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

第五十六条【出清周期】实时市场每15分钟对未来两小时滚动优化计算。

第五十七条【结果发布】调度机构出具实时市场出清结果，市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台发布，需满足时效性要求。

第四节 交易执行及调整

第五十八条【电网风险防控】电网实时运行应按照系统运行有关规定，保留合理的调频、调峰、调压、备用容量以及各输变电断面潮流波动空间，满足电网风险防控措施要求，保障系统安全稳定运行和电力电量平衡。

第五十九条【运行方式调整】在发生以下电力系统事故或紧急情况之一时，电力调度机构可根据保障电网安全运行的原则，对电网运行方式进行调整：

（一）电力系统发生事故可能影响电网安全时；

（二）系统频率或电压超过规定范围时；

（三）系统调频容量、备用容量和无功容量无法满足电力系统安全运行的要求时；

（四）输变电设备过载或超出稳定限额时；

（五）继电保护及安全自动装置故障，需要改变系统运行方式时；

（六）气候、水情发生极端变化可能对电网安全造成影响时；

（七）电力设备缺陷影响电网安全时；

（八）电网上、下旋备紧张，影响电力实时平衡时；

（九）风光、负荷预测与实际偏差较大，影响电力实时平衡时；

（十）电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。

第六十条【调整措施】在出现上述情况时，电力调度机构可以采用以下措施调整运行方式：

（一）改变机组的发电计划；

（二）调整发电机组运行状态；

（三）调整设备检修计划；

（四）采取负荷控制措施；

（五）电力调度机构认为有效的其他手段。

第六十一条【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沿用日前申报信息。实时市场出清后，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计划。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如果分配的调用计划处于两个档位之间，则按照较低档位调用，剩余的调峰缺口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。

第六十二条【特殊情况调整二】电网实时运行中，当系统发生事故或紧急情况时，电力调度机构应按照“安全第一”的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时市场出清计算，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，市场运营机构按照相关规定通过电力交易平台发布相关信息。

第七章调频辅助服务市场

第六十三条【调频主体】调频市场主体包括调频服务提供者、调频费用分摊者。调频服务提供者为电力调度机构调管的220千伏及以上公用燃煤发电机组，按照调频市场出清结果和调频指令提供调频服务，获得调频补偿费用；调频费用分摊者为全部市场主体。

第六十四条【交易模式】调频市场按照“日前报价、日内出清”的模式组织，对调频市场中标的机组进行调频里程补偿和调频机会成本补偿。调频考核与补偿条款，由东北能源监管局在新版“两个细则”中同步修订。

第六十五条【出清时间】电力调度机构在日内整点时刻前，以小时为周期集中出清。

第六十六条【出清结果】出清结果为中标调频机组及其中标调频容量、调频里程价格。

第六十七条【调频机组分组】运行日调频市场正式出清前，电力调度机构将调频服务提供者中排除AGC装置异常、试验、因系统安全约束固定出力、启停机过程中等情况下的机组后，将其他机组分为性能不足组和性能合格组。出现调频性能不足等情况，将机组从性能合格组划到性能不足组，有效期至运行日24:00。

第六十八条【交易流程】调频市场的交易流程为：

（一）调频容量需求发布

D-1日08:45前，电力调度机构发布运行日每个小时的调频容量需求。实时运行中，若出现临时调整调频容量需求的情况，事后进行信息发布。

（二）市场申报

D-1日09:45前，调频服务提供者在相应限值范围（R4、R5）内申报调频容量和调频里程价格。调频市场运行期间，符合准入条件的调频机组必须参与调频市场申报，迟报、漏报或不报者均采用缺省值作为申报信息。

（三）报价调整及排序

每天组织交易前，将调频机组一定周期或里程内的综合调频性能指标（k值，暂由k1, k2, k3加权计算）平均值进行归一化处理，并以此为依据对各机组的调频里程报价进行调整，并将调整后的价格由低到高排序。

（四）日内出清

日内在整点时刻前，电力调度机构依据调频容量需求、调频排序，按照“性能合格组优先”的原则，依据机组排序，确定下一小时调频市场中标机组及其调频容量。当性能合格组总调频容量无法满足调频需求时，再按调频排序调用性能不足组机组。调频市场正式出清后，相应调整中标机组的出力上下限，参与实时市场出清。调整公式如下：

第六十九条【交易结果执行】调频市场正式出清后，AGC系统相应切换中标机组的控制模式，调频机组跟踪AGC指令，提供调频服务。AGC系统实时计算调频机组每次响应AGC指令的调频性能指标和调频里程。

第七十条【特殊情况处理】实际运行中，若中标调频机组无法满足系统调频需求时，电力调度机构依次调用未出清机组；若电力调度机构发现某中标机组不跟踪AGC指令、调频性能不合格时，可对其进行调整。

