 件，在电力交易机构办理市场注册。 第十九条 经营主体市场注册按照申请、承诺、审查、公 示、生效的流程办理。 第二十条 经营主体市场注册申请时须提供以下资料。 （一）发电企业须提供营业执照、法人代表身份证、授 权委托书、电力业务许可证（发电类）、建设核准（备案） 文件、电量上网方式文件、并网调度协议等。发电企业应在 规定时限内取得电力业务许可证（发电类），若在取得电力 业务许可证前向电力交易机构申请注册，可暂不提供，取得 后应及时在电力交易平台更新注册信息，完成全部注册流程。 含配建储能的新能源发电企业注册时须提供配建储能信息。 （二）分布式电源经营主体以法人主体身份注册时，须 提供营业执照、法定代表人身份证件、联系人授权文件、可 再生能源项目代码、项目备案文件等；以自然人主体身份注 册时，须提供自然人身份证件、可再生能源项目代码、项目 备案文件等。 （三）电力用户在电力交易平台申请注册，应提供营业 执照、法人身份信息等相关注册资料，也可提供经国家认可 的第三方平台校验的电子营业执照。
（四）新型储能企业注册时须提供工商营业执照、项目 核准（备案）文件、法定代表人身份证明、并网调度协议、 购售电合同、供用电合同、项目物理运行参数信息等。其中 项目物理运行参数信息，在电力调度机构认定前可暂不提供， 认定后应及时在电力交易平台补充完善。 （五）售电公司市场注册条件和流程按照河北省售电公 司管理细则规定执行，虚拟电厂（含聚合商）初期参照河北 省售电公司管理细则执行。 第二十一条 经营主体办理注册时，须就遵守市场规则、 公平参与交易、承担相应责任等作出承诺，并通过电力交易 平台在线填写、提交入市承诺书。 第二十二条 电力交易机构收到经营主体提交的市场注 册申请和注册材料后，在5 个工作日内进行审查，必要时组 织对经营主体进行现场核验。对于市场注册材料不符合要求 的，应予以一次性告知。 第二十三条 市场注册审查通过的发电企业、电力用户、 新型储能企业、分布式电源、电动汽车充电设施经营主体原 则上无需公示，注册手续直接生效。 第二十四条 经营主体在电力交易平台完成注册后即获 得平台账号，账号实行实名制管理。其中，企业法定代表人 可直接注册账号，非法定代表人注册账号须经企业法定代表 人授权。市场成员应加强账号管理，妥善保管账号及密码， 不得转借他人使用。经营主体长期不登录电力交易平台或长 期不发（用）电，电力交易机构可将其账号转为休眠账号；
休眠账号需重新启用时，经营主体应向电力交易机构申请， 经审核通过后恢复使用。 第二十五条 具有多重主体身份的经营主体，应当按经营 主体类别分别进行注册。 第二十六条 原则上同一经营主体在同一合同周期内仅 可与一家售电公司、虚拟电厂（含聚合商）确立服务关系。 第二十七条 当国家政策调整或者交易规则变化导致市 场注册信息发生变化时，电力交易机构应按照全国统一的原 则组织经营主体重新注册或补充完善注册信息。 第二十八条 电力交易机构将市场注册生效的经营主体 纳入经营主体目录，实行动态管理，按照信息披露要求向社 会公布，定期向河北省发展改革委、华北能源监管局备案。 第二十九条 经营主体完成市场注册，且满足本条规定条 件的，可申请参与中长期、现货、辅助服务、绿电等全部电 力市场。电力交易机构收到经营主体入市申请及完整支撑材 料后，应当在5 个工作日内完成审核；材料不齐全的，一次 性告知补正要求。 （一）发电企业完成主体及机组市场注册，机组完成整 套设备启动试运行、具备进入商业运营条件，依法取得发电 类电力业务许可证；经电力交易机构审核通过后，参与电力 市场交易。 （二）电力业务许可证豁免类发电项目（含分布式电源 主体）、独立储能主体，完成主体及机组市场注册，完成整 套设备启动试运行；经电力交易机构审核通过后，参与电力
市场交易。 （三）电力用户注册申请经电力交易机构审核通过市场 注册正式生效，次月起可选择作为批发用户直接参与批发市 场，或作为零售用户由售电公司代理参与零售市场交易。
第四章 信息变更
第三十条 经营主体注册信息发生变化后，应在5 个工作 日内向电力交易机构提出信息变更申请。 第三十一条 经营主体市场注册信息变更按照申请、承诺、 审查、公示、生效的流程办理。经营主体应提交变更信息以 及相关支撑性材料，若办理信息变更时其他注册信息或支撑 性材料已过有效期，需要同步进行更新。售电公司市场注册 信息变更条件和流程按照河北省售电公司管理细则规定执 行，虚拟电厂（含聚合商）初期参照河北省售电公司管理细 则执行。 第三十二条 信息变更主要包含以下内容： （一）经营主体身份名称变更、法定代表人（或负责人） 更换。 （二）公司股东、股权结构的重大变化，因公司股权转 让导致公司控股股东或者实际控制人发生变化等。 （三）电力业务许可证变更、延续等。 （四）发电企业机组转让、机组关停退役、机组调度关 系调整、机组自备公用性质转换、机组进入及退出商业运营、 机组容量调整、其他影响交易组织的关键技术参数变更等。 （五）新型储能企业储能项目（单元）转让、储能单元
容量调整、其他影响交易组织的关键技术参数变更等。 （六）售电公司、虚拟电厂（含聚合商）资产总额发生 影响年度代理电量规模或调节能力的变化、企业高级或中级 职称的专业人员变更、配电网运营资质变化、业务范围变更 等。 第三十三条 经营主体身份名称变更、法定代表人（或负 责人）更换的，需再次通过电力交易平台在线填写、提交入 市承诺书。 第三十四条 电力交易机构收到经营主体提交的变更申 请和变更材料后，在5 个工作日内进行审查。对于变更材料 不符合要求的，应予以一次性告知。 第三十五条 市场注册信息变更审查通过的发电企业、电 力用户、新型储能企业、分布式电源、电动汽车充电设施经 营主体原则上无需公示，信息变更手续直接生效。 第三十六条 经营主体市场注册信息发生变化未按规定 时间进行变更，并造成不良影响或经济损失的，由经营主体 承担相应责任。电力交易机构定期核查经营主体市场注册情 况，对于未按规定时间进行变更的经营主体，纳入信用评价 管理。 第三十七条 经营主体在市场注册信息变更期间可正常 参与市场交易。
第五章 市场注销
第三十八条 经营主体退出电力市场交易，分为申请注销 和自动注销。售电公司市场注销条件和流程按照河北省售电
公司管理细则规定执行，虚拟电厂（含聚合商）初期参照河 北省售电公司管理细则执行。 第三十九条 经营主体有下列正当理由之一的，可申请注 销： （一）经营主体宣告破产，或虽未破产但被地方政府主 管部门关停或主动拆除，不再发电或者用电； （二）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致 原有经营主体非自身原因无法继续参加市场的情况； （三）因电网网架调整，导致经营主体的发用电物理属 性无法满足所在地区的电力市场进入条件； （四）经营主体所有机组关停退役的； （五）经营主体全部电量不再属于工商业用电性质的。 第四十条 经营主体申请注销，应当符合正当理由，向首 次注册的电力交易机构提出市场注销申请。 第四十一条 经营主体申请注销按照申请、声明、审查、 公示、生效的流程办理。经营主体应提交注销申请、合同处 理完毕声明以及相关支撑材料。 第四十二条 电力交易机构收到经营主体提交的注销申 请和注销材料后，在5 个工作日内进行审查。对于注销材料 不符合要求的，应予以一次性告知。 第四十三条 电力交易机构每年开展经营主体持续满足 注册条件核验，必要时组织对经营主体进行现场核验，发现 符合正当理由退出电力市场交易或工商营业执照注销、吊销 且未申请市场注销的，予以自动注销处理，并报河北省发展
改革委、华北能源监管局备案。售电公司持续满足注册条件 核验按照河北省售电公司管理细则规定执行，虚拟电厂（含 聚合商）初期参照河北省售电公司管理细则规定执行。 第四十四条 经营主体自动注销由电力交易机构发起，按 照公示、生效的流程办理。售电公司退出电力市场交易条件 和流程按照河北省售电公司管理细则规定执行，虚拟电厂 （含聚合商）初期参照河北省售电公司管理细则执行。 售电公司申请注销或自动注销的，其签约的用户可选择 其他售电公司参与交易。用户未选择其他售电公司参与交易 前，视为批发用户。 第四十五条 拟进行市场注销的经营主体，其所有已签订 但未履行的市场交易合同，原则上通过自主协商等方式在下 一个合同履行月之前的10 个工作日前完成处理。因市场交 易合同各方造成的损失由退市的经营主体承担，或自行通过 司法程序解决。 第四十六条 电力交易机构应通过电力交易平台，将经营 主体市场注销信息向社会公示，公示期为10 个工作日，公示 期满无异议，在电力交易平台中予以注销，保留其历史信息 5 年。 第四十七条 电力交易机构每月第2 个工作日向电网企 业提供上月市场注销的用户侧名单。 第四十八条 已市场注销的经营主体再次参与电力市场 交易，应在电力交易机构重新办理市场注册。
第六章 停牌复牌
第四十九条 电力市场建立经营主体停牌、复牌机制。 第五十条 经营主体因违反交易规则及市场管理规定等 原因停牌时，自停牌之时起，电力交易机构停止其交易权限； 被停牌的经营主体完成整改后申请复牌，经审核通过后恢复 交易权限。电力交易机构对经营主体进行停牌或复牌时，应 在电力交易平台发布相关公告，同时报河北省发展改革委、 华北能源监管局。停牌期间，该经营主体尚未履行完毕的合 同及所有市场义务仍需继续履行。 第五十一条 售电公司存在下列情形之一的，应采取停牌 措施： （一） 不再满足市场注册条件的。 （二） 存在欠费且连续3 个月未及时补缴的。 （三）滥用市场力、串通交易、合谋获利等行为影响市 场化交易公平开展的。 （四）存在恶意报价、伪造合同、提供虚假履约保函保 险等担保、窃取信息等扰乱市场秩序行为的。 （五）未按规定期限通过河北电力交易平台披露资产、 人员、经营场所、技术支持系统等信息和证明材料的。 （六）其他有必要的情形。 第五十二条 对售电公司的停牌处置包括以下方面： （一）暂停中长期交易申报权限。 （二）暂停现货交易申报权限。 （三）暂停与非其代理的用户签订零售合同的权限。 （四）其他认为应该采取的措施。
第五十三条 售电公司停牌后的整改期限为2 个月，在规 定期限内按要求完成整改申请复牌时，须以书面形式向电力 交易机构提交申请，并提供相关满足复牌的证明材料；电力 交易机构核实确认后，在电力交易平台发布复牌公告。若售 电公司到期未按要求完成整改，将取消其后续市场交易资格。 第五十四条 其他经营主体存在下列情形之一的，应采取 停牌措施： （一）滥用市场力、串通交易、合谋获利等影响市场化 交易公平开展的。 （二）存在恶意报价、伪造合同、窃取信息等扰乱市场 秩序行为的。 （三）长期不发电且影响合同正常履约的。 （四）其他有必要的情形。 第五十五条 对其他经营主体的停牌处置包括以下方面： （一）批发用户停牌后，按照售电公司停牌处置相关规 定执行。 （二）发电企业停牌后，暂停中长期交易申报权限。 （三）其余经营主体停牌后，按照相关规定执行。其中， 虚拟电厂（含聚合商）参照售电公司有关规定执行。 （四）其他认为应该采取的措施。 第五十六条 其他经营主体申请复牌时，须以书面形式向 电力交易机构提交申请，并提供相关满足复牌的证明材料。 电力交易机构核实确认后，在电力交易平台发布复牌公告。
第七章 异议处理
第五十七条 任何单位或个人对于经营主体电力市场注 册存在异议，可通过异议反馈渠道向电力交易机构实名反映， 需提供包括但不限于异议内容、有效联系方式等信息。异议 反馈应提供相关证明材料，不得捏造事实、虚假举证。 第五十八条 对于公示期间存在异议的经营主体，电力交 易机构应根据调查情况分类处理。 （一）如因公示材料疏漏缺失、人员等变更而产生异议， 经营主体可以补充材料申请再公示。 （二）如因材料造假发生异议，经营主体自接到电力交 易机构关于异议的告知之日起，5 个工作日内无法做出合理 解释，电力交易机构终止其市场注册业务公示，将情况报送 首次注册地国家能源局派出机构和地方政府主管部门。 （三）如对市场注销存在异议，经营主体可向电力交易 机构说明情况，电力交易机构根据调查结果予以驳回或撤销 公示。 第五十九条 对于公示生效后仍存在异议的经营主体，电 力交易机构应继续开展调查，对于调查后不满足电力市场注 册条件的经营主体，按照前款要求处理。 第六十条 电力交易机构应对实名反映人相关身份信息 进行保密，不得对外泄露，并及时回复调查处理情况。
第八章 监督管理
第六十一条 河北省发展改革委、华北能源监管局按职责 分工，对经营主体、电力交易机构开展的电力市场注册工作 进行监督管理。
第六十二条 对未及时按本规则办理业务的经营主体，电 力交易机构应采取提醒、公告等措施并报河北省发展改革委 和华北能源监管局。 第六十三条 对于经营主体未按规定办理电力市场注册 手续、提供虚假注册资料等严重情形，以及电力交易机构未 按规定办理电力市场注册、售电公司在注册过程中存在其他 违规行为的情况，河北省发展改革委和华北能源监管局将依 据相关规定进行处理。 第六十四条 经营主体在办理电力市场注册业务过程中 存在违法违规和失信行为的，纳入电力交易信用评价，河北 省发展改革委和华北能源监管局将依法依规采取将其纳入 失信管理等措施。
第九章 附则
第六十五条 本细则由河北省发展改革委、华北能源监管 局负责解释。 第六十六条 本细则自2026 年1 月1 日起实施。
附件2
河北南部电网电力中长期市场实施细则 （V4.1 版）
2026 年8 月
目录
第一章 总则 ............................................................................... 1
第二章 交易品种 ....................................................................... 2
第三章 交易方式 ....................................................................... 3
第四章 价格机制 ....................................................................... 5
第五章 交易组织 ....................................................................... 6
第一节 基本要求 .................................................................. 6
第二节 组织原则 .................................................................. 8
第三节 交易约束 ................................................................ 10
第四节 数年交易 ................................................................ 13
第五节 年度交易 ................................................................ 13
第六节 月度交易 ................................................................ 14
第七节 旬、周、多日交易 ................................................ 14
第八节 日交易 .................................................................... 15
第六章 校核及结果发布 ......................................................... 15
第七章 合同管理 ..................................................................... 16
第八章 市场风险防控 ............................................................. 17
第九章 附则 ............................................................................. 19
第一章 总则
