《电力现货市场基本规则解读》

一、概述

本报告是对黑龙江省电力现货市场基本规则及配套实施细则的系统性解读文件，全面阐述了该省电力现货市场的整体架构、组织流程、出清机制、多市场衔接关系、交易规则、考核补偿体系以及市场力监管框架。报告指出，黑龙江省电力现货市场共涉及1个基本规则和8个配套实施细则，涵盖现货电能量市场交易、辅助服务市场、中长期交易、电费结算、计量管理、零售市场管理、准入管理和信用管理等核心领域，由调控、交易、营销、财务等部门牵头编制。现货市场以“中长期合约仅作为结算依据，现货交易采用全电量集中竞价”为基本交易模式，按照“日前市场+实时市场”双阶段组织运行，并通过与省间市场、中长期市场、调频市场、调峰市场的有序衔接，形成完整的电力市场交易体系。报告详细解读了市场成员的准入与分类、竞价机组的申报与出清规则、新型经营主体（独立储能、虚拟电厂）的参与方式、发电侧成本补偿机制、运行考核与获利回收体系，以及事前、事中、事后三位一体的市场力监管框架，为市场参与者理解和参与现货市场交易提供了全面的操作指引和规则依据。

二、现货电能量市场整体情况

（一）组织时序与组织流程

黑龙江省电力现货市场按照“日前市场+实时市场”的时序框架组织运行。日前市场在运行日（D日）的前一天（D-1日）组织开展，各市场主体在规定时间节点前完成申报，调度机构据此进行安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）优化计算，确定D日的机组开机组合、分时发电曲线及节点电价。实时市场则在D日当天滚动开展，沿用日前报价信息，根据超短期预测和实际运行状态进行滚动出清。

组织流程方面，市场主体需要在D-1日的规定时间节点前完成各类申报：发电企业申报D日96点发电预测曲线，新能源场站申报D日96点预测出力曲线，竞价燃煤机组申报启动报价、电能量报价、最大最小发电能力及爬坡速率，市场用户申报分时用电需求曲线，独立储能申报D日试验曲线，调频服务提供者申报调频里程价格和调频容量。调度机构同步准备市场边界条件，包括确定机组D日96点运行状态、每小时调频容量需求，并获取联络线预计划。在此基础上，调度机构进行省内日前电能量市场预出清并发布结果，各市场主体根据预出清结果参与省间日前现货市场申报。随后，调度机构获取省间辅助服务交易结果和联络线终计划，进行省内日前电能量市场正式出清，形成次日机组组合、发电计划曲线及节点电价，于D-1日17:30前发布出清结果。

实时市场方面，调度机构在D日日内滚动开展，新能源场站申报未来四小时超短期预测出力曲线，省间现货市场主体进行省间现货日内市场申报，调度机构获取省间联络线终计划后，开展T时刻至T+120分钟内的省内实时电能量市场出清，同时以小时为周期组织调频市场出清。

（二）出清机制

日前市场采用安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）工具进行集中优化计算，同时考虑机组申报的调频容量和调频报价，确定调用排序。SCUC负责在满足各类安全约束的前提下，确定机组的开机/停机组合方案；SCED则在机组组合确定的基础上，进行经济调度优化，确定各机组的分时发电出力和节点电价。

实时市场沿用日前报价信息，顺序开展调频市场和实时市场出清。实时市场每15分钟为一个交易时段，以超短期负荷预测和新能源功率预测为基础，滚动优化调整发电计划，确保电力实时平衡。

（三）市场衔接机制

1. 省内市场与省间市场的衔接。 在组织时序上呈现“省间先于省内”的特点。中长期层面，省间交易先于省内交易开展，形成省间联络线预计划。现货层面，以省间联络线预计划为边界开展省内预出清，市场主体根据预出清结果参与省间现货；省间现货出清结果以修改省间联络线终计划的形式改变省内市场边界，而后组织省内现货市场正式出清。省间现货卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清。偏差处理方面，省间联络线执行偏差纳入省间中长期偏差，省间现货部分无执行偏差。