第七十一条【调频市场结算】调频市场费用包括调频补偿费用和调频分摊费用，采用收支平衡、月清月结的方式结算。

（一）调频补偿费用

调频补偿费用包括调频里程补偿和调频机会成本补偿。调度机构依据AGC系统计算中标机组的调频里程，按机组里程报价进行补偿；依据中标机组预留的调频容量，若在能量市场中损失收益，对其进行机会成本补偿。

（二）调频分摊费用

调频市场补偿费用按月统计，月度总补偿费用按照A、B的比例，由发电侧、用户侧分摊。

第七十二条【中标机组考核】

（一）单指令周期不合格，则该次调频服务的里程不予累计；

（二）小时不合格，取消该机组小时内调频里程收益；

（三）日不合格，划入性能不足组，取消该机组当日调频里程收益。

第八章零售市场

第七十三条【零售市场】零售市场要素包括零售服务关系、零售合同、电费结算协议。

（一）零售服务关系

配售电企业与电力用户在电力交易平台建立零售服务关系。经配售电企业与电力用户双方协商一致，在确立服务关系期限内，任何一方均可在电力交易平台中发起零售服务关系确立，由双方法定代表人（授权代理人）在电力交易平台中确认。

（二）零售合同

配售电企业和零售用户在确立服务关系后，可签订零售合同，用于明确双方合同关系、合同期限、交易电量、零售电价、零售用户的用电信息，以及与市场化交易相关的权利和义务等。

（三）电费结算协议

配售电企业和零售用户签订零售合同后，在双方协商一致的情况下，配售电企业、零售用户、电网企业三方签订电费结算协议，用以明确零售市场结算相关内容。如零售合同发生变更，则三方须重新签订电费结算协议。

第九章市场计量和数据管理

第七十四条【计量点设置】参与现货交易的发电企业和拥有配电网运营权的配售电企业，应在产权分界点处设置关口电能计量点。燃煤、核电机组需在主变高压侧增加设置电能计量点，作为分劈计量点，将关口计量电量分劈至单机，单机上网电量按关口电能计量点所计总上网电量中各分劈计量点所计电量的占比计算。风电、光伏电站应按交易单元设置计量点，并具备关口电量的分时计量（15分钟为一个时段，下同）、采集、传输能力，满足现货市场准入条件。

第七十五条【配置要求】关口电能计量装置配置应满足《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2016）的相关要求。电能计量装置和采集设备的时钟以北斗或GPS标准时钟为基准，实现自动对时。

第七十六条【计量数据】电网企业负责计量数据的统一管理。市场结算用的关口计量数据，应通过电能计量装置计量，由用电信息采集系统自动采集。自动采集数据不完整时，应实现数据补采，补采失败时由用电信息采集系统根据拟合规则补全。

第七十七条【辅助服务计量】辅助服务通过调度技术支持系统计量，由电力调度机构按照结算要求统计辅助服务提供和使用情况。

第七十八条【代理用户要求】配售电企业和电网企业需确认所代理的市场用户满足电量分时计量、采集、传输条件。

第七十九条【特殊处理】批发市场中，对于暂时不满足电量分时计量、采集、传输条件的市场用户，不能直接参与市场。电网企业根据负荷特性，确定不满足分时计量条件的用户分类及典型分时用电曲线，报政府主管部门备案后，作为参与市场结算的电量分解依据。

第十章市场结算

第一节 结算原则

第八十条【结算职责】市场成员职责如下：

（一）电网企业负责提供每天15分钟间隔机组上网电量、市场用户每天15分钟间隔实际用电量等数据，并开展电费结算。

（二）电力调度机构提供现货市场和调频市场出清结果等结算准备数据。

（三）电力交易机构负责提供相关市场化交易电量、电价等结算依据。

（四）各市场主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变。

第八十一条【结算模式】中长期市场根据中长期合约分解电量及约定价格进行结算。现货市场偏差结算模式：

（一）对于发电企业，日前市场出清上网电量与（中长期合约分解电量+省间日前现货中标量）的偏差电量，按照日前市场节点电价进行结算；实际上网电量与（日前市场出清电量+省间日内现货中标量）的偏差电量，按照实时市场节点电价进行结算。

（二）对于批发用户和配售电企业，日前申报电量与（中长期合约分解电量+省间日前现货中标量）的偏差部分，按照日前统一结算价格结算；实际用电量与（日前申报电量+省间日内现货中标量）的偏差电量，按照实时统一结算价格结算。

第八十二条【结算周期】批发市场按照“日清月结”的模式开展结算。按日进行市场化交易结果清分，生成日清分账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。遇特殊情况和节假日，结算相关工作顺延。