第一条 为规范河北南部电网电力中长期市场交易行 为，依法维护电力市场秩序和市场成员合法权益，根据《电 力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委 员会2024 年第20 号令）、《电力中长期市场基本规则》（发 改能源规〔2025〕1656 号）等文件精神和有关法律法规规定， 结合河北南部电网实际，制定本细则。 第二条 《河北南部电网电力市场运行规则》与本细则 及其他配套实施细则共同构成河北南部电网电力市场规则 体系。 第三条 电力中长期市场，是指完成市场注册的经营主 体开展电力中长期交易的市场。电力中长期交易是指对未来 某一时期内交割电力产品或服务的交易，包括数年、年、月、 月内（含旬、周、多日、日）等不同时间维度的交易，分为 电力批发交易和电力零售交易。 本细则所称电力中长期交易主要指电力批发交易，电力 零售交易有关要求详见《河北南部电网电力零售市场实施细 则》。 第四条 容量租赁交易纳入电力中长期市场管理范畴。 第五条 本细则适用于河北南部电网电力中长期市场 的运行管理。 第六条 电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自 律，签订电力中长期交易合同要以稳定市场预期、防范市场
风险、保障市场供需为目标，不得操纵市场价格、损害其他 市场成员的合法权益。
第二章 交易品种
第七条 电力中长期交易包括跨区跨省中长期交易和 省内中长期交易。其中，跨区跨省中长期交易根据北京电力 交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则开展；省内中长 期交易（以下简称“中长期交易”）按照本实施细则开展。 第八条 根据交易标的物执行周期划分，中长期交易包 括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易。 其中，月度电能量交易应定期开市；月内电能量交易根据交 易标的物不同，可采用定期开市和按日连续开市两种形式开 展。 第九条 中长期交易应分时段开展，需形成24 小时分 时电量和价格，根据交易曲线形成方式划分为分时交易和曲 线交易。 （一）分时交易指经营主体自主申报各小时电量、电价， 按照相应出清方式形成交易结果。 （二）曲线交易指经营主体根据约定的交易曲线申报交 易电量、曲线均价，按照相应出清方式形成交易结果。其中， 交易曲线主要分为典型曲线、自定义曲线等。 典型曲线是指根据系统或经营主体典型负荷特性，形成 的日分时曲线。 自定义曲线是指由经营主体根据自身交易需求，自主确 定各小时交易电量。
第十条 根据交易标的物类型划分，中长期交易包括电 力直接交易、电网企业代理购电交易、绿色电力交易、电能 量合同交易等，可根据市场发展需要拓展其它类型交易。 （一）电力直接交易指发电企业、批发用户、售电公司、 储能、虚拟电厂（含聚合商）之间的电能量交易。 （二）电网企业代理购电交易是指电网企业代理暂未直 接参与市场的电力用户进行购电的电能量交易。 （三）绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是指以绿 色电力和对应绿色电力环境价值（以下简称“绿电环境价值”） 为标的物的电力产品，交易电力的同时提供国家核发的可再 生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。 （四）电能量合同交易指对已达成中长期交易合同进行 市场化交易的电力交易品种，包括合同转让交易（含发电权 交易，下同）、合同回购交易等。其中，合同转让交易指合 同一方经营主体对未履行的合同全部或部分转让给第三方； 合同回购交易是指经合同各方协商一致，售方回购或购方回 退未履行的部分或全部交易合同。 第十一条 容量租赁交易主要指独立储能企业向有租 赁需求的新能源发电企业出租容量，并获得相应收益的交 易。
第三章 交易方式
第十二条 根据交易方式不同，电力中长期交易包括集 中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、 滚动撮合交易、挂牌交易等方式。
第十三条 集中竞价交易指经营主体等在规定截止时 间前统一集中申报量价信息，电力交易平台汇总经营主体等 提交的交易申报信息进行统一边际出清。经营主体申报电量 可拆分为1-3 段，购方申报电价逐段递增，售方申报电价逐 段递减，具体段数经电力市场管理委员会审议通过，报河北 省发展改革委、华北能源监管局审定。 根据购电方和售电方申报价格分别排序，购电方按申报 电价由高到低、售电方申报电价由低到高，价格相同时按申 报时间先后排序（在按申报时间排序时，可将某时间段内申 报的视同为同一时间）。 当售电方报价曲线与购电方报价曲线有交叉，交叉点对 应的价格为边际出清价格。报价低于边际出清价格的售电方 申报电量，以及报价高于边际出清价格的购电方申报电量均 成交。 当售电方报价曲线与购电方报价曲线没有交叉，且购电 方报价始终大于售电方报价时，成交电量为购电方与售电方 申报总电量的较小者。边际出清价格为边际购电方报价与边 际售电方报价的平均值。 当售电方报价曲线与购电方报价曲线没有交叉，且购电 方报价始终小于售电方报价时，没有成交电量。 第十四条 滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间 内，经营主体等可以随时提交购电或者售电信息，电力交易 平台依据申报顺序进行滚动撮合，按照对手方价格优先、时 间优先原则成交。具体出清规则为：
根据购电方和售电方申报价格分别排序，购电方按申报 电价由高到低、售电方申报电价由低到高，价格相同时按申 报时间先后排序。排序靠前的售电方与购电方优先配对，当 购电方申报价格大于等于售电方申报价格时即时自动匹配 撮合，成交价格采用匹配双方申报时间较早一方的价格。 对于未成交的申报电量可撤回重新申报，但不得恶意进 行反复申报、撤回操作。 第十五条 挂牌交易指经营主体等通过电力交易平台， 将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要 约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。挂牌 交易由卖方（或买方）一方挂牌，另一方摘牌；也可允许买 卖两方在自身发用电能力范围内同步挂牌、摘牌；按照摘牌 情况成交。 第十六条 双边协商交易是指经营主体之间自主协商 交易合同周期、合同电量、交易价格等要素，通过电力交易 平台签订合同，经相关方确认后生效。
第四章 价格机制
第十七条 除执行政府定价的电量外，电力中长期市场 的成交价格应当由经营主体通过市场化方式形成，第三方不 得干预。 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在 交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以 及力调电费等计算，具体按照国家及地方有关政策规定执 行。
第十八条 直接参与交易的用户侧用电价格由电能量 价格、输配电价（含交叉补贴）、上网环节线损费用、系统 运行费用（包括煤电容量电费、辅助服务费用、抽水蓄能容 量电费等）、政府性基金及附加等组成。 第十九条 电能量价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排 放电价。输配电价（含交叉补贴）、综合线损率等以政府核 定水平为准。政府性基金及附加遵循政府有关规定。 第二十条 合同转让交易价格由市场化方式形成，不影 响出让方原有合同的价格和结算。 第二十一条 中长期交易可对申报价格或出清价格设 置上、下限，经电力市场管理委员会审议通过，报河北省发 展改革委、华北能源监管局审定。 第二十二条 燃煤发电企业中长期市场交易均价应满 足国家“基准价+上下浮动”政策要求，对其当月电能量合同加 权均价超出允许范围的收益进行回收，并向用户侧分配。 第二十三条 对直接参与市场交易的经营主体，不再人 为规定分时电价水平和时段；对电网企业代理购电用户，由 河北省发展改革委根据现货市场分时价格水平，统筹优化峰 谷时段和价格浮动比例。
第五章 交易组织
第一节 基本要求
第二十四条 中长期交易、容量租赁交易均由电力交易 机构组织，各经营主体按照市场规则在电力交易平台申报交 易信息，出清结果经电力市场运营机构校核后，形成交易结
果，并按时发布。 第二十五条 电力中长期市场应按日连续开市。 第二十六条 电力交易机构应按月发布交易日历，明确 各类交易申报、出清等时间或时间安排原则。 第二十七条 交易公告由电力交易机构按照交易日历 安排向相关经营主体发布，公告内容包括：交易品种、交易 主体、交易方式、交易申报时间、交易合同执行开始时间及 终止时间、交易参数、出清方式、交易约束信息、交易操作 说明、量纲等必要信息。 原则上，数年、年度等定期开市的中长期交易，交易公 告应在交易申报前至少3 个工作日发布，月度等定期开市的 中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1 个工作日发布， 连续开市的中长期交易不再发布交易公告。 第二十八条 在中长期交易开展前，应在交易公告中明 确中长期交易的各项关键参数。在申报组织以及出清过程中 不得临时调整或增加关键参数。 第二十九条 经营主体参与交易的基本单位是交易单 元。具体如下： （一）统调主力燃煤电厂按照机组组建交易单元，其他 火电以厂组建。新能源发电企业按照项目核准或备案的场站 组建交易单元。 （二）售电公司和批发用户按照经营主体组建交易单 元。 （三）独立储能企业按照项目核准或备案的场站，组建
充电、放电交易单元。在充电时段按电力用户身份参与交易， 不能由售电公司代理参与交易（本细则中所称“发电企业”、 “电力用户”，均包含独立储能企业）。 （四）虚拟电厂（含聚合商）按照聚合发电侧资源、负荷 侧资源分别组建发电侧交易单元、用户侧交易单元（本细则 中所称“发电企业”、“电力用户”，均包含虚拟电厂）。 第三十条 数年、年度、月度、月内等周期形成的交易 结果，须在执行前分解到日内各时段。现阶段，交易结果按 照交易曲线形成方式分解到每小时，再按照对应日历天数平 均分解到每日。 第三十一条 中长期电能量交易应明确结算参考点。现 阶段，结算参考点选择实时市场统一结算点。
第二节 组织原则
第三十二条 经营主体按照本细则及有关要求参与中 长期交易、容量租赁交易，各类交易结果均由市场化方式形 成，第三方不得干预。 第三十三条 绿电交易组织具体按照绿色电力交易实 施细则执行。其中： （一）绿色电力交易应确保新能源发电企业与电力用户 一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。鼓励经营主体参 与数年绿电交易。 （二）售电公司参与绿电交易的，应与电力用户建立代 理服务关系，将绿电需求电量全部关联至代理用户。 （三）虚拟电厂（含聚合商）聚合分布式新能源参与绿
电交易的，应与分布式新能源建立聚合服务关系，并将绿电 申报电量全部关联至各分布式新能源项目。 （四）绿电交易采用双边协商或挂牌交易等方式，不单 独组织集中竞价和滚动撮合交易。 第三十四条 电网企业代理购电挂牌交易组织原则： （一）省内优先发电、外购电（含点对网、网对网）、 新能源发电企业机制电量等，按有关政策要求匹配居民农 业、电网企业代理工商业用户、上网环节线损电量需求后， 若仍有不足，可采用电网企业代理购电挂牌交易的方式向发 电企业采购差额电量；若有剩余时，可采用电网企业代理购 电挂牌转让交易的方式向电力用户、售电公司转让差额电 量。 （二）年度挂牌交易可采用分时交易或曲线交易方式， 挂牌价格按年度同类型分时交易或曲线交易加权平均价格 确定。 （三）月度、月内挂牌交易可采用分时交易或曲线交易 方式，月度挂牌价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格 确定；月内挂牌价格按最近一次月内集中竞价交易加权平均 价格确定。若对应月度、月内未开展集中竞价交易或集中竞 价交易未形成价格，挂牌交易价格参照最近一次集中竞价交 易加权平均价格确定。 第三十五条 电能量合同交易根据市场需要灵活开展， 价格通过市场化方式形成。其中： （一）合同转让交易采用双边协商或挂牌交易方式；合
同回购交易采用双边协商方式。 （二）合同签订时带曲线的，合同转让交易、合同回购 交易中均按照原曲线进行转让、回购。 第三十六条 容量租赁交易组织原则： （一）交易的标的物为独立储能的容量。出租方为独立 储能企业，租赁方为新能源发电企业，租赁方容量租赁后应 同时满足充放电功率和时长的要求。鼓励出租方和租赁方开 展多年期的容量租赁交易。 （二）采用双边协商或集中交易方式，原则上以年度、 月度为周期组织开展。 （三）容量租赁期最短为一自然年，首次并网的新能源 发电企业容量租赁期应至少到当年年底。原则上全年租赁容 量和价格保持一致。 （四）新能源发电企业根据自身需求，优先租赁对应充 放电时长的独立储能电站容量，若租赁时长不满足，可租赁 一家或多家独立储能项目满足需求。功率和时长不满足的， 按比例折算容量差额。
第三节 交易约束
第三十七条 经营主体应结合机组可用发电能力、实际 发用电需求、合同持仓水平等合理申报。在中长期交易中， 可设置相应的约束条件。 第三十八条 发电企业全月净售出电量（指多次售出、 购入相互抵消后的净售电量）不得超出标的月月度可用发电 能力。其中：
（一）燃煤发电企业月度可用发电能力由电力调度机构 定期提供。 （二）新能源发电企业月度可用发电能力根据装机容 量、历史发电利用小时数、机制电量比例等因素确定。 第三十九条 发电企业在同一笔电力交易中的售出电 量不得超过其剩余最大发电能力，购入电量不得超过其售出 电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。 第四十条 发电企业各小时申报售出电量与已持有的 中长期合同分解至该小时的净售出电量之和，不得超出发电 能力，其中新能源发电企业不得超出扣除机制电量比例后的 发电能力。 第四十一条 售电公司、虚拟电厂（含聚合商）交易申 报限额应根据注册资产总额、履约担保额度、代理或聚合资 源的历史发用电水平等条件确定。 第四十二条 为防止形成市场垄断，售电公司交易电量 同时不高于以下两个条件的最低值： （1）同一投资主体所属的售电公司交易电量之和原则 上不超过全年交易总电量规模的一定比例。具体比例需在年 度交易组织前，经电力市场管理委员会审议通过，报河北省 发展改革委、华北能源监管局审定。 （2）售电公司资产总额对应的售电规模电量上限。 第四十三条 批发用户、售电公司等以购方身份参与交 易时，当月申报电量上限为交易日前12 个月中最大月实际 用电量×k 申报-当月已成交电量；对于首次参与交易的批发用
户、售电公司，参照最近一个月的实际用电量设置。 第四十四条 电力用户和售电公司在同一笔电力交易 中售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出 相互抵消后的净购电量）。 第四十五条 独立储能月度可用充、放电能力根据独立 储能电站容量、连续充放电时长等因素确定。 第四十六条 对经营主体月度累计交易电量设置上限。 月度累计交易电量指经营主体在标的月购入或售出电量的 绝对值之和，具体计算方法如下： 发电侧月累计交易量上限=发电侧售出电量上限×f1 用户侧月累计交易量上限=用户侧购入电量上限×f2 其中，发电侧售出电量上限为发电企业月度可用发电能 力，用户侧购入电量上限为交易日前12 个月中最大月实际 用电量；f1、f2 分别为发电侧、用户侧调整系数，经电力市 场管理委员会审议通过，报河北省发展改革委、华北能源监 管局审定。 第四十七条 为保障年度中长期交易发挥保量稳价作 用，落实国家政策要求，实现年度交易高比例成交，在年度 交易中可对燃煤火电企业、市场化电力用户（含售电公司） 分别设置签约比例下限，月度（含多月）交易电量不超过年 度交易电量的N%，具体参数经电力市场管理委员会审议通 过，报河北省发展改革委、华北能源监管局审定。 第四十八条 在月度或月内等集中竞价交易中可设置 电量申报下限，燃煤火电企业及售电公司申报电量与申报时
已持有中长期合同电量（不含电网企业代理购电合同）之和 不得小于其交易标的日实际电量扣除申报时持有的电网企 业代理购电合同后的Y%。对不满足要求的，设置申报缺额 回收机制。 第四十九条 容量租赁交易中，独立储能累计出租容量 不得超过装机容量，每次达成容量租赁交易后，相应扣减其 可出租容量，直至其装机容量全部扣除。 第五十条 经营主体可根据设备状况、生产经营计划调 整、用户绑定关系变更等情况，向电力交易机构提出申报限 额调整申请。