2. 现货市场与中长期市场的衔接。 黑龙江省采用“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的交易模式。中长期电能量交易必须带曲线开展，双边协商交易由双方自行约定曲线，集中交易采用交易公告给出的典型曲线。中长期交易结果不作为调度执行依据，仅作为金融合约用于结算，即市场主体通过中长期合约锁定价格风险，实际发用电量以现货市场出清结果为准，两者之间的偏差通过结算机制进行处理。

3. 现货市场与调频市场的衔接。 现阶段调频市场以小时为周期组织交易，与现货市场分开运行、协调出清。D-1日，电力调度机构发布调频需求预测，组织经营主体申报调频容量与调频里程价格。调频服务提供者申报的价格和容量信息用于确定调用排序，调频市场出清结果影响机组在现货市场中的运行状态和收益。

4. 现货市场与调峰市场的衔接。 现货市场运行期间，黑龙江调峰市场与现货市场融合运行。火电机组第一段出力区间起点为最小发电能力，最后一段出力区间终点为最大发电能力。融合后，火电机组通过现货市场价格信号引导低谷时段深度调峰，不再单独组织调峰交易。现货市场未运行期间，则按照原黑龙江调峰市场规则执行。调峰报价分为三档，非供热期和供热期的划分标准略有不同，非供热期第一挡负荷率范围为35%-50%（纯凝）或35%-48%（热电），第二挡为25%-35%，第三挡为0%-25%；供热期第一挡纯凝机组为35%-48%，热电机组为35%-50%，第二、三挡与非供热期相同。各挡位报价下限均为0元/kWh，上限第一挡为0.4元/kWh，第二挡为0.7元/kWh，第三挡为1元/kWh。

（四）考核及补偿原则

电费结算按照“独立记账、逐项分摊”原则开展。中长期合约转化为金融合约，与现货市场出清结果进行偏差结算。结算科目分项设置，包括成本补偿、结构平衡费用、市场调节费用以及考核、补偿等费用，合理开展费用分摊或分享，确保各类费用来源清晰、去向可追溯。

三、现货电能量市场交易实施细则核心解读

（一）细则概述

《黑龙江省现货电能量市场交易实施细则》共分为十二章，涵盖了总则与适用范围、引用文件与名词定义、市场成员分类、中长期与现货市场衔接、省间与省内市场衔接、调频市场与现货市场衔接、日前市场组织流程、实时市场组织流程、发电侧成本补偿、运行考核与获利回收、市场干预与中止、市场力监管等多个方面，形成了完整的规则体系。

（二）市场成员分类

黑龙江省现货市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构（电力交易机构和电力调度机构）三类。

发电企业方面，燃煤机组按装机容量分为两类：10万千瓦及以上的为竞价燃煤机组，通过“报量报价”方式全电量参与现货市场竞价；10万千瓦以下为非竞价燃煤机组，在现货市场中优先出清。集中式风电和光伏场站（不含扶贫光伏）以场站为单位通过“报量报价”方式参与现货市场。水电、生物质及垃圾发电、分布式发电、背压机组以及自备电厂暂不参与现货市场。

用户侧方面，一类用户和售电公司以“报量不报价”方式参与，二类用户由售电公司代理，三、四类用户由电网企业代理购电，电网代理购电暂不参与现货市场交易申报。一类用户通过电力交易平台申报其D日的用电需求曲线，售电公司申报其代理用户的总用电需求曲线。若迟报、漏报或不报，则按照D日所持有的中长期合约分时电量合计值作为申报信息。用户日前申报的用电需求曲线即为日前市场出清结果，实际用电量与申报电量的偏差超出允许偏差范围的收益部分，纳入用电侧超额获利回收费用。

