上海市发展和改革委员会
关于同意开展上海电力现货市场第二次结算试运行的复函
国网上海市电力公司:
你公司《关于上报上海电力现货市场第二次结算试运行工作方案的请示》(国网上电司调控〔2025〕50号)收悉。经商华东能源监管局、市经济信息化委，现将有关事项函复如下:
一、根据国家发改委、国家能源局关于推进电力现货市场建设的进度要求和市政府工作部署，同意按照你公司上报的《上海电力现货市场第二次结算试运行工作方案》(以下简称《方案》)，于2025年1月26日-31日组织开展结算试运行，并选择一天进行实际结算，其他试运行日开展模拟结算并出具模拟结算单。
二、本次试运行中，燃机参与市场部分电量执行度电补贴政策和收益调整机制，燃机度电补贴暂定为现行两部制电价下燃机上网电量电价与燃煤机组标杆上网电价上浮 20%的差值。二级价格限值暂定为燃煤机组标杆上网电价的1.5倍(623.25 元/兆瓦时)，触发条件L取值暂定为1(即现货运行日的日前或实时现货出清均价高于二级价格限值累计达到1个运行日则启动二级限价机制)。后续将根据政府价格主管部门的相关政策文件执行。
三、试运行期间，请你公司会同上海电力交易中心认真做好电力现货市场结算试运行的组织工作，做好现货技术支持系统出清计划和实际生产的衔接，与燃气企业共同做好燃气机组日用气量管理相关工作。在交易组织中要贯彻落实好国家春节期间保供稳价的各项要求，严格执行《方案》中的风险防控措施，确保春节期间电力供需和市场运行平稳有序。
四、请你公司会同上海电力交易中心引导市场主体积极参与电力现货市场交易，做好市场主体的培训和宣贯工作，指导市场主体正确理解规则，做好市场信息披露工作。营造良好的电力市场改革氛围，不断推进与优化电力现货市场试运行工作，保证电力市场建设平稳有序。
上海市发展和改革委员会
2025年1月26日
附件
上海电力现货市场第二次结算试运行工作方案
为加快推进上海电力现货市场建设工作，根据上海电力现货市场建设实际情况，定于2025年1月开展第二次结算试运行，为确保现货市场结算试运行期间电网安全稳定、市场平稳有序运行，特制定本工作方案。
一、工作目标
(一)检验现货市场相关规则体系的合理性和有效性。
(二)检验现货市场技术支持系统连续运行的稳定性和可靠性。
(三)检验省内现货市场与中长期市场、辅助服务市场、跨省区市场以及省间辅助服务市场街接的有效性和连贯性。
(四)通过结算试运行，提高用户侧对现货市场建设相关工作的参与意识和理解掌握程度。
(五)验证现货市场结算体系的合理性和准确性。(六)检验现货市场的运行风险，包括但不限于价格异常风险、市场主体盈亏风险等，为现货市场长周期结算试运行积累经验。
(七)检验春节低负荷时期现货市场与实际生产的衔接。
二、时间安排
本次结算试运行时间拟定于2025年1月26日开始，为期6天:1月26日为首个申报日，1月27日至31日为运行日。根据电网实际运行情况,在满足电网安全运行、电力可靠供应的基础上开展。
三、规则依据
本次结算试运行依据《上海电力现货市场实施细则(结算试运行2024年修订版)》(以下简称《实施细则》)开展，《实施细则》未明确的按照本工作方案执行。
四、市场主体参与范围
发电侧市场主体为统调公用常规燃煤机组以及6家燃机电厂(包括调峰燃气机组和热电联产燃气机组)，具体名单见附表一:用户侧市场主体范围继续覆盖所有用户侧主体，包括直接购电用户和电网企业代理购电用户
五、结算试运行组织
(一)中长期交易组织
本次结算试运行期间，发用双方依据签订的分时段合约电量(含省间中长期合约)合理参与现货交易。本次结算试运行不开展燃气电厂中长期交易，即燃气电厂无中长期合约电量;燃煤电厂中长期合约电量，暂按自然月同时段内各时点等比例或典型曲线分配的原则进行曲线分解;发电侧可暂按机组额定容量比或发电量比，分解形成机组曲线。
(二)燃气机组参与容量市场