第四节 数年交易
第五十一条 数年交易的标的物为一年以上的分时段 电量，主要通过双边协商的方式开展，发电侧仅可作为售电 方，用户侧仅可作为购电方，原则上与年度交易一同组织。 第五十二条 经营主体协商一致达成数年期交易意向 后，向电力交易机构提交要约，电力交易机构及时对要约进 行受理。受理通过后，经营主体按照要求通过电力交易平台 提交分年交易电量、价格和交易曲线等要约信息及相关附 件，交易电量至少应细分到年内各月，电力交易机构按照市 场规则出清形成交易结果。
第五节 年度交易
第五十三条 年度交易的标的物为次年年度内的分时 段电量，可通过双边协商、集中交易等方式开展，分月申报、 分月成交。
第五十四条 原则上每年年底前组织次年年度交易，具 体时间以交易公告为准。 第五十五条 年度交易时，发电侧仅可作为售电方，用 户侧仅可作为购电方。
第六节 月度交易
第五十六条 月度交易的标的物为次月、年内剩余月份 （以下简称“多月”）或特定月份的分时段电量。 第五十七条 月度交易原则上每月月底前组织，其中， 多月电力直接交易主要采用双边协商、集中竞价方式开展， 次月电力直接交易主要采用集中竞价方式开展；绿电交易、 电能量合同交易采用双边协商方式开展；电网企业代理购电 交易采用挂牌交易方式开展。 第五十八条 多月交易时，发电侧仅可作为售电方，用 户侧仅可作为购电方；次月月度交易时，发用两侧经营主体 可以选择作为购电方或者售电方参与交易，但在同一交易中 的任一时段，只能选择购电方或者售电方一种身份。
第七节 旬、周、多日交易
第五十九条 旬、周、多日交易标的物分别为旬、周或 多日分时段电量。其中，电力直接交易以集中竞价方式开展， 绿电交易以双边协商或挂牌方式开展，电网企业代理购电交 易以挂牌交易方式开展。 第六十条 发用两侧经营主体进行交易申报时可以选 择作为购电方或者售电方参与交易，但在同一交易中的任一 时段，只能选择购电方或者售电方一种身份。
第八节 日交易
第六十一条 日交易主要以集中交易方式按日连续开 市，提前2-3 日组织申报，交易标的物为运行日分时段电量。 其中，电力直接交易以滚动撮合方式开展，电网企业代理购 电交易以挂牌交易方式开展。 第六十二条 发用两侧经营主体进行交易申报时可以 选择作为购电方或者售电方参与交易，但在同一交易中的任 一时段，只能选择购电方或者售电方一种身份。
第六章 校核及结果发布
第六十三条 中长期交易的校核包含交易出清校核和 电网安全校核，交易出清校核由电力交易机构负责，电网安 全校核由电力调度机构负责。 第六十四条 交易出清校核的主要内容包括：交易电力 电量限额校核、交易限价校核等。 第六十五条 交易出清校核在电力中长期市场出清前 开展，原则上不超过1 个工作日。出清完成后，电力交易机 构发布预成交结果，并将预成交结果推送至电力调度机构进 行安全校核。 第六十六条 电网安全校核按照电网运行安全校核技 术规范有关要求执行，并在规定的时间内完成。其中，数年、 年度交易5 个工作日，月度交易2 个工作日，月内交易1 个 工作日。 第六十七条 电网安全校核未通过时，电力调度机构将 越限信息以规范、统一的形式推送至电力交易机构，并在电
力交易平台披露电网安全校核未通过原因。电力交易机构根 据电力调度机构安全校核意见，按交易优先级逆序削减；当 优先级相同时，按照预出清结果等比例削减。 第六十八条 电力交易机构应当根据电力调度机构安 全校核意见在规定时间内完成交易削减。其中数年、年度交 易5 个工作日，月度交易2 个工作日，月内交易1 个工作日。 第六十九条 电力交易机构应在1 个工作日内发布形成 的交易结果。经营主体对交易结果有异议的，应当在结果发 布1 个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同 电力调度机构在1 个工作日内给予解释。逾期未提出异议的， 电力交易平台自动确认成交。
第七章 合同管理
第七十条 中长期交易、容量租赁交易将“交易公告+交 易承诺书+交易结果”视为电子合同，作为执行依据。 第七十一条 绿电交易合同应明确交易电量、电力曲 线、价格（包括电能量价格、绿电环境价值）及绿电环境价 值偏差补偿等内容。电力交易机构根据交易合同形成绿色电 力溯源关系，为经营主体提供溯源认证服务。 第七十二条 绿电交易合同在各方协商一致后，可进行 分月电量调整，相关调整通过安全校核后生效。 第七十三条 经合同双方协商一致，未履行的双边合同 可申请终止执行。其中，申请终止容量租赁合同前，新能源 发电企业须签订新的容量租赁合同，持续满足有关要求。 第七十四条 电力交易机构汇总跨省跨区、省内市场成
员参与的各类合同，根据中长期市场连续运营情况，进行更 新。
第八章 市场风险防控
第七十五条 在河北省发展改革委、华北能源监管局指 导下，电力市场运营机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁 监控”的原则，履行市场监控和风险防控等责任，对市场依规 开展监测分析和风险防控。各经营主体应自觉维护公平公正 的电力市场秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定， 依法合规参与电力市场交易，按规定落实电力市场风险防控 职责。 第七十六条 中长期市场风险包括以下情形： （一）电力供需失衡风险，指电力供应与需求大幅波 动、超出正常预测偏差范围，影响电力系统供需平衡的风险。 （二）市场价格异常风险，指某地区、时段市场价格持 续偏高或偏低，波动范围或持续时间明显超过正常变化范围 的风险。 （三）不正当竞争风险，指经营主体违规行使市场力操 纵市场价格、持留容量、达成垄断协议等，或串通报价、哄 抬价格，以及越权访问，违规使用外挂软件或其他严重影响 交易结果的风险。 （四）技术支持系统运行异常风险，指支撑电力市场的 各类技术支持系统出现异常或不可用状态，或因黑客、恶意 代码等攻击、干扰和破坏等行为，造成被攻击系统及其中数 据的安全性、完整性和可用性被破坏，影响市场正常运行的
风险。 （五）合同违约风险，指经营主体失信、失去正常履约 能力、存在争议或不可抗力等原因而不能正常履行已签订的 电力中长期合同的风险。 （六）其他市场风险，指经营主体交易申报差错、滥用 高频量化交易、提供虚假注册资料获取交易资格、违反电力 交易平台使用协议等影响市场正常秩序的风险。 第七十七条 对于存在中长期市场风险的经营主体，电 力电力市场运营机构可采取要求经营主体说明情况、谈话提 醒、发布书面风险提示函、发布风险警示公告、公开通报、 报告政府有关部门等措施。 第七十八条 因不可预测或无法控制的系统、设备、网 络等缺陷或故障，电力交易机构可采取相应的处置措施，包 括但不限于推迟或延长交易组织时间、重新组织交易申报、 技术支持系统功能及界面调整等，由此带来的任何影响，电 力交易机构无需承担责任。 第七十九条 当市场运行发生紧急风险时，应按规定由 政府采取或授权电力市场运营机构执行电力市场暂停、中 止、恢复等措施。电力市场运营机构执行市场干预措施后， 应在3 日内向电力监管机构、政府有关主管部门提交报告， 按规定程序向相关经营主体披露。 第八十条 任何单位和个人不得不当干预市场运行。任 何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力市场活动正常 进行，或者危害电力市场及相关技术支持系统安全的，按照
有关规定处理；构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第九章 附则
第八十一条 本细则由河北省发展改革委、华北能源监 管局负责解释。 第八十二条 本细则自2026 年1 月1 日起实施。 第八十三条 《河北南部电网电力中长期交易规则》 （华 北监能市场〔2020〕229 号）同时废止。
附件3
河北南部电网电力现货市场实施细则 （V4.1 版）
2026 年8 月
目录
第一章 总则 .......................................................................... - 1 -
第二章 市场成员 .................................................................. - 4 -
第三章 参与现货交易需具备的条件 .................................. - 5 -
第四章 市场衔接机制 .......................................................... - 5 -
第一节 中长期交易与现货市场的协调 ............................ - 6 -
第二节 省间与省内现货市场的协调 ................................ - 6 -
第三节 辅助服务与现货能量市场的协调 ........................ - 7 -
第五章 日前电能量市场交易组织 ...................................... - 8 -
第一节 组织方式及时间 ..................................................... - 8 -
第二节 发电机组与新型经营主体参数 ............................ - 9 -
第三节 日前机组运行边界条件准备 .............................. - 13 -
第四节 日前电网运行边界条件准备 .............................. - 17 -
第五节 事前信息发布和交易申报................................... - 21 -
第六节 日前市场出清与日前可靠性机组组合 .............. - 24 -
第七节 特殊机组在日前电能量市场中的出清机制 ...... - 36 -
第八节 日前安全校核 ....................................................... - 39 -
第九节 交易结果发布 ....................................................... - 40 -
第六章 日内机组组合调整交易组织 ................................ - 41 -
第一节 组织方式及时间 ................................................... - 41 -
第二节 日内发电机组物理运行参数变化 ...................... - 42 -
第三节 日内机组运行边界条件准备 .............................. - 43 -
第四节 日内电网运行边界条件 ....................................... - 44 -
第五节 日内机组组合调整出清与调度计划发布 .......... - 45 -
第七章 实时电能量市场交易组织 .................................... - 46 -
第一节 组织方式及时间 ................................................... - 46 -
第二节 实时市场运行边界条件准备 .............................. - 46 -
第三节 实时电能量市场出清 ........................................... - 49 -
第四节 特殊机组在实时电能量市场中的出清机制 ...... - 50 -
第五节 实时电能量市场安全校核与出清结果发布 ...... - 54 -
第八章 市场偏差处理机制 ................................................ - 57 -
第九章 市场力检测及缓解 ................................................ - 58 -
第十章 风险防范和控制 .................................................... - 60 -
第十一章 市场监管 ............................................................ - 62 -
第十二章 附则 .................................................................... - 62 -
第一章 总则
第一条 为规范河北南部电网电力现货市场运营和管理，依 法维护电力市场秩序和市场成员合法权益，根据《电力市场运行 基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会2024 年第 20 号令）、《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕 1217 号）等文件精神和有关法律法规规定，结合河北南部电网 实际，制定本细则。 第二条 《河北南部电网电力市场运行规则》与本细则及其 他配套实施细则共同构成河北南部电网电力市场规则体系。 第三条 本规则适用于河北南网电力现货市场初期的运营、 管理、组织与实施。 第四条 术语定义 （1）系统负荷：指河北南网发购电负荷。 （2）母线负荷：指河北南网220kV 变电站的母线下网负荷， 即节点负荷。 （3）负荷预测：指根据电网运行特性，综合自然条件、天 气预报、来水情况、经济状况与社会事件等因素，对电力调度机 构所辖电网未来特定时刻或时段的负荷需求进行预测的行为。 （4）运行备用：指在电力系统运行方式安排及实时调度运 行中，为了应对负荷预测误差、设备的意外停运、新能源功率波 动等所需的额外有功容量。运行备用包括旋转备用和事故备用。 （5）旋转备用：指运行正常的发电机组维持额定转速、随 时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额
定容量。其表现为空载或欠载运行的机组可发最大功率与当前出 力的差额。 （6）事故备用：是指电力系统发生事故后在规定时间内可 供调用的电源容量。为最大发电负荷的10%左右，但不小于系统 一台最大机组或馈入最大容量直流的单极容量。 （7 ）安全约束机组组合（Security-Constrained Unit Commitment，SCUC）：指在满足电力系统安全性约束的条件下， 以社会福利最大或系统发电成本最小为优化目标，计算编制分时 段的机组开停机计划。 （8）安全约束经济调度（Security-Constrained Economic Dispatch，SCED）：指在满足电力系统安全性约束的条件下，以 社会福利最大或系统发电成本最小为优化目标，计算编制分时段 的机组发电出力计划。 （9）运行日（D）：为执行日前电能量市场交易计划的自然 日，每15 分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96 个交易 出清时段。 （10）竞价日：为运行日前一日（D-1）。 （11）日前电能量市场：运行日提前1 日（D-1 日）进行的 决定运行日（D 日）机组组合状态和发电出力计划的电能量交易 市场。 （12）实时电能量市场：运行日（D 日）进行的决定未来 15-25 分钟最终调度资源分配状态和计划的电能量交易市场。 （13 ）现货市场出清：根据现货市场相关规则基于
SCUC/SCED 市场出清程序软件计算确定交易量、价。 （14）安全校核：对检修计划、发电计划、市场出清结果和 电网运行操作等内容，从电力系统运行安全角度分析其安全性和 电力平衡的过程。现货市场交易的安全校核与市场出清同步进 行，市场出清结果必须严格满足国家和行业的政策、标准要求， 同时满足电网安全稳定运行以及电力电量平衡要求。 （15）必开机组、必停机组：因电网安全约束或政府要求， 部分发电机组在某些时段需要并网发电或配合停机。这类机组在 市场出清前进行标记，在该时段内明确设置为运行或停运状态的 机组或机组群。 （16）最小连续开机时间：表示机组启动并网后，距离下一 次停机需要连续运行的最小时段，单位为小时。 （17）最小连续停机时间：表示机组竞价停机后，距离下一 次开机需要连续停运的最小时段，单位为小时。 （18）机组启动费用：启动费用包括热态启动费用、温态启 动费用、冷态启动费用，代表发电机组从不同状态启动时所需要 的费用，单位为元/次，一般情况下，同一机组三者之间的大小 关系为：冷态启动费用＞温态启动费用＞热态启动费用。发电机 组实际的启动状态根据调度自动化系统记录的启停机时间信息 进行认定。 （19）市场力：市场成员操纵市场价格，使之偏离市场充分 竞争情况下所应达到的价格水平的能力。 （20）需求侧响应机制：指用户侧参与电力市场时，可由市
