辽宁省电力市场运营基本规则（征求意见稿）：省内燃煤机组、集中式风电和光伏、核电参与现货市场

第二节 价格机制

第十九条【电能量价格机制】在中长期市场和现货市场中，市场主体基于上网侧电能价格进行交易。中长期市场通过双边协商、集中竞价、挂牌等方式形成电能价格；现货市场采用节点边际电价机制定价。

第二十条【调频价格机制】市场初期，调频辅助服务补偿包括调频里程补偿和调频机会成本补偿，调频里程补偿依据市场集中竞价方式形成，调频机会成本补偿由现货电能量市场报价及出清结果计算形成。

第二十一条【容量补偿机制】对批发用户、配售电企业按照一定的度电分摊标准收取容量补偿费用，度电分摊标准根据辽宁电力市场化机组投资建设成本及市场运行情况进行测算；机组按照有效容量占总有效容量比例分享容量补偿费用。本条执行时间由政府主管部门根据市场发展情况另行约定。

第二十二条【交易限价】为避免市场操纵及恶意竞争，经政府主管部门和能源监管机构同意，可对电能量市场和调频市场申报价格和市场出清价格设置上限及下限。

第三节 市场衔接机制

第二十三条【非现货机组】暂不参与现货市场的省内机组，由电力调度机构制定日计划曲线，作为辽宁现货市场边界条件。

第二十四条【现货与调频】竞价日，市场主体依据市场调频需求申报调频里程价格及调频容量。运行日，在实际机组启停状态基础上，日内整点时刻前对未来一小时调频市场正式出清。进行实时市场出清计算时，修改调频市场出清中标机组的出力上、下限，预留调频容量。

第二十五条【现货与中长期】中长期交易合约应约定功率曲线或曲线形成方式，现货市场运行后，仅具有财务结算意义，不物理执行。

第四章中长期市场

第一节政府合约电量

第二十六条【政府合约】政府合约包括省外政府合约和省内基数合约（电量），由厂网双边签订购售电合同，纳入电力中长期交易合约管理范畴。

第二十七条【省外政府合约】根据省工业信息化厅批复的年度电力电量平衡方案，与省外机组签订的合约电量，按照相关规则分解执行。

第二十八条【省内基数合约】采用“以用定发”的匹配原则，确定各时段市场内机组的基数电量，并按照上网电量比例分配给市场化新能源及核电，分配上限为对应时段新能源、核电的上网电量。电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。

第二节 基本要求

第二十九条【交易范围】主要包括省间中长期交易和省内中长期交易。

第三十条【省间中长期】省间中长期交易结果作为省间现货交易的基础，与省间电力现货交易共同构成省内现货市场边界。

第三十一条【省内中长期】交易双方带曲线开展交易。

（一）以双边协商方式开展的交易，交易双方可自行约定交易曲线，也可以选取典型交易曲线（交易开展前确定）；

（二）以集中竞价方式开展的交易，采用交易公告给出的典型交易曲线；

（三）以挂牌方式开展的交易，采用挂牌方在挂牌时给出的交易曲线。

第三十二条【交易电量约束】对中长期合约设置交易电量约束，包括年度（月度）净合约量约束、时段电量约束等。年度（月度）净合约量约束根据市场主体的历史年度（月度）发电能力或用电需求确定，避免市场主体过度投机。时段电量约束要求市场主体在一个时段内电量合约不小于零（发电侧卖出电量为正，用户侧买入电量为正），避免市场主体购售角色转变。

第三节 交易组织

第三十三条【交易公告】对于定期开市和连续开市的交易，交易公告应提前至少1个工作日发布；对于不定期开市的交易，应提前至少5个工作日发布。

第三十四条【年度交易】年度（多年）交易的标的物为次年（多年）的电量（或者年度分时电量），年度交易可通过双边协商或者集中交易等方式开展。

第三十五条【月度交易】月度（多月）交易的标的物为次月电量（或者月度分时电量），适时开展针对年度内剩余月份的月度电量（或者月度分时电量）交易。月度交易可通过双边协商或者集中交易等方式开展。

