北极星售电网获悉，日前河南省发改委复函国网河南省电力公司，同意开展电力现货市场短周期调电（结算）试运行。《河南电力现货市场短周期调电（结算）试运行工作方案》中提到，拟于11月16日至23日开展电力现货市场调电试运行，其中11月16日-22日组织开展日前市场，11月17日至23日组织开展日内市场，并根据调电试运行情况选择调电试运行期间市场偏差费用最小的2天开展结算试运行。
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调电（结算）试运行关键事项说明如下：
（一）市场主体范围
发电侧：2020年12月31日后并网且不享受补贴的集中式新能源发电企业、所有参与现行中长期交易的燃煤发电企业（不包含5家骨干电解铝发电企业的8台机组）。
用户侧：110千伏及以上电压等级的电力批发用户和代理110千伏及以上电压等级电力用户的售电公司。
（二）中长期合同电量分解
参与现货交易的市场主体中长期合同分解由合同双方按照本方案进行分解，暂不参与现货交易的市场主体中长期合同分解依据电力市场实际情况进行分解。
（三）日前申报
1、发电侧
燃煤发电机组：“报量报价”参与现货市场。燃煤发电机组电能量报价采用分段报价的方式，报价数据包含10个出力点及对应价格，第一个出力点为机组初始额定容量的50%,最后一个出力点为机组的额定容量，报价曲线必须随出力增加单调非递减。
新能源发电企业：2020年12月31日后并网且不享受补贴的集中式新能源“报量不报价”参与现货市场。新能源发电企业需通过电力交易平台申报96点预测曲线，该申报曲线应和调度采集的负荷预测曲线保持一致，日前申报发电负荷预测优先出清，接受日前市场现货价格，日内偏差按照日内现货价格结算。申报曲线和实际发电量偏差超过允许的预测偏差率获得的超额利润纳入“新能源场站超额获利收益回收”，计入市场偏差费用在发电侧分摊。风电场允许的预测偏差率为20%，光伏电站允许的预测偏差率为15%。参与现货的集中式新能源机组不参与结算期间深度调峰辅助服务分摊。
本次未参与现货的集中式新能源结算方式不变。
2、用户侧
售电公司及电力大用户：“报量不报价”参与现货市场。在日前申报运行日每小时电能量需求，运行日累计用电量需求限额为运行日中长期合同电量的80%—120%之间，日用电量需求确实超过运行日中长期合同电量的120%时，需联系电力交易中心进行人工确认。日前市场中申报的用电需求曲线与其实际用电曲线之间的偏差不得超出允许偏差范围。当实际偏差率高于允许最大申报偏差率（本次结算试运行暂按照10%执行）时，应将对应的现货电能量市场结算收益回收。“用户侧偏差回收费用”纳入市场偏差费用在发电侧分摊。
3、申报参数
现货电能量市场申报最低限价为200元/兆瓦时，最高限价为800元/兆瓦时。
（四）结算方案
1、日清算
日清算费用包括电能量费用及资金余缺类费用。发电侧日前、实时市场电价采用分区电价（分豫北、豫西、豫中东、豫南四个价区），用户侧日前、实时市场电价采用全网发电侧加权平均电价。(用户侧市场主体电能量费用不包含输配电价、政府性基金附加等，下同)。
本次结算试运行期间，现货批发市场主体电能量费用在日清算时采用三部制结算模式，包括中长期合同电费、日前市场偏差电能量电费和实时市场偏差电能量电费。
2、月度结算
现货批发市场主体月度电能量费用=结算试运行期间日清算电能量费用+非结算试运行期间电能量费用。
非结算试运行期间电能量费用=月度中长期电能量均价×（月度实际电量-结算试运行期间实际电量）。
月度中长期电能量均价=月度中长期电能量费用（不含月度中长期偏差责任费用）/月度实际电量。
月度结算时，资金余缺类费用结算包括日清算时结算的资金余缺类费用、市场电能量发用结算偏差费用及按照资金余缺分配原则的分摊（或返还）费用。电网企业保障居民农业用电价格稳定新增损益（含偏差电费）、用户侧因执行1.5倍代理购电价格产生的盈余仍然按照现行方式由电网企业负责进行结算和疏导。资金余缺结算中的其他费用不再结算。
