利好分布式光伏！国家能源局发布新政 分布式电力现货交易市场即将开放！

2018年4月17日，国家能源局综合司下发《关于征求电力现货市场相关功能规范意见的函》，这也许标志着，2018年底前，在8个试点地区，电力现货市场即将开放!

根据征求意见稿中的定义，分散式电力市场是指：

主要以中长期事物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式。

1、现货开放将提高分布式光伏项目的收益!

结合之前发布的《分布式电量交易办法》，现货市场的开放，无疑会大幅提高光伏项目的收益!以全额上网为例：

在分布式电量交易市场开放之前，项目电价=脱硫煤电价+国家补贴

在分布式电量交易市场开放之后，项目电价=交易电价+90%国家补贴

开展现货交易，将极大提高交易电量的比例;而且，由于光伏出力主要集中在电价的高峰段、平段。因此，现货交易下，分布式光伏电量会获得更高的交易电价

2、现货开放后，“分布式光伏+储能”价值凸显!

现货市场开放后，预期峰谷电价会进一步拉大，电价差提高。一般认为，当峰谷价差达到0.6元/kWh以上时，储能就可以实现经济型。而目前，在用户侧最有发展潜力的电源形式，无疑是分布式光伏。现货市场的开发，无疑会促进“分布式光伏+储能”市场的发展。

3、“分布式光伏”发展已经势不可挡!

虽然上周《分布式光伏管理办法》(征求意见稿)的推出，将“全额上网”分布式光伏纳入指标管理，同时限制“自发自用、余电上网”分布式的消纳电量要在50%以上。

而现货市场的开发，无疑给“自发自用”带来更加广阔的空间!

目前，全国的工商业电价6：00~18：00的平均电价，已经基本高于所在地的光伏标杆电价;

全国的大工业电价6：00~18：00的平均电价，已经与所在地的光伏标杆电价相差不大。

因此，开放现货市场交易后，分布式光伏项目在用户侧以大工业电价、工商业电价交易，即使不要补贴，分布式光伏项目也会有较好的收益;如果再考虑国家补贴，那收益就更好了!

可见分布式电量现货市场的开发，让“分布式光伏”可以实现不要补贴的市场化运行。

综上所述，“分布式光伏”发展已经势不可挡!

原文件如下：

编制说明

按照2017年8月国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，为促进建设统一开放、竞争有序的电力市场体系，引导8个试点地区有序推进电力现货市场建设试点相关工作，国家发展改革委、国家能源局组织研究编制了电力现货市场运营和结算系统功能规范(以下简称功能规范)。

一、起草过程

2017年9月，国家发展改革委、国家能源局委托电力规划设计总院组织国电南瑞、中国电科院、国网能源研究院、南网科研院、清华大学、华北电力大学、北京科东公司等多家单位组成研究组，共同研究编制功能规范。在同步开展近20项配套课题研究基础上，2017年12月底形成功能规范初稿;在多次充分吸收有关专家意见基础上，2018年3月底修改形成功能规范征求意见稿。

二、主要内容

根据中发9号文配套文件二，电力市场主要分为分散式和集中式两种模式。从业务功能上看，电力现货市场相关系统主要包括运营和结算系统。考虑到不同市场模式下电力现货市场运营系统功能规范差异较大，按照市场模式分别编制分散式和集中式运营系统功能规范。考虑到不同市场模式下电力现货市场结算系统功能规范差异较小，不区分市场模式，统一编制结算系统功能规范。

一是分散式和集中式电力现货市场运营系统功能规范主要内容，均包括适用范围、术语定义、总体要求、总体框架、相关子系统具体功能规范要求等。二是电力现货市场结算系统功能规范主要内容，包括适用范围、术语定义、总体要求、总体框架、相关业务具体功能规范要求等。

三、基本定位

本功能规范定位于：为8个电力现货市场建设试点地区运营和结算系统建设提供基本指引，引导试点地区有序推进电力现货市场建设试点相关工作。试点地区可结合本地实际，参考本功能规范，推进试点相关工作。

分散式电力现货市场运营系统功能规范

1 适用范围

本规范规定了分散式电力现货市场运营系统的基本功能，主要内容包括市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布、中长期合同管理、日前市场、日内市场、平衡机制、辅助服务市场、安全校核、市场评估分析、市场风险管控、市场监管、市场成员服务和系统管理等功能。

本规范适用于以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的分散式电力现货市场运营系统的建设，过渡期优先发电量采用物理合约参与市场，保证收益。集中式电力现货市场运营系统技术规范另行规定。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而构成本规范的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)

《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)

《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453号)

《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)

《中华人民共和国网络安全法》

《电力监控系统安全防护规定》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号)

《电力行业网络与信息安全管理办法》(国能安全〔2014〕317号)

《电力行业信息安全等级保护管理办法》(国能安全〔2014〕318号)

《国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》(国能安全〔2015〕36号)

3 术语和定义

3.1 电力批发市场Wholesale Electricity Market

发电商和大用户/电力零售商之间进行大宗电力交易的市场。

3.2 电力零售市场Retail Electricity Market

指在批发市场的基础上，进一步放开配电服务，允许电力零售商进入市场，中小电力用户有权自主选择供电商的售电侧市场形态。

3.3 电能量市场Electric Energy Market

以电能量为交易标的物的市场。

3.4 实物合同Physical Contract

合同双方根据实际供需情况自行签订，并要求按照合同条款以实物而非现金交割执行的合同。

3.5 财务合同Financial Contract

市场参与者以电力及其衍生品为标的，进行购买、出售、出借、互换或回购等交易的协议，交易形式包括差价、远期和互换等。电力财务合同仅约定财务交割责任，不作为市场主体发用电计划制定依据。

3.6 差价合同Contract for Difference(CfD)

根据事先约定的合同价格以及合同交割对应的市场价格(如现货价格)之差进行结算的一种金融合同。

3.7 市场成员Market Member

电力批发市场的参与者和利益攸关方。市场成员包括市场主体、电网运营企业和市场运营机构三类。其中，市场主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等。

3.8 分散式电力市场Decentralized Electric Power Market

我国电力市场两种模式之一，主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式。

3.9 集中式电力市场Centralized Electric Power Market

我国电力市场两种模式之一，现货交易采用全电量集中竞价，主要以中长期差价合同等对冲现货市场风险的电力市场模式。

3.10 中长期交易 Medium and Long-term Transaction

对未来某一时期内交割的电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、周、多日等不同时间尺度。中长期交易合同包括实物合同和财务合同。

3.11 电力现货市场 Electricity Spot Market

通过交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。现货市场交易标的物包括电能量、调频服务、备用服务等。

3.12 安全约束机组组合 Security Constrained Unit Commitment(SCUC)

在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等为优化目标，制定多时段的机组开停机计划。

3.13 安全约束经济调度 Security Constrained Economic Dispatch(SCED)

在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等为优化目标，制定多时段的机组发电计划。

3.14 安全校核 Power System Security Analysis

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的过程。分析方法包括静态安全分析、暂态稳定分析、动态稳定分析、电压稳定分析等。

3.15 辅助服务市场 Ancillary Service Market

为维护系统的安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网经营企业和电力用户等提供除正常电能生产、传输、使用之外的市场化辅助服务的市场，具体包括调频、备用、无功调节、黑启动等市场。

3.16 节点边际电价 Location Marginal Price(LMP)

在现货电能交易中，为满足某一电气节点增加单位负荷导致的系统总电能供给成本的增加量。节点边际电价由系统边际电价、阻塞价格和网损价格三部分构成。

3.17 系统边际电价System Marginal Price(SMP)

指在电力现货交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力，使成交的电力满足系统负荷需求的最后一个电能供应者的报价。

3.18 分区边际电价Zonal Marginal Price

当电网存在输电阻塞时，按阻塞断面将市场分成几个不同的分区(即价区)，并以分区内边际机组的价格作为该分区市场出清价格，即分区边际电价。

3.19 日前市场 Day-ahead Market

运行日提前一天(D-1日)进行的决定运行日(D日)机组组合状态和发电计划的电能交易市场。

3.20 日内市场 Intra-day Market

运行日(D日)滚动进行的决定运行日(D日)未来数小时调度机组组合状态和发电计划的电能交易市场。

3.21 实时市场 Real Time Market

运行日(D日)进行的决定运行日(D日)未来5-15分钟最终调度资源分配状态和计划的电能交易市场。

3.22 市场数据申报 Market Information Declaration

市场主体按照现货市场的要求，在指定的时间范围内申报各类数据信息，包括静态属性注册数据、运行技术参数和经济性参数等。

3.23 市场注册 Market Registration

指市场交易成员将用于取得市场主体资格相关的信息和资料提交给市场运营机构并获得市场主体资格的过程。

3.24 市场力 Market Power

市场成员操纵市场价格、使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平的能力。

3.25 市场出清 Market Clearing

电力市场根据市场规则通过竞争定价确定交易量、价。

3.26 市场结算Market Settlement

根据交易结果和市场规则相关规定，对市场成员保证金、盈亏、手续费、交割货款和其它有关款项进行的计算、划拨。

3.27 市场预测 Market Foreing

对未来市场供需形势及发展走势进行预测的过程。

3.28 市场评估分析 Market Analysis

通过建立指标体系，对市场供需、市场交易、市场结构、市场行为、市场效率、市场风险等内容进行统计、评估、分析的过程。

3.29 信息发布 Information Disclosure

指向电力监管机构、市场成员(不含市场运营机构)及社会公众等发布电力市场相关信息的过程。

3.30 市场监管 Market Regulation

根据有关法律、法规和规章，电力监管机构遵循市场规律对市场主体和市场运营机构及其遵守电力市场运营规则的行为进行的监督和管理，以实现电力市场竞争的合理、有序、公正、公平和公开。

3.31 风险管控 Risk Management

通过识别、衡量、分析现货市场风险，并在此基础上有效控制风险，用最经济合理的方法综合处置风险，将风险导致的各种不利后果减小到最低限度的科学管理控制手段。

3.32 阻塞管理Congestion Management

当市场出清过程中进行安全校核时，若输电线路潮流超出了安全约束，市场运营机构需根据一定原则调整发电机组出力，改变输电线路潮流使其符合安全约束，并且分配调整后产生的盈余或者成本。

3.33 可用输电容量Available Transmission Capacity(ATC)

在现有的输电合同基础上，实际物理输电网络中剩余的、可用于商业使用的传输容量。

3.34 网损Transmission Loss

电能量输送过程中以热能形式散发的功率损失，即为电阻、电导消耗的有功功率。

3.35 调频服务Frequency Regulation Service

当电力系统频率偏离目标频率时，发电企业、电力用户和独立辅助服务提供商等在短时间内调整有功出力跟踪负荷变化，以维持电力系统频率的稳定所提供的服务。调频服务分为一次调频、二次调频、三次调频。

3.36 备用服务Capacity Reserve Service

在电力系统运行状态发生变化时，为确保电力供需平衡，发电侧或负荷侧保留的容量备用所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用。

3.37 平衡机制 Balancing Mechanism

运行日(D日)进行的决定运行日(D日)未来5-15分钟最终调度资源分配状态和计划以保持系统发用电平衡的市场机制。

4 总体要求

4.1 电力现货市场运营系统(以下简称：运营系统)应满足电力现货市场的市场规则和发展目标，满足现货市场运营的功能要求，保证系统的实用性和适用性。

4.2 运营系统应支持功能和部署方式的灵活扩展，并具备可维护性，适应电力现货市场逐步发展完善的需要。

4.3 运营系统应提供与电力现货市场结算系统、能量管理系统等其它相关系统之间的数据交换接口，提供与其它电力现货市场运营系统之间的数据交换接口。

4.4 运营系统应保障市场运营所需的交易安全、数据安全和网络安全。建立统一的数据管理体系，保障数据的完整性、准确性、可靠性、及时性和一致性。

4.5 运营系统应具备市场暂停或运营系统故障全停等意外情况下的应急措施和恢复措施。

4.6 运营系统建设应充分利用现有数据网络、安全防护、数据采集、通信等设施，尽量复用已有系统或功能模块，降低建设成本。

5 电力现货市场运营系统总体框架

分散式运营系统主要由市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布、中长期合同管理、日前市场、平衡机制、安全校核、市场评估分析、市场风险管控、市场监管、市场成员服务及系统管理等子系统组成;另外可提供日内市场子系统，适应开展日内现货市场交易的地区;可提供辅助服务市场子系统，适应开展调频、备用等辅助服务市场的地区。

图1 分散式电力现货市场运营系统逻辑结构示意图

系统的逻辑结构如图1所示，应满足以下功能：

日前市场、日内市场、平衡机制和辅助服务市场是运营系统的核心子系统。在相应的时间节点上，市场参与者通过市场申报子系统参与日前市场、日内市场、平衡机制和辅助服务市场报价。

中长期合同管理子系统接收与管理市场主体自行分解并提交的日交易曲线，并提供中长期实物合同的分解与管理等功能。

日前市场根据市场申报子系统中上调/下调报价数据、负荷预测等信息，考虑约束条件和优化目标，优化计算出次日组合计划和出力计划。出清结果发送给安全校核子系统进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件的市场出清结果。日前市场的出清结果将发送给信息发布子系统、日内市场子系统和结算系统。日前市场也可按市场规则采用边际出清等其它模式。

日内市场根据市场申报子系统中日内上调/下调报价数据、日前出清结果、最新负荷预测需求，采用SCUC或SCED计算出未来多小时多个时段的最优的快速启动机组的启停计划。计算结果发送给信息发布子系统、平衡机制子系统和结算系统。日内市场也可按市场规则采用其它出清模式。

平衡机制根据最新负荷预测需求和平衡机制上调/下调报价，采用SCED或市场规则规定的其它机制滚动计算未来一段时间的市场出清结果，市场出清结果送到电网调控系统进行控制执行。同时发送给信息发布子系统和结算系统。

辅助服务市场子系统应支持辅助服务市场的辅助服务交易，并对执行情况进行监控。支持与电能量联合出清模式和独立出清模式。

风险管控与市场监管子系统为市场运营机构与市场监管机构对市场的管控与监管提供技术支持。市场监管拥有足够的信息权限，可以查看监管所需要的任何市场信息。

数据管理、系统管理、市场成员服务、市场成员管理是运营系统辅助模块，为系统提供基础数据的管理与维护。市场成员主要通过数据申报子系统与信息发布子系统经互联网与系统交互，整个系统由安全防护机制进行保护。

运营系统应提供与电力中长期交易平台、结算系统、电网调度控制系统等其它相关系统之间的数据交换接口，实现横向集成;运营系统应提供与其它电力现货市场运营系统之间的数据交换接口，实现纵向贯通。

6 各子系统功能规范

6.1 市场成员管理

市场成员管理对符合准入条件的电网运营企业、发电企业、售电企业、电力用户、独立的辅助服务提供商等各类市场成员，提供相关信息的注册、变更、退出、维护以及市场管理信息导出功能。

6.1.1 功能要求

6.1.1.1 市场成员分类管理

a) 支持对市场成员类型进行维护和管理;

b) 支持对不同类型市场成员进行角色功能设置和分配。

6.1.1.2 市场成员准入管理

a) 支持对政府发布的准入名单进行管理，包括准入名单的人工录入、文件导入，并对准入名单进行审核;

b) 审核通过后用户可以在运营系统进行注册并根据准入交易范围参与市场交易;

c) 如无政府准入名单，支持根据政府发布的准入资格要求，对申请用户进行资格审查，审查通过后可进行用户注册，并参与市场交易。

6.1.1.3 市场成员注册

a)  支持多类别用户注册功能，用户类别主要包括电网运营企业、发电企业、售电企业、电力用户、独立的辅助服务提供商等。其中，售电公司按是否有配电网运营权分类注册，电力用户按批发用户和零售用户分类注册。;

b)  市场成员注册信息至少应包括本单位合同签订的法人、执照、地址等基本信息、股东组成等信息、以及电力设备(如发电企业的发电机组、电力用户的用电设备、电网运营企业的输电线路)等相关信息，审核通过后注册完毕;

c) 支持市场成员注册多个用户，每个用户可对应不同角色;

d) 用户注册信息应至少包括用户名、密码、单位、手机号、身份证扫描件、用户授权文件、营业执照扫描件等信息。

6.1.1.4 市场成员变更

a) 支持市场成员提交信息变更申请，变更申请审核通过后生效;

b) 支持市场成员企业基本信息变更，变更信息主要包括企业基本信息、用电户信息、发电装机信息、企业股权信息等。

6.1.1.5 市场成员退市

a) 支持市场成员提交退出市场申请，退市申请审核通过后生效;

b) 市场成员退市后，支持对市场成员运行状态修改，退役状态市场成员不得参与市场交易，但其相关基本信息和交易数据保留。

6.1.1.6 交易单元管理

a)    支持将发电企业下的一定数量机组、电力用户下的一些用电设备(已通过系统审核准入的)、售电企业下的一类电力用户按一定规则(电压等级相同、所属地调相同等)及用户意愿在系统中拆分或绑定成一个业务单元，视为单个电力市场主体参与市场化交易，进行交易数据申报和结算;

b) 业务单元可按市场主体类别不同分别进行分类，如发电单元类、用电单元类等。

6.1.1.7 市场审核

a) 支持对市场成员发起的注册信息、变更信息、退役信息进行审核，审核通过后生效;

b) 支持多级审核，审核流程可定制。

6.1.2 界面要求

a) 支持准入名单的便捷录入或文本导入，支持对准入名单进行合规性校验;

b) 支持按照准入资格对准入申请材料进行自动审核;

c) 支持按照待办事项方式集中展示注册、变更、退役等申请材料;

d) 支持对准入用户按照用电量、所属地区、企业类型等信息进行统计分析;

e) 支持对准入用户按照地理图形、柱状图、饼图、数据表格等方式进行统计结果展示;

f) 支持对市场成员信用评价汇总结果和评价分项结果进行查询。

6.1.3 接口要求

6.1.3.1 数据输入

从中长期电力交易平台获取已注册市场成员信息或由用户输入市场成员信息。

6.1.3.2 数据输出

提供市场成员信息给运营系统其它子系统。

6.2 数据管理

业务数据管理功能主要用于对运营系统各类外部接入或申报数据进行集中管理与维护，为后续市场出清计算提供数据，并对外部数据接入状态进行监测，对各类外部数据进行查询与管理。

数据可分为市场配置参数、技术参数及基础数据三类。其中市场配置参数包括市场基本参数、安全校核参数、优化计算参数、约束参数等，技术参数包括机组各种物理运行参数与经济运行参数，基础数据包括系统负荷预测、母线负荷预测、检修计划等各类从内外部系统接入的数据。

6.2.1 功能要求

6.2.1.1 数据接入监测

a) 支持对外部数据接入时间、状态等信息监测;

b) 支持基于可配置的数据校验规则对外部数据进行校验;

c) 支持对不同类型数据的数据校验状态与详细校验日志的查询;

d) 支持监测数据类型的灵活添加和删除。

6.2.1.2 市场配置参数管理

市场参数管理用于管理现货市场各项配置参数，设定现货市场运行基础环境：

a) 支持对日前市场、日内市场、平衡机制等配置参数进行管理、配置;

b) 支持根据参数用途进行分类管理，参数类别至少包括基本参数、安全校核参数、优化计算参数、约束设置参数等;

c) 支持市场参数的查询、新增、删除、修改等操作;

d) 支持文件方式的参数导入、导出功能。

6.2.1.3 技术参数管理

支持现货市场计算和运行相关的设备技术参数管理功能，主要包括如下：

a)    支持现货市场计算和运行相关的技术参数申报功能，包括机组类型、额定容量、最大技术出力、最小技术出力、最小开停机时间、爬坡速率、温热冷启动时间、电压等级、节点位置、环保参数、厂用电率、震动区、启停磨、是否参与市场竞争等机组技术参数和电厂、机组群约束信息;

b) 支持对申报设备技术参数进行验证和审批功能;

c) 支持对申报设备技术参数进行查询和维护功能。

6.2.1.4 基础数据管理

a) 机组运行信息

支持对机组计划及信息查询与维护，主要包括：

l 机组固定出力信息;

l 机组自调度计划、供热机组供热流量、机组日发电量计划、机组出力限额、机组最早并网时间;

l 机组必开必停信息设置，支持设置必开、必停及参与优化调整机组;

l 机组状态信息，包括机组当前启停状态、当前状态持续时间及次日是否可以启停。

b) 负荷预测

支持对系统负荷预测、母线负荷预测数据查询与维护，主要包括：

l 短期、超短期系统负荷预测;

l 短期、超短期母线负荷预测;

支持对联络线功率查询与维护，主要包括：

l 联络线口子计划;

l 联络线详细计划。

c) 检修计划

具备对检修计划和检修记录查询与维护，主要包括：

l 输变电设备检修计划和实际检修记录;

l 机组检修计划和实际检修记录。

d) 市场报价

支持市场报价查询与管理，主要包括：

l 各参与市场主体的日前市场报价数据;

l 各参与市场主体的日内市场报价数据;

l 各参与市场主体的平衡机制报价数据。

e) 其它

l 支持对系统备用信息查询与维护;

l 提供基于文件的数据导入、导出功能。

6.2.2 界面要求

a) 支持基于曲线、表格等多种方式数据展示;

b) 具备数据批量修改界面。

6.2.3 接口要求

6.2.3.1 数据输入

从能量管理系统(Energy Management System，EMS)、运行管理系统(Operation Management  System，OMS)等外部系统接入相关数据。

6.2.3.2 数据输出

向运营系统其它子系统输出维护后各类数据，用于后续计算。

6.3 市场申报

用于各类市场成员进行数据申报并对接收的申报数据进行验证与处理。

6.3.1 功能要求

a)  支持交易申报，包括机组日前市场空载运行费用、温态启动费用、冷态启动费用、热态启动费用、最大最小经济出力、最大日启动次数、日最小运行时间、分段电力价格、最大最小技术出力、爬坡速率，以及用电侧负荷报价分段曲线或用电量申报;

b) 支持日内市场、平衡机制临时出力限额申报，包括临时最低出力、最高出力及时间段;

c) 支持缺省机组交易数据申报;

d) 支持缺省用电交易数据申报;

e) 支持对辅助服务市场交易申报;

f) 支持对市场申报信息进行监测和审批操作，审批通过后通过消息提醒方式通知申报方;

g) 支持根据申报数据类别进行申报数据输入校验;

h) 支持申报数据导入、导出操作;

i) 支持对所有私有申报数据在数据传输和数据存储过程中采用加密算法进行加密。

6.3.2 界面要求

a) 支持选择日期查询历史申报数据;

b) 支持表格、曲线、棒图、饼图等多种形式的市场申报信息展示;

c) 支持显示各市场成员未申报、已申报、审批通过、审批未通过等申报数据状态;

d) 支持审批未通过信息以消息框等方式通知申报方;

e) 支持对申报异常数据进行提醒。

6.3.3 接口要求

6.3.3.1 数据输入

支持从市场成员管理子系统中读取市场模型注册信息。

6.3.3.2 数据输出

a) 向运营系统其它子系统提供交易申报数据;

b) 向运营系统其它子系统提供市场成员运行信息、技术参数等数据。

6.4 信息发布

按照市场规则中信息披露原则，向各类市场成员、政府主管部门、电力监管部门等发布当前及未来一段时间内电网运行、市场运营、市场监管等信息。运营系统保障各类市场成员无歧视地获得参与市场的必需信息。