新型经营主体方面，独立储能可按自然月自愿选择通过“报量报价”方式或以“自调度模式”参与现货市场。虚拟电厂（负荷聚合商）满足条件后可按自然月全时段或选择固定时段申报量价曲线参与优化，能力校测不合格或自愿选择参与日前需求响应的则以全时段“报量不报价”方式参与。独立储能日内原则上执行日前充放电计划曲线，在实时现货市场中优先出清、不参与市场定价；参与调频市场的独立储能实时跟踪调频指令。实际充放电量执行偏差超过允许偏差率时，执行获利回收。

（三）日前市场核心规则

1. 申报与边界条件。 日前市场在D-1日组织，各主体需在规定时间节点前完成申报。新能源场站在D-1日08:15前申报D日96点预测出力曲线，迟报、漏报或不报时置为前一个有效申报日的滚动数据。对于同一调度单元下存在多个主体的新能源场站，须实现数据的分开预测、分别遥测、分别控制，以实现分开出清。非竞价燃煤机组同时提交96点发电需求曲线，经调度审核后优先出清。

2. 备用约束与检修计划。 调度机构根据系统运行需要制定正备用、负备用要求，日前出清结果须同时满足D日各类备用要求。特殊保电时期可调整备用约束限值。输变电设备停电检修计划、投产与退役计划基于月度计划结合电网实际运行状态批复确定。

3. 特殊机组出清方式。 特殊机组包括必开机组、必停机组、供热机组、调试（试验）主体等，具有更高的出清优先级。固定出力机组（必开机组必开出力、供热机组满足供热要求的出力部分、非竞价燃煤机组等）优先级最高，其后依次为“报量不报价”参与市场的独立储能和虚拟电厂的日最小负荷、调试（试验）机组。同报价情况下，新能源享有优先出清权，同报价段按有效申报容量比例分配中标出力。

4. 调试（试验）机组。 新建主体在并网调试期间按照调试需求安排发电，作为边界条件。完成整套设备启动试运行（D日）后参与D+2日的日前市场申报，D+2日零时起可正式参与现货市场。在运试验机组在试验时段内按调度批复的试验出力计划优先出清，非试验时段按正常规则参与出清。

5. 二级价格限值。 当日前市场出清的统一结算点电价处于价格限值的连续时间超过一定时长T后，执行二级价格限值。执行后，相应时段的全网各节点日前节点电价按照统一结算点电价与二级价格限值的比例进行等比例缩减。二级价格限值的上限参考长期平均电价水平确定。

6. 日前发电计划调整。 若运行日前电网边界条件发生重大变化，调度机构可根据日前机组启停排序和电网安全约束，基于经营主体的日前报价重新出清或调整调度计划。主要变化情况包括负荷预测较大变化、机组非计划停运、检修计划延期、联络线计划外调整、新能源出力大幅变化、输变电设备故障、政府临时保电环保要求等。

（四）实时市场核心规则

实时市场沿用日前报价信息，基于超短期预测滚动出清。独立储能在实时市场中优先出清、不参与定价，电力调度机构可依据电网安全、供需紧张、新能源消纳等需求调整其日内充放电计划。虚拟电厂（负荷聚合商）中直控型依据调频市场、需求响应交易情况参与实时优化，非直控型按日前出清或需求响应结果形成的计划曲线优先出清、不参与定价。实际用电量执行偏差超过允许偏差率时执行获利回收。

在实时运行调整方面，保供电时期可采取调整旋备、断面限额等措施；极端自然灾害时期可采取开机、停机、调整断面限额、临时安排输变电停运等措施。若实时边界条件发生重大变化，调度机构可进行日内电力平衡调整，调整后的出力作为边界条件不参与定价，事后测算因调整产生的损益纳入市场运营费用平衡处理。