本次结算试运行不组织燃气机组容量市场交易。
(三)燃气机组参与电能量市场
燃气机组参与电能量市场参照《实施细则》相关规定执行本次结算试运行执行燃气机组度电补贴和收益调整机制，调峰燃气机组的优先市场占比可设定为20%，热电联产燃气机组的优先市场占比可设定为5%。
1.度电补贴
每日开展日清分结算时，若现货运行日的日前或实时现货出清均价高于二级价格限值，并且累计达到L个现货运行日后，对于结算试运行期间所有高于二级价格限值的现货运行日，各燃气机组的市场化优先发电不得享受度电补贴价格。度电补贴价格由政府价格主管部门确定。
2.收益调整机制
对于参与电能量市场的燃气机组，原则上按日计算峰段出清占比并据此进行收益调整。燃气机组分为调峰燃气机组和热电联产燃气机组两种类型，同类型燃气机组按照峰段出清占比进行排名。各燃气机组的度电电价上限暂定为政府授权合约电价的110%，下限暂定为政府授权合约电价的95%。
每日开展日清分结算时，分别计算各燃气机组在运行日的峰段出清占比，具体计算方法为:先计算运行日高峰时段和尖峰时段的日前现货出清电量之和，再除以运行日全天的日前现货出清电量之和。然后，再根据所有同类型燃气机组的相关日前现货出清电量计算得出平均峰段出清占比。
在同类型燃气机组中，一是对于峰段出清占比不低于平均峰段出清占比的燃气机组，市场化优先发电当日所有时点的平均日清分实付度电价格不得低于政府授权合约电价的95%与度电补贴价格(若有)之差。其中，对于峰段出清占比不低于平均峰段出清占比且排名前两位的燃气机组，市场化优先发电当日所有时点的平均日清分实付度电价格不得高于政府授权合约电价的110%与度电补贴价格(若有)之差;对于峰段出清占比不低于平均峰段出清占比的其他燃气机组，市场化优先发电当日所有时点的平均日清分实付度电价格不得高于政府授权合约电价的105%与度电补贴价格(若有)之差。二是对于峰段出清占比低于平均峰段出清占比的燃气机组，市场化优先发电当日所有时点的平均日清分实付度电价格不得低于政府授权合约电价的95%与度电补贴价格(若有)之差，同时不得高于政府授权合约电价与度电补贴价格(若有)之差。
每日开展日清分结算时，在根据电能量市场二级价格限值进行调整后，各燃气机组的日清分实付费用再根据以上方法进行调整(不含度电价格补贴费用)，实付与应付费用形成的差额纳入双轨制不平衡资金进行分摊或返还。对于被市场运营机构设置为必开必停机组的燃气机组，视作峰段出清占比不低于平均峰段出清占比的其他燃气机组予以处理。
(四)结算试运行准备阶段
1.在当前试运行工作小组的基础上，参与本次结算试运行的新增市场成员报送工作联系人至市场运营机构。
2.市场运营机构完成对市场主体的第二次结算试运行工作等方面的答疑和培训，以及相关技术支持系统操作培训。
3.发电侧市场主体可在电力交易机构平台上对前期申报的机组运行参数和缺省申报参数进行修改，具体申报参数见附表二，具体市场运营参数建议值见附表四。
4.电力交易机构向电力调度机构推送各市场主体中长期交易汇总曲线。
5.在本次结算试运行正式开展前，各市场成员做好有关技术支持手段满足结算试运行要求的准备。
(五)结算试运行开展阶段
备注:若省间现货、华东区域辅助服务市场交易或省间联络线计划下发等延后，上海电力现货市场交易组织也相应顺延。
2.D-1日安排
(1)市场交易
D-1日开展日前电能量市场交易。根据政府主管部门相关要求，燃气企业、发电企业及电网企业共同会商形成的燃气机组日用气量建议值作为燃气机组参与日前现货市场的发电用气约束。
(2)市场申报
结算试运行期间，市场主体每日开展日前电能量市场申报。发电侧市场主体报量报价参与日前电能量市场，用户侧市场主体报量不报价，作为价格接受者参与日前电能量市场，具体申报信息详见附表五。发电侧市场主体按规定时间申报量价信息，在市场申报关闸前，未及时、正确申报的，采用缺省报价作为申报信息。发电侧市场主体电能量报价为不同出力区间时间单位电能量的价格,最多可申报10段,报价曲线必须随出力增加单调非递减，每段报价段的长度不能低于机组额定有功功率与最低技术出力之差的5%。
