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　　储能与电力市场获悉，近日，河南省发改委发表了《关于征求电力现货市场结算试运行工作方案意见的通知》，针对《河南电力现货市场2025年第一次结算试运行工作方案》征求意见（以下简称《工作方案》）。河南，将于5月份适时开展现货市场结算试运行。

　　《工作方案》明确了扩大用户侧参与范围、探索新能源入市机制和电量比例，测算新能源大发时期市场不平衡费用规模、评估各类市场风险等，是此次试运行的主要工作目标。

　　全面评估我省电力现货市场规则体系、系统参数设置的有效性和合理性，持续检验电力现货市场技术支持系统稳定性、可靠性，全面验证电力现货市场业务流程的规范性。扩大用户侧参与范围，探索新能源入市机制和电量比例，测算新能源大发时期市场不平衡费用规模，分析发电侧、用户侧、新型经营主体收益变化，评估各类市场风险，为长周期结算试运行做好准备。

　　《工作方案》给出了此次参与试运行的发电侧经营主体、独立储能电站名单。具体包括：

　　所有参与现行中长期交易的统调燃煤发电企业、集中式新能源场站（包含110千伏接入的分散式风电项目，不包含扶贫项目）。其中，集中式新能源场站共计391个。独立储能电站共计8个，总规模750MW/1500MWh。

　　用户侧，工作方案给出了110千伏及以上市场化用户及其代理售电公司名单，同时要求普通市场化电力用户原则上应参与现货市场。另外，《工作方案》鼓励虚拟电厂（分布式聚合商）参与现货市场。

　　此次试运行，现货电能量市场申报最低限价为50元/MWh，最高限价为1200元/MWh。后续按照国家要求逐步调整限价范围。

　　燃煤发电机组“报量报价”参与现货市场，集中式新能源“报量不报价”参与现货市场，独立储能“报量不报价”参与现货市场。

　　其中，独立储能企业申报运行日96点充放电曲线。《工作方案》规定了储能的电费结算具体规则：

　　在日前申报日前运行曲线，上网电量接受储能电站所在分区的发电侧日前现货价格，下网电量接受日前现货全网发电侧加权平均电价。实时市场按照日前运行曲线调用，上网电量偏差部分按照储能电站所在分区的发电侧实时价格结算，下网电量偏差部分按照实时现货全网发电侧加权平均电价结算。若因自身原因造成实时运行曲线与日前运行曲线不一致，偏差损益由自身承担；若因电网原因造成实时运行曲线与日前运行曲线不一致，偏差盈利自留，损失按照日前应得收益进行补偿。

　　另外，各燃煤机组作为调频资源通过市场技术支持系统申报调频服务价格，单位为元/MW，申报价格的最小单位是0.1元/MW，申报价格范围暂定为0-15元/MW。各调频资源的调频容量按照其申报的可调范围上下限确定。

　　对于新能源电站，《工作方案》规定本次试运行，集中式新能源10%上网电量按照所在分区对应时段发电侧实时现货价格结算，90%上网电量仍按现行政策根据当月其余天数调峰辅助服务市场平均度电分摊价格承担调峰费用。