当实时市场出清的统一结算点电价处于价格限值连续时间超过T后，同样执行二级价格限值。实时市场出清结果于D+1日17:30前发布。

（五）发电侧成本补偿机制

1. 启动补偿。 日前市场设定或优化启机的机组、日内应急新增开机的机组，在运行日内从停机状态变为开机状态并网运行，计为一次启动并计算启动费用。启动费用根据日前市场申报值计算。停机时间小于72小时按热态启动费用补偿，大于等于72小时按冷态启动费用补偿。日前市场披露的必开机组的启动补偿按政府主管部门核定的冷、热态启动成本计算。非停机组不享受启动补偿。

2. 特殊机组成本补偿。 对在现货市场中收益不能弥补生产运行成本的特殊机组进行补偿，包括四类：（1）日前/日内电网安全原因的必开机组（不含供热必开）、日内应急新增开机与停机机组；（2）日前可靠性机组组合校验新增开机与停机、日内新能源消纳原因应急新增开机与停机；（3）实时运行中指定出力机组；（4）市场干预期间总发电收入低于核定总发电成本的机组。

补偿计算公式为月度内各日补差之和，每日补偿取核定成本对应收益与实际电能收入之差的正值。算例显示，若某机组核定成本为300元/MWh，某日核定成本对应收益为12万元而实际电能收入为10万元，则补偿2万元；另一日核定成本对应收益15万元而实际收入17万元，则不补偿；第三日核定成本对应收益18万元而实际收入15万元，则补偿3万元，月度合计补偿5万元。

（六）运行考核与获利回收体系

1. 新能源功率预测偏差考核。 执行东北电网“两个细则”相关考核条款，对新能源场站功率预测偏差进行考核。

2. 执行偏差获利回收。 涵盖燃煤机组、新能源场站、独立储能、虚拟电厂四类主体。执行偏差率按实际功率与指令功率之差的绝对值除以指令功率计算，超过允许偏差率M2时认定为执行偏差时段。

燃煤机组执行偏差获利计算公式为：偏差电量（实际上网电量减实时出清电量）乘以（实时节点电价减成本）的正值。其中实时出清电量按相邻时段出清功率平均值乘以0.25小时再乘以（1-厂用电率）计算，成本取核定成本与报价对应成本的较小值。算例显示，某燃煤机组t时段实际上网电量500MWh，实时出清功率450MW，t+1时段460MW，厂用电率5%，核定成本300元/MWh，实时节点电价400元/MWh，则执行偏差率11%（超过5%允许偏差），偏差电量为500-108.0625=391.9375MWh，执行偏差获利39,193.75元。

新能源场站在出力限制时段的偏差仍执行“两个细则”考核；非出力限制时段且执行AGC指令的，偏差获利计算公式为偏差电量乘以实时节点电价再乘以系数M3的正值。独立储能的放电执行偏差和充电执行偏差分别按相应公式计算，虚拟电厂的用电执行偏差类似处理。

3. 非停获利回收。 燃煤机组因自身原因发生跳闸、临检、备用机组不能按调度指令并网等情况纳入回收范围。非停获利计算公式为日前出清电量乘以（成本减实时节点电价）的正值。非停考核仍执行“两个细则”相关条款。

4. 启停偏差获利回收。 机组因自身原因未按时并网且延迟超120分钟，或未按时停机且提前超120分钟，超出时间视为非停时段，按非停获利回收方式计算。非机组自身原因或经调度判定可豁免。

5. 限高考核。 指机组申报或实际最大发电能力小于额定有功功率允许值M5的情况。若实际出力达到实时最大发电能力的一定比例以上，考核费用为额定功率乘以M5减实时最大发电能力的正值乘以24小时乘以考核单价乘以系数M6；若实际出力低于该比例，则按额定功率减实际出力的差值乘以24小时乘以考核单价乘以系数M7。调频中标或被调用的机组可豁免，供暖期暂不执行。

6. 限低考核。 指机组实际发电能力未达到申报最小发电能力。在市场出清结果为最小发电能力的时段，若实际出力超过最小发电能力乘以（1+M2），考核费用为实际出力减实时最小发电能力的差值乘以24小时乘以考核单价乘以系数M8。调频中标机组、投入电蓄热的机组可豁免。

