国家能源局《关于征求电力现货市场相关功能规范意见的函》发布

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。

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