日前现货交易申报方面，本次结算试运行期间，拟采用日前预测统调负荷曲线扣减直接购电用户(含售电公司，下同)日前申报用电曲线的方式，形成电网公司购电用户日前申报用电曲线(包括相关分布式电源自发自用电、自备电厂自发自用·电、集中式电源厂用电、综合网损用电、代理购电用户、居民农业用户等成分或主体的用电曲线，不包含省间外送交易的用电曲线。下同)。
针对用户侧主体漏报、虚报等申报不规范等行为，根据本次结算试运行申报情况，探索后续建立“事前风险提示+事后跟踪评价”的闭环机制。
(3)市场出清
日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展，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、发电出力曲线以及节点电价。日前电能量市场以每15分钟为一个交易出清时段，出清结果包含运行日96个交易出清时段。
3.D日安排
(1)日内燃气机组启停
调度机构视情况可采取设置必开、必停机组方式，按照调峰燃气机组日前报价高低，根据电网的实际需要安排燃机日内启停。
(2)市场申报
实时电能量市场采用日前申报的量价信息，市场主体不再另行申报。
(3)市场出清
实时电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展，采用安全约束经济调度(SCED)算法进行集中优化计算，出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和节点电价。实时电能量市场按照15分钟间隔滚动出清，以每15分钟为一个交易出清时段，出清结果包含未来15分钟至未来2小时的8个交易出清时段。
4.备用市场组织实施
一级备用采用与电能量联合出清的交易模式。调度机构提出备用容量需求,实时运行中根据系统实际运行情况将实时电能量与一级备用进行联合优化，得到一级备用市场的正式出清结果。
5.市场与生产衔接
(1)本次结算试运行原则上按照电网实际数据信息开展现货市场交易，在确保电网安全稳定运行的前提下开展实际调电，根据日前市场出清结果，确定调电当日机组启停方式，根据实时市场出清结果，确定机组实际发电出力。现货系统将实时市场每15分钟滚动出清的最近时点出清结果下发调度自动发电控制系统(AGC)，调度自动发电控制系统将出清结果分解成AGC指令发送机组，机组根据AGC指令调整出力。同时调度机构对参与市场的发电机组不再发布开停磨煤机指令，现货系统将实时市场每15分钟滚动出清的未来2小时出清结果通过厂网交互平台下发发电厂，发电厂根据出清结果自行预判并开停磨煤机。如果发电机组无法接收AGC指令的，应严格按照厂网交互平台下发的最近时点出清结果调整发电出力。
(2)本次结算试运行期间，参与市场的燃煤机组原则上不受前期调停计划的约束，正常参与现货市场申报，按照现货市场出清结果实际启停机组。
(3)如果日前电能量市场未能在D-1日的17:30前完成正式出清，可视情况中止市场交易，按照计划模式确定日前调度计划，以D日实际执行的结果以及实时电能量市场价格作为日前市场的结算依据。
(4)本次结算试运行暂由调度机构与燃气企业协商确定燃气机组日用气量约束范围或建议值，向政府主管部门报备后，向市场主体披露，纳入现货市场优化出清。
6.上海电力现货市场与上海电力调峰市场的街接
本次结算试运行期间，上海电力调峰辅助服务市场不再运行。参与上海电力调峰辅助服务市场的燃煤机组在现货市场出清结果实际出力降低至有偿调峰基准值以下或实际停机的，不再给予相应补偿。