第三十六条【月内交易】月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展。根据交易标的物不同，月内交易可定期开市或者连续开市。

第四节 合同签订与执行

第三十七条【校核及执行】现货市场运行时，中长期交易合约经电网安全校核后，作为结算依据，不作为调度执行依据。

第三十八条【合约签订】中长期合约要素主要包括合约起止时间、合约电量、交易价格、交易曲线等。

第五章 日前市场

第一节 缺省参数设置

第三十九条【缺省参数设置】现货市场开市前，对市场主体设置缺省参数，包括：

（一）额定有功功率

（二）典型开机曲线

（三）典型停机曲线

（四）综合厂用电率，分月核定

（五）最大发电能力

（六）最小发电能力

（七）爬坡速率

（八）冷态启动时间

（九）热态启动时间

（十）最小连续开机时间

（十一）最小连续停机时间

（十二）最小技术出力

（十三）机组冷/热态启动费用

（十四）电能量量-价曲线

（十五）调频报价

第二节 边界条件准备及事前信息发布

第四十条【边界条件准备】在日前市场开市前，做好市场边界条件准备，包括：

（一）D-5日17:00前，电力交易机构将运行日省外政府合约曲线及电价、跨区跨省电力中长期交易合约曲线及电价、省内电力中长期交易合约曲线及电价等信息向电力调度机构和电网企业推送。

（二）D-2日12:00前，试验机组提交D日试验计划；核电机组提交D日出力曲线；66千伏及以下燃煤机组申报D日发电总量。

（三）D-2日17:00前，上级调度机构下发省间联络线预计划后，电力调度机构审核核电机组、试验机组、66千伏及以下燃煤机组申报结果。

（四）D-1日08:15前，新能源企业申报运行日96时段功率预测曲线；燃煤机组申报D日分时段最大发电能力（不大于额定容量）、分时段最小发电能力（不小于0，不大于最小技术出力）。电力调度机构准备好电网运行边界条件，包括运行日的网络拓扑、负荷预测、水电机组出力计划、自备电厂出力计划、设备检修计划、设备投产与退役计划、电网安全约束、必开机组等。

第四十一条【信息发布】D-1日08:45前，市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台发布D日的边界条件等信息。

第三节 交易申报

第四十二条【市场申报】D-1日09:45前，参与日前市场交易的市场主体通过电力交易平台申报交易信息，电力交易机构汇总后推送至电力调度机构。若出现迟报、漏报或不报等情况，发电侧采用缺省参数替代，用户侧按照其运行日所持有的中长期合约分时电量合计值进行填报。

（一）220千伏及以上燃煤机组申报

申报信息主要包括机组启动费用（元/次）、电能量费用（元/兆瓦时）等。

机组启动费用：启动费用包括热态启动费用、冷态启动费用。不能超过事前规定的启动费用上、下限范围（R1）。

电能量费用：电能量报价为全天一条单调非递减的发电量价曲线，最多不超过7段。每段需申报出力区间起点（兆瓦）、出力区间终点（兆瓦）以及该区间的能量价格（元/兆瓦时）。第一段出力区间起点为0，最后一段出力区间终点为额定有功功率。每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点。每一个报价段的长度不能小于1兆瓦，申报价格最小单位为1元/兆瓦时。每段报价的电能量价格均不可超过事前规定的申报价格的上、下限范围（R2）。燃煤机组电能量价格包含环保电价（含脱硫、脱硝、除尘以及超低排放电价）。

（二）其他类型机组申报

风电、光伏结合自身预测出力情况，申报次日96时段出力曲线。

（三）用户侧申报

配售电企业及电网企业申报其代理用户运行日的分时用电需求曲线，批发用户申报其运行日的分时用电需求曲线。配售电企业、电网企业、批发用户的分时用电需求曲线仅用于结算，不作为出清计算依据。