场运营机构启动需求响应机制，通过市场价格信号引导电力用户 等改变运行日用电行为，达到移峰填谷、减少或者推移某时段的 用电负荷的效果。 （21）有序用电：指当电力平衡紧张时，供电企业发布错峰 预警信号，按照政府批准的有序用电方案，执行错峰、避峰、轮 休、负控等系列措施，达到减少或者推移某时段的用电负荷的效 果。 （22）节点边际电价：指河北南网220kV 及以上电压等级 母线的现货出清电价。 （23）负荷类虚拟电厂：聚合资源为具备负荷调节能力的市 场化电力用户，整体呈现为负荷状态，对外提供负荷侧灵活响应 调节服务。 （24）电源储能类虚拟电厂：聚合资源为入市分布式发电资 源（分布式光伏、分散式风电等）及用户侧储能、V2G 充电等 双向调节性资源，具备自主调节能力，可在不同调节时段呈现源、 荷不同调节属性。
第二章 市场成员
第五条 现货市场成员包括市场运营机构、经营主体和电网 企业。市场运营机构包括电力交易机构（指河北电力交易中心） 和电力调度机构（指河北电力调度控制中心）。经营主体包括各 类发电企业、电力用户、售电公司及新型经营主体（独立储能、 虚拟电厂等），其中售电公司包括独立售电公司和拥有配电网运 营权的售电公司。
第六条 经营主体应符合国家和河北南网有关准入条件，满 足参与电力现货市场交易的计量、通信等技术条件，符合信用管 理要求，在电力交易机构注册，遵守电力市场运营规则，通过调 度现货技术支持系统等参与交易，接受政府主管部门和能源监管 机构的监督，服从市场管理，接受电力调度机构的统一调度，履 行法律法规规定的权利和义务。 第七条 电力交易机构与电力调度机构作为电力市场运营机 构，共同负责电力现货市场的组织运行。总体上，电力交易机构 负责市场注册、提供市场申报服务、中长期交易组织、合同管理、 出具市场结算依据、市场信息发布等。电力调度机构负责现货及 辅助服务交易组织、现货及辅助服务交易出清、安全校核、阻塞 管理、交易执行等。 第八条 电网企业负责市场的统一结算。电力交易机构负责 向电网企业出具结算依据，电网企业据此进行电费结算，经营主 体根据现行规定进行资金结算。各经营主体保持与电网企业的电 费结算支付方式不变。 第九条 各市场成员具体权责遵循《河北南部电网电力市场 运行规则》。
第三章 参与现货交易需具备的条件
第十条 各经营主体参与现货市场交易的准入条件、注册程 序及市场退出等具体内容遵循《河北南部电网电力市场注册实施 细则》。
第四章 市场衔接机制
第一节 中长期交易与现货市场的协调
第十一条 在功能定位方面，以中长期交易规避风险、锁定 收益，以现货交易发现价格、调节供给，通过市场化方式保障电 力平衡。 第十二条 在市场协调方面，回归市场化交易的本质，中长 期交易发挥平衡长期供需、稳定市场预期的作用；现货市场采用 全电量集中优化，用以发现电力实时价格，准确反映电能供需关 系。中长期交易结果用于结算，不作为调度执行依据，充分释放 现货市场优化配置电力资源的空间和能力，提升机组运行方式安 排的灵活性，提高电网安全运行和新能源消纳的保障能力。 第十三条 各发电企业的省内中长期交易合约按照日分解曲 线，与现货进行偏差结算。省间中长期交易结果作为省内现货市 场的边界条件。 第十四条 中长期交易类型、交易方式、曲线分解方法遵循 《河北南部电网电力中长期市场实施细则》。
第二节 省间与省内现货市场的协调
第十五条 省间市场和省内市场是全国统一电力市场体系的 重要组成部分，省间市场和省内市场分层分级协同运行。 省内和省间现货市场采取“分别报价、分别出清”的组织方 式。竞价日，经营主体完成省内市场申报后，开展省内现货市场 预出清。在省内现货市场预出清结束后，发布各机组发电预出清 出力曲线和富余发电能力，作为参与省间现货市场的边界条件。 省内火电机组和新能源发电企业依据省内现货市场的预出
清结果，参照自身各时段的富余发电能力，自愿参与省间现货市 场。省间现货市场出清后，省间联络线计划相应调整，省内现货 市场以调整后的省间联络线计划作为边界条件开展正式出清。新 能源省间现货中标量原则上刚性执行，作为省内现货出清的边界 条件。 第十六条 省间现货市场的交易组织与实施按照《省间电力 现货交易规则（试行）》（国家电网调〔2021〕592 号）执行。
第三节 辅助服务与现货能量市场的协调
第十七条 现阶段，河北南网辅助服务市场主要为调频辅助 服务市场，未来根据市场发展，适时建立备用市场等。 现货市场初期，调频市场在日前现货市场机组组合确定后开 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，确定次日调频机组序列。实时阶段，调频机组按照日前 中标结果投入调频状态，实际发电曲线与日前计划的偏差按照实 时现货市场的价格进行结算。条件具备后，调频市场与现货电能 量市场开展联合出清。 第十八条 调频机组根据高峰、低谷时段电网运行调整需求， 预留一定比例的上下调节容量，剩余发电空间依据机组报价按照 现货市场出清规则确定日前发电计划曲线。 第十九条 辅助服务市场交易组织流程等具体内容遵循《河 北南部电网辅助服务市场实施细则》。 第二十条 省间调峰辅助服务交易依据《华北电力调峰辅助 服务市场运营规则》（华北监能市场〔2019〕257 号）执行。
第五章 日前电能量市场交易组织
第一节 组织方式及时间
第二十一条 现阶段，采取“发电侧报量报价、用户侧报量不 报价”的模式组织省内日前电能量市场交易。 省内日前电能量市场采用集中优化出清的方式，开展日前市 场出清和日前可靠性机组组合。参与市场的火电机组在日前电能 量市场中申报运行日的量价曲线；全部集中式新能源场站申报运 行日的发电预测出力曲线及量价曲线，机制电量占比未达到 100%的集中式新能源场站可自愿申报参与日前市场出清结算的 运行日最大出力曲线（自主申报各时段最大出力时，应考虑剔除 机制电量部分，且不应大于对应时段的预测出力）；机制电量占 比未达到100%的分布式光伏如具备条件，可直接或通过聚合方 式参与日前市场量价申报；批发用户（售电公司）、电网企业（代 理购电）可在日前自愿申报参与日前市场出清的运行日用电需求 曲线，申报上限为其报装容量；抽蓄机组、独立储能、虚拟电厂 等新型经营主体如选择参与日前市场，除申报用于可靠性机组组 合和实时市场出清的运行日发/用（充/放）电曲线外，还需申报 用于日前市场出清结算的发/用（充/放）电曲线。现阶段，批发 用户（售电公司）、电网企业（代理购电）、抽蓄机组、独立储能、 虚拟电厂等新型经营主体不申报价格，未来结合实际情况，推动 上述主体报量报价参与出清。 电力调度机构综合考虑全网系统负荷预测、母线负荷预测、 省间联络线计划曲线、特殊机组出力曲线、发电机组检修计划、
输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约 束条件等因素，以系统发电成本最小为优化目标，采用安全约束 机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）算法进行集中 优化计算，出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线 以及分时节点电价。电网企业（代理购电）、批发用户（售电公 司）所申报的用电需求曲线即为其日前市场的中标曲线；独立储 能等新型经营主体所申报用于日前市场出清结算的发/用（充/放） 电曲线，即为其日前市场的中标曲线。 第二十二条 运行日（D）为执行日前电能量市场交易计划的 自然日，每15 分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96 个 交易出清时段。竞价日为运行日前一日（D-1），竞价日规定时段 内，发电企业、电网企业（代理购电）、批发用户（售电公司） 和新型经营主体进行申报，并通过日前电能量市场出清形成运行 日的交易结果。
第二节 发电机组与新型经营主体参数
第二十三条 发电机组的运行参数作为现货电能量市场交易 出清的默认参数。所有并网发电机组需向电力调度机构提供机组 的运行参数，经电力调度机构审核批准后生效。如需变更，需通 过运行参数变更管理流程进行更改。 （1）发电机组额定有功功率，单位为MW，应与并网调度 协议保持一致； （2）发电机组最大、最小技术出力，单位为MW。最大技 术出力为额定有功功率，最小技术出力应不高于并网调度协议规
定值； （3）发电机组有功功率调节速率，单位为MW/分钟，应与 并网调度协议保持一致； （4）发电机组日内允许的最大启停次数，单位为次/每天； （5）发电机组冷态启动通知时间，即机组处于冷态情况下 开机需要提前通知的时间，单位为小时； （6）发电机组温态启动通知时间，即机组处于温态情况下 开机需要提前通知的时间，单位为小时； （7）发电机组热态启动通知时间，即机组处于热态情况下 开机需要提前通知的时间，单位为小时； （8）机组启动费用：包括热态启动费用、温态启动费用、 冷态启动费用，代表发电机组从不同状态启动时所需要的费用， 单位为元/次，三者之间的大小关系为：冷态启动费用＞温态启 动费用＞热态启动费用。发电机组实际的启动状态根据调度自动 化系统记录的启停机时间信息进行认定。机组申报的启动费用不 得超出核定的启动费用上限。 （9）机组空载费用：空载费用是指发电机维持同步转速、 输出电功率为零需要消耗的燃料费用，单位为元/小时。机组申 报的空载费用不得超出核定的空载费用上限。 （10）典型开机曲线，即机组在开机过程中，从并网至最小 技术出力期间的升功率曲线，时间间隔为15 分钟； （11）典型停机曲线，即机组在停机过程中，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；
（12）最小连续开机时间：表示机组启动并网后，距离下一 次停机需要连续运行的最小时段，单位为小时，不高于调度机构 设定的参数。 （13）最小连续停机时间：表示机组竞价停机后，距离下一 次开机需要连续停运的最小时段，单位为小时，不高于调度机构 设定的参数。 （14）供热机组非供暖期（4 月至10 月，具体时期根据政 府主管部门实际要求调整）最大技术出力、最小技术出力，单位 为MW； （15）供热机组供暖期（11 月至次年3 月，具体时期根据 政府主管部门实际要求调整）最大技术出力、最小技术出力，单 位为MW； （16）独立储能的额定充放电功率、最小连续充放电时长、 额定功率充放电最大时长、最高、最低荷电状态（SOC）。 （17）虚拟电厂的用电负荷上下限值、基线负荷曲线、有功 功率调节速率、连续调节时长。 （18）抽蓄机组的额定抽水用电和放电功率，额定功率抽水 用电和发电时长，抽水工况转放电工况、放电工况转抽水工况最 短时间，最高、最低水位。 （19）电力调度机构所需的其他参数。 第二十四条 机组申报参数指发电机组在现货市场交易前申 报的量价参数。 （1）燃煤机组日前现货市场报价：表示机组运行在不同出
力点时单位电能量的价格，可最多申报10 段，每段需申报出力 区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间报价（元 /MWh）。第一段出力区间起点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%。每个申报出力点的对应报价 均不可超过申报价格的上限、下限限制。 （2）新能源场站日前现货市场报价：新能源场站以电站为 单位申报运行日的报价曲线，可最多申报5 段，每段需申报出力 区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间报价（元 /MWh）。第一段出力区间起点为0，最后一段出力区间终点为电 站额定容量或最大发电能力，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1MW。每个申报出力 点的对应报价均不可超过申报价格的上限、下限限制。 （3）虚拟电厂日前现货市场报价（现阶段暂不申报）：负荷 类机组申报运行日（D 日）递减的1-5 段用电电力-价格曲线， 按照“负发电”模式参与现货市场出清。发电储能类机组申报运行 日（D 日）单调非递减的1-5 段用电电力-价格曲线。 第二十五条 电力调度机构设定的参数： （1）最小连续开机时间，暂定为72 小时； （2）最小连续停机时间，暂定为2 小时。
第二十六条 机组缺省申报参数指参与现货电能量市场交易 的发电机组需在市场注册时提供的默认量价参数，若发电机组未 按时在现货电能量市场中进行申报，则采用默认量价参数进行出 清；若发电机组未提供默认量价参数，则采用发电机组最近一次 的有效报价参数进行出清。原则上，各台发电机组的缺省申报参 数每月允许更改一次，由发电企业向市场运营机构提出申请，通 过规定程序进行更改。 现阶段，火电机组缺省申报参数为电能量缺省报价，申报要 求与第二十四条一致；新能源场站电能量缺省报价统一为市场价 格下限。 第二十七条 核定参数是指参与现货电能量市场交易的发电 机组的启动费用上限、空载费用上限和核定成本价格，作为现货 电能量市场出清以及结算依据。相关的核定参数计算标准经政府 主管部门批准后执行。 发电机组核定成本价格指基于发电机组的发电成本核定的 成本价格，单位为元/MWh。
第三节 日前机组运行边界条件准备
第二十八条 电力调度机构应根据机组检修批复情况，在竞 价日上午7：30 前发布运行日其调管范围内机组的96 点状态， 各发电企业应在8：30 前进行确认，逾时未确认则默认采用电力 调度机构发布的状态。 机组状态包括可用、调试、不可用三类。处于可用状态或因 电网要求处于调试状态的机组，相应的时段内按照交易规则参与
日前电能量市场出清；处于不可用状态的机组，不参与日前电能 量市场出清。 （1）可用状态：包括运行机组、备用机组。对于电厂确认 为可用状态但实际未能正常调用的情况，其影响时间纳入机组非 计划停运考核。 （2）机组调试状态：包括处于检修工期中的调试、机组试 验（调试），机组在调试时段为调试状态。 （3）机组不可用状态：包括机组检修及其他不可用情况。 第二十九条 按照电力调度机构的机组检修批复结果，批复 的开工时间与结束时间之间的时段计为不可用状态。若机组处于 包含在检修工期中的调试阶段，则电厂可将该机组申请转为调试 状态，由电力调度机构确认。 若机组预计将于运行日某时段提前结束检修，则电厂可将运 行日预计检修结束时间下一个时刻点的机组状态申请转为可用 状态，由电力调度机构确认。 第三十条 竞价日上午7：30 前，电力调度机构应根据机组 的额定有功功率、检修、试验和降出力批复等情况，发布运行日 其调管范围内机组的96 点机组出力约束。正常情况下，机组的 出力上限为该机组的额定有功功率，出力下限可低于该机组的最 小技术出力，但不应低于AGC 投入状态下的机组深调试验最低 出力值。为保证电力供应、民生供暖或电网调峰需要，可视情况 放宽机组出力上下限要求。 竞价日上午8：30 前，各电厂通过交易平台对机组出力上下
限进行确认，电厂可根据实际情况申请调整电厂原因的机组出力 限值约束，由电力调度机构确认。电厂逾时未确认则默认为采用 电力调度机构发布的状态。煤电机组日前出力上限的最大值，在 满足时长、时段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。 第三十一条 若发电机组在竞价日处于停机状态且预计运行 日具备并网条件，竞价日上午8：30 前，该机组需通过交易平台 申报运行日最早可并网时间。若备用机组未及时申报，则最早可 并网时间默认为上午5:00。 第三十二条 发电机组调试及试验计划： （1）新建机组调试 调试阶段的机组按照调试需求安排发电，作为电能量市场出 清的边界条件。在机组转商业运行之前，按照政府规定结算，不 参与现货电能量市场。 （2）在运机组试验（调试） 竞价日（D-1）09:45 前，经电力调度机构审核同意于运行日 进行试验（调试）的在运机组，应通过交易平台申报报送运行日 调试时段内每15 分钟的机组调试出力计划，由电力调度机构审 核同意后生效。 （3）检修后试验机组（调试） 检修后需要试验的机组，竞价日（D-1）09:45 前，应通过通 过交易平台申报报送运行日调试时段内每15 分钟的机组调试出 力计划，由电力调度机构审核同意后生效。