6.4.1 功能要求

a) 支持市场预测信息发布，包括短期、超短期系统负荷预测、新能源预测等信息发布;

b) 支持检修计划信息发布，包括不同周期的输变电设备、机组的检修计划信息发布;

c)  支持联络线计划信息发布，包括不同周期的联络线口子计划及详细联络线计划信息发布;支持电网运行信息发布，包括实际系统负荷、联络线功率、实际检修容量、负荷功率、系统备用等信息发布;

d) 支持电网安全约束信息发布，包括设备限额、稳定断面限额等信息;

e) 支持中长期交易合同及计划信息发布，包括年度、月度基数合同，双边协商合同，集中竞价合同信息发布及年度、月度计划信息发布;

f) 支持市场运营信息发布，包括现货市场(日前市场、日内市场、平衡机制、辅助服务市场)的出清结果、校核结果、结算结果信息发布;

g) 支持市场监管信息发布，定期发布市场各类统计平均指标及市场违规信息;

h) 向市场运营机构提供市场公告信息发布与管理，支持市场成员查看市场公告信息;

i) 支持单独向电力监管部门发布其它依据规则需要发布的信息。

6.4.2 界面要求

a) 支持按照市场成员及日期进行分类查询;

b) 支持表格、曲线、棒图、饼图等多种形式的市场发布信息展示;

c) 支持市场发布信息下载、导出、打印功能。

6.4.3 接口要求

支持从运营系统数据库中读取需要对外发布的各类信息。

6.5 中长期合同管理

交易双方在中长期电力市场签订中长期实物合同，在分散式电力现货市场中由交易双方分解或由市场运营机构代为分解日交易曲线，参与现货市场。中长期合同管理子系统接收与管理市场主体自行分解并提交的日交易曲线，并提供中长期实物合同的分解与管理等功能。

6.5.1 功能要求

6.5.1.1 实物合同管理

a) 支持对实物合同的分类管理，包括电力直接交易、跨省跨区交易(含省外框架协议电)和优先发电合同交易等。

b) 支持从中长期电力交易平台通过接口等方式，按需定期获取实物合同内容，包括年度、月度、短期购售电合同。

6.5.1.2 实物合同分解

a) 支持接收实物合同交易双方自行分解并提交的日交易曲线并按规则校验;

b) 支持根据合同内容自动或人工将实物合同分解为日交易曲线;

c) 合同自动分解可以按预设的分解规则自动分解已导入的实物合同并按负荷预测、检修计划及合同完成率等进行自动调节;

d) 自动分解的日交易曲线可以由市场操作员进行人工调整。

6.5.2 界面要求

a) 支持对实物合同交易双方的日交易曲线进行查询;

b) 支持列表显示实物合同的交易方、交易量、注入节点和流出节点等信息;

c) 支持按照购售电方、合同类型、时间等多条件的交易合同信息综合查询;

d) 支持交易合同执行进度查询;

e) 支持交易合同信息人工录入、修改及导入等操作。

6.5.3 接口要求

6.5.3.1 数据输入

a) 来自市场主体的日交易曲线;

b) 来自中长期电力交易平台的中长期计划及合同信息。

6.5.3.2 数据输出

向运营系统其它子系统提供市场主体提交的日交易曲线和中长期实物合同日分解曲线。

6.6 日前市场

日前市场交易根据市场主体提交的日交易曲线、中长期实物合同日分解曲线、市场主体在日前市场申报的上调/下调报价和机组启停报价，以日交易曲线、中长期实物合同日分解曲线、负荷预测、联络线计划等作为市场边界，考虑电网安全约束、机组运行约束、系统约束及其它可行性约束条件，每天分为若干个交易时段(如24或96个时段)，优化出清生成次日组合计划和出力计划，并形成机组与用户市场出清电价。

日前市场也可按市场规则采用边际出清模式，不考虑物理约束(或仅考虑区域间约束)，不进行安全校核，形成系统边际电价或分区边际电价。

6.6.1 功能要求

6.6.1.1 约束条件管理

满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件，各约束条件可以灵活进行参数配置和生效设置。

机组约束包括但不限于：

a) 机组(机组群)可调出力约束，包括机组(机组群)出力上限约束、出力下限约束，支持每个时段设定不同的上下限值;

b) 机组爬坡速率约束，包括机组升出力速率约束和降出力速率约束;

c) 机组最小启停时间约束，包括机组最小停机时间和机组最小连续运行时间;

d) 机组最大启停次数约束;

e) 机组启停出力曲线约束，包括机组开机过程曲线和停机过程曲线约束;

f) 固定计划约束，支持机组和电厂(机组群)固定计划设置;

g) 电量约束，支持机组和电厂(机组群)日发电量约束的设置;

h) 区域最小开机台数约束，支持分区设置和最小开机台数设置;

i) 机组(机组群)备用约束，支持设置机组(机组群)正负旋转备用、AGC备用设置;

j) 机组启停磨约束设置，支持设置机组启停磨出力区间;

k) 水电机组振动区设置，支持设置水电机组振动区出力区间;

l) 环保排放限值约束，支持机组和电厂(机组群)污染物排放约束的设置，污染物类型支持二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳等。

系统平衡约束包括但不限于：

a) 功率平衡约束，要求满足系统各个时段用电需求、交换计划和发电计划保持功率平衡;

b) 系统备用约束，支持系统备用容量(比例)设定，要求机组组合计划和出力计划满足系统旋转备用和调节备用要求;

c) 分区备用约束，支持分区设置和分区备用容量(比例)设定，要求各分区机组组合计划和出力计划满足各分区备用要求;

d) 区域必开容量约束，支持分区设置和区域必开容量设定。

网络约束包括但不限于：

a) 断面限额约束，包括线路断面、主变断面的有功限额;

b) 单元件热稳极限约束，包括线路、主变热稳限额;

c) 关键输电元件N-1、预想故障集约束等。

其它约束包括但不限于：

a)  燃料约束，包括系统、区域、机组(电厂、机组群)燃料约束，指对计划周期内发电总煤耗量的限制，对水电机组，包括上游来水量、下游防洪、下游水电厂发电计划等因素的限制;

b)  环保约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)环保约束，指对计划周期内发电环保容量的限制，主要包括火电厂的排放约束、水电的弃水约束、直流输电约束。

6.6.1.2 数据校验与处理

a) 能够对日前市场所需数据进行数据校验和处理，确保数据满足计算要求;

b) 具备数据校验功能，支持校验规则的配置和生效设置，包括对各类分项数据的单一合理性验证，以及对各种相互关联数据的相关性验证;

c) 具备数据处理功能，支持对日前市场出清所使用的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等数据进行修改维护。

6.6.1.3 日前市场出清

a) 支持以安全约束机组组合(SCUC)及安全约束经济调度(SCED)进行优化出清;

b) 支持边际出清，具备系统边际电价/分区边际电价计算功能;

c) 支持市场规则规定的其它出清模式;

d) 具备节点边际电价(LMP)和分区平均节点电价计算功能，并给出LMP的能量价格、阻塞价格、网损价格分量;

e) 能够根据约束条件设置综合考虑各种约束条件;

f) 支持设定次日15分钟或1小时滚动计算;

g) 计算输出结果包括机组开停机组合、出力、价格、总成本、约束是否松弛、计算时间、计算过程日志、安全校核结果等信息;

h)  能够与交流安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCUC、SCED重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件的市场出清结果;

i) 支持多算例并行计算及对比分析。

6.6.1.4 市场异常监测

a) 支持从价格、出力、断面三个方面对出清结果进行分析;

b) 支持节点价格异常监测，设定最高限价，当节点价格超过门槛值时进行告警;

c) 支持机组计划异常监测，在机组出力不在参数限定范围内、系统平衡约束松弛量超过设定值、系统备用需求不满足等情况下进行告警;

d) 支持断面异常监测，当出清结果在进行交流安全校核时出现断面重载或越限情况时进行告警。

6.6.1.5 市场出清异常处置

在规定的时间内日前市场出清无满足约束条件的的出清结果或者市场出清异常，无法满足电网稳定运行安全约束时，由市场运营机构进行异常处置，并发布处置后的日前市场交易结果，市场出清异常处置措施包括：

a) 修改不能满足的约束条件重新进行市场出清;

b) 根据市场规则以前一日或者历史相似日市场交易结果作为日前市场出清结果;

c) 其它符合市场规则的市场出清异常处置措施。

6.6.1.6 日前市场结果管理

a) 支持机组组合、机组出力、节点价格、分区价格等市场出清结果信息查询与统计;

b) 支持设备重载、越限、N-1故障分析等安全校核计算结果信息查询与统计;

c) 提供对市场出清结果进行人工干预的手段;

d) 具备结果审批功能，支持将机组出力及启停计划、节点电价等市场出清结果提交审批，并记录审批结果;

e) 具备结果发布功能，支持将日前市场交易结果分公有信息和私有信息进行发布，信息发布根据数据属性和登录用户角色自动对信息进行分流控制。

6.6.2 界面要求

a) 支持机组组合状态显示并展示前一日机组状态变化及变化时间;

b) 支持按照地理行政分区或逻辑价区的分区价格查询，支持通过地理图形式显示分区价格;

c) 支持机组出力及出清价格查询及对比展示;

d) 支持节点价格及节点所关联的负荷、机组出清结果展示;

e) 支持全天范围最高LMP、最低LMP、平均加权LMP曲线展示及系统负荷预测趋势对比展示;

f) 支持所有设备(线路、变压器绕组、断面)的安全校核详细潮流及相关发电机组灵敏度信息查询展示;

g) 支持安全校核计算出的设备重载、越限、N-1故障信息查询分析展示，包括但不限于：

l 支持汇总展示安全校核计算结果的重载、越限、N-1越限的时段数、设备数等信息;

l  支持从时间维展示安全校核计算中出现重载、基态越限和预想故障越限的时段，能够任意选择某个时段展示计划模式下的潮流和校核结果，能够展示各时段出现重载和越限的元件个数;

l 能够展示单个设备在安全校核计算中出现重载、越限和预想故障越限的时段数目，显示其各时段的计划潮流;

l 支持从预想故障维显示在某一预想故障情况下出现重载和越限的时段个数，以及某时段越限最为严重的设备名称及计划潮流。

6.6.3 接口要求

6.6.3.1 数据输入

a) 来自EMS系统的电网模型、限额信息、故障信息;

b) 来自EMS系统的状态估计信息;

c) 来自EMS系统、OMS系统计算周期范围内的短期系统负荷预测、短期母线负荷预测、日前联络线计划、日前检修计划、可再生能源发电预测等信息;

d) 来自市场申报的市场报价、计划电量、计划出力建议、出力限额等信息;

e) 来自市场模型的机组出力上下限、爬坡速率、AGC调节速率、最小开停机时间、开停机次数、启停磨、振动区等信息;

f) 来自安全校核的灵敏度信息;

g) 年度、月度发电计划和交易信息。

6.6.3.2 数据输出

机组开停机组合、机组出力、节点价格、分区价格、安全校核结果。

6.7 日内市场

日内市场主要用于指导日内调度计划制定，根据市场规则选择是否设置日内市场。

根据系统实际运行情况、最新负荷预测需求、市场上调/下调报价及启停报价等，采用SCUC，每15分钟滚动计算未来15分钟至未来多小时多个时段的最优的快速启动机组的启停计划，支持人工手动触发计算。

6.7.1 功能要求

6.7.1.1 约束条件管理

满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件，各约束条件可以灵活进行参数配置和生效设置。

机组约束包括但不限于：

a) 机组(机组群)可调出力约束，包括机组(机组群)出力上限约束、出力下限约束，支持每个时段设定不同的上下限值;

b) 机组爬坡速率约束，包括机组升出力速率约束和降出力速率约束;

c) 机组最小启停时间约束，包括机组最小停机时间和机组最小连续运行时间;

d) 机组最大启停次数约束;

e) 机组启停出力曲线约束，包括机组开机过程曲线和停机过程曲线约束;

f) 固定计划约束，支持机组和电厂(机组群)固定计划设置;

g) 电量约束，支持机组和电厂(机组群)日发电量约束的设置;

h) 区域最小开机台数约束，支持分区设置和最小开机台数设置;

i) 机组(机组群)备用约束，支持设置机组(机组群)正负旋转备用、AGC备用设置;

j) 机组启停磨约束设置，支持设置机组启停磨出力区间;

k) 水电机组振动区设置，支持设置水电机组振动区出力区间;

l) 环保排放限值约束，支持机组和电厂(机组群)污染物排放约束的设置，污染物类型支持二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳等。

系统平衡约束包括但不限于：

a) 功率平衡约束，要求满足系统各个时段用电需求、交换计划和发电计划保持功率平衡;

b) 系统备用约束，支持系统备用容量(比例)设定，要求机组组合计划和出力计划满足系统旋转备用和调节备用要求;

c) 分区备用约束，支持分区设置和分区备用容量(比例)设定，要求各分区机组组合计划和出力计划满足各分区备用要求;

d) 区域必开容量约束，支持分区设置和区域必开容量设定。

网络约束包括但不限于：

a) 断面限额约束，包括线路断面、主变断面的有功限额;

b) 单元件热稳极限约束，包括线路、主变热稳限额;

c) 关键输电元件N-1、预想故障集约束等。

其它约束包括但不限于：

a)  燃料约束，包括系统、区域、机组(电厂、机组群)燃料约束，指对计划周期内发电总煤耗量的限制，对水电机组，包括上游来水量、下游防洪、下游水电厂发电计划等因素的限制;

b)  环保约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)环保约束，指对计划周期内发电环保容量的限制，主要包括火电厂的排放约束、水电的弃水约束、直流输电约束。

6.7.1.2 数据校验与处理

a) 对日内市场所需数据进行数据校验和处理，确保数据满足计算要求;

b) 具备数据校验功能，支持校验规则的配置和生效设置，包括对各类分项数据的单一合理性验证，以及对各种相互关联数据的相关性验证;

c) 具备数据处理功能，支持对日内市场出清所使用的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等数据进行修改维护。

6.7.1.3 日内市场出清

a) 支持以安全约束机组组合(SCUC)或安全约束经济调度(SCED)进行优化出清;

b) 支持市场规则规定的其它出清模式;

c) 支持节点电价(LMP)和分区电价计算功能，并给出LMP的能量价格、阻塞价格、网损价格分量;

d) 支持计算覆盖时间范围设置;

e) 支持周期自动滚动计算和人工手动触发计算;

f) 计算输出结果包括机组开停机组合、出力、价格、总成本、约束是否松弛、计算时间、计算过程日志、安全校核结果等信息;

g)  应能与安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCUC或SCED重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件的市场出清结果。

6.7.1.4 市场异常监测

a) 支持从价格、出力、断面三个方面对出清结果进行分析;

b) 支持节点价格异常监测，设定最高限价，当节点价格超过门槛值时进行告警;

c) 支持机组计划异常监测，如果机组出力不在参数限定范围内、系统平衡约束松弛量超过设定值、系统备用需求不满足等情况进行告警;

d) 支持断面异常监测，当出清结果在进行交流安全校核时出现断面重载或越限情况时进行告警。

6.7.1.5 市场出清异常处置

在规定的时间内日内市场出清无满足约束条件的的出清结果或者市场出清异常，无法满足电网稳定运行安全约束时，由市场运营机构进行异常处置，并发布处置后的日内市场交易结果，市场出清异常处置措施包括：

a) 修改不能满足的约束条件重新进行市场出清;

b) 根据市场规则以前一次市场出清结果或者日前市场交易结果作为日内市场出清结果;

c) 其它符合市场规则的市场出清异常处置措施。

6.7.1.6 日内市场结果管理

a) 支持机组组合、机组出力、节点价格、分区价格等市场出清结果信息查询与统计;

b) 支持设备重载、越限、N-1故障分析等安全校核计算结果信息查询与统计;

c) 具备结果自动审批和手动审批功能，支持将机组出力及启停计划、节点电价等市场出清结果提交审批，并记录审批结果;

d)  具备结果自动发布和手动发布功能，支持将日内市场交易结果分公有信息和私有信息进行发布，信息发布根据数据属性和登录用户角色自动对信息进行分流控制;

e) 提供对市场出清结果进行人工干预的手段;。

6.7.2 界面要求

a) 支持日内市场滚动计算状态监测，包括每次执行周期中的当前执行状态、日志信息、异常信息等;

b) 支持机组组合状态显示并展示日内机组状态变化及变化时间;

c) 支持出清结果与安全校核结果以曲线、棒图、饼图、面积堆积图等多种方式展示;

d) 支持安全校核断面、变压器、线路设备潮流及关联机组灵敏度信息查看;

e) 支持机组出力及出清价格查询及对比展示;

f) 支持节点价格及节点所关联的负荷、机组出清结果展示;

g) 支持全天范围最高LMP、最低LMP、平均加权LMP曲线展示及系统负荷预测趋势对比展示;

h) 支持所有设备(线路、变压器绕组、断面)的安全校核详细潮流及相关发电机组灵敏度信息查询展示;

i) 支持安全校核计算出的设备重载、越限、N-1故障信息查询分析展示，包括但不限于：

l 支持汇总展示安全校核计算结果的重载、越限、N-1越限的时段数、设备数等信息;

l 支持展示单个设备在安全校核计算中出现重载、越限和预想故障越限的时段数目，显示其各时段的计划潮流;

l  支持从时间维展示安全校核计算中出现重载、基态越限和预想故障越限的时段，能够任意选择某个时段展示计划模式下的潮流和校核结果，能够展示各时段出现重载和越限的元件个数;

l 支持从预想故障维显示在某一预想故障情况下出现重载和越限的时段个数，以及某时段越限最为严重的设备名称及计划潮流。

6.7.3 接口要求

6.7.3.1 数据输入

a) 来自EMS系统的电网模型、限额信息、故障信息;

b) 来自EMS系统的状态估计信息;

c) 来自EMS系统、OMS系统计算周期范围内的超短期系统负荷预测、超短期母线负荷预测、最新联络线计划、临时检修计划、可再生能源发电预测等信息;

d) 来自市场申报的市场报价、计划电量、计划出力建议、临时出力限额等信息;

e) 来自市场模型的机组出力上下限、爬坡速率、AGC调节速率、最小开停机时间、开停机次数、启停磨、振动区等信息;

f) 来自安全校核的灵敏度信息;

g) 日前市场出清结果。

6.7.3.2 数据输出

机组开停机组合、机组出力、节点价格、分区价格、安全校核结果。

6.8 平衡机制

平衡机制根据系统实际运行情况、最新负荷预测需求和平衡机制上调/下调报价，采用安全约束经济调度(SCED)或市场规则规定的其它机制，每15分钟(时间可设置)滚动计算未来15分钟至1小时(时间可设置)的市场出清结果，市场出清结果送到EMS系统进行控制执行。支持5分钟或15分钟交易周期。

6.8.1 功能要求

6.8.1.1 约束条件管理

满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件，各约束条件可以灵活进行参数配置和生效设置。

机组约束包括但不限于：

a) 机组(机组群)可调出力约束，包括机组(机组群)出力上限约束、出力下限约束，支持每个时段设定不同的上下限值;

b) 机组爬坡速率约束，包括机组升出力速率约束和降出力速率约束;

c) 机组启停出力曲线约束，包括机组开机过程曲线和停机过程曲线约束;

d) 固定计划约束，支持机组和电厂(机组群)固定计划设置;

e) 电量约束，支持机组和电厂(机组群)日发电量约束的设置;

f) 机组(机组群)备用约束，支持设置机组(机组群)正负旋转备用、AGC备用设置;

g) 机组启停磨约束设置，支持设置机组启停磨出力区间;

h) 水电机组振动区设置，支持设置水电机组振动区出力区间;

i) 环保排放限值约束，支持机组和电厂(机组群)污染物排放约束的设置，污染物类型支持二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳等。

系统平衡约束包括但不限于：

a) 功率平衡约束，要求满足系统各个时段用电需求、交换计划和发电计划保持功率平衡;

b) 系统备用约束，支持系统备用容量(比例)设定，要求机组出力计划满足系统调节备用要求;

c) 分区备用约束，支持分区设置和分区备用容量(比例)设定，要求各分区机组出力计划满足各分区备用要求;

网络约束包括但不限于：

a) 断面限额约束，包括线路断面、主变断面的有功限额;

b) 单元件热稳极限约束，包括线路、主变热稳限额;

c) 关键输电元件N-1、预想故障集约束等。

其它约束包括但不限于：

a)  燃料约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)燃料约束，指对计划周期内发电总煤耗量的限制，对水电机组，包括实时的上游来水量、下游防洪、下游水电厂发电情况等因素的限制;

b)  环保约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)环保约束，指对计划周期内发电环保容量的限制，主要包括火电厂的排放约束、水电的弃水约束、直流输电约束。

6.8.1.2 数据校验与处理

a) 支持对平衡机制所需数据进行数据校验和处理，确保数据满足计算要求;

b) 支持数据校验功能，支持校验规则的配置和生效设置，包括对各类分项数据的单一合理性验证，以及对各种相互关联数据的相关性验证;

c) 支持数据处理功能，支持对平衡机制出清所使用的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等数据进行修改维护。

6.8.1.3 平衡机制出清

a) 支持以安全约束经济调度(SCED)进行优化出清;

b) 支持以市场规则规定的其它机制出清;

c) 具备节点电价(LMP)和分区电价计算功能，并给出LMP的能量价格、阻塞价格、网损价格分量;

d) 能够根据约束条件设置综合考虑各种约束条件;

e) 支持计算覆盖时间范围设置;

f) 支持周期自动滚动计算和人工手动触发计算;

g) 计算输出结果包括机组出力、价格、总成本、约束是否松弛、计算时间、计算过程日志、安全校核结果等信息;

h)  应能与安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCED重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件的市场出清结果。