7.上海电力现货市场与省间市场的街接
本次结算试运行期间,按照上海现货市场出清结果确定机组启停和出力计划。参考上海现货市场出清价格，电网企业可代理参与日前和日内各类省间市场交易，助力上海工商业用户用电成本降低，服务全网春节期间新能源消纳。
加强上海电力现货市场与长三角富余新能源消纳、富余需求侧可调节资源互济交易的衔接。
8.市场结算
本次结算试运行选择一天进行实际结算，其他试运行日开展模拟结算并出具电能量模拟结算单，其中，发电侧、用电侧以每15分钟为一个清算时段完成日清分。市内现货市场结算考虑与省间现货、华东备用辅助服务市场、华东调峰辅助服务市场衔接。原则上，日前市场根据日前现货出清价格进行全电量结算，实时市场根据实际上网电量(或实际用网电量，可视情况进行近似或拟合)，与日前市场的出清上网电量的差值进行偏差结算，日前市场的出清上网电量暂按出清发电量和市场化机组申报厂用电率计算得出，偏差结算价格为实时市场价格，中长期合约根据合约电量进行差价结算，差价为合同约定价格和日前市场价格的差值。市场运营机构负责做好数据拟合工作。
在日前和实时现货市场中，发电侧采用节点电价，用电侧采用统一结算点电价。发、用两侧电能量费用包括日前现货电能量费用、实时现货电能量费用、中长期合约费用等，同时开展机组成本补偿费用计算。
(1)电能量市场二级价格限值
每日开展日清分结算时，若现货运行日的日前或实时现货出清均价高于二级价格限值，并且累计达到L个现货运行日后，对于结算试运行期间所有高于二级价格限值的现货运行日所有时点，日前或实时现货统一结算点电价均按照等比例原则调减，对应发电侧的结算电价同步调减。二级价格限值及L取值由政府价格主管部门会同有关主管部门、国家能源局派出机构确定并发布。
(2)日清分结果纳入月度结算
日清分结果纳入月度结算参照《实施细则》相关规定执行。
(3)不平衡资金
不平衡资金结算方面，在本次结算试运行中，根据计量采集曲线数据、现货出清曲线数据、历史电量或曲线数据、省间交易日计划预测值和执行值等曲线数据，通过近似测算和数据拟合等方式，全面形成优发优购、代理购电用户和省间购售电等各成分的每日96点数据，并据此开展电能量市场相关不平衡资金的测算和分摊。
不平衡资金的归类与分配以及向家坝市场化优先发电实际执行电量的计算参照《实施细则》相关规定执行。
(4)偏差收益转移结算
偏差收益转移结算参照《实施细则》相关规定执行，本次结算试运行暂定实时市场分时偏差电量的允许偏差比例为20%。
(5)配套措施
为做好本次结算试运行与现行月度结算规则的衔接，防范市场大幅波动风险,可密切跟踪市场主体在现货结算日形成的实付或实收电能量费用与按照现行月度结算规则计算得出的对应的月度结算费用，若两者的月度结算差额较高或形成较大争议，可根据实际情况及时妥善处理，对于相关(或所有)市场主体暂时冻结相关月度结算差额,视情况往后滚动结算或采取其他相关措施。同时，对用电主体持续开展需求申报跟踪，并视情况采取对应的风险防控手段。
9.电量计量
市场主体的分时计量数据(或相关近似或者拟合数据)作为实际上网电量(或实际用网电量)用于市场结算。其中，保障用电包括居民农业等保障性用户用电以及上海电网综合线损、抽水电量等保障电网运行的电力电量,代购用电包括代理购电用户用电以及相关省间外送等电力电量。
市场主体应具备电力、电量分时计量与数据传输条件。计量周期和自动抄表频次应当保证结算需要，数据准确性、完整性、可靠性应能满足要求。电网企业应及时将发电企业或机组、电力用户的计量数据传输给市场运营机构，当计量数据缺失时，由电网企业按照规则进行数据拟合。数据来源和数据拟合参照《实施细则》相关规定执行。
10.风险管控
坚持安全第一原则，当现货市场技术支持系统运行异常、出清结果不满足安全运行要求等情况下，优先通过调整边界数据实时市场重新出清解决，必要时在相应时段、对相应机组实施人工干预，并做好记录和事后分析。