7. 最大/最小发电能力变更考核。 机组日内申请变更日前申报的最大或最小发电能力超过1次/台，需承担变更考核。最大能力变更考核为日内最大变更量乘以1小时乘以考核单价乘以系数M9，最小能力变更考核类似乘以系数M10。

（七）市场干预与中止

政府干预情形包括：电力供应严重不足、市场未按规则运行管理、规则需重大修改、发生恶意串通操纵行为、市场价格达到限值且触发管控条件等。省发展改革委、东北能源监管局可采取临时中止市场、中止部分规则执行、价格管制等措施。

市场运营机构干预情形包括：现货市场边界变化需重新出清、技术支持平台异常导致出清差错需校正、需应用市场力监测或二级限价等价格管制、电网事故或紧急情况按“安全第一”原则调整。若期间竞价燃煤机组总发电收入低于核定总发电成本（含启动成本），按核定总成本进行结算。

市场中止情形包括：电力系统故障导致拓扑重大变化或稳定破坏、极端自然灾害严重影响电力供应、技术支持系统重大故障导致日前23:00前无法出清或实时持续120分钟以上无法出清、其他重大突发情况。中止后，日前市场异常时由调度编制调度计划，实时市场正常则以实时结果和价格作为日前结果；实时市场异常时相应时段不出清，以日前价格作为实时价格；两者均异常时以实际执行结果和最近30天各结算时段统一结算点电价算术平均值作为出清结果。

（八）市场力监管

市场力监管构建了“事前—事中—事后”三位一体的监管框架。

事前措施在日前出清前开展，监测内容包括发电机组超成本报价、横向异常报价等行为。

事中措施在日前出清后应用管制容量价格检测机制。通过检测的机组报价直接参与出清，未通过的需采取缓解措施后再参与。当日前统一结算点电价高于管制容量监管基准价格时触发缓解条件。引入剩余供给指数（RSI），逐时段计算各发电企业或集团的RSI，低于临界值ROSI时需进行管制容量价格缓解。缓解措施为将机组按报价从高到低排序，用合理成本报价替换直至满足管制容量需求，重新出清。若两次缓解仍无法缓解，则应用事后措施。

事后措施在出清结果发布后开展，监测内容包括出清价格、异常收益等，方法包括二级限价、以近期平均价格结算、历史价格影响测试等。

持留行为识别涵盖物理持留（故意限制发电能力）和经济持留（不经济报价抬高关联主体收益）。监测情形包括非计划停运、无故申请检修、无故降低出力、突然改变报价习惯、拥有市场力并行使、通过价差合约套利等。

串谋行为识别针对不具有实际控制关系的经营主体通过串通报价协调竞争关系。监测情形包括集中交易申报、信息化平台数据交互、关联性申报行为、使用他方交易账号等。

操纵行为识别针对频繁改变设备参数、实际运行参数与注册信息偏差较大、发布虚假信息引导价格、炒作可再生能源价格在绿证和碳交易中牟利等行为。

四、结语

本报告系统梳理了黑龙江省电力现货市场的整体架构与核心规则，展现了该省电力现货市场建设的基本框架和运行逻辑。报告的核心价值在于：一是明确了“中长期金融合约+现货全电量竞价”的市场模式，阐明了中长期市场、省间市场、调频市场、调峰市场与现货市场的衔接关系；二是详细解读了日前市场和实时市场的组织时序、申报流程、出清机制和结果发布规则；三是系统阐述了发电侧启动补偿、特殊机组成本补偿、各类运行考核与获利回收的量化规则和计算方法；四是构建了涵盖政府干预、运营机构干预、市场中止与恢复的多层级市场风险防控体系；五是建立了事前、事中、事后相结合的市场力监管框架，明确了持留、串谋、操纵等不正当行为的识别标准。该规则体系的建立，为黑龙江省电力现货市场的规范运行提供了制度保障，也为各类市场主体理解规则、参与交易、管理风险提供了清晰的操作依据。