6.8.1.4 市场异常监测

从价格、出力、断面三个方面对出清结果进行分析：

a) 支持节点价格异常监测，设定最高限价，当节点价格超过门槛值时进行告警;

b) 支持机组计划异常监测，如果机组出力不在参数限定范围内、系统平衡约束松弛量超过设定值、系统备用需求不满足等情况进行告警;

c) 支持断面重载监测，当出清结果在进行交流安全校核时出现断面重载或越限情况时进行告警。

6.8.1.5 市场出清异常处置

在规定的时间内平衡机制出清无满足约束条件的的出清结果或者市场出清异常，无法满足电网稳定运行安全约束时，由市场运营机构进行异常处置，并发布处置后的平衡机制交易结果，市场出清异常处置措施包括：

a) 修改不能满足的约束条件重新进行市场出清;

b) 根据市场规则以前一次平衡机制出清结果、日前或者日内市场出清结果作为平衡机制出清结果;

c) 其它符合市场规则的市场出清异常处置措施。

6.8.1.6 平衡机制结果管理

a) 具备机组出力、节点价格、分区价格等市场出清结果信息查询与统计;

b) 具备设备重载、越限、N-1故障分析等安全校核计算结果信息查询与统计;

c) 提供对市场出清结果进行人工干预的手段;

d) 具备结果自动审批和手动审批功能，支持将机组出力、节点电价等市场出清结果提交审批，并记录审批结果;

e) 具备结果自动发布和手动发布功能，支持将市场交易结果分公有信息和私有信息进行发布，信息发布根据数据属性和登录用户角色自动对信息进行分流控制;

f) 具备自动修改滚动计划并实时转发至EMS系统计划值模块的功能。

6.8.2 界面要求

a) 支持平衡机制滚动计算状态监测，包括每次执行周期中的当前执行状态、日志信息、异常信息等;

b) 支持按照地理行政分区或逻辑价区的分区价格查询，支持通过地理图形式显示分区价格;

c) 支持出清结果与安全校核结果曲线、棒图、饼图、面积堆积图等多种方式展示;

d) 支持安全校核断面、变压器、线路设备潮流及关联机组灵敏度信息查看;

e) 支持机组出力及出清价格查询及对比展示;

f) 支持节点价格及节点所关联的负荷、机组出清结果展示;

g) 支持全天范围最高LMP、最低LMP、平均加权LMP曲线、日前与实时LMP对比展示及系统负荷预测趋势对比展示;

h) 支持所有设备(线路、变压器绕组、断面)的安全校核详细潮流及相关发电机组灵敏度信息查询展示;

i) 支持安全校核计算出的设备重载、越限、N-1故障信息查询分析展示，包括但不限于：

l 支持汇总展示安全校核计算结果的重载、越限、N-1越限的时段数、设备数等信息;

l 支持展示单个设备在安全校核计算中出现重载、越限和预想故障越限的时段数目，显示其各时段的计划潮流;

l  支持从时间维展示安全校核计算中出现重载、基态越限和预想故障越限的时段，能够任意选择某个时段展示计划模式下的潮流和校核结果，能够展示各时段出现重载和越限的元件个数;

l 支持从预想故障维显示在某一预想故障情况下出现重载和越限的时段个数，以及某时段越限最为严重的设备名称及计划潮流。

6.8.3 接口要求

6.8.3.1 数据输入

a) 来自EMS系统的电网模型、限额信息、故障信息;

b) 来自EMS系统的状态估计信息;

c) 来自EMS、OMS系统的计算周期范围内的超短期系统负荷预测、超短期母线负荷预测、最新联络线计划、临时检修计划、可再生能源发电预测等信息;

d) 来自市场申报的市场报价、计划电量、计划出力建议、临时出力限额等信息;

e) 来自市场模型的机组出力上下限、爬坡速率、AGC调节速率、最小开停机时间、开停机次数、启停磨、振动区等信息;

f) 来自安全校核的灵敏度信息;

g) 日内市场出清结果。

6.8.3.2 数据输出

机组出力、节点价格、分区价格、安全校核结果。

6.9 辅助服务市场

辅助服务市场可按规则由市场运营机构通过双边合约或集中招标的方式实施，也可基于市场竞价进行辅助服务产品市场化交易，包括AGC调频、备用等市场。市场模式支持与电能量统一出清联合市场模式和独立出清模式：

a)  统一联合优化：在电能量市场中同时提交辅助服务报价，由电能量与辅助服务联合出清算法考虑机组约束、系统平衡约束、网络约束等条件进行统一出清，出清结果中同时包括电能量和辅助服务出清结果;

b) 独立出清：单独组织辅助服务市场竞价，根据市场规则进行出清。

6.9.1 功能要求

6.9.1.1 辅助服务交易数据准备

根据相应规则及计算方法，根据系统负荷、电网运行方式变化，动态评估计算系统的调频、备用等辅助服务需求总量。

根据辅助服务需求信息、市场成员竞价信息，生成辅助服务交易出清案例数据并进行可视化展示。

6.9.1.2 辅助服务交易出清

综合考虑现货市场电能量日前、日内、平衡机制出清情况及需求，基于符合市场规则的出清算法，按市场周期对调频、备用等辅助服务预留容量进行出清，并在实时调度时进行调用。

6.9.2 界面要求

a) 提供辅助服务需求生成与发布界面;

b) 提供市场参数维护界面;

c) 提供市场辅助服务交易申报信息汇总查看界面;

d) 提供机组调频、备用等状态实时查看界面;

e) 提供日、月辅助服务市场结算信息查看界面;

f) 提供曲线、棒图、饼图等多种形式市场分析结果展示界面;

g) 提供对分析结果的多维度、可视化展示界面。

6.9.3 接口要求

6.9.3.1 数据输入

a) 从EMS系统运行数据中获取系统负荷预测、机组组合状态等数据;

b) 从EMS系统系统获取机组物理参数和运行参数;

c) 来自市场申报的各机组辅助服务报价。

6.9.3.2 数据输出

辅助服务市场交易出清结果。

6.10 安全校核

安全校核主要完成各个时段电网运行计划和电网运行操作的安全校核。运营系统市场出清应至少满足静态安全校核的要求。静态安全校核功能是在给定的方式下，对电网进行静态安全方面的综合分析，包括基态潮流分析、静态安全分析、灵敏度分析等，确保最终生成的市场出清结果满足电网静态安全约束。

6.10.1 功能要求

6.10.1.1 基态潮流分析

基态潮流分析根据自动生成的校核断面潮流进行分析计算，判断基态潮流下的设备越限情况。

基态潮流分析应满足如下功能：

a) 能够将校核断面潮流与设备限额进行比对和越限检查，包括线路电流越限、输电断面越限、变压器容量越限和母线电压越限;

b) 能够给出过载设备及其过载程度、越限设备及其越限程度。

6.10.1.2 静态安全分析

静态安全分析根据校核断面自动生成功能形成的校核断面潮流，分析N-1故障和指定故障集下的设备越限情况。

静态安全分析应满足如下功能：

a) 能够按设备类型、电压等级和分区确定N-1计算范围;

b) 能够根据N-1原则逐个开断全网设备(包括线路、主变、机组和母线)，并判断其它元件是否出现越限;

c) 能够对指定故障集进行静态安全分析计算，并判断其它元件是否出现越限;

d) 能够给出导致过载和越限的故障及相应的过载和越限设备，并给出故障严重程度指标。

6.10.1.3 灵敏度分析

灵敏度分析针对校核断面潮流，对静态安全分析结果中的越限、过载设备和输电断面进行灵敏度分析。

灵敏度分析应满足如下功能：

a) 能够计算支路或输电断面有功功率和发电机有功出力之间的灵敏度;

b) 能够计算支路开断分布因子，即线路或变压器支路开断后其它线路或变压器功率的变化情况;

c) 能够计算母线电压和节点无功注入(包括发电机节点和电容电抗器节点)之间的灵敏度，母线电压和变压器变比之间的灵敏度。

6.10.1.4 并行计算

a) 支持多个校核断面并行计算;

b) 支持多个计算任务并行计算，包括静态安全分析和灵敏度分析;

c) 支持多个算例并行计算。

6.10.2 界面要求

支持设置计算参数、设置计算内容、监测计算进度和查看计算结果。计算参数设置的界面包括：

a) 能够浏览和修改设备和输电断面的限值;

b) 能够按照分区和电压等级设置计算范围。

计算内容设置的界面应包括：

a) 能够设置静态安全校核的计算任务，可选择是否进行基态潮流分析、静态稳定分析和灵敏度分析;

b) 能够选择参与静态安全校核计算的校核断面。

计算进度监测和计算结果查看的界面应包括：

a) 能够监测静态安全校核的计算进度;

b) 能够中止静态安全校核计算;

c) 支持按分区、电压等级和设备类型查看计算结果，支持对计算结果进行排序，支持在接线图上显示越限、过载等结果信息;

针对基态潮流分析功能，应提供：

a) 过载设备及过载程度;

b) 越限设备及越限程度;

c) 地理接线图上过载和越限设备的可视化显示。

针对静态安全分析功能，应提供：

a) 导致过载和越限的故障及相应的过载和越限设备;

b) 故障严重程度指标。

6.10.3 接口要求

6.10.3.1 数据输入

a) 从EMS等系统获取电网模型、规划数据和相似日历史潮流数据;

b) 从EMS等系统获取设备限额(包括线路电流限额、输电断面限额、变压器容量限额和母线电压限额)、静态安全分析故障集等信息;

c) 从EMS等系统获取系统负荷预测、母线负荷预测、检修计划、联络线计划、机组出力计划等信息。

6.10.3.2 数据输出

基态潮流分析、静态安全分析的重载、越限信息和灵敏度分析信息

6.11 市场评估分析

市场评估分析是基于电力现货市场运营、电网运行、市场注册、市场结算、市场成员行为记录等数据，从市场结构、市场安全、市场运营、市场效益、调度运行等多方面对市场进行评估分析。可根据电力市场的交易记录、成交电量、电费以及市场供需情况对市场的交易进行统计、分析及测算。评估市场运营的状况，提供电力现货市场成员损益报告、市场风险报告，为市场成员参与市场，以及电力市场交易规则的修正提供参考。

6.11.1 功能要求

a) 具备市场结构评估分析功能，包括三寡头测试、市场集中度(HHI)、供应剩余率(RSI)、市场竞争空间等指标分析;

b) 具备市场安全性评估分析功能，包括短期安全性指标分析、长期性安全性指标分析、发电容量充裕度分析、输电容量充裕度分析等;

c) 具备市场运营评估分析功能，包括市场申报参量指标分析、供需指标分析和成交指标分析等;

d) 具备市场效益评估分析功能，包括现电价类指标分析、节能减排指标分析、容量利用率指标分析、市场成员损益计算分析等;

e) 具备调度运行指标分析功能，包括预测准确率、计划执行情况、机组调节性能指标、启停履约率等指标分析;

f) 具备用户用电曲线监测功能，包括居民用户、大用户、售电企业等不同类型用户用电曲线及电量监测分析功能;

g) 辅助服务费用的测算与评估等。

6.11.2 界面要求

a) 支持对市场主体的发用电曲线监测;

b) 支持曲线、棒图、饼图等多种形式展示市场评估分析结果;

c) 支持评估分析结果标准化导出、打印。

6.11.3 接口要求

6.11.3.1 数据输入

a) 从EMS系统获取电网实际运行数据;

b) 从市场申报读取市场申报数据;

c) 从结算系统读取市场结算数据;

d) 从中长期合同管理读取日交易曲线;

e) 从日前市场、日内市场、平衡机制、辅助服务市场读取市场出清结果。

6.11.3.2 数据输出

a) 输出市场评估分析结果，并针对不同市场成员，由信息发布子系统负责对外发布;

b) 支持对指标评估分析功能进行服务封装，提供评估分析的服务调用接口。

6.12 市场风险管控

现货市场中的风险管控要求研究风险发生和变化的规律，评估风险对社会经济生活可能造成的损害程度，并选择有效的手段，有计划有目的地处理风险，以期望用最小的成本代价，获得最大的安全保证。

6.12.1 功能要求

6.12.1.1 风险识别

风险识别功能包含风险指标和权重的设置，风险指标计算功能。系统支持电力市场风险指标分析识别，包括但不限于：

a) 支持供需风险指标分析识别，包含可用容量指标、市场供需弹性、备用容量水平指标分析等;

b) 支持市场力风险指标分析识别，包含三寡头测试、HHI指数、Lerner指数分析等;

c) 支持交易风险指标分析识别，包含电价平稳性指标、竞价风险指标分析;

d) 支持电网安全风险指标分析识别，包含阻塞成本、输电容量富裕度、辅助服务风险指标分析;

e) 支持电力市场价格风险识别。

6.12.1.2 风险预警

a) 支持单一指标自动计算分析功能，当监控指标超过预先设定值时，告警;

b) 支持综合指标自动计算分析功能，当综合指标超过预先设定值时，告警;

c) 支持单一指标和综合指标手动计算分析功能;

d) 支持多种告警方式，并可以选择设置。

6.12.1.3 风险管控

a) 支持阻塞管理功能，阻塞管理作为市场优化模型一部分，在日前和日内市场出清过程中充分考虑阻塞管理;

b) 支持市场成员行为测试，测试某一电源的投标价格是否超过其参考价格，达到预先设定门槛;

c)  支持市场成员影响测试，测试该电源投标对能量市场出清价格的影响，如果某一电源投标未能通过行为测试，且其影响测试超过了预先设定的门槛，则使用参考价格代替该电源投标价格;

d) 支持市场力消除程序功能，能够根据检测结果消除市场力引发的风险。

6.12.2 界面要求

应提供丰富友好的人机接口，具体功能如下：

a) 应支持市场风险评估指标设置、限值设置、权重设置，报警方式设置等界面;

b) 应实现市场风险评估指标自动和手动计算功能;

c) 应实现风险指标越限告警功能;

d) 应实现告警方式设置功能;

e) 应实现手动解除告警功能。

6.12.3 接口要求

6.12.3.1 数据输入

a) 从EMS系统获取电网实际运行数据;

b) 从市场申报读取市场申报数据;

c) 从日前市场、日内市场、平衡机制、辅助服务市场读取市场出清结果。

6.12.3.2 数据输出

输出风险评估结果，并针对不同市场成员，由信息发布子系统负责对外发布。

6.13 市场监管

市场监管子系统为市场监管机构根据有关法律、法规和规章对市场主体、电网运营企业、市场运营机构及其市场行为进行监督和管理提供技术支持，以实现电力市场竞争的合理、有序、公正、公平和公开。

6.13.1 功能要求

6.13.1.1 市场数据查询与监测

a) 支持现货市场交易、结算相关数据查询。支持但不限于交易单元信息、报价曲线、出清结果及成交情况等数据查询;

b)  支持对电力现货市场每天的价格变化进行实时监测，对价格波动进行严格审核，发现问题将及时要求独立系统运营商或电网运营企业进行解释说明，控制市场成员利用市场操纵力导致电力现货市场价格大幅波动的问题;

c) 支持申报数据监测，可以在线监测申报电价、电量等信息;

d) 支持市场出清数据监测，可以在线监测出清电价、电量等信息。

6.13.1.2 市场力的判定与消除

a) 能够判断市场成员是否具备并动用市场力来操控市场价格，并根据市场力缓解措施消除市场力;

b) 支持市场成员行为测试，支持对比市场成员实际竞价和参考竞价，设定门槛值，如果二者偏差超过门槛值则告警;

c) 支持市场成员影响力测试，对比采用发电成本和市场成员报价进行市场出清的结果，如果偏差大于一定门槛值则告警;

d) 支持市场力缓解审批，对未通过市场力监测的成员的报价进行修改、审批。

6.13.1.3 市场运行绩效评价指标监管

支持以下市场运行绩效评价指标，包括但不限于：

a) 市场竞争性指标;

b) 市场价格指标;

c) 阻塞管理效率指标;

d) 资源可用性指标;

e) 发电燃料构成指标;

f) 可再生能源穿透率指标;

g) 市场深度指标。

6.13.1.4 信息发布监管

a)  支持对市场主体、电力交易和电力调度机构信息公开和报送，应当发布的信息内容和要求，主要信息的报送、备案或发布，有关方式、途径、时限，信息安全、保密情况等;

b) 支持监管信息按照日、月、季、年等时间间隔,  定期将市场监测与评估的结果予以公布。发布年度和季度市场状态报告，报告应提供市场结构，市场行为，市场绩效分析;

c) 支持各类市场监管图表公布;

d) 支持各类市场评价指标公布;

e) 支持根据市场评价体系计算评分;

f) 支持交易前、交易中，根据评分结果对异常情况提出预警;

g) 支持按日、月、季、年等时间间隔，定期生成并发布市场分析报表。

6.13.2 界面要求

应提供丰富友好的人机接口，支持各类信息的展示，具体功能如下：

a) 应支持市场运行绩效指标监控功能;

b) 应支持系统运行指标监控功能;

c) 应支持监管信息披露功能。

6.13.3 接口要求

6.13.3.1 数据输入

a) 支持从市场申报读取市场申报数据;

b) 支持从日前、日内市场、平衡机制、辅助服务市场读取市场出清结果。

6.14 系统管理

系统管理子系统提供系统管理员对运营系统的配置与管理功能，包括流程配置、规则配置、账户权限管理、运行日志、数据存档等功能，保证系统运行的安全性、灵活性和可扩展性，并对系统资源的使用进行有效监控。

6.14.1 功能要求

6.14.1.1 流程配置

提供流程配置与管理功能，可根据电力现货市场的规则配置流程节点，流程节点可以配置为定时自动执行或由人工执行，流程节点配置为人工执行时可以配置授权账户。

6.14.1.2 规则配置

提供电力现货市场规则库，供系统运行与维护人员按已公开发布的电力现货市场规则集中配置维护电力现货市场规则库。

支持在线修改、生效规则，无需修改或重启运营系统。

6.14.1.3 账户权限管理

权限管理是基于角色、超级用户、用户组和用户的多级权限管理制度。多级权限管理制度遵循以下管理原则：

a) 系统提供超级用户，超级用户不能直接进行业务操作，只能对其余普通用户进行授权管理，以实现授权和业务分离;

b) 系统下分用户组，每个用户组具有一定范围的操作权限;

c) 系统用户根据自己的用户名、密码登录进入系统，进行权限允许的操作;

d)  每个用户组可以包含一个或多个最终用户，具备该用户组的操作权限，同时每个用户都可以修改自己的密码，密码必须满足安全防护要求，否则修改不成功，该密码不为管理员所知。

6.14.1.4 运行日志

对于系统所有的操作都记录到运行日志中，包括系统所有的安全相关事件以及操作人员操作时标等。

a) 运行日志应分为系统事件(例如：系统启动、关闭，认证和鉴别，配置更改等)、业务事件(例如：信息查询，数据输入等)、成功事件、失败事件四类;

b) 运行日志模块应提供对记录的日志数据进行分类查询分析功能，并且该模块只对有权限的管理员开放。

6.14.1.5 数据存档

数据存档模块对运营系统运行中各种数据和操作进行存档和管理。

a) 应实现对市场成员和系统用户的登录及操作、系统软硬件运行、系统数据等的存档功能;

b) 应实现对交易的全过程进行全面跟踪记录，并存储在运行记录数据库里。

6.14.2 界面要求

提供使用方便、配置灵活、信息准确、管理有效的配置管理界面：

a) 应实现流程配置界面;

b) 应实现规则配置界面;

c) 应实现账户权限管理界面;

d) 应实现运行日志查询管理界面，可以对系统所有的安全相关事件进行查询;

e) 应实现数据存档管理界面，可以对各种数据和操作进行存档和管理。

6.14.3 接口要求

6.14.3.1 数据输入

a) 支持从日前、日内市场、平衡机制、辅助服务市场读取操作信息;

b) 支持从市场申报读取市场申报操作信息。

6.15 市场成员服务

市场成员服务为电力现货市场参与者提供电力现货市场体系介绍、市场规则解读、电力现货市场参与方式说明、运营系统使用培训、市场成员互动交流平台等服务，引导市场成员参与电力现货市场。

6.15.1 功能要求

a)  具备电力现货市场体系介绍功能，通过图文、语音、视频等方式，向市场成员介绍电力市场基本业务框架、电力中长期市场与电力现货市场关系、日前、日内现货市场、平衡机制和辅助服务市场业务体系、市场风险管控体系和市场监管体系;

b)  具备电力现货市场规则解读功能，通过图文、语音、视频等方式，对电力市场规则进行解读，向市场成员介绍市场规则的指导思想、主要内容、现货市场业务流程、市场运营机构、市场监管机构职责、市场规则重要修改等内容，对市场成员关注的问题进行解答、澄清;

c)  具备电力现货市场参与方式说明，通过图文、语音、视频等方式，介绍各类市场成员参与电力现货市场需要具备的准入条件、市场注册材料规范、市场注册方式和注册过程，为市场成员参与电力现货市场提供全程指导;

d)  具备运营系统使用培训功能，通过图文、PPT、视频等方式，面向各类市场成员详细介绍电力现货市场运营系统总体架构、各业务模块功能使用方法、系统常见问题处理方法等，为市场成员通过运营系统参与各类市场交易业务提供指导;

e) 具备市场成员互动交流平台功能，支持市场成员通过WEB网页、移动APP等方式进行互动交流。

6.15.2 界面要求

a) 支持图文、语音、视频等方式展示市场成员服务内容;

b) 支持市场成员通过WEB网页、移动APP方式互动交流文字、图形、语音、视频等内容;

c) 支持市场成员服务内容下载、打印。

6.16 电力现货市场运营系统部署结构

电力现货市场运营系统，包括支持跨省区电力市场的运营系统和省电力市场的运营系统。电力现货市场运营系统的建设立足现有调度基础设施、调度控制系统的现状开展，同时考虑电力市场运营的客观需要。电力现货市场运营系统部署结构如下图所示：

图2 电力现货市场运营系统部署结构

运营系统的主要功能部署在生产控制大区，现货市场(含辅助服务)运行功能部署在Ⅱ区，市场管理功能部署在管理信息大区，数据申报与信息发布功能跨大区部署。生产控制大区和管理信息大区之间通过正反向隔离装置交互数据;信息外网和信息内网之间也部署正反向隔离装置;在生产控制大区和发电企业之间，采用纵向加密认证装置;在管理信息大区与发电企业之间采用防火墙等逻辑隔离设备;在信息外网与互联网之间通过防火墙、安全接入网关等逻辑隔离保障信息安全。

6.17 与其它电力现货市场运营系统衔接

电力市场间数据交互要求如下：

1) 交互对象。应支持与其它电力现货市场运营系统、调度系统之间进行数据交互。

2) 输入范围。应支持接入机组上网电量、机组合同实际执行出力、跨市场送受电量、跨市场合同实际执行出力等。

3) 输出范围。应支持输出本市场需求曲线、联络线计划调整反馈。

4) 数据周期。数据的时间周期应支持分钟级时间粒度。

5) 交互周期。接入至运营系统的数据，数据应支持按小时、按日、按周、按月交互。

6) 数据主体。数据交互的主体范围应包括发电机组、电力用户、售电企业、电网运营企业等。

7) 交互方式。应支持自动定时推送、按条件推送、连续滚动推送及手动触发推送4种方式。

7 与外部系统数据交互

7.1 与EMS系统数据交互

运营系统从EMS系统获取电网模型、网络约束及运行数据。包括电网模型数据、SCADA机组运行数据、断面控制信息、关键输电线关口断面稳定限额、新能源预测信息等。

运营系统将日前、日内和实时调度计划以及调频等辅助服务的优化和实际调用结果发布到EMS系统。

7.2 与OMS系统数据交互

运营系统从OMS系统获取发电和输变电设备检修及投退役计划等数据。包括机组检修单、输变电设备检修单、设备投运、设备退役信息等。

7.3 与中长期电力交易平台数据交互

运营系统从中长期电力交易平台获取发电企业、售电企业、电力用户等市场成员的注册信息。

运营系统从中长期电力交易平台获取中长期实物合同。

运营系统向中长期电力交易平台输出现货交易及辅助服务交易结果等信息。

7.4 与电量计量系统数据交互

运营系统从电能量计量系统中获取机组每日分时上网电量数据。

7.5 与电力现货市场结算系统数据交互

运营系统将日前市场、日内市场、平衡机制和辅助服务市场出清结果发送到电力现货市场结算系统。

8 安全防护

8.1 总体要求

运营系统的安全防护依据《中华人民共和国网络安全法》、《电力监控系统安全防护规定》(国家发展改革委2014年第14号令)和《电力监控系统安全防护方案》(国能安全〔2015〕36号)，根据业务系统的不断完善加强对系统的防护，最大限度地保障系统的安全、可靠和稳定运行。

运营系统安全防护具体又可划分为网络安全、主机安全、应用安全、数据安全、终端安全、监测预警、系统灾备等方面。

8.2 网络安全

运营系统网络安全防护包括网络交换设备(如路由器、交换机等)和网络安全设备(如防火墙、电力专用横向单向隔离装置等)，采用设备安全配置管理策略，对关键网络链路提供硬件设备冗余，对设备配置进行安全备份，对设备软件系统进行及时更新，通过网络漏洞扫描加强网络安全管理。在网络通道建设方面，采用网络专用策略，对互联网业务通信采用强身份认证和数据加密、签名手段保障网络通信安全。