处于调试状态的发电机组，调试时段的出力为经电力调度机 构审核同意的出力，在确保电网安全供应的基础上，在现货电能 量市场中优先出清；非调试时段参与市场集中优化出清。 第三十三条 单机容量150MW 以下的燃煤公用机组具备条 件的可自愿报量报价参与日前市场、日前可靠性机组组合出清， 否则按照中长期交易日分解曲线作为日前可靠性机组组合的边 界条件；单机容量100MW 以下的抽蓄机组具备条件的可自愿申 报发用电曲线参与日前市场、日前可靠性机组组合出清，若未申 报，则按照中长期交易日分解曲线作为日前可靠性机组组合的边 界条件；生物质、垃圾、余气余热等非市场化机组按照政府下达 的优先发电量安排日发电计划，作为日前可靠性机组组合的边界 条件；自发自用、余量上网的自备电厂，其上网部分的发电出力 作为日前可靠性机组组合的边界条件。 第三十四条 竞价日上午8：00 前，各集中式新能源场站申 报次日96 点发电预测曲线。运行日的集中式新能源场站预测出 力值如未及时上报，取其前一日（D-2 日）上报的运行日预测出 力值；如运行日的新能源场站预测出力值未上报，其预测出力记 为零。机制电量占比不为100%的集中式新能源场站申报可参与 日前市场出清结算的出力曲线，如该曲线某时段出力大于对应时 段预测出力，现货市场自动将预测出力作为该时段可参与日前市 场出清结算的最大出力。 第三十五条 新能源场站应全量参与日前可靠性机组组合， 可自愿选择是否参与日前市场出清结算。参与中长期交易的分布
式光伏或分布式光伏聚合商，具备条件的可自愿报量报价参与日 前市场出清结算。 第三十六条 燃煤电厂存煤可用天数低于7 天时，相关电厂 各台机组均按照申报价格上限作为报价参与现货电能量市场出 清，但不参与市场定价。燃煤电厂由于厂内存煤可用天数低于7 天时发生的停机（计划检修除外），按照现行“两个细则”的相关 要求，纳入非计划停运考核。
第四节 日前电网运行边界条件准备
第三十七条 日前电能量市场出清计算的电网拓扑包括河北 南网220 千伏及以上电压等级接入电网的发、输、变电设备，以 及准入参与电力现货市场交易的河北南网部分以110 千伏电压 等级接入电网的发电机组等。未在220 千伏及以上电压等级接入 的集中式新能源场站采用等值接入的方式处理。 第三十八条 日负荷预测包括全网系统负荷预测、母线负荷 预测。 （1）系统负荷预测 全网系统负荷预测是指预测运行日零时开始的每15 分钟的 全网用电负荷需求，每天共计96 个点。电力调度机构负责开展 运行日的全网系统负荷预测，预测时需综合考虑但不仅限于以下 因素：历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、用户用电需求、 各地区供电企业负荷预测、节假日或社会重大事件影响、需求侧 响应及有序用电等情况。 （2）母线负荷预测
母线负荷预测是指预测运行日零时开始的每15 分钟的220 千伏母线节点负荷需求，每天共计96 个点。电网企业负责根据 综合气象因素、工作日类型、节假日影响、运行方式变化、地方 发电出力预测、需求侧响应及有序用电等因素，预测运行日辖区 范围内的母线负荷。如电网企业提交的母线负荷预测之和与全网 系统负荷预测存在偏差，则由调度运行技术支持系统以各节点的 负荷预测值为基础按比例分摊偏差。 第三十九条 电力调度机构根据国调中心和华北分中心发布 的运行日省间联络线计划，在调度运行技术支持系统中对运行日 省间联络线计划进行维护。 第四十条 电力调度机构根据调度管理规定和系统运行需 要，制定河北南网运行正负荷备用、负负荷备用和事故备用要求。 日前可靠性机组组合结果需同时满足运行日的电网运行正负荷 备用、负负荷备用和事故备用要求，正常时期还需同时满足D+1、 D+2 日的正负荷备用要求，特殊时期电力调度机构可根据系统安 全供应需要，调整备用约束限值。日前可靠性机组组合结果无法 同时满足运行日的备用要求时，采用需求侧响应、有序用电等措 施，确保备用满足要求。 第四十一条 电力调度机构基于月度输变电设备检修计划， 结合电网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备检修计 划。 第四十二条 电力调度机构基于月度输变电设备投产与退役 计划，结合电网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备投
产与退役计划。 第四十三条 电力调度机构基于所掌握的运行日基础边界条 件，提出电网安全约束，作为日前可靠性机组组合的边界条件。 电网安全约束边界条件包括但不限于支路（包括线路、变压 器）极限功率、断面极限功率、发电机组必开必停约束、发电机 组（群）出力上下限约束等。 （1）支路极限功率和断面极限功率 出现以下情况时，电力调度机构可设置支路极限功率、断面 极限功率： 1）因系统安全约束，需要将支路、断面潮流等控制在指定 值以内； 2）因保供电或防范极端自然灾害，需要提高安全裕度将支 路、断面潮流等控制在指定值以内； 3）其他为保障电网安全可靠供应需要将支路、断面潮流等 控制在指定值以内。 （2）发电机组必开约束 出现以下情况时，电力调度机构可设置必开机组： 1）因系统安全约束，需要提前开的燃煤机组，以及必须维 持运行状态的机组； 2）因保供电或防范极端自然灾害，需要提高安全裕度而增 开或维持开机状态的机组； 3）根据电网安全运行要求，需要在运行日某些时段固定出 力的机组；
4）其他为保障电网安全可靠供应需要开机运行的机组。 电力调度机构在竞价日事前信息发布截止时间前，通知其调 管范围内的必开机组，明确相应的必开时段，必开机组应提前做 好开机准备，确保在运行日能够正常开机或维持运行。 （3）发电机组必停约束 出现以下情况时，电力调度机构可设置必停机组，必停机组 视为不可用状态： 1）因系统安全约束需要停机的机组； 2）已纳入政府当年关停计划，且政府发文明确要求不允许 并网运行的机组； 3）因环保等因素政府主管部门下达的停机机组。 电力调度机构在竞价日事前信息发布截止时间前，通知其调 管范围内的必停机组，明确相应的必停时段。 （4）机组群最小开机方式约束 1）因系统安全约束，在机组群中必须维持运行状态的最少 机组台数； 2）为保证供热需求，在机组群中必须维持运行状态的最少 机组台数。 （5）发电机组（群）出力上下限约束 出现以下情况时，电力调度机构可设置发电机组（群）出力 上下限约束： 1）因系统安全约束，需要限制出力上下限的发电机组（群）； 2）因保供电或防范极端自然灾害，需要提高安全裕度将出
力控制在上下限值以内的发电机组（群）； 3）根据电网安全运行要求，需要在运行日某些时段限制出 力上下限的发电机组（群）； 4）因环保等因素政府要求的出力限制； 5）其他为保障电网安全可靠供应，需要限制出力上下限的 发电机组（群）。
第五节 事前信息发布和交易申报
第四十四条 竞价日8:45 前，市场运营机构通过电力交易平 台按照信息披露要求向相关市场成员发布运行日的边界条件信 息。主要信息包括： 全网系统负荷预测曲线，新能源发电总出力预测曲线，未参 与电力市场发电机组发电出力预测曲线，省间联络线电力预测曲 线，发电机组检修总容量，正备用要求、负备用要求，输变电设 备检修计划，电网关键断面约束情况，必开必停机组，市场限价 等交易参数。 第四十五条 竞价日9:45 前，所有参与日前市场出清结算的 发电机组必须通过电力交易平台完成日前电能量市场交易量价 信息申报。 第四十六条 特殊机组申报信息： （1）供热机组申报 竞价日9:45 前，供热机组（包括民生供热和工业供热）除 完成日前电能量市场交易申报（申报信息与常规机组相同）外， 还应通过交易平台申报运行日的供热计划，主要包括：
1）运行日该电厂24 小时总供热流量预测曲线，单位为吨/ 小时； 2）运行日该电厂计划用于供热的机组名称以及编号。若电 厂全厂供热需求未达到单机最大供热能力时，仅能申报单台机组 进行供热；若电厂全厂供热流量超过单机最大供热能力时，可以 根据供热流量依次增加申报供热机组台数； 3）运行日该电厂供热机组的96 点供热电力负荷上下限曲 线。 （2）新能源场站申报 竞价日8:00 前，新能源场站（包括集中式风电场和光伏电 站）结合自身预测出力情况，申报运行日D 日至D+2 日的96 点 预测出力曲线，含配套储能的新能源场站还需申报其储能充放电 曲线。竞价日9:45 前，参与日前市场出清结算的新能源场站通 过电力交易平台完成日前市场报价。未来根据新能源场站出力预 测系统气象信息采集情况，新能源场站可在竞价日14:30 前修正 申报运行日的96 点预测出力曲线，参与日前现货市场出清。 （3）独立储能等新型经营主体申报 竞价日9:45 前，独立储能等新型经营主体通过电力交易平 台完成运行日电能量市场或调频辅助服务市场交易申报。参与实 时电能量市场时，独立储能等新型经营主体申报次日荷电状态 （SOC）初始值、次日96 点充/放电（发/用电）曲线、不申报价 格。如未申报，则实时市场全天按零出清。如参与日前市场出清 结算，还需申报用于日前市场出清结算的发/用（充/放）电曲线。
独立储能试运行期间（注册入市前），需通过调度技术支持系统 （网厂平台系统）申报次日96 点充/放电曲线。为落实容量电价 激励机制，独立储能需日前完成运行日的可用充、放电容量及时 长申报，相关数据应与实时市场申报的运行日充/放电曲线保持 一致，并接受实际可用充、放电容量及时长的抽查和考核。 （4）单机容量150MW 以下的燃煤机组 竞价日9:45 前，具备条件且自愿参与日前市场出清结算的 单机容量150MW 以下的燃煤机组以厂为单位，通过电力交易平 台完成日前市场量价申报。 （5）单机容量100MW 以下的抽蓄机组 竞价日9:45 前，具备条件且自愿参与日前市场出清结算的 单机容量100MW 以下的抽蓄机组以厂为单位，通过电力交易平 台完成日前市场发用电曲线申报。 （6）单机容量100MW 及以上的抽蓄电站 抽蓄电站以“报量不报价”的方式参与现货市场。竞价日9:45 前，抽蓄电站按单机通过电力交易平台申报次日96 点抽水用电 和发电曲线，作为日前可靠性机组组合边界条件。当抽蓄电站的 申报曲线与电网运行实际需求差异较大时，电力调度机构可按需 调整抽蓄电站的发用电计划，并及时通知抽蓄电站。抽蓄电站如 参与日前市场出清结算，还需申报用于日前市场出清结算的抽水 用电和发电曲线。
第四十七条 竞价日9:45 前，售电公司、电网企业和批发用
户在电力交易平台完成下述信息申报： （1）售电公司在电力交易平台中自主申报其代理用户运行 日的用电需求曲线，参与日前市场出清结算。 （2）电网企业在电力交易平台中申报其代理购电工商业用 户日前市场交易需求，参与日前市场出清结算。 （3）电网企业在电力交易平台填报市场化交易用户总典型 用电曲线（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”）。 （4）批发用户在电力交易平台中自主申报其运行日的用电 需求曲线，参与日前市场出清结算。 （5）虚拟电厂负荷类机组申报用电负荷不得低于测定最小 用电负荷的80%、不得高于测定最大用电负荷的120%。 第四十八条 经营主体提交各类申报信息后，市场运营机构 在规定时间内对相关申报信息进行审核及处理。经营主体的申报 信息、数据应满足规定要求，电力交易平台和调度现货技术支持 系统根据要求自动进行初步审核，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。
第六节 日前市场出清与日前可靠性机组组合
第四十九条 原则上，竞价日18:30 前，电力调度机构基于市 场成员申报信息以及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。首先采用电网企业申
报的代理购电工商业用户日前现货市场用电需求、售电公司及市 场用户申报负荷、抽蓄机组、独立储能等经营主体申报用于日前 市场出清结算的充放电（发/用电）曲线，匹配市场化火电、机 制电量占比非100%的新能源场站申报的量价曲线，进行日前市 场出清，出清结果用于市场交易结算。 第五十条 电力调度机构基于市场成员申报信息以及运行日 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）程序及电力调度机构预测的全网系统负荷 完成日前可靠性机组组合，用于发电机组组合和发电出力的实际 执行。 第五十一条 日前市场出清与日前可靠性机组组合的具体过 程如下： （1）基于电网企业申报的代理购电工商业用户日前现货市 场用电需求、售电公司及市场用户申报负荷，开展日前市场出清， 计算运行日的96 点机组出力以及分时节点电价，用于市场结算； （2）基于调度机构预测的全网系统负荷，采用安全约束机 组组合（SCUC）程序进行日前可靠性机组组合，确定运行日实 际机组组合； （3）在日前可靠性机组组合基础上，计算调频辅助服务市 场的出清结果，确定参与调频的经营主体； （4）基于调度机构预测的全网系统负荷，在日前可靠性机 组组合和调频出清结果的基础上，采用安全约束经济调度 （SCED）程序计算运行日机组执行的96 点出力曲线（含调频经
营主体的出力基值）； （5）对运行日可靠性机组组合、机组出力曲线进行安全校 核，若不满足安全约束，则在计算模型中添加相应的约束条件， 重新进行上述第二步至第四步的计算过程，直至满足安全约束。 第五十二条 日前安全约束机组组合（SCUC）模型。 SCUC 的目标函数如下所示： ]} [ ] [ ] ) ( [ min{ , , , , SL SL SL SL C C P C S NS s T t S l NL l T t l U t i K t i t i t i N i T t M M − = = + − = = + = = + + + + + +
其中： N 表示机组的总台数；
T 表示所考虑的总时段数，每天考虑96 时段，则T 为96； ,i t P 表示机组i 在时段t 的出力； , , ( ) i t i t C P 、 , U i t C 分别为机组i 在时段t 的运行费用、启动费用， 其中机组运行费用 , , ( ) i t i t C P 是与机组申报的各段出力区间和对应 能量价格有关的多段线性函数； C K t i, 为机组i 在时段t 的的空载费用； M 为网络潮流约束松弛罚因子； l SL+、 l SL−分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量；NL为线 路总数； s SL+、 s SL−分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量；NS 为断 面总数。 机组出力表达式: P P P P P m i m t i m i NM m m t i t i max , , , min , , , , = =
其中，NM 为机组报价总段数， , , i t m P 为机组i 在时段t 第m个 出力区间中的中标电力， max ,i m P 、 min ,i m P 分别为机组i 申报的第m个 出力区间上、下界。 机组运行费用表达式: = = NM m m t i m i t i t i P C P C , , , , , ) (
其中，NM 为机组报价总段数， ,i m C 为机组i 申报的第m个出 力区间对应的能量价格。 机组启动费用表达式: , , U U i t i t i C C =
其中， U iC 为机组i 申报的单次启动费用。 ,i t 为机组i 在时段 t 是否切换到启动状态， ,i t 满足如下条件： , , , i t i t i t − = = = 仅当 且 其余情况
,i t 表示机组i 在时段t 的启停状态， , i t = 表示机组停机， , i t = 表示机组开机。 SCUC 的约束条件包括： （1）系统负荷平衡约束 对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为： , , N NT i t j t t i j P T D = = + =
其中， ,i t P 表示机组i 在时段t 的出力， ,j t T 表示联络线j 在时 段t 的计划功率（送入为正、输出为负），NT 为联络线总数， t D 为时段t 的系统负荷。 （2）系统正备用容量约束