(1)现货支持系统异常
风险分析:现货支持系统异常包括现货市场无出清结果、系统不收敛、出清计划值发送异常等情况。
管控措施:对于现货市场无出清结果、出清计划无法发送至AGC控制系统等情况，应终止试运行，将机组控制模式切回传统计划控制模式，并及时分析排查异常原因。调度机构根据系统运行状态，以保证电力有序供应、保障电网安全运行为原则，对发电机组的发电计划进行人工调整。
(2)出清结果异常
风险分析:系统出清结果发生异常，如出清结果为0，出清结果超过机组额定容量等情况。
管控措施:为防止异常出清结果对电网运行带来风险，试运行期间，值班调度员发现出清结果异常情况，必要时人工干预现货出清计划，保证电网安全运行。若异常情况频繁出现，可按照相关要求及时终止试运行，由现货市场技术支持系统厂家跟进排查原因，排除故障后再恢复试运行。
(3)边界条件异常
风险分析:试运行过程中，因系统边间条件短时发生变化如外部电网事故、网调修改受电计划、临时检修等情况对电网提出新增断面控制要求，将造成局部断面越限甚至出清结果异常。
管控措施:因边界条件变动导致现货市场出清结果异常或局部地区断面越限等情况，在必要时可终止试运行，并由相关人员及时维护实时现货市场边界条件，确保实时市场边界条件准确后，再恢复市场运行。
(4)电网异常
风险分析:试运行期间，电网发生负荷突变、发输变电设备紧急缺陷或事故跳闸等原因，出现系统备用不足，局部断面过载等紧急情况，威胁电网安全运行。
管控措施:调度机构应密切监视电网运行情况，必要时人工千预机组计划，保证电网频率、电压在合格范围内，相关断面不超过安全稳定限额。若出现严重异常情况，应及时终止试运行，恢复传统控制模式，待电网恢正常后，再恢复结算试运行。
(5)电厂通过报价操控开机
风险分析:试运行过程中，电厂通过报价操控开机方式，造成试运行日与前一日开机方式有较大变化，影响电网安全运行。
管控措施:发生电厂通过报价操控开机方式，造成开机方式变动较大的情况，调度机构可进行人工干预，选定部分机组作为必开/必停机组，以保证电力有序供应、保障电网安全运行为原则，对发电机组的发电计划进行人工调整。
11.信息披露
电力交易机构通过技术支持系统，按规定、及时向市场主体披露日前、实时市场运营相关信息。具体按照《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)要求，结合本次结算试运行实际情况，做好现货试运行期间的信息披露工作。
日前市场出清前发布各类电网运行边界条件和机组运行边界条件等信息。日前市场出清后发布相关出清类信息，日内滚动发布实时市场出清类信息。事后发布市场实时运行信息及清算信息。结算试运行安排出现临时调整，市场运营机构将及时向市场主体发布相关信息。
管网公司应在燃气消纳有特殊要求情况下按日披露相关管网压力信息，液位信息以及船期信息，确保燃气约束设置合理、公开、透明。
12.其他要求
(1)各市场主体在规范参与市场运营同时，均应继续严格遵守调度纪律，服从调度指令。对试运行期间无故不执行调度指令的行为，按照相关规定从重处罚。
(2)本工作方案中有关市场主体、市场参数、结算方式等安排仅用于本次结算试运行。
(六)结算试运行总结阶段
1.各市场成员对结算试运行全过程建立台账，详细记录结算试运行的每个步骤和环节、发现问题的处理措施和结果，在结算试运行结束后5个工作日内，将相关意见建议反馈至市场运营机构。市场运营机构对结算试运行开展、市场成员参与及工作成效等情况进行总结评估，并报送上海市发改委。
2.根据结算试运行结果及市场成员反馈的意见建议，由电网企业牵头上海电力现货专班研究修改完善市场规则，在此基础上进一步做好对市场主体的规则宣贯培训。
3.根据结算试运行结果及其他市场成员反馈的意见建议，市场运营机构开展技术支持系统改进完善工作，在此基础上进一步做好对市场主体的技术支持系统操作培训。