第四节 市场出清及结果发布

第四十三条【省内预出清】D-1日11:00前，电力调度机构开展省内预出清，将省内预出清结果、省内电力平衡裕度和可再生能源富余程度向相关市场主体发布。

第四十四条【省间现货申报】D-1日11:30前，市场成员申报省间电力现货交易分时“电力—价格”曲线。火电和核电发电企业申报电力不得超过其实际发电能力与预出清结果之差，预出清中未安排开机的机组不得申报电力；可再生能源企业申报电力不得超过其预测出力与预出清结果之差。

第四十五条【申报数据校验】D-1日11:45前，电力调度机构对省内市场主体申报数据进行合理性校核。

第四十六条【联络线终计划】D-1日14:30前，上级调度机构组织开展区域内省间辅助服务交易后，将交易结果和省间联络线终计划下发至电力调度机构和发电企业。

第四十七条【日前市场出清】电力调度机构经安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序计算，形成日前现货交易结果，包括各节点每15分钟节点边际电价、运行日开机组合、各机组运行日96点发电预计划曲线等。出清价格不能超过上、下限范围（R3）。

第四十八条【出清结果发布】D-1日17:30前，电力调度机构将日前市场出清结果推送至电力交易机构，通过电力交易平台进行发布。

第四十九条【特殊情况调整一】供热期，厂区内已建设电蓄热装置的发电企业，负责在日前申报D日本厂区内电蓄热96点最大用电能力曲线。日前市场出清后，若现货市场全部调节资源用尽后，仍出现向下调峰缺口，应按照现货市场指令，将建设于火电厂区内的电蓄热投入使用，提升新能源消纳水平。任一时段，某厂电蓄热可投入上限由日前申报的最大用电能力与未投电蓄热时最小上网电力的较小者决定。当各厂电蓄热可投入上限之和大于调峰缺口时，按照各厂电蓄热可投入上限加权平均的方式分配电蓄热调用容量。对于不能平滑调节的电蓄热，投入的调节档位不高于被分配的调用容量，剩余的调节容量在可平滑调节的电蓄热之间进行再分配。若剩余可平滑调节电蓄热容量用尽后仍无法满足调峰缺口，则按单台电蓄热装置容量由小到大依次调用，直至满足调峰缺口。

第五十条【特殊情况调整二】若电网运行日边界条件发生重大变化，可能影响电网安全稳定运行，电力调度机构可根据日前市场机组启停排序和电网安全约束，调整运行日机组组合，以保证电网安全运行，同时市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台向相关市场成员发布相关信息，并将调整后的发电调度计划下发至各发电企业。日前市场形成的成交结果和价格不再进行调整。

第六章实时市场

第一节 边界条件准备

第五十一条【机组运行边界】包括日前现货交易所形成的机组组合、非市场化机组发电计划、物理运行参数、开/停机计划曲线、预计并网/解列时间、出力上/下限约束、调整后的出力计划、调试及试验计划、一次能源供应约束等。

第五十二条【电网运行边界】包括网络拓扑、超短期负荷预测、水电机组出力计划、自备电厂出力计划、设备检修计划、设备投产与退役计划、电网安全约束、包含省间日内现货交易出清结果的跨区发输电计划（T-60分钟前由上级调度机构下发）、东北区域内辅助服务市场交易结果（T-30分钟前由上级调度机构下发）、省间联络线计划曲线（T-30分钟前由上级调度机构下发）等。

第二节 交易申报

第五十三条【交易申报】220千伏及以上燃煤机组沿用日前申报信息，不再重新申报。

第五十四条【超短期预测】风电、光伏滚动申报未来四小时的超短期预测出力曲线；核电机组按照调度机构批复的出力曲线执行，调度机构可根据电力系统安全稳定、清洁能源消纳需要，在满足核电运行及调整约束前提下进行调整。

第三节 市场出清及结果发布

第五十五条【出清模式】调度机构考虑最新边界条件，通过安全约束经济调度（SCED）进行优化计算，滚动优化机组出力，形成各发电机组实时发电计划和实时节点边际电价等信息。出清价格不能超过上、下限范围（R3）。