8.3 主机安全

运营系统的主机操作系统采用国家有关部门指定的安全操作系统，提供身份认证、访问控制、安全审计、恶意代码与漏洞防范等必要措施，以及采取及时的升级更新策略提升主机安全性。

8.4 应用安全

运营系统的应用服务及业务信息面临用户认证欺骗、权限及信息泄露、篡改等风险，严格采用双因子用户身份认证，对敏感信息进行加密存储及传输，加强应用权限管理。强化日志审计管理，提供可作为法律证据的日志记录，日志记录应采取安全措施保存至少六个月以上。

8.5 数据安全

运营系统的敏感数据包括电力交易数据申报信息、电力交易单据信息、计划结算结果信息等，在传输及存储的过程中，面临篡改及泄露风险，应采取数据加密、签名和数据使用权限限制手段，保障数据安全。为保障信息系统的容灾能力，对重点数据进行有效备份。

8.6 终端安全

运营系统涉及使用的终端应采用基于专用硬件的双因子认证机制保证用户身份的真实性。终端系统应部署专用的终端安全防护软件，提供网络安全通信、权限访问控制、病毒及恶意代码防范、系统升级更新等安全措施为使用者提供安全访问环境。

8.7 监测预警

运营系统应采取监测、记录网络运行状态、网络安全事件的技术措施，对安全事件进行分析提供预警信息，并按照规定留存相关的网络日志不少于六个月。

8.8 系统灾备

运营系统应建设异地容灾机制，对系统运行的硬件环境和关键数据进行备份。当发生灾害事件或安全事件影响系统服务时，应及时启用备用系统保障服务正常运行。

集中式电力现货市场运营系统功能规范

1 适用范围

本规范规定了集中式电力现货市场运营系统的基本功能，主要内容包括市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布、长周期可靠性机组组合、日前市场、日内市场、实时市场、辅助服务市场、安全校核、市场评估分析、市场风险管控、市场监管、市场成员服务和系统管理等功能。

本规范适用于以全电量集中竞价、中长期差价合同等对冲市场风险的集中式电力现货市场运营系统的建设，过渡期优先发电量采用物理合约或金融合约参与市场，保证收益。分散式电力现货市场运营系统功能规范另行规定。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而构成本规范的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)

《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)

《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453号)

《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)

《中华人民共和国网络安全法》

《电力监控系统安全防护规定》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号)

《电力行业网络与信息安全管理办法》(国能安全〔2014〕317号)

《电力行业信息安全等级保护管理办法》(国能安全〔2014〕318号)

《国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》(国能安全〔2015〕36号)

3 术语和定义

3.1 电力批发市场Wholesale Electricity Market

发电商和大用户/电力零售商之间进行大宗电力交易的市场。

3.2 电力零售市场Retail Electricity Market

指在批发市场的基础上，进一步放开配电服务，允许电力零售商进入市场，中小电力用户有权自主选择供电商的售电侧市场形态。

3.3 电能量市场Electric Energy Market

以电能量为交易标的物的市场。

3.4 实物合同Physical Contract

合同双方根据实际供需情况自行签订，并要求按照合同条款以实物而非现金交割执行的合同。

3.5 财务合同Financial Contract

市场参与者以电力及其衍生品为标的，进行购买、出售、出借、互换或回购等交易的协议，交易形式包括差价、远期和互换等。电力财务合同仅约定财务交割责任，不作为市场主体发用电计划制定依据。

3.6 差价合同Contract for Difference(CfD)

根据事先约定的合同价格以及合同交割对应的市场价格(如现货价格)之差进行结算的一种金融合同。

3.7 市场成员Market Member

电力批发市场的参与者和利益攸关方。市场成员包括市场主体、电网运营企业和市场运营机构三类。其中，市场主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等。

3.8 分散式电力市场Decentralized Electric Power Market

我国电力市场两种模式之一，主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，其余发电上网电量通过日前、实时平衡市场(平衡机制)进行交易的电力市场模式。

3.9 集中式电力市场Centralized Electric Power Market

我国电力市场两种模式之一，现货交易采用全电量集中竞价，主要以中长期差价合同等对冲现货市场风险的电力市场模式。

3.10 中长期交易 Medium and Long-term Transaction

对未来某一时期内交割的电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、周、多日等不同时间尺度。中长期交易合同包括实物合同和财务合同。

3.11 电力现货市场 Electricity Spot Market

通过交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。现货市场交易标的物包括电能量、调频服务、备用服务等。

3.12 安全约束机组组合 Security Constrained Unit Commitment(SCUC)

在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等为优化目标，制定多时段的机组开停机计划。

3.13 安全约束经济调度 Security Constrained Economic Dispatch(SCED)

在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等为优化目标，制定多时段的机组发电计划。

3.14 安全校核 Power System Security Analysis

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的过程。分析方法包括静态安全分析、暂态稳定分析、动态稳定分析、电压稳定分析等。

3.15 辅助服务市场 Ancillary Service Market

为维护系统的安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网经营企业和电力用户等提供除正常电能生产、传输、使用之外的市场化辅助服务的市场，具体包括调频、备用、无功调节、黑启动等市场。

3.16 节点边际电价 Location Marginal Price(LMP)

在现货电能交易中，为满足某一电气节点增加单位负荷导致的系统总电能供给成本的增加量。节点边际电价由系统边际电价、阻塞价格和网损价格三部分构成。

3.17 系统边际电价System Marginal Price(SMP)

指在电力现货交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力，使成交的电力满足系统负荷需求的最后一个电能供应者的报价。

3.18 分区边际电价Zonal Marginal Price

当电网存在输电阻塞时，按阻塞断面将市场分成几个不同的分区(即价区)，并以分区内边际机组的价格作为该分区市场出清价格，即分区边际电价。

3.19 日前市场 Day-ahead Market

运行日提前一天(D-1日)进行的决定运行日(D日)机组组合状态和发电计划的电能交易市场。

3.20 日内市场 Intra-day Market

运行日(D日)滚动进行的决定运行日(D日)未来数小时调度机组组合状态和发电计划的电能交易市场。

3.21 实时市场 Real Time Market

运行日(D日)进行的决定运行日(D日)未来5-15分钟最终调度资源分配状态和计划的电能交易市场。

3.22 市场数据申报 Market Information Declaration

市场主体按照现货市场的要求，在指定的时间范围内申报各类数据信息，包括静态属性注册数据、运行技术参数和经济性参数等。

3.23 市场注册 Market Registration

指市场交易成员将用于取得市场主体资格相关的信息和资料提交给市场运营机构并获得市场主体资格的过程。

3.24 市场力 Market Power

市场成员操纵市场价格、使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平的能力。

3.25 市场出清 Market Clearing

电力市场根据市场规则通过竞争定价确定交易量、价。

3.26 市场结算Market Settlement

根据交易结果和市场规则相关规定，对市场成员保证金、盈亏、手续费、交割货款和其它有关款项进行的计算、划拨。

3.27 市场预测 Market Foreing

对未来市场供需形势及发展走势进行预测的过程。

3.28 市场监测 Market Monitoring

对发电企业生产及运行情况、电网运行状态、用户用电行为等运行情况，以及交易组织、交易行为等市场运营情况进行监视的行为。

3.29 市场评估分析 Market Analysis

通过建立指标体系，对市场供需、市场交易、市场结构、市场行为、市场效率、市场风险等内容进行统计、评估、分析的过程。

3.30 信息发布 Information Disclosure

指向电力监管机构、市场成员(不含市场运营机构)及社会公众等发布电力市场相关信息的过程。

3.31 市场监管 Market Regulation

根据有关法律、法规和规章，电力监管机构遵循市场规律对市场主体和市场运营机构及其遵守电力市场运营规则的行为进行的监督和管理，以实现电力市场竞争的合理、有序、公正、公平和公开。

3.32 风险管控 Risk Management

通过识别、衡量、分析现货市场风险，并在此基础上有效控制风险，用最经济合理的方法综合处置风险，将风险导致的各种不利后果减小到最低限度的科学管理控制手段。

3.33 阻塞管理Congestion Management

当市场出清过程中进行安全校核时，若输电线路潮流超出了安全约束，市场运营机构需根据一定原则调整发电机组出力，改变输电线路潮流使其符合安全约束，并且分配调整后产生的盈余或者成本。

3.34 可用输电容量Available Transmission Capacity(ATC)

在现有的输电合同基础上，实际物理输电网络中剩余的、可用于商业使用的传输容量。

3.35 网损Transmission Loss

电能量输送过程中以热能形式散发的功率损失，即为电阻、电导消耗的有功功率。

3.36 调频服务Frequency Regulation Service

当电力系统频率偏离目标频率时，发电企业、电力用户和独立辅助服务提供商等在短时间内调整有功出力跟踪负荷变化，以维持电力系统频率的稳定所提供的服务。调频服务分为一次调频、二次调频、三次调频。

3.37 备用服务Capacity Reserve Service

在电力系统运行状态发生变化时，为确保电力供需平衡，发电侧或负荷侧保留的容量备用所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用。

4 总体要求

4.1 电力现货市场运营系统(以下简称：运营系统)应满足电力现货市场的市场规则和发展目标，满足现货市场运营的功能要求，保证系统的实用性和适用性。

4.2 运营系统应支持功能和部署方式的灵活扩展，并具备可维护性，适应电力现货市场逐步发展完善的需要。

4.3 运营系统应提供与电力现货市场结算系统、能量管理系统等其它相关系统之间的数据交换接口，提供与其它电力现货市场运营系统之间的数据交换接口。

4.4 运营系统应保障市场运营所需的交易安全、数据安全和网络安全。建立统一的数据管理体系，保障数据的完整性、准确性、可靠性、及时性和一致性。

4.5 运营系统应具备市场暂停或运营系统故障全停等意外情况下的应急措施和恢复措施。

4.6 运营系统建设应充分利用现有数据网络、安全防护、数据采集、通信等设施，尽量复用已有系统或功能模块，降低建设成本。

5 电力现货市场运营系统总体框架

集中式运营系统主要由市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布、日前市场、实时市场、安全校核、市场评估分析、市场风险管控、市场监管、市场成员服务及系统管理等子系统组成;另外可提供长周期可靠性机组组合子系统，适应电网安全问题较为严重的市场，决策因电网安全运行必须提前确定启停的机组;可提供日内市场子系统，适应开展日内现货市场交易的地区;可提供辅助服务市场子系统，适应开展调频、备用等辅助服务市场的地区。

图1 集中式电力现货市场运营系统逻辑结构示意图

系统的逻辑结构如图1所示，应满足以下功能：

日前市场、日内市场、实时市场和辅助服务市场是运营系统的核心子系统。在相应的时间节点上，市场参与者通过市场申报子系统参与日前市场、日内市场、实时市场和辅助服务市场报价。

长周期可靠性机组组合子系统利用来自电网调控系统中的计算周期范围内的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等信息和市场申报子系统中市场报价、计划电量、计划出力建议、出力限额等信息，考虑各种安全约束滚动决策未来多天的需要提前决策的机组组合计划。该组合计划作为日前机组组合的基础。

日前市场根据市场申报子系统中报价数据、长周期机组组合状态、负荷预测等信息，考虑约束条件和优化目标，计算出集中优化出清次日组合计划和出力计划。出清结果发送给安全校核子系统进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件的市场出清结果。日前市场的出清结果将发送给信息发布子系统、日内市场子系统和结算系统。

日内市场根据市场申报子系统中日内报价数据、日前出清结果、最新负荷预测需求，采用SCUC或SCED计算出未来多小时多个时段的最优的快速启动机组的启停计划。计算结果发送给信息发布子系统、实时市场子系统和结算系统。

实时市场根据最新负荷预测需求和实时市场报价，在日前与日内市场确定的机组开停机组合基础上，采用SCED滚动计算未来一段时间的市场出清结果，市场出清结果送到电网调控系统进行控制执行。同时发送给信息发布子系统和结算系统。

辅助服务市场子系统应支持辅助服务市场的辅助服务交易，并对执行情况进行监控。支持与电能量联合出清模式和独立出清模式。

风险管控与市场监管子系统为市场运行机构与市场监管机构对市场的管控与监管提供技术支持。市场监管拥有足够的信息权限，可以查看监管所需要的任何市场信息。

数据管理、系统管理、市场成员服务、市场成员管理是运营系统辅助模块，为系统提供基础数据的管理与维护。市场成员主要通过数据申报子系统与信息发布子系统经互联网与系统交互，整个系统由安全防护机制进行保护。

运营系统应提供与电力中长期交易平台、结算系统、电网调度控制系统等其它相关系统之间的数据交换接口，实现横向集成;运营系统应提供与其它电力现货市场运营系统之间的数据交换接口，实现纵向贯通。

6 各子系统功能规范

6.1 市场成员管理

市场成员管理对符合准入条件的电网运营企业、发电企业、售电企业、电力用户、独立的辅助服务提供商等各类市场成员主体，提供相关信息的注册、变更、退出、维护以及市场管理信息导出功能。

6.1.1 功能要求

6.1.1.1 市场成员分类管理

a) 支持对市场成员类型进行维护和管理;

b) 支持对不同类型市场成员进行角色功能设置和分配。

6.1.1.2 市场成员准入管理

a) 支持对政府发布的准入名单进行管理，包括准入名单的人工录入、文件导入，并对准入名单进行审核;

b) 审核通过后用户可以在运营系统进行注册并根据准入交易范围参与市场交易;

c) 如无政府准入名单，支持根据政府发布的准入资格要求，对申请用户进行资格审查，审查通过后可进行用户注册，并参与市场交易。

6.1.1.3 市场成员注册

a)  支持多类别用户注册功能，用户类别主要包括电网运营企业、发电企业、售电企业、电力用户、独立的辅助服务提供商等。其中，售电公司按是否有配电网运营权分类注册，电力用户按批发用户和零售用户分类注册;

b)  市场成员注册信息至少应包括本单位合同签订的法人、执照、地址等基本信息、股东组成等信息、以及电力设备(如发电企业的发电机组、电力用户的用电设备、电网运营企业的输电线路)等相关信息，审核通过后注册完毕;

c) 支持市场成员注册多个用户，每个用户可对应不同角色;

d) 用户注册信息应至少包括用户名、密码、单位、手机号、身份证扫描件、用户授权文件、营业执照扫描件等信息。

6.1.1.4 市场成员变更

a) 支持市场成员提交信息变更申请，变更申请审核通过后生效;

b) 支持市场成员基本信息变更，变更信息主要包括企业基本信息、用电户信息、发电装机信息、企业股权信息等。

6.1.1.5 市场成员退市

a) 支持市场成员提交退出市场申请，退市申请审核通过后生效;

b) 市场成员退市后，支持对市场成员运行状态修改，退役状态市场成员不得参与市场交易，但其相关基本信息和交易数据保留。

6.1.1.6 交易单元管理

a)    支持将发电企业下的一定数量机组、电力用户下的一些用电设备(已通过系统审核准入的)、售电企业下的一类电力用户按一定规则(电压等级相同、所属地调相同等)及用户意愿在系统中拆分或绑定成一个业务单元，视为单个电力市场主体参与市场化交易，进行交易数据申报和结算;

b) 业务单元可按市场主体类别不同分别进行分类，如发电单元类、用电单元类等。

6.1.1.7 市场审核

a) 支持对市场成员发起的注册信息、变更信息、退役信息进行审核，审核通过后生效;

b) 支持多级审核，审核流程可定制。

6.1.2 界面要求

a) 支持准入名单的便捷录入或文本导入，支持对准入名单进行合规性校验;

b) 支持按照准入资格对准入申请材料进行自动审核;

c) 支持按照待办事项方式集中展示注册、变更、退役等申请材料;

d) 支持对准入用户按照用电量、所属地区、企业类型等信息进行统计分析;

e) 支持对准入用户按照地理图形、柱状图、饼图、数据表格等方式进行统计结果展示;

f) 支持对市场成员信用评价汇总结果和评价分项结果进行查询。

6.1.3 接口要求

6.1.3.1 数据输入

从中长期电力交易平台获取已注册市场成员信息或由用户输入市场成员信息。

6.1.3.2 数据输出

提供市场成员信息给运营系统其它子系统。

6.2 数据管理

业务数据管理功能主要用于对运营系统各类外部接入或申报数据进行集中管理与维护，为后续市场出清计算提供数据，并对外部数据接入状态进行监测，对各类外部数据进行查询与管理。

数据可分为市场配置参数、技术参数及基础数据三类。其中市场配置参数包括市场基本参数、安全校核参数、优化计算参数、约束参数等，技术参数包括机组各种物理运行参数与经济运行参数，基础数据包括系统负荷预测、母线负荷预测、检修计划等各类从内外部系统接入的数据。

6.2.1 功能要求

6.2.1.1 数据接入监测

a) 支持对外部数据接入时间、状态等信息监测;

b) 支持基于可配置的数据校验规则对外部数据进行校验;

c) 支持对不同类型数据的数据校验状态与详细校验日志的查询;

d) 支持监测数据类型的灵活添加和删除。

6.2.1.2 市场配置参数管理

市场参数管理用于管理现货市场各项配置参数，设定现货市场运行基础环境：

a) 支持对日前市场、日内市场、实时市场等配置参数进行管理、配置;

b) 支持根据参数用途进行分类管理，参数类别至少包括基本参数、安全校核参数、优化计算参数、约束设置参数等;

c) 支持市场参数的查询、新增、删除、修改等操作;

d) 支持文件方式的参数导入、导出功能。

6.2.1.3 技术参数管理

支持现货市场计算和运行相关的设备技术参数管理功能，主要包括如下：

a)    支持现货市场计算和运行相关的技术参数申报功能，包括机组类型、额定容量、最大技术出力、最小技术出力、最小开停机时间、爬坡速率、温热冷启动时间、电压等级、节点位置、环保参数、厂用电率、震动区、启停磨、是否参与市场竞争等机组技术参数和电厂、机组群约束信息;

b) 支持对申报设备技术参数进行验证和审批功能;

c) 支持对申报设备技术参数进行查询和维护功能。

6.2.1.4 基础数据管理

a) 机组运行信息

支持对机组计划及信息查询与维护，主要包括：

l 机组固定出力信息;

l 机组自调度计划、供热机组供热流量、机组日发电量计划、机组出力限额、机组最早并网时间;

l 机组必开必停信息设置，支持设置必开、必停及参与优化调整机组;

l 机组状态信息，包括机组当前启停状态、当前状态持续时间及次日是否可以启停。

b) 负荷预测

支持对系统负荷预测、母线负荷预测数据查询与维护，主要包括：

l 短期、超短期系统负荷预测;

l 短期、超短期母线负荷预测;

支持对联络线功率查询与维护，主要包括：

l 联络线口子计划;

l 联络线详细计划。

c) 检修计划

具备对检修计划和检修记录查询与维护，主要包括：

l 输变电设备检修计划和实际检修记录;

l 机组检修计划和实际检修记录。

d) 市场报价

支持市场报价查询与管理，主要包括：

l 各参与市场主体的日前市场报价数据;

l 各参与市场主体的日内市场报价数据;

l 各参与市场主体的实时市场报价数据。

e) 其它

l 支持对系统备用信息查询与维护;

l 提供基于文件的数据导入、导出功能。

6.2.2 界面要求

a) 支持基于曲线、表格等多种方式数据展示;

b) 具备数据批量修改界面。

6.2.3 接口要求

6.2.3.1 数据输入

从能量管理系统(Energy Management System，EMS)、运行管理系统(Operation Management  System，OMS)等外部系统接入相关数据。

6.2.3.2 数据输出

向运营系统其它子系统输出维护后各类数据，用于后续计算。

6.3 市场申报

用于各类市场成员进行数据申报并对接收的申报数据进行验证与处理。

6.3.1 功能要求

a)  支持交易申报，包括机组日前市场空载运行费用、温态启动费用、冷态启动费用、热态启动费用、最大最小经济出力、最大日启动次数、日最小运行时间、分段电力价格、最大最小技术出力、爬坡速率，以及用电侧负荷报价分段曲线或用电量申报;

b) 支持日内、实时市场临时出力限额申报，包括临时最低出力、最高出力及时间段;

c) 支持缺省机组交易数据申报;

d) 支持缺省用电交易数据申报;

e) 支持对辅助服务市场交易申报;

f) 支持对市场申报信息进行监测和审批操作，审批通过后通过消息提醒方式通知申报方;

g) 支持根据申报数据类别进行申报数据输入校验;

h) 支持申报数据导入、导出操作;

i) 支持所有私有申报数据在数据传输和数据存储过程中采用加密算法进行加密。

6.3.2 界面要求

a) 支持选择日期查询历史申报数据;

b) 支持表格、曲线、棒图、饼图等多种形式的市场申报信息展示;

c) 支持显示各市场成员未申报、已申报、审批通过、审批未通过等申报数据状态;

d) 支持审批未通过信息以消息框等方式通知申报方;

e) 支持对申报异常数据进行提醒。

6.3.3 接口要求

6.3.3.1 数据输入

支持从市场成员管理子系统中读取市场模型注册信息。

6.3.3.2 数据输出

a) 向运营系统其它子系统提供交易申报数据;

b) 向运营系统其它子系统提供市场成员运行信息、技术参数等数据。

6.4 信息发布

按照市场规则中信息披露原则，向各类市场成员、政府主管部门、电力监管部门等发布当前及未来一段时间内电网运行、市场运营、市场监管等信息。运营系统保障各类市场成员无歧视地获得参与市场的必需信息。

6.4.1 功能要求

a) 支持市场预测信息发布，包括短期、超短期系统负荷预测、新能源预测等信息发布;

b) 支持检修计划信息发布，包括不同周期的输变电设备、机组的检修计划信息发布;

c)  支持联络线计划信息发布，包括不同周期的联络线子口计划及详细联络线计划信息发布;支持电网运行信息发布，包括实际系统负荷、联络线功率、实际检修容量、负荷功率、系统备用等信息发布;

d) 支持电网安全约束信息发布，包括设备限额、稳定断面限额等信息;

e) 支持中长期交易合同及计划信息发布，包括年度、月度基数合同，双边协商合同，集中竞价合同信息发布及年度、月度计划信息发布;

f) 支持市场运营信息发布，包括现货市场(日前、日内、实时市场、辅助服务市场)的出清结果、校核结果、结算结果信息发布;

g) 支持市场监管信息发布，定期发布市场各类统计平均指标及市场违规信息;

h) 向市场运营机构提供市场公告信息发布与管理，支持市场成员查看市场公告信息;

i) 支持单独向电力监管部门发布其它依据规则需要发布的信息。

6.4.2 界面要求

a) 支持按照市场成员及日期进行分类查询;

b) 支持表格、曲线、棒图、饼图等多种形式的市场发布信息展示;

c) 支持市场发布信息下载、导出、打印功能。

6.4.3 接口要求

支持从运营系统数据库中读取需要对外发布的各类信息。

6.5 长周期可靠性机组组合

长周期可靠性机组组合将发电企业次日日前市场报价数据扩展到未来7天或多天，考虑系统运行约束、机组运行约束、电网安全约束以及实用化等约束滚动决策未来7天或多天的因电网安全或机组运行需要提前决策的机组组合计划。