4.结合本次结算试运行的结果及市场规则、技术支持系统改进完善情况，电网企业牵头上海电力现货专班研究编制第二次结算试运行工作方案。
上海市2021年风电、光伏项目
上海市发改委关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（沪发改能源〔2021〕20号 ） 20210118
- 确认本市2020年度光伏发电建设规模为215.3657兆瓦；
- 各区在不发生弃光、满足消纳条件的前提下，备案总规模不受规模实施方案的限制；
- 自2021年起，市发展改革委将根据国家下达的本市消纳责任权重和本市可再生能源发展目标，于每年上半年下达年度可再生能源建设任务。
上海市2020年风电、光伏项目
国网上海营销部关于上海吉祥航空等分布式光伏电力消纳意见（国网上电销〔2020〕63号）20200610
- 原则同意上海吉祥航空等135个项目（总容量99.7MW）接入电网；
- 在确保电网安全的前提下，按照国家要求优先全额消纳本批次项目上网电量。
上海市发改委关于做好2020年光伏发电项目建设有关工作的通知 （沪发改能源〔2020〕48号）20200409
- 平价光伏项目：2020年4月20日前，各区发展改革委应将申报文件（含项目信息及支撑文件）上报我委，申报项目应确保在2020年底前完成备案并开工建设。
- 竞价光伏项目：5月31日前，各区发展改革委将项目申报表、相关支持性文件及说明书面报送我委；6兆瓦及以上光伏电站企业须在5月25日前在线提交竞价资格申请；分布式光伏发电企业不需提交竞价资格申请，可直接填报分布式发电竞价项目信息。
上海市发展和改革委员会关于2020年度光伏发电有关工作要求的通知（沪发改能源〔2020〕5号）20200113
- 关于2019年建设规模：本市2019年度光伏发电建设规模为210 兆瓦；
- 关于2020年工作:于2月28日前将本区2020年度光伏发电建设规模计划及实施方案上报市发展改革委。
关于印发《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（2020版）》的通知（沪发改规范〔2020〕7号）20200602
1.海上风电。近海风电奖励标准为0.1元/千瓦时，深远海风电项目奖励标准另行研究确定。
2.光伏项目。2019年光伏电站奖励标准为0.3元/千瓦时，分布式光伏（含户用光伏）奖励标准为0.15元/千瓦时（学校光伏为0.36元/千瓦时）。2020年、2021年投产光伏项目奖励标准以2019年标准为基准分别减少1/3、2/3。2019年底前完成备案并开工、2020年6月底之前建成并网的项目，可享受2019年的奖励标准。2020年内完成备案并开工、2021年6月底之前建成并网的项目，可享受2020年的奖励标准。
- 上海市发改委关于做好2019年光伏发电项目建设有关工作的通知（沪发改能源〔2019〕68号）20190617
- 上海市发展改革委关于公布2018年第三批可再生能源和新能源发展专项资金奖励目录的通知（沪发改能源〔2019〕45号）20190408
- 上海市发改委关于降低本市一般工商业电价有关事项的通知（沪发改价管〔2019〕15号）20190329
- 上海市发改委关于调整可再生能源资金扶持政策支持光伏发电持续发展有关事项的通知（沪发改能源〔2019〕33号）20190311
- 沪发改能源〔2018〕188号-关于公示上海市“十二五”以来光伏项目有关情况的通知20181225
- 20181130沪发改能源〔2018〕163号-关于公示上海市“十二五”以来风电项目有关情况的通知
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