在确保系统功率平衡的前提下，为了防止全网系统负荷预测 偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波动，一般整 个系统需要留有一定的容量备用。 需要保证每天的总开机容量满足系统的最小备用容量。系统 正备用容量约束可以描述为： R T D p a U t NT j t j t t i N i t i + − = = , max , ,
其中， ,i t 表示机组i 在时段t 的启停状态， , i t = 表示机组 停机， , i t = 表示机组开机； max ,i t P 为机组i 在时段t 能达到的最大 出力； U tR 为时段t 的系统正备用容量要求。 （3）系统负备用容量约束 系统负备用容量约束可以描述为： R T D P a D t NT j t j t t i N i t i − − = = , min , ,
其中， ,i t 表示机组i 在时段t 的启停状态， , i t = 表示机组 停机， , i t = 表示机组开机； min ,i t P 为机组i 在时段t 能达到的最小 出力； D tR 为时段t 的系统负备用容量要求。 （4）系统旋转备用约束 各个时段机组出力的上调能力总和、下调能力总和需满足实 际运行的上调、下调旋转备用要求。 max , , min , N U U i i t i t t i P P P SR + = −
min , , min , N D D i i t i t t i P P P SR + = −
其中， U iP 为机组i 最大上爬坡速率与单位时间的乘积， D iP
为机组i 最大下爬坡速率与单位时间的乘积； max ,i t P 、 min ,i t P 分别是 机组i 在时段t 的允许最大、最小出力； U t SR 、 D t SR 分别为时段 t 上调、下调旋转备用要求。 （5）机组出力上下限约束 机组的出力应该处于其允许最大/最小出力范围之内，其约 束条件可以描述为： min max , , , , , i t i t i t i t i t P P P
（6）机组爬坡约束 机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束 可描述为： min max , , , , , , , , ( ) (1 ) U i t i t i i t i t i t i t i t i t P P P P P − − − − + − + −
min max , , , , , , , , ( ) (1 ) D i t i t i i t i t i t i t i t i t P P P P P − − − − − − + −
其中， U iP 为机组i 最大上爬坡速率与单位时间的乘积， D iP 为机组i 最大下爬坡速率与单位时间的乘积。 （7）机组最小连续开停时间约束 由于火电机组的物理属性及实际运行需要，要求火电机组满 足最小连续开机/停机时间。最小连续开停时间约束可以描述为： , , , ( ) D i t i t i t D T T − − − , , , ( ) U i t i t i t U T T − − − 其中， ,i t 为机组i 在时段t 的启停状态， , i t = 表示机组停 机， , i t = 表示机组开机； U T 、 D T 为机组的最小连续开机时间和 最小连续停机时间； , U i t T 、 , D i t T 为机组i 在时段t 时已经连续开机的 时间和连续停机的时间，可以用状态变量 , ( 1~ , 1~ ) i t i N t T = = 来
表示，T 为最小时段取1： − = − = , , U t U i t i k k t T T T − = − = − , , (1 ) D t D i t i k k t T T T （8）机组最大启停次数约束 首先定义启动与停机的切换变量。定义 ,i t 为机组i 在时段t 是否切换到启动状态；定义 ,i t 表示机组i 在时段t 是否切换到停 机状态， ,i t 、 ,i t 满足如下条件： , , , i t i t i t − = = = 仅当 且 其余情况
, , , i t i t i t − = = = 仅当 且 其余情况
相应机组i 的启停次数限制可表达如下： max , T i t i t =
max , T i t i t =
（9）支路潮流约束 支路潮流约束可以描述为： max max , , , N NT K l l i i t l j j t l k k t l l l i j k P G P G T G D SL SL P + − − − − = = = − + − − +
其中， max lP 为支路l 的潮流传输极限； l i G −为机组i 所在节点 对支路l 的发电机输出功率转移分布因子； l j G −为联络线j 对支 路l 的发电机输出功率转移分布因子；K 为系统的节点数量；l k G − 为节点k 对线路l 的发电机输出功率转移分布因子； , i t P 为机组i
在时段t 的出力； , j t T 为联络线j 在时段t 的潮流； , k t D 为节点k 在时段t 的母线负荷值。 l SL+、 l SL−分别为线路l 的正、反向潮流 松弛变量。 （10）断面潮流约束 考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为： min max , , , N NT K s s i i t l j j t s k k t s s s i j k P G P G T G D SL SL P + − − − − = = = + − − +
其中， min sP 、 max sP 分别为断面s 的潮流传输极限； s i G −为机组 i 所在节点对断面s 的发电机输出功率转移分布因子； s j G −为联 络线j 对断面s 的发电机输出功率转移分布因子； s k G −为节点k 对断面s 的发电机输出功率转移分布因子； , i t P 为机组i 在时段t 的出力； , j t T 为联络线j 在时段t 的潮流； , k t D 为节点k 在时段t 的母线负荷值。 s SL+、 s SL−分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量。 （11）新能源机组出力约束 ) ( , , E i P P F t i t i
其中，E 为新能源机组集合，P F t i, 为新能源机组i 在时段t 的 预测出力。即新能源机组日前市场出力应小于新能源机组出力预 测值。 第五十三条 日前安全约束经济调度（SCED）模型。 SCED 的目标函数如下所示： ]} [ ] [ ) ( min{ , , SL SL M SL SL M P C s s NS s T t l l NL l T t t i N i T t t i − + = = − + = = = = + + + +
其中： N 表示机组的总台数；
T 表示所考虑的总时段数，每天考虑96 时段，则T 为96； ,i t P 表示机组i 在时段t 的出力； , , ( ) i t i t C P 为机组i 在时段t 的运行费用，其中机组运行费用 , , ( ) i t i t C P 是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多 段线性函数； M 为网络潮流约束松弛罚因子； l SL+、 l SL−分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量；NL为线 路总数； s SL+、 s SL−分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量；NS 为断 面总数。 机组出力表达式： P P P P P m i m t i m i NM m m t i t i max , , , min , , , , = =
其中，NM 为机组报价总段数， , , i t m P 为机组i 在时段t 第m个 出力区间中的中标电力， max ,i m P 、 min ,i m P 分别为机组i 申报的第m个 出力区间上、下界。 机组运行费用表达式： = = NM m m t i m i t i t i P C P C , , , , , ) (
其中，NM 为机组报价总段数， , i m C 为机组i 申报的第m个出 力区间对应的能量价格。 SCED 的约束条件包括： （1）系统负荷平衡约束
对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为： , , N NT i t j t t i j P T D = = + =
其中， ,i t P 表示机组i 在时段t 的出力， ,j t T 表示联络线j 在时 段t 的计划功率（送入为正、输出为负），NT 为联络线总数， t D 为时段t 的系统负荷。 （2）系统旋转备用约束 各个时段机组出力的上调能力总和、下调能力总和需满足实 际运行的上调、下调旋转备用要求。 max , , min , N U U i i t i t t i P P P SR + = −
min , , min , N D D i i t i t t i P P P SR + = −
其中， U iP 为机组i 最大上爬坡速率与单位时间的乘积， D iP 为机组i 最大下爬坡速率与单位时间的乘积； max ,i t P 、 min ,i t P 分别是 机组i 在时段t 的最大、最小出力； U t SR 、 D t SR 分别为时段t 上调、 下调旋转备用要求。 （3）机组出力上下限约束 机组的出力应该处于其允许最大/最小出力范围之内，其约 束条件可以描述为： min max , , , i t i t i t P P P
对于SCUC 优化结果中停机的机组，上式中 min ,i t P 、 max ,i t P 均取 为零。 （4）机组爬坡约束
机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束 可描述为： , , U i t i t i P P P − −
, , D i t i t i P P P −−
其中， U iP 为机组i 最大上爬坡速率与单位时间的乘积， D iP 为机组i 最大下爬坡速率与单位时间的乘积。 （5）支路潮流约束 支路潮流约束可以描述为： max max , , , N NT K l l i i t l j j t l k k t l l l i j k P G P G T G D SL SL P + − − − − = = = − + − − +
其中， max lP 为支路l 的潮流传输极限； l i G −为机组i 所在节点 对线路l 的发电机输出功率转移分布因子； l j G −为联络线j 对支 路l 的发电机输出功率转移分布因子；K 为系统的节点数量；l k G − 为节点k 对支路l 的发电机输出功率转移分布因子； , i t P 为机组i 在时段t 的出力； , j t T 为联络线j 在时段t 的潮流； , k t D 为节点k 在时段t 的母线负荷值。 l SL+、 l SL−分别为线路l 的正、反向潮流 松弛变量。 （6）断面潮流约束 考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为： min max , , , N NT K s s i i t l j j t s k k t s s s i j k P G P G T G D SL SL P + − − − − = = = + − − +
其中， min sP 、 max sP 分别为断面s 的潮流传输极限； s i G −为机组 i 所在节点对断面s 的发电机输出功率转移分布因子；s j G −为联络 线j 所在节点对断面s 的发电机输出功率转移分布因子； , i t P 为机
组i 在时段t 的出力； , j t T 为联络线j 在时段t 的潮流； s k G −为节点 k 对断面s 的发电机输出功率转移分布因子。 s SL+、 s SL−分别为断 面s 的正、反向潮流松弛变量。 （7）新能源机组出力约束 ) ( , , E i P P F t i t i
其中，E 为新能源机组集合，P F t i, 为新能源机组i 在时段t 的 预测出力。即新能源机组日前市场出力应小于新能源机组出力预 测值。 第五十四条 节点电价（LMP）计算模型如下： 日前电能量市场SCED 计算完毕后，对于不可定价机组，在 SCED 模型中对其机组出力上下限约束替换为以下固定出力约 束： , , SCED i t i t P P =
其中， , SCED i t P 为日前电能量市场SCED 计算结果中，机组i 在 时段t 的中标出力。 将不可定价机组在相应时段的出力固定之后，重新计算日前 电能量市场中的SCED 模型，得到各时段系统负荷平衡约束、支 路和断面潮流约束的拉格朗日乘子，则节点k 在时段t 的节点电 价为： ( ) ( ) , , , , , L S max min max min k t t l t l t l k s t s t s k l s LMP G G − − = = = − − − −
其中： t：时段t 系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子；
ax , m l t ：支路l 最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当支路潮流 越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子； , min l t ：支路l 最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当支路潮流 越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子； , max s t ：断面s 最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮 流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子； , min s t ：断面s 最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮 流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子； l k G −：节点k 对支路l 的发电机输出功率转移分布因子； G k s−：节点k 对断面s 的发电机输出功率转移分布因子。 （注：所有拉格朗日乘子均大于等于0）
第七节 特殊机组在日前电能量市场中的出清机制
第五十五条 为保障电网安全运行和电力安全可靠供应，防 范极端自然灾害，电力调度机构可设置必开机组。必开机组在必 开时段内的机组状态为开机，不参与优化，必开最小出力保证优 先出清。若电力调度机构未指定必开机组的必开最小出力，则必 开最小出力为该台机组的出力下限约束。出力下限约束之上的发 电能力根据发电机组的电能量报价参与优化出清。 某交易时段中，若必开机组仅中标出力下限约束，该时段内 该台必开机组不参与市场定价；若必开机组的出力下限约束之上 的发电能力中标，该时段内该台必开机组可参与市场定价。 运行日内，若必开机组当天的总发电收益低于其核定的总发 电成本，按照其核定的总发电成本对必开机组进行补偿（机组因
自身原因必开除外）。 第五十六条 热电联产机组在确保电力有序供应、电网安全 稳定运行、调峰调频等基本需要的前提下，供热电力负荷下限部 分优先出清；供热电力负荷下限至供热电力负荷上限之间的发电 能力，根据发电机组申报的电能量价格参与优化出清。 某交易时段中，若热电联产机组仅中标供热电力负荷下限对 应的出力，该时段内该台热电联产机组不参与市场定价；若热电 联产机组的供热电力负荷下限之上的部分中标，该时段内该台热 电联产机组可参与市场定价。 第五十七条 调试（试验）机组： （1）调试阶段的新建机组 调试阶段的机组按照调试需求安排发电，作为日前可靠性机 组组合的边界条件。在机组转商业运行之前，按照政府规定结算， 不参与现货电能量市场。 （2）调试（试验）的在运机组 批复同意运行日调试（试验）计划的在运发电机组，在调试 （试验）时段内的机组状态为开机，不参与优化。 对于因电厂原因的调试（试验）机组，在调试时段内，在确 保电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等基本需要的前提下， 调试时段内该台发电机组的发电出力为其申报的调试（试验）出 力曲线；非调试时段参与市场集中优化出清。若机组的调试（试 验）计划不满足电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等要求， 电力调度机构可根据需要对机组的发电出力曲线进行调整。在运