6.5.1 功能要求

6.5.1.1 约束条件管理

满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件，各约束条件可以灵活进行参数配置和生效设置。

机组约束包括但不限于：

a) 机组(机组群)可调出力约束，包括机组(机组群)出力上限约束、出力下限约束，支持每个时段设定不同的上下限值;

b) 机组爬坡速率约束，包括机组升出力速率约束和降出力速率约束;

c) 机组最小启停时间约束，包括机组最小停机时间和机组最小连续运行时间;

d) 机组最大启停次数约束;

e) 机组启停出力曲线约束，包括机组开机过程曲线和停机过程曲线约束;

f) 固定计划约束，支持机组和电厂(机组群)固定计划设置;

g) 电量约束，支持机组和电厂(机组群)日发电量约束的设置;

h) 区域最小开机台数约束，支持分区设置和最小开机台数设置;

i) 机组(机组群)备用约束，支持设置机组(机组群)正负旋转备用、AGC备用设置;

j) 机组启停约束设置，支持设置机组启停出力区间;

k) 水电机组振动区设置，支持设置水电机组振动区出力区间;

l) 环保排放限值约束，支持机组和电厂(机组群)污染物排放约束的设置，污染物类型支持二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳等。

系统平衡约束包括但不限于：

a) 功率平衡约束，要求满足系统各个时段负荷预测、交换计划和发电计划保持功率平衡;

b) 系统备用约束，支持系统备用容量(比例)设定，要求机组组合计划中确定的开机机组和出力计划满足系统旋转备用和调节备用要求;

c) 分区备用约束，支持分区设置和分区备用容量(比例)设定，要求机组组合计划中确定的开机机组和出力计划满足各分区备用要求;

d) 区域必开容量约束，支持分区设置和区域必开容量设定。

网络约束包括但不限于：

a) 断面限额约束，包括线路断面、主变断面等有功限额;

b) 单元件热稳极限约束，包括线路、主变热稳限额;

c) 关键输电元件N-1、预想故障集约束等。

其它约束包括但不限于：

a)  燃料约束，包括系统、区域、机组(电厂、机组群)燃料约束，指对计划周期内发电总煤耗量的限制，对水电机组，包括上游来水量、下游防洪、下游水电厂发电计划等因素的限制;

b)  环保约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)环保约束，指对计划周期内发电环保容量的限制，主要包括火电厂的排放约束、水电的弃水约束、直流输电约束。

6.5.1.2 数据校验与处理

a) 支持对长周期机组组合优化所需数据进行数据校验和处理，保证数据满足计算要求;

b) 支持数据校验功能，支持校验规则的配置和生效设置，包括对各类分项数据的单一合理性验证，以及对各种相互关联数据的相关性验证;

c) 具备数据处理功能，支持对系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等数据进行修改维护。

6.5.1.3 机组组合优化

a) 能够根据约束条件设置综合考虑各种约束条件;

b) 支持未来七天或多天机组组合优化;

c) 支持设定每天为15分钟或1小时时间计算粒度;

d) 计算输出结果包括机组开停机组合、出力、价格、总成本、约束是否松弛、计算时间、计算过程日志、安全校核结果等信息;

e)  能够与安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCUC重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件下的机组组合结果。

6.5.1.4 机组启停辅助决策

a) 支持长周期机组组合结果查看;

b) 支持长周期电力平衡分析，分析计算周期范围内电力平衡情况，包括正备用、负备用、正备用需求、负备用需求;

c) 提供人工设置机组启停状态。

6.5.2 界面要求

a) 支持机组组合状态显示;

b) 支持数据校验结果展示;

c) 支持约束条件分类展示与设置;

d) 支持机组组合优化计算过程监测与日志滚动显示;

e) 支持机组组合优化与交流安全校核自动迭代计算和单步计算操作。

6.5.3 接口要求

6.5.3.1 数据输入

a) 来自EMS系统的电网模型、限额信息、故障信息;

b) 来自EMS系统的状态估计信息;

c) 来自EMS系统、OMS系统的计算周期范围内的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等信息;

d) 来自市场申报的市场报价、计划电量、计划出力建议、出力限额等信息;

e) 来自市场模型的机组出力上下限、爬坡速率、AGC调节速率、最小开停机时间、开停机次数、启停磨、振动区等信息;

f) 来自安全校核的灵敏度信息;

g) 年度、月度计划和交易信息。

6.5.3.2 数据输出

机组开停机组合、机组出力、系统平衡分析结果。

6.6 日前市场

日前市场交易根据市场主体的日前市场申报数据，以长周期机组组合状态、负荷预测、联络线计划等作为市场边界，考虑电网安全约束、机组运行约束、系统约束及其它可行性约束条件，每天分为若干个交易时段(如24或96个时段)，以社会福利最大化等为目标函数进行优化，集中优化出清次日组合计划和出力计划，形成总经济效益最优的发电计划，并形成机组与用户市场出清电价。

6.6.1 功能要求

6.6.1.1 约束条件管理

满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件，各约束条件可以灵活进行参数配置和生效设置。

机组约束包括但不限于：

a) 机组(机组群)可调出力约束，包括机组(机组群)出力上限约束、出力下限约束，支持每个时段设定不同的上下限值;

b) 机组爬坡速率约束，包括机组升出力速率约束和降出力速率约束;

c) 机组最小启停时间约束，包括机组最小停机时间和机组最小连续运行时间;

d) 机组最大启停次数约束;

e) 机组启停出力曲线约束，包括机组开机过程曲线和停机过程曲线约束;

f) 固定计划约束，支持机组和电厂(机组群)固定计划设置;

g) 电量约束，支持机组和电厂(机组群)日发电量约束的设置;

h) 区域最小开机台数约束，支持分区设置和最小开机台数设置;

i) 机组(机组群)备用约束，支持设置机组(机组群)正负旋转备用、AGC备用设置;

j) 机组启停磨约束设置，支持设置机组启停磨出力区间;

k) 水电机组振动区设置，支持设置水电机组振动区出力区间;

l) 环保排放限值约束，支持机组和电厂(机组群)污染物排放约束的设置，污染物类型支持二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳等。

系统平衡约束包括但不限于：

a) 功率平衡约束，要求满足系统各个时段用电需求、交换计划和发电计划保持功率平衡;

b) 系统备用约束，支持系统备用容量(比例)设定，要求机组组合计划和出力计划满足系统旋转备用和调节备用要求;

c) 分区备用约束，支持分区设置和分区备用容量(比例)设定，要求各分区机组组合计划和出力计划满足各分区备用要求;

d) 区域必开容量约束，支持分区设置和区域必开容量设定。

网络约束包括但不限于：

a) 断面限额约束，包括线路断面、主变断面的有功限额;

b) 单元件热稳极限约束，包括线路、主变热稳限额;

c) 关键输电元件N-1、预想故障集约束等。

其它约束包括但不限于：

a)  燃料约束，包括系统、区域、机组(电厂、机组群)燃料约束，指对计划周期内发电总煤耗量的限制，对水电机组，包括上游来水量、下游防洪、下游水电厂发电计划等因素的限制;

b)  环保约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)环保约束，指对计划周期内发电环保容量的限制，主要包括火电厂的排放约束、水电的弃水约束、直流输电约束。

6.6.1.2 数据校验与处理

a) 能够对日前市场所需数据进行数据校验和处理，确保数据满足计算要求;

b) 具备数据校验功能，支持校验规则的配置和生效设置，包括对各类分项数据的单一合理性验证，以及对各种相互关联数据的相关性验证;

c) 具备数据处理功能，支持对日前市场出清所使用的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等数据进行修改维护。

6.6.1.3 日前市场出清

a) 支持以安全约束机组组合(SCUC)及安全约束经济调度(SCED)进行优化出清;

b) 支持全电量集中竞价市场模式下集中优化出清;

c) 具备节点边际电价(LMP)和分区平均节点电价计算功能，并给出LMP的能量价格、阻塞价格、网损价格分量;

d) 能够根据约束条件设置综合考虑各种约束条件;

e) 支持设定次日15分钟或1小时滚动计算;

f) 计算输出结果包括机组开停机组合、出力、价格、总成本、约束是否松弛、计算时间、计算过程日志、安全校核结果等信息;

g)  能够与交流安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCUC、SCED重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件的市场出清结果;

h) 支持多算例并行计算及对比分析。

6.6.1.4 市场异常监测

a) 支持从价格、出力、断面三个方面对出清结果进行分析;

b) 支持节点价格异常监测，设定最高限价，当节点价格超过门槛值时进行告警;

c) 支持机组计划异常监测，在机组出力不在参数限定范围内、系统平衡约束松弛量超过设定值、系统备用需求不满足等情况下进行告警;

d) 支持断面异常监测，当出清结果在进行交流安全校核时出现断面重载或越限情况时进行告警。

6.6.1.5 市场出清异常处置

在规定的时间内日前市场出清无满足约束条件的的出清结果或者市场出清异常，无法满足电网稳定运行安全约束时，由市场运营机构进行异常处置，并发布处置后的日前市场交易结果，市场出清异常处置措施包括：

a) 修改不能满足的约束条件重新进行市场出清;

b) 根据市场规则以前一日或者历史相似日市场交易结果作为日前市场出清结果;

c) 其它符合市场规则的市场出清异常处置措施。

6.6.1.6 日前市场结果管理

a) 支持机组组合、机组出力、节点价格、分区价格等市场出清结果信息查询与统计;

b) 支持设备重载、越限、N-1故障分析等安全校核计算结果信息查询与统计;

c) 提供对市场出清结果进行人工干预的手段;

d) 具备结果审批功能，支持将机组出力及启停计划、节点电价等市场出清结果提交审批，并记录审批结果;

e) 具备结果发布功能，支持将日前市场交易结果分公有信息和私有信息进行发布，信息发布根据数据属性和登录用户角色自动对信息进行分流控制。

6.6.2 界面要求

a) 支持机组组合状态显示并展示前一日机组状态变化及变化时间;

b) 支持按照地理行政分区或逻辑价区的分区价格查询，支持通过地理图形式显示分区价格;

c) 支持机组出力及出清价格查询及对比展示;

d) 支持节点价格及节点所关联的负荷、机组出清结果展示;

e) 支持全天范围最高LMP、最低LMP、平均加权LMP曲线展示及系统负荷预测趋势对比展示;

f) 支持所有设备(线路、变压器绕组、断面)的安全校核详细潮流及相关发电机组灵敏度信息查询展示;

g) 支持安全校核计算出的设备重载、越限、N-1故障信息查询分析展示，包括但不限于：

l 支持汇总展示安全校核计算结果的重载、越限、N-1越限的时段数、设备数等信息;

l  支持从时间维展示安全校核计算中出现重载、基态越限和预想故障越限的时段，能够任意选择某个时段展示计划模式下的潮流和校核结果，能够展示各时段出现重载和越限的元件个数;

l 能够展示单个设备在安全校核计算中出现重载、越限和预想故障越限的时段数目，显示其各时段的计划潮流;

l 支持从预想故障维显示在某一预想故障情况下出现重载和越限的时段个数，以及某时段越限最为严重的设备名称及计划潮流。

6.6.3 接口要求

6.6.3.1 数据输入

a) 来自EMS系统的电网模型、限额信息、故障信息;

b) 来自EMS系统的状态估计信息;

c) 来自EMS系统、OMS系统计算周期范围内的短期系统负荷预测、短期母线负荷预测、日前联络线计划、日前检修计划、可再生能源发电预测等信息;

d) 来自市场申报的市场报价、计划电量、计划出力建议、出力限额等信息;

e) 来自市场模型的机组出力上下限、爬坡速率、AGC调节速率、最小开停机时间、开停机次数、启停磨、振动区等信息;

f) 来自安全校核的灵敏度信息;

g) 年度、月度发电计划和交易信息。

6.6.3.2 数据输出

机组开停机组合、机组出力、节点价格、分区价格、安全校核结果。

6.7 日内市场

日内市场主要用于指导日内调度计划制定，根据市场规则选择是否设置日内市场。根据系统实际运行情况、最新负荷预测需求和实时市场报价，采用SCUC，每15分钟滚动计算未来15分钟至未来多小时多个时段的最优的快速启动机组的启停计划，支持人工手动触发计算。

6.7.1 功能要求

6.7.1.1 约束条件管理

满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件，各约束条件可以灵活进行参数配置和生效设置。

机组约束包括但不限于：

a) 机组(机组群)可调出力约束，包括机组(机组群)出力上限约束、出力下限约束，支持每个时段设定不同的上下限值;

b) 机组爬坡速率约束，包括机组升出力速率约束和降出力速率约束;

c) 机组最小启停时间约束，包括机组最小停机时间和机组最小连续运行时间;

d) 机组最大启停次数约束;

e) 机组启停出力曲线约束，包括机组开机过程曲线和停机过程曲线约束;

f) 固定计划约束，支持机组和电厂(机组群)固定计划设置;

g) 电量约束，支持机组和电厂(机组群)日发电量约束的设置;

h) 区域最小开机台数约束，支持分区设置和最小开机台数设置;

i) 机组(机组群)备用约束，支持设置机组(机组群)正负旋转备用、AGC备用设置;

j) 机组启停磨约束设置，支持设置机组启停磨出力区间;

k) 水电机组振动区设置，支持设置水电机组振动区出力区间;

l) 环保排放限值约束，支持机组和电厂(机组群)污染物排放约束的设置，污染物类型支持二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳等。

系统平衡约束包括但不限于：

a) 功率平衡约束，要求满足系统各个时段用电需求、交换计划和发电计划保持功率平衡;

b) 系统备用约束，支持系统备用容量(比例)设定，要求机组组合计划和出力计划满足系统旋转备用和调节备用要求;

c) 分区备用约束，支持分区设置和分区备用容量(比例)设定，要求各分区机组组合计划和出力计划满足各分区备用要求;

d) 区域必开容量约束，支持分区设置和区域必开容量设定。

网络约束包括但不限于：

a) 断面限额约束，包括线路断面、主变断面的有功限额;

b) 单元件热稳极限约束，包括线路、主变热稳限额;

c) 关键输电元件N-1、预想故障集约束等。

其它约束包括但不限于：

a)  燃料约束，包括系统、区域、机组(电厂、机组群)燃料约束，指对计划周期内发电总煤耗量的限制，对水电机组，包括上游来水量、下游防洪、下游水电厂发电计划等因素的限制;

b)  环保约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)环保约束，指对计划周期内发电环保容量的限制，主要包括火电厂的排放约束、水电的弃水约束、直流输电约束。

6.7.1.2 数据校验与处理

a) 对日内市场所需数据进行数据校验和处理，确保数据满足计算要求;

b) 具备数据校验功能，支持校验规则的配置和生效设置，包括对各类分项数据的单一合理性验证，以及对各种相互关联数据的相关性验证;

c) 具备数据处理功能，支持对日内市场出清所使用的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等数据进行修改维护。

6.7.1.3 日内市场出清

a) 支持以安全约束机组组合(SCUC)或安全约束经济调度(SCED)进行优化出清;;

b) 支持全电量集中竞价市场模式下集中优化出清;

c) 支持节点电价(LMP)和分区电价计算功能，并给出LMP的能量价格、阻塞价格、网损价格分量;

d) 支持计算覆盖时间范围设置;

e) 支持周期自动滚动计算和人工手动触发计算;

f) 计算输出结果包括机组开停机组合、出力、价格、总成本、约束是否松弛、计算时间、计算过程日志、安全校核结果等信息;

g)  应能与安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCUC或SCED重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件下的市场出清结果。

6.7.1.4 市场异常监测

a) 支持从价格、出力、断面三个方面对出清结果进行分析;

b) 支持节点价格异常监测，设定最高限价，当节点价格超过门槛值时进行告警;

c) 支持机组计划异常监测，如果机组出力不在参数限定范围内、系统平衡约束松弛量超过设定值、系统备用需求不满足等情况进行告警;

d) 支持断面异常监测，当出清结果在进行交流安全校核时出现断面重载或越限情况时进行告警。

6.7.1.5 市场出清异常处置

在规定的时间内日内市场出清无满足约束条件的的出清结果或者市场出清异常，无法满足电网稳定运行安全约束时，由市场运营机构进行异常处置，并发布处置后的日内市场交易结果，市场出清异常处置措施包括：

a) 修改不能满足的约束条件重新进行市场出清;

b) 根据市场规则以前一次市场出清结果或者日前市场交易结果作为日内市场出清结果;

c) 其它符合市场规则的市场出清异常处置措施。

6.7.1.6 日内市场结果管理

a) 支持机组组合、机组出力、节点价格、分区价格等市场出清结果信息查询与统计;

b) 支持设备重载、越限、N-1故障分析等安全校核计算结果信息查询与统计;

c) 具备结果自动审批和手动审批功能，支持将机组出力及启停计划、节点电价等市场出清结果提交审批，并记录审批结果;

d)  具备结果自动发布和手动发布功能，支持将日内市场交易结果分公有信息和私有信息进行发布，信息发布根据数据属性和登录用户角色自动对信息进行分流控制;

e) 提供对市场出清结果进行人工干预的手段。

6.7.2 界面要求

a) 支持日内市场滚动计算状态监测，包括每次执行周期中的当前执行状态、日志信息、异常信息等;

b) 支持机组组合状态显示并展示日内机组状态变化及变化时间;

c) 支持出清结果与安全校核结果以曲线、棒图、饼图、面积堆积图等多种方式展示;

d) 支持安全校核断面、变压器、线路设备潮流及关联机组灵敏度信息查看;

e) 支持机组出力及出清价格查询及对比展示;

f) 支持节点价格及节点所关联的负荷、机组出清结果展示;

g) 支持全天范围最高LMP、最低LMP、平均加权LMP曲线展示及系统负荷预测趋势对比展示;

h) 支持所有设备(线路、变压器绕组、断面)的安全校核详细潮流及相关发电机组灵敏度信息查询展示;

i) 支持安全校核计算出的设备重载、越限、N-1故障信息查询分析展示，包括但不限于：

l 支持汇总展示安全校核计算结果的重载、越限、N-1越限的时段数、设备数等信息;

l 支持展示单个设备在安全校核计算中出现重载、越限和预想故障越限的时段数目，显示其各时段的计划潮流;

l  支持从时间维展示安全校核计算中出现重载、基态越限和预想故障越限的时段，能够任意选择某个时段展示计划模式下的潮流和校核结果，能够展示各时段出现重载和越限的元件个数;

l 支持从预想故障维显示在某一预想故障情况下出现重载和越限的时段个数，以及某时段越限最为严重的设备名称及计划潮流。

6.7.3 接口要求

6.7.3.1 数据输入

a) 来自EMS系统的电网模型、限额信息、故障信息;

b) 来自EMS系统的状态估计信息;

c) 来自EMS系统、OMS系统计算周期范围内的超短期系统负荷预测、超短期母线负荷预测、最新联络线计划、临时检修计划、可再生能源发电预测等信息;

d) 来自市场申报的市场报价、计划电量、计划出力建议、临时出力限额等信息;

e) 来自市场模型的机组出力上下限、爬坡速率、AGC调节速率、最小开停机时间、开停机次数、启停磨、振动区等信息;

f) 来自安全校核的灵敏度信息;

g) 日前市场出清结果。

6.7.3.2 数据输出

机组开停机组合、机组出力、节点价格、分区价格、安全校核结果。

6.8 实时市场

实时市场根据系统实际运行情况、最新负荷预测需求和实时市场报价，在日前与日内市场确定的机组开停机组合基础上，采用安全约束经济调度(SCED)，每15分钟(时间可设置)滚动计算未来15分钟至1小时(时间可设置)的市场出清结果，市场出清结果送到EMS系统进行控制执行。支持5分钟或15分钟交易周期。

6.8.1 功能要求

6.8.1.1 约束条件管理

满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件，各约束条件可以灵活进行参数配置和生效设置。

机组约束包括但不限于：

a) 机组(机组群)可调出力约束，包括机组(机组群)出力上限约束、出力下限约束，支持每个时段设定不同的上下限值;

b) 机组爬坡速率约束，包括机组升出力速率约束和降出力速率约束;

c) 机组启停出力曲线约束，包括机组开机过程曲线和停机过程曲线约束;

d) 固定计划约束，支持机组和电厂(机组群)固定计划设置;

e) 电量约束，支持机组和电厂(机组群)日发电量约束的设置;

f) 机组(机组群)备用约束，支持设置机组(机组群)正负旋转备用、AGC备用设置;

g) 机组启停磨约束设置，支持设置机组启停磨出力区间;

h) 水电机组振动区设置，支持设置水电机组振动区出力区间;

i) 环保排放限值约束，支持机组和电厂(机组群)污染物排放约束的设置，污染物类型支持二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳等。

系统平衡约束包括但不限于：

a) 功率平衡约束，要求满足系统各个时段用电需求、交换计划和发电计划保持功率平衡;

b) 系统备用约束，支持系统备用容量(比例)设定，要求机组出力计划满足系统调节备用要求;

c) 分区备用约束，支持分区设置和分区备用容量(比例)设定，要求各分区机组出力计划满足各分区备用要求;

网络约束包括但不限于：

a) 断面限额约束，包括线路断面、主变断面的有功限额;

b) 单元件热稳极限约束，包括线路、主变热稳限额;

c) 关键输电元件N-1、预想故障集约束等。

其它约束包括但不限于：

a)  燃料约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)燃料约束，指对计划周期内发电总煤耗量的限制，对水电机组，包括实时的上游来水量、下游防洪、下游水电厂发电情况等因素的限制;

b)  环保约束，即系统、区域、机组(电厂、机组群)环保约束，指对计划周期内发电环保容量的限制，主要包括火电厂的排放约束、水电的弃水约束、直流输电约束。

6.8.1.2 数据校验与处理

a) 支持对实时市场所需数据进行数据校验和处理，确保数据满足计算要求;

b) 支持数据校验功能，支持校验规则的配置和生效设置，包括对各类分项数据的单一合理性验证，以及对各种相互关联数据的相关性验证;

c) 支持数据处理功能，支持对实时市场出清所使用的系统负荷预测、母线负荷预测、联络线计划、检修计划等数据进行修改维护。

6.8.1.3 实时市场出清

a) 支持以安全约束经济调度(SCED)进行优化出清;

b) 支持全电量集中竞价市场模式下集中优化出清;

c) 具备节点电价(LMP)和分区电价计算功能，并给出LMP的能量价格、阻塞价格、网损价格分量;

d) 能够根据约束条件设置综合考虑各种约束条件;

e) 支持计算覆盖时间范围设置;

f) 支持周期自动滚动计算和人工手动触发计算;

g) 计算输出结果包括机组出力、价格、总成本、约束是否松弛、计算时间、计算过程日志、安全校核结果等信息;

h)  应能与安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCED重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件下的市场出清结果。

6.8.1.4 市场异常监测

从价格、出力、断面三个方面对出清结果进行分析：

a) 支持节点价格异常监测，设定最高限价，当节点价格超过门槛值时进行告警;

b) 支持机组计划异常监测，如果机组出力不在参数限定范围内、系统平衡约束松弛量超过设定值、系统备用需求不满足等情况进行告警;

c) 支持断面重载监测，当出清结果在进行交流安全校核时出现断面重载或越限情况时进行告警。

6.8.1.5 市场出清异常处置

在规定的时间内实时市场出清无满足约束条件的的出清结果或者市场出清异常，无法满足电网稳定运行安全约束时，由市场运营机构进行异常处置，并发布处置后的实时市场交易结果，市场出清异常处置措施包括：

a) 修改不能满足的约束条件重新进行市场出清;

b) 根据市场规则以前一次实时市场出清结果、日前或者日内市场出清结果作为实时市场出清结果;

c) 其它符合市场规则的市场出清异常处置措施。

6.8.1.6 实时市场结果管理

a) 具备机组出力、节点价格、分区价格等市场出清结果信息查询与统计;

b) 具备设备重载、越限、N-1故障分析等安全校核计算结果信息查询与统计;

c) 提供对市场出清结果进行人工干预的手段;

d) 具备结果自动审批和手动审批功能，支持将机组出力及启停计划、节点电价等市场出清结果提交审批，并记录审批结果;

e) 具备结果自动发布和手动发布功能，支持将市场交易结果分公有信息和私有信息进行发布，信息发布根据数据属性和登录用户角色自动对信息进行分流控制;

f) 具备自动修改滚动计划并实时转发至EMS系统计划值模块的功能。

6.8.2 界面要求

a) 支持实时市场滚动计算状态监测，包括每次执行周期中的当前执行状态、日志信息、异常信息等;

b) 支持按照地理行政分区或逻辑价区的分区价格查询，支持通过地理图形式显示分区价格;

c) 支持出清结果与安全校核结果曲线、棒图、饼图、面积堆积图等多种方式展示;

d) 支持安全校核断面、变压器、线路设备潮流及关联机组灵敏度信息查看;

e) 支持机组出力及出清价格查询及对比展示;

f) 支持节点价格及节点所关联的负荷、机组出清结果展示;

g) 支持全天范围最高LMP、最低LMP、平均加权LMP曲线、日前与实时LMP对比展示及系统负荷预测趋势对比展示;

h) 支持所有设备(线路、变压器绕组、断面)的安全校核详细潮流及相关发电机组灵敏度信息查询展示;

i) 支持安全校核计算出的设备重载、越限、N-1故障信息查询分析展示，包括但不限于：

l 支持汇总展示安全校核计算结果的重载、越限、N-1越限的时段数、设备数等信息;

l 支持展示单个设备在安全校核计算中出现重载、越限和预想故障越限的时段数目，显示其各时段的计划潮流;

l  支持从时间维展示安全校核计算中出现重载、基态越限和预想故障越限的时段，能够任意选择某个时段展示计划模式下的潮流和校核结果，能够展示各时段出现重载和越限的元件个数;

l 支持从预想故障维显示在某一预想故障情况下出现重载和越限的时段个数，以及某时段越限最为严重的设备名称及计划潮流。

6.8.3 接口要求

6.8.3.1 数据输入

a) 来自EMS系统的电网模型、限额信息、故障信息;

b) 来自EMS系统的状态估计信息;

c) 来自EMS、OMS系统的计算周期范围内的超短期系统负荷预测、超短期母线负荷预测、最新联络线计划、临时检修计划、可再生能源发电预测等信息;

d) 来自市场申报的市场报价、计划电量、计划出力建议、临时出力限额等信息;

e) 来自市场模型的机组出力上下限、爬坡速率、AGC调节速率、最小开停机时间、开停机次数、启停磨、振动区等信息;

f) 来自安全校核的灵敏度信息;

g) 日内市场出清结果。

6.8.3.2 数据输出

机组出力、节点价格、分区价格、安全校核结果。

6.9 辅助服务市场

辅助服务市场是指基于市场竞价下的辅助服务产品市场化交易，包括AGC调频、备用等市场。辅助服务供需方通过辅助服务市场交易平台完成市场需求发布、市场出清、市场结算等业务功能。市场模式支持与电能量统一出清联合市场模式和独立出清模式：

a)  统一联合优化：在电能量市场中同时提交辅助服务报价，由电能量与辅助服务联合出清算法考虑机组约束、系统平衡约束、网络约束等条件进行统一出清，出清结果中同时包括电能量和辅助服务出清结果;

b) 独立出清：单独组织辅助服务市场竞价，根据市场规则进行出清。

6.9.1 功能要求

6.9.1.1 辅助服务交易数据准备

根据相应规则及计算方法，根据系统负荷、电网运行方式变化，动态评估计算系统的调频、备用等辅助服务需求总量。

根据辅助服务需求信息、市场成员竞价信息，生成辅助服务交易出清案例数据并进行可视化展示。

6.9.1.2 辅助服务交易出清

综合考虑现货市场电能量日前、日内、实时出清情况及需求，基于符合市场规则的出清算法，按市场周期对调频、备用等辅助服务预留容量进行出清，并在实时调度时进行调用。

6.9.2 界面要求

a) 提供辅助服务需求生成与发布界面;

b) 提供市场参数维护界面;

c) 提供市场辅助服务交易申报信息汇总查看界面;

d) 提供机组调频、备用等状态实时查看界面;

e) 提供日、月辅助服务市场结算信息查看界面;

f) 提供曲线、棒图、饼图等多种形式市场分析结果展示界面;

g) 提供对分析结果的多维度、可视化展示界面。

6.9.3 接口要求

6.9.3.1 数据输入

a) 从EMS系统运行数据中获取系统负荷预测、机组组合状态等数据;

b) 从EMS系统系统获取机组物理参数和运行参数;

c) 来自市场申报的各机组辅助服务报价。

6.9.3.2 数据输出

辅助服务市场交易出清结果。

6.10 安全校核

安全校核主要完成各个时段电网运行计划和电网运行操作的安全校核。运营系统市场出清应至少满足静态安全校核的要求。静态安全校核功能是在给定的方式下，对电网进行静态安全方面的综合分析，包括基态潮流分析、静态安全分析、灵敏度分析等，确保最终生成的市场出清结果满足电网静态安全约束。

6.10.1 功能要求

6.10.1.1 基态潮流分析

基态潮流分析根据自动生成的校核断面潮流进行分析计算，判断基态潮流下的设备越限情况。

基态潮流分析满足如下功能：

a) 能够将校核断面潮流与设备限额进行比对和越限检查，包括线路电流越限、输电断面越限、变压器容量越限和母线电压越限;

b) 能够给出过载设备及其过载程度、越限设备及其越限程度。

6.10.1.2 静态安全分析

静态安全分析根据校核断面自动生成功能形成的校核断面潮流，分析N-1故障和指定故障集下的设备越限情况。

静态安全分析满足如下功能：

a) 能够按设备类型、电压等级和分区确定N-1计算范围;

b) 能够根据N-1原则逐个开断全网设备(包括线路、主变、机组和母线)，并判断其它元件是否出现越限;

c) 能够对指定故障集进行静态安全分析计算，并判断其它元件是否出现越限;

d) 能够给出导致过载和越限的故障及相应的过载和越限设备，并给出故障严重程度指标。

6.10.1.3 灵敏度分析

灵敏度分析针对校核断面潮流，对静态安全分析结果中的越限、过载设备和输电断面进行灵敏度分析。

灵敏度分析应满足如下功能：

a) 能够计算支路或输电断面有功功率和发电机有功出力之间的灵敏度;

b) 能够计算支路开断分布因子，即线路或变压器支路开断后其它线路或变压器功率的变化情况;

c) 能够计算母线电压和节点无功注入(包括发电机节点和电容电抗器节点)之间的灵敏度，母线电压和变压器变比之间的灵敏度。

6.10.1.4 并行计算

a) 支持多个校核断面并行计算;

b) 支持多个计算任务并行计算，包括静态安全分析和灵敏度分析;

c) 支持多个算例并行计算。

6.10.2 界面要求

支持设置计算参数、设置计算内容、监测计算进度和查看计算结果。计算参数设置的界面包括：

a) 能够浏览和修改设备和输电断面的限值;

b) 能够按照分区和电压等级设置计算范围。

计算内容设置的界面应包括：

a) 能够设置静态安全校核的计算任务，可选择是否进行基态潮流分析、静态稳定分析和灵敏度分析;

b) 能够选择参与静态安全校核计算的校核断面。

计算进度监测和计算结果查看的界面应包括：

a) 能够监测静态安全校核的计算进度;

b) 能够中止静态安全校核计算;

c) 支持按分区、电压等级和设备类型查看计算结果，支持对计算结果进行排序，支持在接线图上显示越限、过载等结果信息;

针对基态潮流分析功能，应提供：

a) 过载设备及过载程度;

b) 越限设备以及越限程度;

c) 地理接线图上过载和越限设备的可视化显示。

针对静态安全分析功能，应提供：

a) 导致过载和越限的故障及相应的过载和越限设备;

b) 故障严重程度指标。

6.10.3 接口要求

6.10.3.1 数据输入

a) 从EMS等系统获取电网模型、规划数据和相似日历史潮流数据;

b) 从EMS等系统获取设备限额(包括线路电流限额、输电断面限额、变压器容量限额和母线电压限额)、静态安全分析故障集等信息;

c) 从EMS等系统获取系统负荷预测、母线负荷预测、检修计划、联络线计划、机组出力计划等信息。

6.10.3.2 数据输出

基态潮流分析、静态安全分析的重载、越限信息和灵敏度分析信息。

6.11 市场评估分析

市场评估分析是基于电力现货市场运营、电网运行、市场注册、市场结算、市场成员行为记录等数据，从市场结构、市场安全、市场运营、市场效益、调度运行等多方面对市场进行评估分析。可根据电力市场的交易记录、成交电量、电费以及市场供需情况对市场的交易进行统计、分析及测算。评估市场运营的状况，提供电力现货市场成员损益报告、市场风险报告，为市场成员参与市场，以及电力市场交易规则的修正提供参考。

6.11.1 功能要求

a) 具备市场结构评估分析功能，包括三寡头测试、市场集中度(HHI)、供应剩余率(RSI)、市场竞争空间等指标分析;

b) 具备市场安全性评估分析功能，包括短期安全性指标分析、长期性安全性指标分析、发电容量充裕度分析、输电容量充裕度分析等;

c) 具备市场运营评估分析功能，包括市场申报参量指标分析、供需指标分析和成交指标分析等;

d) 具备市场效益评估分析功能，包括现电价类指标分析、节能减排指标分析、容量利用率指标分析、市场成员损益计算分析等;

e) 具备调度运行指标分析功能，包括预测准确率、计划执行情况、机组调节性能指标、启停履约率等指标分析;

f) 具备用户用电曲线监测功能，包括居民用户、大用户、售电企业等不同类型用户用电曲线及电量监测分析功能;

g) 辅助服务费用的测算与评估等。

6.11.2 界面要求

a) 支持对市场主体的发用电曲线监测;

b) 支持曲线、棒图、饼图等多种形式展示市场评估分析结果;

c) 支持评估分析结果标准化导出、打印。

6.11.3 接口要求

6.11.3.1 数据输入

a) 从EMS系统获取电网实际运行数据;

b) 从市场申报读取市场申报数据;

c) 从结算系统读取结算数据;

d) 从日前、日内、实时、辅助服务市场读取市场出清结果。

6.11.3.2 数据输出

a) 输出市场评估分析结果，并针对不同市场成员，由信息发布子系统负责对外发布;

b) 支持对指标评估分析功能进行服务封装，提供评估分析的服务调用接口。

6.12 市场风险管控

现货市场中的风险管控要求研究风险发生和变化的规律，评估风险对社会经济生活可能造成的损害程度，并选择有效的手段，有计划有目的地处理风险，以期望用最小的成本代价，获得最大的安全保证。

6.12.1 功能要求

6.12.1.1 风险识别

风险识别功能包含风险指标和权重的设置，风险指标计算功能。系统支持电力市场风险指标分析识别，包括但不限于：

a) 支持供需风险指标分析识别，包含可用容量指标、市场供需弹性、备用容量水平指标分析等;

b) 支持市场力风险指标分析识别，包含三寡头测试、HHI指数、Lerner指数分析等;

c) 支持交易风险指标分析识别，包含电价平稳性指标、竞价风险指标分析;

d) 支持电网安全风险指标分析识别，包含阻塞成本、输电容量富裕度、辅助服务风险指标分析;

e) 支持电力市场价格风险识别。

6.12.1.2 风险预警

a) 支持单一指标自动计算分析功能，当监控指标超过预先设定值时，告警;

b) 支持综合指标自动计算分析功能，当综合指标超过预先设定值时，告警;

c) 支持单一指标和综合指标手动计算分析功能;

d) 支持多种告警方式，并可以选择设置。

6.12.1.3 风险管控

a) 支持阻塞管理功能，阻塞管理作为市场优化模型一部分，在日前和日内市场出清过程中充分考虑阻塞管理;

b) 支持市场成员行为测试，测试某一电源的投标价格是否超过其参考价格，达到预先设定门槛;

c)  支持市场成员影响测试，测试该电源投标对能量市场出清价格的影响，如果某一电源投标未能通过行为测试，且其影响测试超过了预先设定的门槛，则使用参考价格代替该电源投标价格;

d) 支持市场力消除程序功能，能够根据检测结果消除市场力引发的风险。

6.12.2 界面要求

应提供丰富友好的人机接口，具体功能如下：

a) 应支持市场风险评估指标设置、限值设置、权重设置，报警方式设置等界面;

b) 应实现市场风险评估指标自动和手动计算功能;

c) 应实现风险指标越限告警功能;

d) 应实现告警方式设置功能;

e) 应实现手动解除告警功能。

6.12.3 接口要求

6.12.3.1 数据输入

a) 从EMS系统获取电网实际运行数据;

b) 从市场申报读取市场申报数据;

c) 从日前、日内、实时、辅助服务市场读取市场出清结果。

6.12.3.2 数据输出

输出风险评估结果，并针对不同市场成员，由信息发布子系统负责对外发布。

6.13 市场监管

市场监管子系统为市场监管机构根据有关法律、法规和规章对市场主体、电网运营企业、市场运营机构及其市场行为进行监督和管理提供技术支持，以实现电力市场竞争的合理、有序、公正、公平和公开。

6.13.1 功能要求

6.13.1.1 市场数据查询与监测

a) 支持现货市场交易、结算相关数据查询。支持但不限于交易单元信息、报价曲线、出清结果及成交情况等数据查询;

b)  支持对电力现货市场每天的价格变化进行实时监测，对价格波动进行严格审核，发现问题将及时要求独立系统运营商或电网运营企业进行解释说明，控制市场成员利用市场操纵力导致电力现货市场价格大幅波动的问题;

c) 支持申报数据监测，可以在线监测申报电价、电量等信息;

d) 支持市场出清数据监测，可以在线监测出清电价、电量等信息。

6.13.1.2 市场力的判定与消除

a) 能够判断市场成员是否具备并动用市场力来操控市场价格，并根据市场力缓解措施消除市场力;

b) 支持市场成员行为测试，支持对比市场成员实际竞价和参考竞价，设定门槛值，如果二者偏差超过门槛值则告警;

c) 支持市场成员影响力测试，对比采用发电成本和市场成员报价进行市场出清的结果，如果偏差大于一定门槛值则告警;

d) 支持市场力缓解审批，对未通过市场力监测的成员的报价进行修改、审批。

6.13.1.3 市场运行绩效评价指标监管

支持以下市场运行绩效评价指标，包括但不限于：

a) 市场竞争性指标;

b) 市场价格指标;

c) 阻塞管理效率指标;

d) 资源可用性指标;

e) 发电燃料构成指标;

f) 可再生能源穿透率指标;

g) 市场深度指标。

6.13.1.4 信息发布监管

a)  支持对市场主体、电力交易和电力调度机构信息公开和报送，应当发布的信息内容和要求，主要信息的报送、备案或发布，有关方式、途径、时限，信息安全、保密情况等;

b) 支持监管信息按照日、月、季、年等时间间隔,  定期将市场监测与评估的结果予以公布。发布年度和季度市场状态报告，报告应提供市场结构，市场行为，市场绩效分析;

c) 支持各类市场监管图表公布;

d) 支持各类市场评价指标公布;

e) 支持根据市场评价体系计算评分;

f) 支持交易前、交易中，根据评分结果对异常情况提出预警;

g) 支持按日、月、季、年等时间间隔，定期生成并发布市场分析报表。

6.13.2 界面要求

应提供丰富友好的人机接口，支持各类信息的展示，具体功能如下：

a) 应支持市场运行绩效指标监控功能;

b) 应支持系统运行指标监控功能;

c) 应支持监管信息披露功能。

6.13.3 接口要求

6.13.3.1 数据输入

a) 支持从市场申报读取市场申报数据;

b) 支持从日前、日内、实时、辅助服务市场读取市场出清结果。

6.14 系统管理

系统管理子系统提供系统管理员对运营系统的配置与管理功能，包括流程配置、规则配置、账户权限管理、运行日志、数据存档等功能，保证系统运行的安全性、灵活性和可扩展性，并对系统资源的使用进行有效监控。

6.14.1 功能要求

6.14.1.1 流程配置

提供流程配置与管理功能，可根据电力现货市场的规则配置流程节点，流程节点可以配置为定时自动执行或由人工执行，流程节点配置为人工执行时可以配置授权账户。

6.14.1.2 规则配置

提供电力现货市场规则库，供系统运行与维护人员按已公开发布的电力现货市场规则集中配置维护电力现货市场规则库。

支持在线修改、生效规则，无需修改或重启运营系统。

6.14.1.3 账户权限管理

权限管理是基于角色、超级用户、用户组和用户的多级权限管理制度。多级权限管理制度遵循以下管理原则：

a) 系统提供超级用户，超级用户不能直接进行业务操作，只能对其余普通用户进行授权管理，以实现授权和业务分离;

b) 系统下分用户组，每个用户组具有一定范围的操作权限;

c) 系统用户根据自己的用户名、密码登录进入系统，进行权限允许的操作;

d)  每个用户组可以包含一个或多个最终用户，具备该用户组的操作权限，同时每个用户都可以修改自己的密码，密码必须满足安全防护要求，否则修改不成功，该密码不为管理员所知。

6.14.1.4 运行日志

对于系统所有的操作都记录到运行日志中，包括系统所有的安全相关事件以及操作人员操作时标等。

a) 运行日志应分为系统事件(例如：系统启动、关闭，认证和鉴别，配置更改等)、业务事件(例如：信息查询，数据输入等)、成功事件、失败事件四类;

b) 运行日志模块应提供对记录的日志数据进行分类查询分析功能，并且该模块只对有权限的管理员开放。

6.14.1.5 数据存档

数据存档模块对运营系统运行中各种数据和操作进行存档和管理。

a) 应实现对市场成员和系统用户的登录及操作、系统软硬件运行、系统数据等的存档功能;

b) 应实现对交易的全过程进行全面跟踪记录，并存储在运行记录数据库里。

6.14.2 界面要求

提供使用方便、配置灵活、信息准确、管理有效的配置管理界面：

a) 应实现流程配置界面;

b) 应实现规则配置界面;

c) 应实现账户权限管理界面;

d) 应实现运行日志查询管理界面，可以对系统所有的安全相关事件进行查询;

e) 应实现数据存档管理界面，可以对各种数据和操作进行存档和管理。

6.14.3 接口要求

6.14.3.1 数据输入

a) 支持从日前、日内、实时、辅助服务市场读取操作信息;

b) 支持从市场申报读取市场申报操作信息。

6.15 市场成员服务

市场成员服务为电力现货市场参与者提供电力现货市场体系介绍、市场规则解读、电力现货市场参与方式说明、运营系统使用培训、市场成员互动交流平台等服务，引导市场成员参与电力现货市场。

6.15.1 功能要求

a)  具备电力现货市场体系介绍功能，通过图文、语音、视频等方式，向市场成员介绍电力市场基本业务框架，电力中长期市场与电力现货市场关系，日前、日内、实时现货市场和辅助服务市场业务体系，市场风险管控体系和市场监管体系;

b)  具备电力现货市场规则解读功能，通过图文、语音、视频等方式，对电力市场规则进行解读，向市场成员介绍市场规则的指导思想、主要内容、现货市场业务流程、市场运营机构、市场监管机构职责、市场规则重要修改等内容，对市场成员关注的问题进行解答、澄清;

c)  具备电力现货市场参与方式说明，通过图文、语音、视频等方式，介绍各类市场成员参与电力现货市场需要具备的准入条件、市场注册材料规范、市场注册方式和注册过程，为市场成员参与电力现货市场提供全程指导;

d)  具备运营系统使用培训功能，通过图文、PPT、视频等方式，面向各类市场成员详细介绍运营系统总体架构、各业务模块功能使用方法、系统常见问题处理方法等，为市场成员通过运营系统参与各类市场交易业务提供指导;

e) 具备市场成员互动交流平台功能，支持市场成员通过WEB网页、移动APP等方式进行互动交流。

6.15.2 界面要求

a) 支持图文、语音、视频等方式展示市场成员服务内容;

b) 支持市场成员通过WEB网页、移动APP方式互动交流文字、图形、语音、视频等内容;

c) 支持市场成员服务内容下载、打印。

6.16 电力现货市场运营系统部署结构

电力现货市场运营系统，包括支持跨省区电力市场的运营系统和省电力市场的运营系统。运营系统的建设立足现有调度基础设施、调度控制系统的现状开展，同时考虑电力市场运营的客观需要。运营系统部署结构如下图所示：

图2 电力现货市场运营系统部署结构

运营系统的主要功能部署在生产控制大区，现货市场(含辅助服务)运行功能部署在Ⅱ区，市场管理功能部署在管理信息大区，数据申报与信息发布功能跨大区部署。生产控制大区和管理信息大区之间通过正反向隔离装置交互数据;信息外网和信息内网之间也部署正反向隔离装置;在生产控制大区和发电企业之间，采用纵向加密认证装置;在管理信息大区与发电企业之间采用防火墙等逻辑隔离设备;在信息外网与互联网之间通过防火墙、安全接入网关等逻辑隔离保障信息安全。

6.17 与其它电力现货市场运营系统衔接

电力市场间数据交互要求如下：

1) 交互对象。应支持与其它电力现货市场运营系统、调度系统之间进行数据交互。

2) 输入范围。应支持接入机组上网电量、机组合同实际执行出力、跨市场送受电量、跨市场合同实际执行出力等。

3) 输出范围。应支持输出省市场需求曲线、联络线计划调整反馈。

4) 数据周期。数据的时间周期应支持分钟级时间粒度。

5) 交互周期。接入至运营的数据，数据应支持按小时、按日、按周、按月交互。

6) 数据主体。数据交互的主体范围应包括发电机组、电力用户、售电企业、电网运营企业等。

7) 交互方式。应支持自动定时推送、按条件推送、连续滚动推送及手动触发推送4种方式。

7 与外部系统数据交互

7.1 与EMS系统数据交互

运营系统从EMS系统获取电网模型、网络约束及运行数据。包括电网模型数据、SCADA机组运行数据、断面控制信息、关键输电线关口断面稳定限额、新能源预测信息等。

运营系统将日前、日内和实时调度计划以及调频等辅助服务的优化和实际调用结果发布到EMS系统。

7.2 与OMS系统数据交互

运营系统从OMS系统获取发电和输变电设备检修及投退役计划等数据。包括机组检修单、输变电设备检修单、设备投运、设备退役信息等。

7.3 与电力中长期交易平台数据交互

运营系统从电力中长期交易平台获取发电企业、售电企业、电力用户等市场成员的注册信息。

运营系统向中长期电力交易平台输出现货交易及辅助服务交易结果等信息。

7.4 与电量计量系统数据交互

运营系统从电能量计量系统中获取机组每日分时上网电量数据。

7.5 与电力现货市场结算系统数据交互

运营系统将日前、日内、实时市场和辅助服务市场出清结果发送到电力现货市场结算系统。

8 安全防护

8.1 总体架构

运营系统的安全防护依据《中华人民共和国网络安全法》、《电力监控系统安全防护规定》(国家发展改革委2014年第14号令)和《电力监控系统安全防护方案》(国能安全〔2015〕36号)，根据业务系统的不断完善加强对系统的防护，最大限度地保障系统的安全、可靠和稳定运行。