行日调试时段内，因电厂原因的调试（试验）机组均不参与市场 定价，机组现货价格取机组核定运行成本和现货市场出清的相应 节点价格两者间的较低值。 （3）检修后试验机组（调试） 经调度机构审核同意的检修后试验机组，按照试验调试计划 设置开机状态，不参与优化。调试试验时段内的发电出力处理机 制与调试（试验）的在运机组相同。 检修后试验机组在开机后48 小时内必须报竣工，竣工后机 组按照市场规则参与日前市场出清。 第五十八条 最小连续开机时间内机组： 发电机组开机运行后，在其最小连续开机时间内，原则上安 排其连续开机运行，按照其电能量报价参与市场出清，确定其发 电出力。 某交易时段中，若最小连续开机时间内机组仅中标最小技术 出力（或AGC 投入状态下的机组深调试验最低出力值），该时段 内该台机组不参与市场定价；若最小技术出力（或AGC 投入状 态下的机组深调试验最低出力值）之上的发电能力中标，该时段 内该台机组可参与市场定价。 第五十九条 处于开/停机过程中的机组： 处于开机状态的发电机组，在机组并网后升功率至最小技术 出力（或AGC 投入状态下的机组深调试验最低出力值）期间， 发电出力为其典型开机曲线，不参与优化。相应时段内，该台机 组不参与市场定价，作为市场价格接受者。
处于停机状态的发电机组，在机组从最小技术出力降功率至 与电网解列期间，发电出力为其典型停机曲线，不参与优化。相 应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。 第六十条 参与日前市场出清结算的集中式新能源场站、分 布式光伏或分布式光伏聚合商，按优先发电次序享有同等条件下 优先出清权。 第六十一条 抽蓄机组、独立储能、虚拟电厂等新型经营主 体如选择参与日前市场出清，除申报用于可靠性机组组合和实时 市场的运行日发/用（充/放）电曲线外，还需申报用于日前市场 出清结算的发/用（充/放）电曲线，作为日前市场价格接受者。 第六十二条 未参与日前申报的单机容量150MW 以下燃煤 公用机组、单机容量100MW 以下抽蓄机组，其中长期交易日分 解曲线作为日前可靠性机组组合的边界条件；生物质、垃圾、余 气余热等非市场化机组按照政府下达的优先发电量安排日发电 计划，作为日前可靠性机组组合的边界条件；自发自用、余量上 网的自备电厂，其上网部分的发电出力作为日前可靠性机组组合 的边界条件。 第六十三条 提供调频辅助服务的发电机组预留调频容量 后，剩余可调出力空间根据日前报价参与日前可靠性机组组合， 出清的各时段发电出力作为调频出力基值。调频出力基值等具体 内容遵循《河北南部电网辅助服务市场交易实施细则》。
第八节 日前安全校核
第六十四条 安全稳定校核包括基态潮流校核与静态安全分
析。基态潮流校核确保线路/断面传输功率不超过极限值、系统 母线电压水平不越限。静态安全分析基于预想故障集，进行开断 分析，确保预想故障集下设备负载不超过事故后限值、系统母线 电压不越限。 若存在安全约束无法满足要求的时段，电力调度机构可以采 取调整运行边界、增加支路（包括线路、变压器）或断面约束、 设置机组或机组群机组约束、组织需求侧响应、有序用电以及电 力调度机构认为有效的其他手段开展阻塞管理，并重新出清得到 满足安全约束的交易结果。 第六十五条 电力平衡校核指分析各时段备用是否满足备用 约束，是否存在电力供应风险或调峰安全风险的情况。 若存在平衡约束无法满足要求的时段，电力调度机构可以采 取调整运行边界、增加机组约束、组织需求侧响应、有序用电以 及电力调度机构认为有效的其他手段，并重新出清得到满足安全 约束的交易结果。
第九节 交易结果发布
第六十六条 原则上，竞价日18:30 前（如发生触发市场力管 控、技术系统偶发性故障等，截止时间相应延后），电力调度机 构出具运行日的日前市场出清结果和用于实际执行的可靠性机 组组合结果。按照有关程序分别通过电力交易平台和调度运行技 术支持系统发布。 第六十七条 日前交易公开信息发布：日前交易公开信息为 各节点的分时节点电价，全系统每小时的发电侧节点加权平均电
价，以及日前电能量市场出清的概况信息。 第六十八条 日前交易发电企业私有信息发布。发电企业私 有信息具体包括： （1）运行日发电机组开机组合； （2）运行日发电机组96 点发电计划； （3）运行日发电机组的调频状态； （4）运行日发电机组每小时的中标电量； （5）运行日发电机组每15 分钟的节点电价。 第六十九条 日前交易用户侧私有信息发布： 日前交易用户侧私有信息包括售电公司、批发用户、电网企 业（代理购电）每小时的中标用电量（数值上等于其在日前电能 量市场中申报的每小时的平均用电负荷）和电价。 第七十条 日前可靠性机组组合及其出力结果即为运行日的 发电调度计划。
第六章 日内机组组合调整交易组织
第一节 组织方式及时间
第七十一条 日内机组组合调整根据电网运行实际情况开 展。若电网运行边界条件发生变化，并且可能影响电网安全稳定 运行、电力正常供应和清洁能源消纳，电力调度机构可根据电网 运行的最新边界条件，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约 束经济调度（SCED）算法进行优化计算，对运行日或当日的发 电调度计划（含机组开机组合和机组出力计划）进行调整，得到 机组开机组合、分时发电出力曲线，通过电力交易平台和调度运 行技术支持系统向经营主体发布相关信息，并将调整后的发电调
度计划下发至各发电企业。日前市场形成的出清结果（含价格） 不进行调整。 第七十二条 主要边界条件变化引起机组组合调整的情况包 括但不限于： （1）因天气条件、实际负荷走势等发生较大变化而需调整 负荷预测； （2）发生机组非计划停运（含出力受限）情况； （3）发电机组检修计划延期或调整； （4）电网输变电设备检修计划延期或调整； （5）电网输变电设备发生故障； （6）省间联络线计划发生较大变化； （7）新能源出力较预测发生较大变化。 第七十三条 若电网运行边界条件在运行日之前发生变化， 则对运行日全天96 点的发电调度计划（含机组开机组合和机组 出力计划）进行调整；如电网运行边界条件在运行日内发生变化， 则对运行时段后第2 个时段至运行日最后1 个时段的调度计划 （含机组开机组合和机组出力计划）进行滚动调整。原则上日内 机组组合调整组织时长应大于6 个小时。
第二节 日内发电机组物理运行参数变化
第七十四条 现阶段，日内机组组合调整采用日前电能量市 场封存的发电企业申报信息进行出清，发电机组、售电公司和批 发用户在日内机组组合调整中均无需进行申报。 第七十五条 当发电机组的物理运行参数与日前电能量市场 相比发生较大变化时，发电企业须及时汇报省调当值调度员，并
及时告知现货市场运营人员。主要包括以下信息： （1）开机阶段每15 分钟计划出力曲线（从并网至最小技术 出力）； （2）停机阶段每15 分钟计划出力曲线（从当前出力至解 列）； （3）最新的预计并网/解列时间； （4）机组出力上/下限变化情况； （5）调试（试验）机组出力变化情况； （6）机组发生故障，需对机组发电出力计划进行调整的情 况； （7）其他可能影响电力供应以及电网安全运行的物理参数 变化情况。
第三节 日内机组运行边界条件准备
第七十六条 日内机组组合调整中，发电企业报送相应的运 行参数变化信息，电力调度机构在调度运行技术支持系统中对相 关运行参数进行修改，以修改之后的参数进行日内机组组合调整 出清计算。 第七十七条 发电机组开机过程中，以机组当前出力为起点， 电力调度机构根据机组报送的开机计划出力曲线，修改机组发电 计划，直至机组出力上升至最小技术出力。 第七十八条 发电机组停机过程中，以机组当前出力为起点， 电力调度机构根据机组报送的停机计划出力曲线，修改机组发电 计划，直至机组出力降为零并与电网解列。 第七十九条 电力调度机构根据机组最新的预计并网/解列时
间，在调度运行技术支持系统中对机组并网/解列时间参数进行 修改，以修正后的参数进行日内机组组合调整出清计算。 第八十条 当机组因设备故障、温度、燃料供应等原因发生 降出力时，电厂应及时向省调当值调度员提交降出力申请，省调 当值调度员同意后在调度运行技术支持系统中将该台发电机组 的出力上/下限约束值修改为变化之后的数值，按照修改之后的 出力上/下限进行日内机组组合调整出清计算。 第八十一条 机组发生故障后，电力调度机构根据实际情况 对机组出力计划进行调整。 第八十二条 原则上，发电机组调试及试验计划应按照日前 发电计划执行，电力调度机构可根据不同情况进行调整，包括： 因发电机组自身要求、电力电量平衡或电网安全稳定约束要求调 整调试及试验计划等情况。 第八十三条 电力调度机构以供热机组在日前电能量市场中 申报的供热电力负荷的上下限进行日内机组组合调整出清计算。 第八十四条 新能源场站基于最新的运行和气象数据，开展 超短期出力预测。电力调度机构基于最新的新能源场站出力预测 数据，进行日内机组组合调整出清计算。
第四节 日内电网运行边界条件
第八十五条 当前时刻最新的状态估计后的电网模型。应包 含线路、变压器、母线节点、母线负荷、机组等设备、相应拓扑 连接关系及设备运行状态等信息。 第八十六条 日内短期全网系统负荷预测是指预测实时运行 时刻开始至当天24 点的全网用电负荷需求。调度机构根据实际
情况对日内短期负荷预测结果进行调整，调整需综合考虑但不仅 限于以下因素：实时负荷走势、历史相似日负荷、工作日类型、 气象因素、用户用电需求、节假日或社会大事件影响等情况。 第八十七条 日内短期母线负荷预测是指预测实时运行时刻 开始至当天24 点的220 千伏母线节点负荷需求。调度机构综合 气象因素、工作日类型、节假日影响等因素，基于历史相似日预 测母线负荷。 第八十八条 电力调度机构根据国调中心和华北分中心最新 发布的运行日省间联络线计划，在调度运行技术支持系统中对运 行日省间联络线计划进行修改。 第八十九条 电力调度机构基于发电机组及输变电设备临时 检修计划，综合考虑电网实时运行要求、不同检修设备停送电顺 序衔接、现场设备状态、现场操作准备、天气状况等，批复执行 运行日的发输变电设备停、送电操作，并做好相应记录。 第九十条 日内电网运行备用与日前电网运行备用要求一 致。 第九十一条 日内机组组合调整出清使用的安全约束条件原 则上与日前安全校核所提出约束条件保持一致。如果其他边界条 件发生变化，经电力调度机构评估影响系统安全运行时，可对电 网安全约束条件进行更新，并在事后将相关信息向经营主体进行 发布。
第五节 日内机组组合调整出清与调度计划发布
第九十二条 日内机组组合调整出清与日前市场出清方式一 致。日内机组组合调整不出清价格，以实时市场出清价格进行结
算。 第九十三条 电力调度机构将日内机组组合调整出清的发电 计划通过调度运行技术支持系统发布。
第七章 实时电能量市场交易组织
第一节 组织方式及时间
第九十四条 实时电能量市场中，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，在日前电能量市场与日 内机组组合调整确定的开机组合基础上，沿用各发电主体日前申 报的量价曲线（新能源场站如未参与日前市场或在日前未申报， 在实时现货市场的缺省报价统一为市场价格下限；未参与调频市 场的独立储能等新型经营主体在实时现货市场沿用日前可靠性 机组组合模式下的充放电曲线；同时参与现货电能量和调频市场 的独立储能等新型经营主体，按照调频市场的实时调用和AGC 指令执行），以发电成本最小为优化目标，采用安全约束经济调 度（SCED）算法进行优化计算，滚动优化机组出力，形成各发 电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价，确保系统平 衡、实施阻塞管理。 第九十五条 电力调度机构在系统实际运行前15-25 分钟开 展实时电能量市场交易出清，滚动连续出清未来2 小时电能量市 场交易结果。
第二节 实时市场运行边界条件准备
第九十六条 实时机组运行边界条件准备与日内机组运行边
界条件准备一致。 其中，新能源场站基于最新的运行和气象数据，上报实时运 行时刻开始的未来15 分钟至6 小时的超短期出力预测曲线，进 行实时电能量市场出清计算。 第九十七条 实时发电机组物理运行参数变化申报要求与日 内发电机组物理运行参数变化一致。实时电能量市场采用日前电 能量市场封存的发电侧申报信息进行出清，各经营主体在实时电 能量市场中无需再次申报。 第九十八条 当前时刻最新的状态估计后的电网模型。应包 含线路、变压器、母线节点、母线负荷、机组等设备、相应拓扑 连接关系及设备运行状态等信息。 第九十九条 超短期全网系统负荷预测是指预测实时运行时 刻开始的未来15 分钟至4 小时全网用电负荷需求。电力调度机 构可根据实际情况对超短期全网系统负荷预测结果进行调整，需 综合考虑但不限于以下因素：实时负荷走势、历史相似日负荷、 工作日类型、气象因素、用户用电需求、节假日或社会大事件影 响等情况。 超短期母线负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未来15 分钟至4 小时220 千伏母线节点负荷需求。电力调度机构综合气 象因素、工作日类型、节假日影响等因素，基于历史相似日预测 母线负荷。 第一○○条 电力调度机构根据国调中心和华北分中心最新 发布的运行日省间联络线计划（含日内省间现货交易结果和日内
省间调峰交易结果），在调度运行技术支持系统中对运行日省间 联络线计划进行修改。 第一○一条 电力调度机构基于发电机组及输变电设备临时 检修计划，综合考虑电网实时运行要求、不同检修设备停送电顺 序衔接、现场设备状态、现场操作准备、天气状况等，批复执行 运行日的发输变电设备停、送电操作，并做好相应记录。 第一○二条 电网实时运行应满足运行备用要求，当运行备 用容量无法满足要求时，电力调度机构实时控制原则如下： （1）若系统备用容量无法满足要求，可立即采取措施以保 证备用容量满足要求，包括新增开停机、参与省间现货交易、开 展应急调度交易等。 （2）发生机组跳闸、重要受电通道故障等事故后，应立即 调出系统备用，尽快恢复系统频率，控制联络线输送功率及系统 备用在规定范围内。 （3）若系统备用容量仍无法满足要求，按照上级调度统一 要求执行。 第一○三条 实时电能量市场出清使用的安全约束条件原则 上与日前安全校核所提出的约束条件保持一致。如果其他边界条 件发生变化，经电力调度机构评估影响系统安全运行时，可对电 网安全约束条件进行更新，并在事后将相关信息向经营主体进行 发布。 考虑到母线负荷波动性、随机性较大，在实时运行中为确保 电网安全约束不被破坏，须将安全稳定断面的限值留出一定的控
制裕度。
第三节 实时电能量市场出清
第一○四条 当实时系统出现正偏差（用电增加或发电缺额） 时，根据发电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运 行和机组运行约束条件的基础上，按照全电量优化原则分时段由 低到高依次调增在线机组的发电计划出力。 当实时系统出现负偏差（用电减少或发电富余）时，根据发 电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运行和机组运 行约束条件的基础上，按照全电量优化原则分时段由高到低依次 调减在线机组的发电计划出力。 第一○五条 电力调度机构以15 分钟为周期，基于最新的电 网运行状态与超短期负荷预测信息，以发电成本最小为目标，在 日前电能量市场与日内机组组合调整确定的开机组合基础上，采 用安全约束经济调度（SCED）程序进行优化计算，滚动优化未 来2 小时机组出力，形成各发电机组需要实际执行的发电计划和 实时节点电价等信息。 第一○六条 实时电能量市场的出清计算过程如下： （1）采用安全约束经济调度（SCED）程序计算发电机组的 实时出力计划。 （2）对实时电能量市场优化计算时间窗口内的机组出力曲 线进行安全校核，若未通过安全校核，则在计算模型中添加相应 的附加约束条件，重新进行上述计算过程，直至通过校核，得到 实时电能量市场的出清结果。