运营系统安全防护具体又可划分为网络安全、主机安全、应用安全、数据安全、终端安全、监测预警、系统灾备等方面。

8.2 网络安全

运营系统网络安全防护包括网络交换设备(如路由器、交换机等)和网络安全设备(如防火墙、电力专用横向单向隔离装置等)，采用设备安全配置管理策略，对关键网络链路提供硬件设备冗余，对设备配置进行安全备份，对设备软件系统进行及时更新，通过网络漏洞扫描加强网络安全管理。在网络通道建设方面，采用网络专用策略，对互联网业务通信采用强身份认证和数据加密、签名手段保障网络通信安全。

8.3 主机安全

运营系统的主机操作系统采用国家有关部门指定的安全操作系统，提供身份认证、访问控制、安全审计、恶意代码与漏洞防范等必要措施，以及采取及时的升级更新策略提升主机安全性。

8.4 应用安全

运营系统的应用服务及业务信息面临用户认证欺骗、权限及信息泄露、篡改等风险，严格采用双因子用户身份认证，对敏感信息进行加密存储及传输，加强应用权限管理。强化日志审计管理，提供可作为法律证据的日志记录，日志记录应采取安全措施保存至少六个月以上。

8.5 数据安全

运营系统的敏感数据包括电力交易数据申报信息、电力交易单据信息、计划结算结果信息等，在传输及存储的过程中，面临篡改及泄露风险，应采取数据加密、签名和数据使用权限限制手段，保障数据安全。为保障信息系统的容灾能力，对重点数据进行有效备份。

8.6 终端安全

运营系统涉及使用的终端应采用基于专用硬件的双因子认证机制保证用户身份的真实性。终端系统应部署专用的终端安全防护软件，提供网络安全通信、权限访问控制、病毒及恶意代码防范、系统升级更新等安全措施为使用者提供安全访问环境。

8.7 监测预警

运营系统应采取监测、记录网络运行状态、网络安全事件的技术措施，对安全事件进行分析提供预警信息，并按照规定留存相关的网络日志不少于六个月。

8.8 系统灾备

运营系统应建设异地容灾机制，对系统运行的硬件环境和关键数据进行备份。当发生灾害事件或安全事件影响系统服务时，应及时启用备用系统保障服务正常运行。

电力现货市场结算系统功能规范

1适用范围

本规范规定了电力现货市场结算系统的基本功能和业务要求，涵盖了集中式全电量竞价与分散式偏差电量竞价两种模式的结算业务，“6.4电能结算”章节对两种模式作了区分，其他部分同时适用于两种模式。

本规范中有关中长期交易结算，仅针对现货市场放开后的金融合约或物理合约两类分时电量、电价曲线的结算，目前省级交易中心现行的中长期业务不予阐述。

本规范适用于电力现货市场结算系统的设计、开发和验收。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)

《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)

《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453号)

《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)

《中华人民共和国网络安全法》

《电力监控系统安全防护规定》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号)

《电力行业网络与信息安全管理办法》(国能安全〔2014〕317号)

《电力行业信息安全等级保护管理办法》(国能安全〔2014〕318号)

《国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》(国能安全〔2015〕36号)

3术语和定义

3.1 电力批发市场Wholesale Electricity Market

发电商和大用户/电力零售商之间进行大宗电力交易的市场。

3.2 电力零售市场Retail Electricity Market

指在批发市场的基础上，进一步放开配电服务，允许电力零售商进入市场，中小电力用户有权自主选择供电商的售电侧市场形态。

3.3 电能量市场Electric Energy Market

以电能量为交易标的物的市场。

3.4 实物合同Physical Contract

合同双方根据实际供需情况自行签订，并要求按照合同条款以实物而非现金交割执行的合同。

3.5 财务合同Financial Contract

市场参与者以电力及其衍生品为标的，进行购买、出售、出借、互换或回购等交易的协议，交易形式包括差价、远期和互换等。电力财务合同仅约定财务交割责任，不作为市场主体发用电计划制定依据。

3.6 差价合同Contract for Difference(CfD)

根据事先约定的合同价格以及合同交割对应的市场价格(如现货价格)之差进行结算的一种金融合同。

3.7 市场成员Market Member

电力批发市场的参与者和利益攸关方。市场成员包括市场主体、电网运营企业和市场运营机构三类。其中，市场主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等。

3.8 中长期交易 Medium and Long-term Transaction

对未来某一时期内交割的电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、周、多日等不同时间尺度。中长期交易合同包括实物合同和财务合同。

3.9 电力现货市场 Electricity Spot Market

通过交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。现货市场交易标的物包括电能量、调频服务、备用服务等。

3.10 辅助服务市场 Ancillary Service Market

为维护系统的安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网经营企业和电力用户等提供除正常电能生产、传输、使用之外的市场化辅助服务的市场，具体包括调频、备用、无功调节、黑启动等市场。

3.11 节点边际电价 Location Marginal Price(LMP)

在现货电能交易中，为满足某一电气节点增加单位负荷导致的系统总电能供给成本的增加量。节点边际电价由系统边际电价、阻塞价格和网损价格三部分构成。

3.12 日前市场 Day-ahead Market

运行日提前一天(D-1日)进行的决定运行日(D日)机组组合状态和发电计划的电能交易市场。

3.13 日内市场 Intra-day Market

运行日(D日)滚动进行的决定运行日(D日)未来数小时调度机组组合状态和发电计划的电能交易市场。

3.14 实时市场 Real Time Market

运行日(D日)进行的决定运行日(D日)未来5-15分钟最终调度资源分配状态和计划的电能交易市场。

3.15 市场结算Market Settlement

根据交易结果和市场规则相关规定，对市场成员保证金、盈亏、手续费、交割货款和其它有关款项进行的计算、划拨。

3.16 阻塞管理Congestion Management

当市场出清过程中进行安全校核时，若输电线路潮流超出了安全约束，市场运营机构需根据一定原则调整发电机组出力，改变输电线路潮流使其符合安全约束，并且分配调整后产生的盈余或者成本。

3.17 网损Transmission Loss

电能量输送过程中以热能形式散发的功率损失，即为电阻、电导消耗的有功功率。

3.18 调频服务Frequency Regulation Service

当电力系统频率偏离目标频率时，发电企业、电力用户和独立辅助服务提供商等在短时间内调整有功出力跟踪负荷变化，以维持电力系统频率的稳定所提供的服务。调频服务分为一次调频、二次调频、三次调频。

3.19自动电压控制Automatic Voltage Control(AVC)

在控制区内，通过自动控制程序的运行，根据电网实时运行工况在线计算无功电压控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现控制区合理的无功电压分布。简称AVC。它是由主站无功自动控制程序、信息传输路径、信息接收装置、子站AVC控制系统及执行机构等环节组成的整体。

3.20黑启动服务Black Start Service

指发电机组在系统大停电时，在无外来电源情况下进行自启动，为恢复系统供电而向电力系统提供的辅助服务。

4总体要求

4.1应用范围

电力现货市场结算系统应针对电力批发市场，满足省级电力现货市场的结算要求。

4.2先进性要求

电力现货市场结算系统应充分考虑未来发展的需求，结合我国的国情和网情，借鉴国内外先进的经验和技术，充分利用已有的管理模式和技术资源，统筹规划。

4.3接口要求

电力现货市场结算系统应支持与交易系统、计量系统、调度系统等进行数据集成，同时也支持与其他市场进行数据交换与业务衔接。

4.4完整性要求

电力现货市场结算系统面向发电企业、电力用户、售电公司、需求侧响应主体以及电网公司，支持中长期分时曲线、日前交易、实时交易等全周期结算，覆盖电能结算、辅助服务结算、容量结算以及输配电费、服务费、信用金等现货结算全业务，并且需要满足性能、人机等非功能性要求。

5总体功能框架

电力现货市场结算系统功能包括电能结算、辅助服务结算、偏差结算、输配电费结算以及服务与附加费结算等结算品种，同时包括涉及各结算品种的盈余平衡结算与追补清算以及帐单发布、基础模型、参数配置等，另外包括与其他相关系统以及其他市场技术支持系统的接口。

总体功能架构如下图所示：

电力现货市场结算系统总体功能架构图

电力现货市场结算系统功能规范共分为基础模型、参数配置、计量关口电量、电能结算等共17个章节，分别从结算基础数据、结算核心业务、结算账单及发布、信用金管理、数据交互和非功能性要求等方面进行了阐述。

5.1结算基础数据

第6.1—6.3章节为结算基础数据，包括基础模型、参数配置及计量关口电量。这三类数据为结算的基础输入数据。

1) 基础模型。描述结算所需要的发电机组、电力用户、售电公司及电网公司等基础模型注册信息，为结算业务提供模型支撑;

2) 参数配置。描述结算参数，规则配置信息等管理功能;

3) 计量关口电量。描述计量关口数据的获取，为结算计算提供基础数据。

5.2结算核心业务

第6.4—6.12章节为结算核心业务，包括电能结算、辅助服务结算、需求侧响应结算、偏差结算、成本补偿结算、盈余平衡结算、输配电价结算及容量市场结算、服务费及附加费结算等，作为结算的主要业务功能。

1) 电能结算。描述中长期分时曲线、日前电能交易、实时电能交易等电能类结算功能;

2)  辅助服务结算。描述调频、备用等辅助服务结算功能，另外在过渡阶段为了与现行的“两个细则”进行衔接，引用并保留了发电厂辅助服务管理与并网运行管理实施细则中的有关考核与补偿的内容;

3) 需求侧响应结算。描述参与需求侧响应的市场主体的功能要求;

4) 偏差结算。描述电能类偏差、辅助服务类的执行偏差结算要求;

5) 成本补偿结算。描述成本补偿条件、补偿类型和补偿依据等要求;

6) 盈余平衡结算。描述盈余资金的计算、规则管理及分配计算等功能;

7) 输配电价结算。描述电网公司的输配电费结算功能;

8) 容量市场结算。为支撑容量市场结算，涵盖了容量市场结算的功能要求;

9) 服务费及附加费。描述市场成员的会员费、交易佣金及附加费等结算功能。

5.3结算账单及发布

第6.13—6.14章节为结算数据形成之后的对账、账单出具及账单发布。其中包括追补清算在流程中的处理。

1)  结算对账。结算数据产生之后，为保证数据准确，对结算结果数据进行对账处理，包括总费用对账与电能、网损与辅助服务等各个分类对账。对账结果满足要求后，再进入账单出具与发布流程;

2) 结算账单。结算账单需要满足的要求，包括账单的组成要素与账单的科目分类要求等;

3) 流程与发布。描述结算的业务流程，其中包括追补清算的处理以及账单的发布与争议反馈。

5.4信用金管理

第6.15章节为信用金的管理。

信用金管理。描述了信用金的标准、额度计算与差额风险等方面的功能要求。

5.5结算数据交互

第6.16章节为与外系统数据的交互，包括与调度、交易等横向系统的交互以及与其他市场的数据交互。

与外系统交互。首先对交互的周期、对象、范围等方面的要求进行了描述，交互后的数据需进行校验与锁定，交互有两类数据：一是横向数据交互，为结算提供计量、交易结果等输入数据;二是与其他市场数据交互，实现与省间市场的衔接。

5.6非功能性要求

第6.17章节为电力现货结算系统的非功能性要求，包括数据要求、性能要求和人机界面要求。

1) 数据要求。描述了结算数据的状态标志、数据存储要求和数据备份方面的要求;

2) 性能要求。描述了结算系统的查询性能、计算性能和计算数据支撑规模方面的要求;

3) 人机界面要求。描述了结算系统设计所需要遵循的原则。

6功能规范

电力现货市场结算系统功能包括结算基础模型、数据交互、结算周期、结算品种、结算发布等方面。

6.1基础模型

结算基础模型为电力现货市场结算系统中所有的结算主体，包括发电侧的发电机组，用电侧的直接交易用户以及售电公司和作为输配电运营单位的电网公司以及参与需求响应的市场主体等。

基础模型的注册、变更、注销、退市等模型生命周期的行为，应经过审核或审批后才可正式生效。基础模型发生变更、注销、退市等行为时，原基础模型的模型数据记录及模型对应的业务数据记录仍需保存，不得删除。

6.1.1市场成员

市场成员作为出具账单进行开票结算的法人单位，需具有独立法人资格，包括发电企业、电力用户、售电公司及电网公司等。市场成员管理功能包括市场成员的入市注册、信息变更、注销退市，支持模型的查询、编辑、上传附件、导出等功能。需记录模型发生变更的全部过程，查看历史变更记录。结算系统的市场成员模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的市场成员自身发生重组等变化后，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。成员模型信息需包括：

1)  账户信息。包括市场成员编码、工商注册名称、法人代表、许可证号、许可证发证时间、许可证生效时间、开户银行、系统注册时间、系统失效时间、组织机构代码、企业性质、行业分类等;

2) 股权信息。包括其控股的出资方及其控股比例;

3) 成员类型。包括发电企业、售电公司、电力用户、电网公司、需求侧响应主体等。

6.1.2结算主体

结算主体为市场成员法人单位所下属的参与交易结算的最小单位，包括发电侧的发电机组，用电侧参与批发市场的电力用户与售电公司，输电侧的电网公司及参与需求侧响应的市场主体，实现对发电侧电能提供方、用电侧电能使用方与电网公司电能输送方的费用结算。结算主体具体包括：

1) 发电机组

包括发电机组的投运、调试、试运行及转商运直至退役、停产等全生命周期管理，支持机组模型的查询、编辑、上传附件、导出等功能。需记录机组模型发生变更的全部过程，查看历史变更记录。结算系统的发电机组模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的机组自身发生增容、脱硫脱硝等变化后，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。机组模型信息需包括：

l 模型信息。包括机组编码、名称、生效时间、失效时间、所属市场成员、装机容量、发电类型等;

l 机组类型。包括火电、气电、核电、新能源与可再生能源发电等，其中光伏可为多台物理机组的组合。发电机组需与该机组所属的市场成员对应。

2) 电力用户

支持对参加批发市场的电力用户(或为电力用户下属的用电单元)进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。包括电力用户的入市、退市等过程，需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。结算系统的电力用户模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的模型发生变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码、电压等级、行业类型、基本容量、生效时间等;

l 模型类型。包括一般工商业用户、大工业用户等。电力用户结算单元需与所属的市场成员对应。

3) 售电公司

支持对参加批发市场的售电公司进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。包括售电公司的入市、退市等过程，需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。结算系统的售电公司模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的模型变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码、代理负荷容量、生效时间等;

l 模型类型。包括电网企业售电公司、配售电公司、独立售电公司等。

4) 电网公司

支持将电网公司作为结算主体进行输配电价管理与输配电费结算。需支持电网公司模型的查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。进入市场后的模型变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码等;

l 模型类型。包括国家电网公司总部、分部及南方电网公司、省级电网公司、地方电网、增量配电网等。

5) 需求侧响应

支持对需求响应市场主体进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。包括需求响应市场主体的入市、退市等过程，需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。结算系统的需求响应模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的模型变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码、负荷类型、最大响应容量、生效时间、电压等级等;

l 模型类型。包括电力用户参与需求响应的负荷以及售电公司代理参加需求响应的负荷。需求响应模型支持关联至电力用户或售电公司的市场成员。

6.1.3计量关口

实现对已注册的计量关口进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。计量关口支持关联至发电机组或电力用户等结算单元。

包括计量关口的编码、名称、倍率、关口类型、所属市场成员、对应发电机组或电力用户，生效时间等。支持计量关口模型的查询、编辑、上传附件、导出等功能。结算系统的计量关口模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。当计量关口发生换表、换CT/PT或满码等情况时，需记录模型事件的全部过程，支持查看历史变更记录，并需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。

6.2参数配置

5.2.

5.3.

6.2.1结算参数管理

支持对结算的规则参数、配置参数、状态标志等进行管理。

6.2.2计量关系配置

支持对关口表计与发电机组上网电量之间的计量关系配置;支持关口表计与电力用户用电量之间的计量关系配置。

6.2.3结算规则配置

支持结算规则、清算规则的规则配置与定义。

6.3计量关口电量

电力现货市场结算系统支持计量数据的接入(表计管理与计量数据采集在电能量采集系统中处理)。

6.3.1数据采集与校验

支持接入分时的关口表计数据，对接入的数据进行质量校验，具体见“6.16.3与横向系统交互”章节。

6.3.2关口数据计算

依据关口计量表计数据与发电机组上网电量、电力用户用电量等数据之间的计量关系，以及接入的计量数据，计算发电机组、电力用户等结算单元的关口电量。

6.4电能结算

支持依据关口计量数据、交易分时数据，按结算规则进行计算，生成电能结算的结算结果。电能结算包括中长期合约分解曲线的结算、日前电能交易结算与实时电能交易结算，其中的中长期合约结算有金融合约与物理合约两种情况。结算结果在数据粒度上须包括每笔电能交易最小价格周期(15分钟或小时级)的电量、电价与电费。

6.4.1合约电能结算

1)    集中式交易下金融合约结算。金融性合约包括政府授权合约与双边合约，对于政府授权合约和由交易中心代为结算的双边合约，应支持中长期合约电力电量、负荷曲线与价格的管理，支持依据中长期合约与现货交易结果，按合约规则进行合约交易结算。对于双边自行结算的双边合约，系统不作要求;

2)    分散式交易下物理合约结算。物理性合约包括政府授权合约与双边合约，对于政府授权合约和由交易中心代为结算的双边合约，应支持中长期合约电力电量、负荷曲线与价格的管理，支持依据中长期合约与现货交易结果、实际计量数据进行合约结算，发生的发用电偏差在偏差结算中处理。对于双边自行结算的双边合约，系统不作要求。

6.4.2日前电能结算

1)  日前电能交易结算价格。支持对日前交易的分时中标价格或出清价格进行管理。对于发生阻塞的结算价格，包括日前市场的系统电能出清价格、阻塞价格与网损价格。具体如下：

l 日前系统电能价格。电能市场的中标价格或出清价格;

l 日前网损价格。对于需要计算网损价格的，应依据网损价格的计算原则，进行网损价格计算;

l 日前阻塞价格。对于需要计算阻塞价格的，在发生阻塞时采用节点边际电价或分区电价进行结算时，应支持阻塞价格的计算或管理。

2)  日前电能交易电量电费结算。支持对日前交易的分时出清电量进行管理，依据出清电量与结算价格，按市场规则进行日前电能交易电费结算。对于不进行日前市场结算的情况，系统不作要求。

6.4.3实时电能结算

1)  实时电能交易结算价格。支持对实时交易的分时中标价格或出清价格进行管理。对于考虑阻塞的结算价格，包括实时市场的系统电能出清价格、阻塞价格与网损价格。具体如下：

l 实时系统电能价格。电能市场的中标价格或出清价格;

l 实时网损价格。应依据网损价格的计算原则，进行网损价格的计算;

l 实时阻塞价格。对于需要考虑阻塞的，发生阻塞时采用节点边际电价或分区电价进行结算时，应支持阻塞价格的管理。

2) 实时电能交易电量电费结算。支持对实时交易的分时出清电量进行管理，依据出清电量与结算价格，按市场规则进行实时电能交易电费结算。

6.5辅助服务结算

支持根据关口计量电量、电能出清分时数据，辅助服务出清分时数据、机组运行数据，按照辅助服务结算规则计算得到辅助服务结算结果。结果包括每笔辅助服务出清结果的电量、电价与电费，电费可为正值或负值。

辅助服务的市场化交易这里仅包括调频与备用，不包括调峰。其他辅助服务项目这里不作描述，可以沿用现行的两个细则执行。调频、备用一般只参与实时市场，因此这里仅指调频、备用的实时市场结算。

6.5.1调频结算

依据调频服务的出清结果、调频响应水平，按照调频结算规则进行调频费用的结算。对参与调频市场产生的机会成本及成本补偿费用详见“6.8成本补偿结算”章节。

1) 调频出清费用。依据实际调频容量与调频市场出清价格进行结算;

2) 调频响应效果。依据实际调频情况与调频响应指令进行对比计算;

3) 调频结算费用。依据调频出清费用、调频响应效果，按照规则计算参与调频市场的结算费用。

6.5.2备用结算

按照备用的出清结果，依据备用的类别以及备用的响应情况，按照结算规则进行备用费用的结算。对参与备用市场产生的机会成本及成本补偿费用详见“6.8成本补偿结算”章节。

1) 备用出清费用。依据实际备用容量与备用市场出清价格进行结算;

2) 备用响应效果。依据实际备用响应情况与备用响应指令进行对比计算;

3) 备用结算费用。依据备用出清费用、备用响应效果，按照规则计算参与备用市场的结算费用。

6.5.3其他辅助服务补偿与考核

可以保留目前的并网运行管理规定或重新签订并网调度协议。依据检修、机组非停等并网规则或协议的考核与补偿要求，进行考核与补偿费用的结算，计算方法以实际执行的考核与补偿规则为准。可包括但不限于如下：

1) 无功补偿与考核;

2) 黑启动补偿与考核;

3) 非计划停运考核;

4) 安全管理考核;

5) 继保与安自装置考核;

6) 检修管理考核;

7) 励磁与PSS管理考核;

8) 调度管理考核;

9) 调度自动运行管理考核;

10) 一次调频考核;

11) 其他考核补偿。

6.6需求侧响应结算

6.6.1需求响应类型

1) 需求响应参与方式。包括直接负荷控制、可中断负荷、负荷侧竞价以及紧急需求响应等;

2) 需求响应市场类型。包括电能市场需求响应、辅助服务市场需求响应以及容量市场需求响应。

6.6.2需求响应结算

支持对需求响应的市场成员，依据需求响应的实际数据、响应规则进行需求响应费用的结算。

1)  需求响应结算主体。对经准入的参与需求响应的主体进行结算，对于负荷集成商(售电公司等)代理一家或多家负荷用户参与需求响应时，仅对负荷集成商进行结算;

2) 需求响应补偿规则。支持需求响应费用核算标准与计算规则的设置;

3) 需求响应违约规则。支持需求响应违约判定规则、惩罚费用计算规则的设置;

4) 需求响应数据。支持需求响应大小、响应持续时间、合同期内的响应次数等输入数据的接入与管理;

5) 需求响应结算。依据需求响应的输入数据、补偿规则、违约考核规则，计算每个需求响应市场成员的结算费用。

6.7偏差结算

偏差结算是处理每个市场成员的执行偏差，对每台机组或每个电力用户等参与市场的单元，计算其实际电能、辅助服务与交易计划之间产生的偏差及其费用。

6.7.1电能偏差结算

1)  电能偏差电量。支持事前交易数据与事后计量数据之间的偏差结算。上网侧应支持对上网电量与电能交易总量之间的偏差电量进行计算;用电侧应支持用电量与实际交易总量之间的偏差电量的计算;

2) 电能偏差定价。上网侧与用电侧均应支持对实际电量与交易总量之间的偏差，按照偏差定价规则，进行偏差价格的计算;

3) 电能偏差电价。依据电能偏差电量与电能偏差价格，进行电能偏差费用的计算。

6.7.2辅助服务偏差结算

1) 辅助服务偏差电量。支持市场交易数据与测量数据之间的偏差电量计算;

2) 辅助服务偏差定价。支持针对实际调节数据与交易数据之间的偏差，按照偏差定价规则，进行偏差价格的计算;

3) 电能偏差电价。依据偏差电量与电能偏差定价，进行电能偏差费用的结算。

6.8成本补偿结算

成本补偿包括日前、实时的成本补偿与参与调频、备用辅助服务市场的机会成本补偿。

日前、实时市场成本补偿是对于发电机组等电能、辅助服务提供者，当在交易期间产生的收入无法覆盖其实际成本(含启动成本、空载成本等固定成本)时，需分别计算日前市场、实时市场的成本补偿费用。若收入已覆盖其实际成本，则不计算成本补偿费用。

机会成本是发电机组为提供调频、备用辅助服务而可能减少的电能市场的收益，当实时电价小于发电机组最小经济出力时，对发电机组不计算机会成本补偿。

6.8.1日前市场成本补偿

支持计算发电机组的日前市场收入与日前市场的成本，成本包括启动成本、空载成本与日前市场电能成本。对于日前市场收入无法覆盖是日前市场成本的机组，需支持计算收入与成本的差额，作为日前市场的成本补偿费用。

6.8.2实时市场成本补偿

支持计算发电机组的日前、实时电能市场和辅助服务市场的总收入以及实时市场的实际运行成本。对于总收入无法覆盖实时市场运行成本的机组，需支持计算收入与成本的差额，作为实时市场的成本补偿费用。

6.8.3辅助服务机会成本补偿

机会成本补偿只限于参与调频、备用辅助服务市场产生的机会成本损失进行的费用补偿。

1) 机组范围。支持设定可获得机会成本补偿的机组范围;

2) 补偿容量。支持依据经济调度点与实际调度出力点，进行机会成本补偿容量的计算;

3) 补偿价格。支持依据实时电能市场价格与机组实际出力点的边际成本计算机会成本补偿价格。

4) 补偿时间。支持补偿区间判别标准的设置，依据调频、备用的响应情况与设置的判别标准，计算机会成本的补偿时间。

5) 补偿费用。依据补偿容量、补偿价格与补偿时间，计算机会成本的补偿费用。

6.9盈余与分摊结算

包括阻塞盈余、网损盈余费用、管理费用的结余以及考核罚款费用的分配和辅助服务费用、需求响应费用的分摊。需支持进账、收账的费用明细以及进收账之间的盈余明细费用管理，需包括每个结算周期的费用明细，并且其变动情况在3年之内可追溯。

分摊的结算费用作为结算账单的一部分，在月度结算账单中进行发布与费用结算。

6.9.1阻塞盈余费用及分配

对于考虑阻塞并产生盈余费用的，需支持对阻塞产生的盈余费用的计算与管理。分配方式支持按规则分配与基于输电权的分配两种方式。对于按规则分配方式，需支持按照容量比例、交易电量比例、实际用电量比例或其他分配方式进行阻塞盈余的分配;对于按输电权方式分配，需要支持按照物理或金融输电权的交易结算规则进行阻塞盈余的计算与分配。

盈余费用可为正值或负值。当盈余费用为正时，表示向市场成员分配盈余费用;盈余费用为负时，为向市场成员征收差额费用。

对于参与市场竞价的发电侧与用电侧的放开比例不同而导致的由电网公司作为零售商(代理非市场用户)而承担的阻塞费用，可依据实际规则进行处理，这里不作规定。

6.9.2网损盈余费用及分配

支持网损盈余费用的计算与管理，支持网损盈余费用分配规则的设定，支持按规则对市场主体需要承担或返回的网损盈余费用进行分配计算。

6.9.3结余管理费用及分配

对市场管理费(交易服务费)的收取与实际支出的结余费用进行管理，结余费用可为正数或负数，正数表示费用有剩余，负数表示费用不足。支持将结余费用滚动至下一年度或对结余费用进行分摊清算。对于采用清算方式的，需支持分摊对象与分摊规则的配置，并计算应该向每个市场成员退回或追加的费用。

6.9.4考核罚款费用及分配

对市场成员违反市场运行或影响生产运行而产生的考核费用与罚款费用，支持考核罚款费用的管理，并支持设定考核罚款费用的分配对象与分配规则，依据实际规则，支持分配给免受考核的其他成员或分配给按规则需要进行奖励的市场成员等方式。

6.9.5辅助服务费用及分摊

支持辅助服务费用的计算与管理，需支持设定辅助服务费用的分摊对象与分摊规则，依据实际规则，支持由发电侧市场主体分摊、用电侧市场主体分摊或者发电、用电各占一定比例同时分摊等方式。

6.9.6需求响应费用及分摊

支持需求响应支出费用的计算与管理，需支持设定需求响应费用的分摊对象与分摊规则，依据实际规则，支持由发电侧市场主体分摊、用电侧市场主体分摊或者发电、用电等所有市场主体同时分摊等方式。

6.9.7成本补偿费用及分摊

支持成本补偿费用的计算与管理，并对用电侧需要承担成本补偿费用的市场主体，设定成本补偿费用的分摊对象与分摊规则，依据实际规则，支持按照用电侧的负荷比例等方式进行分摊计算，并向用电侧市场主体进行征收。

6.10输配电费结算

支持根据合同约定的输电通道、输配电价等信息，计算电网企业提供接入系统、联网、电能输送服务的费用。

6.10.1输配电价管理

支持按电压等级或其他分类方法进行输配电价管理，支持对市场成员与输配电价的对应关系进行管理。

6.10.2输配电费结算

支持依据输配电价与实际交易电量进行输配电费结算。

6.11容量市场结算

对于需要进行容量市场结算的，需支持按不同成员类别进行容量义务、容量价格的管理，支持根据容量市场价格及购买容量，进行容量市场结算。

6.11.1容量义务管理

支持容量义务计算规则的配置，支持依据历史负荷情况按照计算规则定期计算每个售电公司或电力用户的容量义务;支持对市场成员容量义务与已获得容量进行对比，并对容量义务的余缺进行管理，对容量义务不足的成员需予以提示。

6.11.2容量价格管理

支持容量按拍卖或义务购买等方式，进行容量价格的管理，容量购买价格与市场成员对应，同时支持二级市场即容量双边市场的价格管理。

6.11.3容量费用结算

支持按照负荷容量与容量价格进行容量费用的结算，支持按照年度、月度或根据市场约定的周期进行容量电费结算，并将容量电费的结果并入结算账单，对市场成员进行收费。

6.12管理费及附加费

支持向市场主体收取市场管理费(交易服务费)、结算管理费等，以收回市场运行的规则管理、数据发布、市场运营、费用结算及平台建设等费用，针对不同的市场参与者需支持不同管理费率的设定。

6.12.1会员费

会员费为市场管理服务费的收取方式之一，依据实际规则，需支持会员费计费规则的配置，依据会员费计算规则，计算每个市场成员需要缴纳的会员费用，会员费可按年或其他约定的周期计费，费用列入结算账单中收取。

6.12.2交易佣金

交易佣金为市场管理服务费的收取方式之一，按照交易电费与设定的费率来计算。需支持交易佣金的收取对象及计费规则的配置，依据交易佣金的计算规则，对需要缴纳交易佣金的每个市场成员，计算需要缴纳的交易费，交易费可列入结算账单中进行收取。

6.12.3管理服务费

除会员费、交易佣金等收取方式外，还需支持按照成本测算或其他方式进行市场管理服务费的收取。需支持管理服务费的收取对象及计费规则的配置，依据计算规则，对需要缴纳管理服务费的每个市场成员，计算需要缴纳的费用，管理服务费可列入结算账单中进行收取。

6.12.4政府基金及附加费

依据实际规则，支持政府基金及附加费的收取对象及计费规则的配置，依据政府基金及附加费的计算规则，对需要缴纳政府基金及附加费的每个市场成员，计算需要缴纳的费用，政府基金及附加费可列入结算账单中进行收取。

6.13结算账单与对账

6.13.1账单要素

结算帐单的数据要素包含发布对象、发布时间、计费周期、计费项目、计费明细、收支方向等。具体包括如下内容：

1) 账单编号。对需要发布的每份账单，编制唯一的账单编号;

2) 发布对象。在账单上明确本账单发布的对象，每份账单只对应一个发布对象。发布对象可为发电企业、直接交易用户、售电公司、需求响应主体、电网公司等;

3) 发布时间。在账单上标明账单发布的具体时间，精确至某日某时某分;

4) 计费周期。在账单上明确本账单计费的开始时间与结束时间，本账单费用是该发布对象在计费周期内发生的费用;

5) 计费项目。明确每一笔费用的具体名目，详见“6.13.2账单科目”章节;

6) 计费数据。明确每一笔费用的电量、电价以及电费等信息;

7) 清算追补。如果发生历史账单数据的追补费用或清算费用，需在账单中明确追补或清算的历史账单编号和需要清算或追补的费用，费用可为正或负;

8) 单位与精度。电量数据以兆瓦时为单位，精度保留4位小数;电价数据以元/兆瓦时为单位，精度保留3位小数;电费以元为单位，精度保留3位小数;

9) 收支方向。明确每一笔费用的收支方向，收取表示交易机构须向某成员收取的费用;支付表示机构交易须向某市场成员支付的费用;

10) 账单总费用。表示对该成员，本账单内各项收支费用的代数和;

11)  账单签章。最终确认的账单中需要盖章，视实际情况，签章可为传统盖章或电子签章，对于电子签章账单，须在政策准许、保证安全以及各市场主体认可的情况下，由权威的第三方电子签名机构提供;

12) 账单备注。对账单数据需要进一步明确的，尤其对清算、追补以及退补等特殊情况需要说明的，在账单备注上进行说明。

6.13.2账单科目

账单科目包括所有对市场成员需要进行收费或付款的结算品种，账单科目与账单中的计费项目对应，每笔费用需对应一个账单科目。包括如下：

1) 电能结算类。包括中长期分解曲线的物理合约与金融合约、日前电能交易、实时电能交易以及紧急电能交易等;

2) 辅助服务类。包括调频结算、日前备用与实时备用，备用进一步分为旋转备用、非旋转备用。此外还包括黑启动、无功等;

3) 输电结算类。包括输电费、输电损耗、阻塞费用、输电权结算以及非计划输电结算等;

4) 偏差结算类。包括电能执行偏差、辅助服务执行偏差等偏差费用;

5) 追补清算类。对已支付的历史帐单数据的修正，一般为需要追补或退补的电费;

6) 考核补偿类。包括发电计划考核、一次调频考核、AGC、AVC考核等;

7) 盈余分摊类。包括需要分配的阻塞盈余、网损盈余及其他需要分摊的费用等;

8) 容量结算类。主要为容量电费结算;

9) 需求响应类。包括电能类需求响应、辅助服务类需求响应以及容量需求响应等;

10) 会员服务费。包括市场成员需要缴纳的会员费、交易佣金以及管理费等;

11) 政府附加类。包括政府基金及各类附加费等。

6.13.3结算对账

支持对市场成员账单的应收与应付款项进行对账，保证结算结果的一致性、正确性，对所有市场成员总的应收账款与应付账款的偏差费用，需要检验盈余偏差的来源与合理性，并对需要分摊的偏差费用在盈余与分摊结算中进行处理。分摊后的费用收支应该平衡。

1) 交易标的类费用对账。支持对电能、辅助服务及容量等交易标的物的购买者与提供者进行电量或容量、价格与费用的对账;

2) 盈余分摊类费用对账。支持对阻塞盈余、网损、辅助服务、需求侧响应和考核罚款等需要分摊平衡的费用进行对账;

3)  清算类费用对账。支持对需要清算的市场成员进行量价费清算数据的对账，若清算后对其他成员的费用产生影响并需要进行二次计算的，则需要对其他成员的量价费重新进行对账;

4) 服务费输电费对账。支持对所有市场成员的服务费、交易费及附加费、输配电费等费用进行对账。

6.14流程与发布

6.14.1计量与结算

1) 分时数据采集与校验。

在运行日结束之后的24小时内，完成该运行日的分时交易出清数据、分时计量数据以及其他参与计算的接入数据的采集与校验;

2) 日滚动计算

在运行日结束之后的48小时内，依据结算规则，完成该日的每个价格周期(15分钟或1小时等)数据的电量电费计算。交易品种上包括电能、辅助服务等，在时间成分上包括中长期合约分解、日前交易及实时交易等。每日的数据须与该日各时段数据的累加一致;

3) 周统计

支持设定周统计的周期，在周期截止日之后的72小时内，对前一周的每个价格周期内的分时计算结果数据进行统计。周统计数据须与周内每日数据的累加一致;

4) 月结算

支持按月生成结算账单，在月截止日之后的72小时内，完成前一个月的账单生成。月账单可由月内各周的周统计数据累加获得，月账单数据须与月内各周数据的累加一致，生成的月度账单作为费用支付或费用收取的结算凭证。月账单包括结算月的计量数据、电能结算结果、辅助服务结算结果、其他附加费等;

5) 数据修正

对于该月结算周期内出现的计量误差、异常数据修正等，经过核对确认后，可对该数据进行修正，修正的日统计、周统计以及月度结算数据，均需要重新修正。月度结算账单以修正后的数据为准进行发布。

6.14.2追补清算

对结算月之前已经发生的历史费用，包括历史帐单的计量数据、偏差结算数据、考核数据等，在需要对历史数据进行修正调整时，统一在清算中进行处理。清算数据可单独出具账单或与月度结算帐单合并，与月度账单一起下发。

1) 清算有效期

支持对历史2年之内账单数据进行争议与清算处理。2年之内产生的差错数据、计算错误等需要追补或退补的费用，在发现异常后经核查需要清算的，应及时予以清算;

2) 清算处理周期

原则上确认后的清算数据须与下个月的月度结算账单一同发布，对于须按季度或按年度进行清算的费用，需支持按季度或年度进行集中清算处理。

6.14.3结算发布

1) 明细数据发布

结算数据最小粒度需与最小交易周期粒度一致，需提供与交易时段相一致的分钟级或小时级数据明细，支持分钟级、小时级的计量数据、交易结算数据的查询。

此外需提供汇总账单数据，支持月度账单结果的查询，数据发布时间延迟不超过72小时。

l  数据粒度。账单明细数据的颗粒度与最小交易周期一致，可支持查询分钟级或小时级的数据，包括每个最小交易价格周期的电量、电价以及费用。同时支持按开始与结束的时间周期进行汇总查询;

l 发布内容。发布各个市场成员的明细数据，包括电能明细数据、辅助服务明细数据、清算明细、盈余分摊明细以及其他需要进行费用收支的明细数据等;

l 发布对象。对所有结算对象进行发布，包括发电企业、电力用户、售电公司或电网公司，但每个成员只能查询本成员的明细数据;

l 发布周期。依据业务需要，支持按日或按周发布统计数据，按月发布结算数据。发布的明细数据需与结算账单的数据一致;

l 发布时效。发布的明细数据保留时间为13个月以上。

2) 账单发布

应支持按月生成结算账单并进行账单的发布。生成的结算账单需下发给该账单对应的市场主体，包括发电企业、电力用户、售电公司或电网公司。账单发布后，市场成员可登陆系统查询、下载结算单。

l 数据粒度。数据粒度与电费结算的票据账单的数据粒度一致，具体明细可另外通过结算数据发布进行明细查询;

l 发布内容。发布各个市场成员的电费账单，包括电能结算单、辅助服务结算单、清算单以及其他需要进行费用收支的账单等;

l 发布对象。对所有结算对象进行发布，包括发电企业、电力用户、售电公司或电网公司，但每个成员只能查询本成员的电费账单;

l 发布周期。依据业务需要，支持按月进行结算账单发布。发布的账单作为电费结算的依据，需与正式开具的收费凭证的数据一致;

l 发布时效。需在规定的账单发布时间及时对外发布，发布确认周期一般为3个工作日或以实际规定时间为准。

6.14.4争议及处理

市场成员可登陆系统查询账单，并对结果进行确认，确认后将无法提交争议或再次确认。对有异议的部分，应支持市场主体在线提交争议，并支持对争议进行回复与处理，同时支持添加相关凭证等附件功能。支持对市场成员确认状态的查询，其状态包括未确认、已确认及有争议3类，针对有争议的结算，交易平台将进行争议处理与回复。

1)  发布确认。市场成员在规定的时间内，需在对结算账单进行在线确认，没有争议的情况下，可直接执行确认操作，超过设置的确认时限，系统默认为确认。对于确认后产生的争议，本结算周期可不作响应，提交至下个结算周期再进行处理;

2) 确认状态。市场成员的确认状态包括未确认、已确认与有争议3类，其中对于有争议的，继续分为争议提交、争议处理、争议确认等情况;

3)  争议提交。市场成员针对结算账单产生的争议，需在线提交争议内容，可上传相关附件。对于争议的市场成员，该成员的结算周期进行顺延，但不影响其他成员的结算进度;

4)  争议回复。交易平台需在规定的时间内，对市场成员的争议进行处理，必要时需进行场外处理，并将处理结果通过网上进行回复，同时发布更新后的结算账单，市场成员在规定的时间内，再次进行确认。

6.15信用金管理

6.15.1信用评价结果

支持对各市场主体，主要是用电方(支付方)成员的信用等级评价结果进行管理，并支持根据信用等级，设定不同的信用金比例系数。

6.15.2信用金计算

1)  结算周期信用参考额度。支持按历史最高、年内平均、最近三个月平均等多种方案，结合系数调整，计算结算周期的参考额度。该额度作为支付方在一个完整的结算周期内需要支付的费用水平;

2) 信用金比例设定。支持信用金比例的设定，即在结算周期参考额度的支付金额基础上，设定倍数比例，确保具有足够的信用资本来承担支付风险;

3)  信用金额度计算。支持设定信用金额度计算的周期与频度，结算周期内的信用参考额度乘以信用金倍数比例，为需要具备的信用金额度，其额度可与现有额度进行对比，确定信用金的余缺。

6.15.3信用金管理

需具备信用保证类型的设定，包括现金、保函以及无抵押信用等方式。对于已有信用金额度少于需具备的信用金额度时，需给于明确的告知，并设定交纳期限。对于超出交纳时限的情况，可依据规则计算违约金或罚款，同时对违约金进行管理。

6.15.4支付风险管理

对于无法按期支付追加信用保证(抵押品或支付罚款)时，需支持设定违约损失风险的计算，一般为须支付款项与已有的信用金之间的差额部分，并附加滞纳金等其他款项。当出现市场成员无法支付或部分无法支付当月结算款项时，需计算产生的缺口金额，并且支持对缺口产生的违约金额进行分摊计算，可由其它市场成员按照设定的规则进行分摊，分摊规则以实际规则为准，计算后需对分摊规则与分摊结果进行公开发布。

6.16与外系统交互

6.16.1交互要求

1) 数据周期。应支持分钟级、小时级、日、周、月度、年度等各类周期数据的接入;

2) 交互周期。应支持以小时、日、周以及月为周期进行数据交互;

3) 数据主体。数据交互的主体范围应包括发电机组、电力用户、售电公司、需求响应主体以及电网公司等;

4) 交互方式。应支持自动定时推送、按条件推送、连续滚动推送及手动触发推送4种方式;

5) 模型对接。支持与其他系统进行模型映射与对接。

6.16.2校验与锁定

对于接入至电力现货市场结算系统的数据，应支持对接入数据的准确性、一致性、及时性、合理性和完整性的校验;应支持校验规则的设置，当校验结果超出标准值时，系统应提示或告警;应支持数据锁定与解锁，对锁定后的数据不允许修改与再次接入。

6.16.3与横向系统交互

1) 交互对象。应支持与调度、财务、营销等系统进行数据交互。

2) 输入数据

l 上网关口表计底码。包括表计号、数据采集时间、表计正向底码、表计反向底码等属性;

l 上网关口表计电量。包括表计号、数据开始时间、数据结束时间、表计正向电量、表计反向电量等属性;

l 机组实时出力。包括机组编号、机组名称、数据采集时间、机组出力数据等属性;

l 机组发电量。包括机组编号、机组名称、数据开始时间、数据结束时间、发电量等属性;

l 机组上网电量。包括机组编号、机组名称、数据开始时间、数据结束时间、上网电量等属性;

l 电力用户用电量。包括用户编号、用户名称、数据开始时间、数据结束时间、用电量等属性;

l 合同交易分解曲线。包括合同编号、购方编号、售方编号、数据采集时间、分解电力曲线、电价曲线等属性;

3) 输出数据。支持输出结算单元的结算结果及其明细数据。

6.16.4与其他市场交互

1) 交互对象。应支持与其他市场电力交易平台之间进行数据交互。

2) 输入数据

l 交易出清数据。参与其他市场的交易出清结果的电量、电价数据;

l 结算账单数据。发布的结算账单及其明细数据。包括市场主体编号、名称、合同交易编号、结算时段、电费数据类型、结算电量、电价、电费等属性。

3) 输出数据。应支持输出本省各结算单元的结算账单数据及其明细数据。

6.17非功能性要求

6.17.1数据要求

1) 数据状态。应具备数据状态的标志管理，校验状态包括未校验、校验未通过、校验通过;质量状态包括质量合格、不合格、待验证。

2)  数据存储。分钟级与小时级明细数据须保留3个月以上;日数据须保留6个月以上;周数据及月数据须保留13个月以上;追补清算数据须保留2年以上。对于已发布的历史结算账单数据、清算账单数据、争议处理记录、数据修正记录、特殊事件记录及操作日志数据须永久保留。

3) 数据备份

l  增量备份。分钟级与小时级明细数据需按日增量备份;日统计数据、周统计数据需按周增量备份;月结算数据需按月增量备份;争议数据、数据修正、价格调整、关口表计变更等事件及相关附件可视情况按月或其他周期进行增量备份;

l 全量备份。每月对结算数据库进行一次全量备份。

6.17.2性能要求

1) 查询性能

l 简单数据查询性能要求。简单数据查询界面响应时间不超过2秒;

l 复杂数据查询性能要求。复杂数据查询界面响应时间不超过5秒。

2) 计算性能

l 按日计算性能要求。对于每日计算的数据，单次响应时间不超过3分钟;

l 按周计算性能要求。对于每周计算的数据，单次响应时间不超过5分钟;

l 按月计算性能要求。对于每月计算的数据，单次响应时间不超过10分钟。

3) 计算规模

l 成员数量规模要求。结算计算支持的成员数量不低于1万个;

l 计算数据规模要求。结算计算支持数据量不低于1000万条。

6.17.3人机界面要求

总体上应以用户为中心，遵循结构化、一致性、交互性、美观友好等原则。

1) 顺序原则

按照业务的处理顺序、访问查看顺序，合理设计界面的层次结构，操作的逻辑性强，满足操作有序、逐层深入的顺序原则。应考虑业务顺序、使用习惯、信息重要性、操作频度等方面，综合考虑与设计人机界面。

2) 结构化原则

界面设计遵循结构化设计，减少操作复杂度，与业务逻辑相适应。各模块之间逻辑清晰、结构合理，系统具有逻辑性较强的层次结构。

3) 一致性原则

界面设计在核心元素上保持风格一致，界面图标、控件、配色以及字体等保持一致。系统须具有较强的整体性，操作方式一致。

4) 友好性原则

界面需具备友好的交互性，操作便捷，设计合理。具有较强的可操作行、健壮性、易学习性及可扩展性。同时人机界面设计围绕用户为中心，基于用户的业务需求，提供直观便捷的使用场景。