第一○七条 实时安全约束经济调度（SCED）模型与日前安 全约束经济调度（SCED）模型一致。 第一○八条 实时电能量市场采用节点电价定价机制。实时 电能量市场出清形成每15 分钟的节点电价，每小时内4 个15 分 钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每小时的平均节点电 价。 实时电能量市场采用事前定价方式，即结算价格为实时电能 量市场的事前出清价格，结算电量为实际上网/用电量。 实时电能量市场节点电价（LMP）计算模型与日前市场节点 电价（LMP）计算模型一致。
第四节 特殊机组在实时电能量市场中的出清机制
第一○九条 在日前电能量市场中指定为必开机组的发电机 组，在实时电能量市场中的相应时段同样视为必开机组。 根据系统运行需要改变机组发电计划的情况时，由电力调度 机构在需要改变发电计划的时段指定相应机组的发电出力，被指 定出力的发电机组在指定出力的时间段不参与市场定价。当机组 实时指定出力高于日前电能量市场中的中标出力时，相应时段内 机组认定为必开机组，指定出力即为必开机组出力下限，指定出 力以上部分可参与市场。 必开机组在实时电能量市场中的出清机制与日前电能量市 场中必开机组的出清机制一致。 第一一○条 调试（试验）机组 （1）调试阶段的新建机组
调试阶段的新建机组在实时电能量市场中按照调试需求安 排发电，出清机制与日前电能量市场中调试阶段的新建机组出清 机制一致。 （2）试验（调试）的在运机组 在日前电能量市场中批复同意运行日调试（试验）计划的在 运发电机组，在实时电能量市场中同样视为调试（试验）机组， 在实时电能量市场中的出清机制与日前电能量市场中试验（调 试）的在运机组出清机制一致。 （3）检修后试验机组（调试） 经调度机构审核同意的检修后试验机组，在实时市场中同样 视为试验调试机组，在实时市场中的出清机制与日前电能量市场 中检修后试验机组出清机制一致。 第一一一条 最小连续开机时间内机组在实时电能量市场中 的出清机制与日前电能量市场中最小连续开机时间内机组出清 机制一致。 第一一二条 处于开机状态的发电机组，在机组并网后升功 率至最小技术出力（或AGC 投入状态下的机组深调试验最低出 力值）期间，发电出力为其实时报送的开机曲线，不参与优化。 相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。 机组发电出力达到最小技术出力之后，从下一个交易时段开始， 按照其电能量报价参与实时电能量市场优化出清。 处于停机状态的发电机组，在机组从最小技术出力降功率至 与电网解列期间，发电出力为其实时报送的停机曲线，不参与优
化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受 者。 第一一三条 若发电机组在实时运行中发生故障，并且需要 对机组出力进行调整时，在故障处理的时段内，机组出力调整为 机组实时申请并经电力调度机构同意的发电出力值，相应时段内 该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。 故障处理结束后，从下一个交易时段开始，按照机组电能量 报价参与实时电能量市场优化出清。 第一一四条 临时新增开机机组指在日前电能量市场中未被 列入机组开机组合，在日内机组组合调整或实时运行调整环节， 由电力调度机构安排新增开机的机组。 实时电能量市场中，临时新增开机机组根据其电能量报价参 与市场优化出清。某交易时段中，若临时新增开机机组仅中标最 小技术出力（或AGC 投入状态下的机组深调试验最低出力值）， 该时段内该台机组不参与市场定价；若该台机组最小技术出力之 上的发电能力中标，该时段内该台机组可参与市场定价。 对临时新增开机机组，若该机组当天的总发电收益低于核定 的总发电成本，按照核定的总发电成本对其进行补偿。 第一一五条 临时新增停机机组指在日前电能量市场中被列 入机组开机组合，在日内机组组合调整或实时运行调整环节，由 电力调度机构安排新增停机的机组，分以下两种情况处理。 （1）机组在竞价日（D-1）处于开机状态，在日前可靠性机 组组合中机组开机状态保持不变，被列入机组组合，在日内机组
组合调整或实时运行调整环节安排停机。此种情况下，机组按照 电力调度机构安排停机，相应的电能量偏差按照实时电能量市场 的偏差结算原则处理。 （2）机组在竞价日（D-1）处于停机状态，在日前可靠性机 组组合中机组变为开机状态，被列入机组组合，在日内机组组合 调整或实时运行调整环节安排停机。此种情况下，若调度计划重 新下发时机组已经完成点火工作，则机组按照调度计划停机，并 按照核定启动费用获得补偿；若调度计划重新下发时机组未完成 点火工作，则机组按照调度计划停机，不获得启动费用补偿。机 组完成点火工作的时间，以调度台记录机组点火的时间为准。相 应的电能量偏差按照实时电能量市场的偏差结算原则进行处理。 第一一六条 在日前电能量市场中申报了运行日供热计划的 供热机组，在实时电能量市场中同样视为供热机组。电力调度机 构在确保电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等基本需要的 前提下，以供热机组在日前电能量市场中申报的供热电力负荷的 下限优先出清；供热电力负荷下限至供热电力负荷上限之间的发 电能力，根据发电机组申报的电能量价格参与优化出清。 实时电能量市场中供热机组的定价机制与日前电能量市场 中供热机组定价机制一致。日前申报的供热机组原则上在实时运 行中不允许更换。当日前申报的供热机组在实时运行中发生故障 而不具备供热条件时，发电厂可向电力调度机构申请更换供热机 组，经许可后可进行更换，更换后的供热机组按照规定参与实时 电能量市场出清，原供热机组恢复为常规机组参与实时市场出
清。 第一一七条 实时现货市场中，并网自备电厂、地方公用电 厂、抽蓄机组和独立储能出清机制与日前可靠性机组组合的出清 机制一致；实时运行时，电力调度机构可按需调整抽蓄电站的发 用电计划，并及时通知抽蓄电站。 第一一八条 集中式新能源场站及具备条件的分布式光伏在 运行日申报超短期预测出力曲线，按照日前申报的量价曲线全量 参与实时现货市场出清。新能源场站如在日前未申报量价曲线， 其缺省报价统一为市场价格下限，全量参与实时现货市场出清。 未上报超短期预测的集中式新能源场站取其对应时段的日 前预测值作为超短期预测值。不具备条件的分布式光伏，暂由电 网企业代理预测超短期总出力曲线。 第一一九条 实时现货市场中，提供调频辅助服务的经营主 体在预留调频容量后正常参与出清。 第一二○条 按照煤电容量电费考核机制，电力调度机构定 期开展煤电可用能力抽查，相应时段内，该台机组不参与市场定 价，作为市场价格接受者。
第五节 实时电能量市场安全校核与出清结果发布
第一二一条 实时电能量市场安全校核与日前安全校核一 致。 第一二二条 电力调度机构将实时电能量市场每15 分钟出清 的实际发电计划通过调度运行技术支持系统下发至各发电机组。 实时运行中，通过交易平台系统滚动发布实时电能量市场的未来
两小时出清结果；次日发布运行日实时电能量市场的正式结果， 应用于结算。 第一二三条 电网实时运行应按照系统运行有关规定，保留 合理的调频、调峰、调压及备用容量以及各输变电断面合理的潮 流波动空间，满足电网风险防控措施要求，保障系统安全稳定运 行和电力电量平衡。 电网实时运行中，当系统发生事故或紧急情况时，电力调度 机构应按照安全第一的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后， 受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时电能量 市场出清计算，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等， 并通过电力交易平台和调度运行技术支持系统向市场成员发布。 发生下列情况之一时，电力调度机构可根据系统运行需要进 行调整： （1）电力系统发生事故可能影响电网安全时； （2）系统频率或电压超过规定范围时； （3）系统调频容量、备用容量无法满足电力系统安全运行 的要求时； （4）电网超出稳定限额或存在输变电设备过载风险时； （5）继电保护及安全自动装置故障，需要改变系统运行方 式时； （6）天气、自然环境等发生极端变化对电网安全造成影响 时； （7）电力设备缺陷影响电网安全时；
（8）风光、负荷预测与实际偏差较大，影响电力实时平衡 时； （9）省间联络线输送功率出现较大偏差需要调整时； （10）因京津冀大气污染防治、特殊时期重要保电和保空气 质量、民生供暖，以及应对突发重污染天气等重大事件导致机组 出力受限时； （11）满足机组实际发电能力抽查等容量电费相关政策要 求； （12）电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整 的其他情形。 第一二四条 在出现上一条所述情况时，电力调度机构可以 采取以下措施调整运行方式： （1）改变机组的发电计划； （2）让发电机组投入或者退出运行； （3）调整设备停复役计划； （4）调整省间联络线的送受电计划； （5）投入或退出机组调频模式； （6）让发电机组延迟投入或延迟退出运行； （7）修正超短期风光出力预测、负荷预测； （8）采取错峰限电方式控制负荷； （9）暂停实时电能量市场交易； （10）事故拉路； （11）调整机组切缸计划；
（12）开展机组实际发电能力抽查； （13）调整独立储能充放电曲线，包括全部或分批次调用； （14）电力调度机构认为有效的其他手段。 实时运行过程中经营主体出现违反系统安全和相关规程规 定或明确不具备并网运行技术条件情况时，电力调度机构应对其 行为及时记录并按相关规定进行处理，情形严重时可建议政府主 管部门对其实施强制退出调度运行，由此造成的偏差由其自行承 担。
第八章 市场偏差处理机制
第一二五条 市场偏差处理主要包括：机组日内临时非计划 停运处理、机组实时发电计划执行偏差处理等。 第一二六条 出现以下情况之一时，认定为机组日内临时非 计划停运： （1）机组在日前可靠性机组组合中中标且纳入机组组合， 因自身原因发生跳闸或被迫停运，影响运行日的开机运行； （2）机组在日前可靠性机组组合中中标且纳入机组组合， 因自身原因未按照日前可靠性机组组合中出清的并网时间或电 力调度机构在实时运行中要求的并网时间按时并网； （3）“两个细则”规定的其他情况。 当机组在实时运行中出现日内临时非计划停运时，按照现行 “两个细则”相关规定计算考核电量。 机组发生非计划停运后，下一次开机所产生的启动费用不予 补偿。
第一二七条 发电机组的实时发电计划执行偏差按照现行 “两个细则”相关规定考核电量。按照现行“两个细则”规定的相关 条款，对并网发电机组的实时发电计划执行偏差进行免考。
第九章 市场力检测及缓解
第一二八条 为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格， 需进行全局市场力检测。通过市场力检测的发电机组电能量报价 被视为有效报价，可直接参与市场出清，未通过市场力检测的发 电机组采用市场力缓解措施处理后，可参与市场出清。 初期，首先开展市场力评估分析，计算四项市场力评估指标。 第一个是反映市场集中度的HHI 指数，是所有发电集团所 占市场份额的平方和。 第二个是RSI 指数，反映的是除去某一发电企业外，其余发 电企业总发电能力与市场总需求的比值，某个发电企业的RSI 指数越小，表明其控制市场价格的能力越强。当某发电企业的 RSI 指数小于1 时，表明该发电企业必不可少，拥有市场力。 第三个是MRR 指数，是指某一时段为满足市场需求，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 电企业的依赖程度。当某发电企业的MRR 指数大于0 时，表明 必须调用该发电企业才能满足市场需求，该发电企业拥有市场 力。 第四个是Top-4 指数，反映的是前4 大发电集团所占市场份 额之和，Top-4 指标小于65%，表明市场竞争较为充分。 第一二九条 针对阻塞区域内的关键机组进行局部市场力检
测。实时现货市场出清计算，输出无约束结果（即出清计算不考 虑电网安全约束）和有约束结果。通过比较有约束结果和无约束 结果的差异，以及节点电价信号，得出受电网安全约束而未按照 价格优先原则所出清的开机、停机、超发和欠发等情况。 为形成真实的价格信号，局部市场力检测采取“标记+回溯” 的机制。对检测出具有局部市场力的机组进行标记，当其事后结 算收益远超过同地区同类型机组收益的平均水平时，保留追溯退 补机制。 第一三○条 经营主体报价出现以下行为，列入经营主体异 常行为监测名单。由市场运营机构及时向河北省发展改革委、华 北能源监管局汇报，并采取报价替换、出清价格管控等措施，向 市场发布。 （1）发电机组电能量平均报价与自身近7 天的平均报价水 平偏离超过一定阈值时； （2）属于不同发电集团的同等容量发电机组报价相似度大 于一定阈值时； （3）属于不同发电集团的同等容量发电机组平均报价同时 上升或下降，且升降幅度相似度大于一定阈值时。 第一三一条 实时市场运行后一日（D+1 日），计算实时市场 发电侧96 点出清加权均价，判断是否高于基准电价。若高于基 准电价，则触发市场力管控条件。基准电价定义为现货运行当月 河北南网全网燃煤机组平均边际供电成本的K 倍，K 的取值根 据运行日实际供需比确定，具体参数按现货市场运行工作方案执
行。 第一三二条 当市场力管控条件被触发，按照全网燃煤机组 平均边际供电成本的H 倍设定参考价格，全网平均边际供电成 本由各类型机组平均边际供电煤耗与现货运行时电煤价格相乘 后加权平均计算，H 的取值按现货市场运行工作方案相关规定执 行。计算参考价格与实时市场发电侧96 点出清加权均价的比例， 并按此比例对发电侧各节点的96 点出清电价进行折算，折算的 电价用于实际结算。 第一三三条 为提高电力保供能力，防范市场运行风险，设 置二级价格限值，当实时市场连续3 天触发市场力管控条件时， 次日起，出清价格上限执行二级限价上限值，持续时间一周。暂 定二级限价上限值为出清价格上限的50%，后期结合市场运行情 况，适时优化完善二级价格限值形成及执行方式。
第十章 风险防范和控制
第一三四条 为防范和把控现货市场运营风险，电力市场运 营机构应开展市场仿真分析、加强市场运行监测、加强电网安全 裕度管理、加强现货交易平台管理、完善电力应急保障机制、建 立信用评价体系、合同执行与违约处罚机制等。 第一三五条 市场运营机构建立风险预警工作程序，完善预 警流程。按照程序对市场风险进行预警，并报告河北省发展改革 委、华北能源监管局。 第一三六条 市场运营机构负责编制各类风险处置预案，包 括风险级别、处置措施、各方职责等内容，并滚动修编。风险处
置预案经河北省发展改革委、华北能源监管局审定后执行。市场 风险发生时，及时按照有关预案开展处置，并按要求披露市场风 险处置情况。 第一三七条 保供电时期，为保证电网安全和保供电区域的 供电可靠性，根据保供电等级要求，可采取调整电网旋备、控制 断面限额、设置临时断面、增加必开机组等措施。 第一三八条 为落实政府部门的特殊管控要求，部分时期存 在需要对特定区域电厂进行发电管控的情况，若管控要求体现为 电量约束（如煤炭消费总量控制、减排总量控制等），管控期内 该区域机组在现货市场出清时需同时满足电量约束要求；若管控 要求体现为机组出力上限或下限要求，则管控期内该机组在现货 市场出清时需同时满足出力约束；若管控要求体现为机组固定出 力，则管控期内该机组固定出力，不参与市场定价，作为价格接 受者。 第一三九条 如果供热机组在供热期存在较大市场力，引起 市场价格明显异常的，可采取但不限于调整限价范围、进行申报 价格替代或选取近一段时期现货市场平均价格进行结算等措施。 第一四○条 当市场技术支持系统运行异常导致发布的市场 出清结果出现差错时，需重新按照原有边界条件进行出清计算， 得到校正之后的出清结果，并及时向市场成员发布。 若重新计算校正结果后，出清结果尚未执行，则按校正之后 的结果执行。若重新计算校正结果后，出清结果已经执行，但市 场未正式结算，则按校正之后的结果结算。若重新计算校正结果
后，市场已经正式结算，则按照《河北南部电网电力市场计量结 算实施细则》中相关规定进行电费追退补。
第十一章 市场监管
第一四一条 河北省发展改革委和华北能源监管局对现货市 场运营进行监督管理。按照现货市场监管的需要，构建现货市场 监管指标体系，并根据监管指标查阅相关市场信息，创新监管措 施和手段。邀请独立的第三方机构对现货市场运行进行常态化过 程评估与监测。
第十二章 附则
第一四二条 本细则由河北省发展改革委、华北能源监管局 负责解释。 第一四三条 本细则自2026 年1 月1 日起实施。