第八十三条【结算时段】批发市场以每15分钟为一个结算时段。

第八十四条【市场运营费用】市场运营费用按照各科目独立记账、逐项分摊的原则实施。

（一）结构不平衡费用

发用两侧计划或市场电量不平衡产生的结算费用，该项费用由市场主体按比例分摊或分享。

（二）市场不平衡费用

1.成本补偿类费用

（1）机组启动补偿费用：暂由发用两侧按比例分摊。

（2）因保障电网安全运行的必开机组补偿费用：暂由发用两侧按比例分摊。

（3）因保障电网安全运行的必停机组补偿费用：暂由发用两侧按比例分摊。

2.市场平衡类费用

包括阻塞平衡费用、用户侧价差调整电费等。

（1）阻塞平衡费用：暂由发用两侧按比例分摊或分享。

（2）用户侧价差调整电费：指用户侧正式日账单发布后，当发电侧出清结果、上网电量、结算规则等变化造成用户侧统一结算点电价发生变化时，不再修改日账单结果，统一结算点电价变化引起用户侧日前、实时电能量差费，暂由市场用户按比例分摊或分享。

3.市场调节类费用

（1）用户侧超额获利回收；

（2）用户侧中长期缺额考核；

（3）新能源预测偏差考核；

（4）新能源超额获利回收；

（5）燃煤、核电机组执行偏差获利回收；

（6）燃煤、核电机组非停获利回收；

（7）燃煤、核电机组启停偏差获利回收；

（8）燃煤、核电机组中长期缺额考核；

（9）燃煤机组限高考核；

（10）燃煤机组限低考核；

（11）燃煤机组最大发电能力变更考核；

（12）燃煤机组最小发电能力变更考核。

市场调节类费用的相关计算、疏导方式，详见第十一章。

第二节 批发市场结算流程

第八十五条【数据准备】

（一）D-5日，电力交易机构推送运行日省间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发给电力调度机构和电网企业；

（二）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和电网企业；

（三）D+1日17:30前，电力调度机构将D日实时市场、调频市场出清信息推送至电力交易机构和电网企业；

（四）D+4日，电力交易机构和电网企业获取D日市场用户和机组每15分钟的电量数据。

第八十六条【日清分预账单发布及确认】运行日后第8天（D+8日），通过电力交易平台发布日清分预账单。发布后3天内，市场主体进行核对、确认。若有异议，提出反馈意见，逾期未反馈的视为确认。反馈意见经双方确认一致后，形成日清分账单确认结果。

第八十七条【日清分正式账单发布】运行日后第11天（D+11日），通过电力交易平台发布日清分正式账单。

第八十八条【获取调平电量及追退补电量】次月第11天（M+11日），获取发电侧和用户侧调平电量、当月及历史追退补电量。

第八十九条【月结算预账单发布及确认】次月第11天（M+11日），通过电力交易平台发布月结算预账单，发布后3天内，市场主体进行核对、确认。若有异议，提出反馈意见，逾期未反馈的视为确认。反馈意见经双方确认一致后，形成月结算账单确认结果。

第九十条【月结算正式账单发布】次月第17天（M+17日），通过电力交易平台发布月结算正式账单。

第三节 电费计算

第九十一条【发电企业电费】发电企业的电费包括电能电费、辅助服务补偿（分摊）费用、市场运营费用、“两个细则”费用等。

第九十二条【批发用户电费】批发用户电费包含电能量费用（含电能电费、辅助服务分摊费用、市场运营费用，下同）、输配电费、力调电费、政府性基金及附加等。

第九十三条【零售用户电费】零售用户终端到户费用包括零售合同的电能量费用（应约定相关费用处理方式）、输配电费、力调电费、政府性基金及附加等，按电费结算协议约定内容执行。

第九十四条【电费追退补】当市场运行出现异常、政策调整、差错等特殊情况，市场结算需要重新调整，由电网企业依照相关规定开展电费追退补。

第十一章超额获利回收与考核

第一节 用户侧超额获利回收与考核

第九十五条【超额获利回收】用户侧每个时段偏差电量（实际用电量与日前申报量的偏差）超出允许偏差范围（R6）时，将超出部分产生的价差收益进行回收。该项费用在市场化用户中按月度实际用电量比例进行返还。

第九十六条【中长期缺额考核】用户侧的月内全部中长期合约电量应不小于其月总用电量的最小限值（M1），对缺额电量按度电偏差考核价格（P2）进行考核。现货市场短期运行时，相关条款另行制定。考核费用在发电侧和用户侧平均分配。发电侧按照月内全部中长期合约电量占比分配；用户侧按照月内全部中长期合约电量占比分配。

第二节 新能源超额获利回收与考核

第九十七条【预测偏差考核】对风电场及光伏电站短期功率预测和超短期功率预测的准确率进行考核（由东北能源监管局在新版“两个细则”中同步修订）。该项费用在同类型发电侧之间按照月度上网电量比例返还。

第九十八条【超额获利回收】新能源每个时段偏差电量（实际发电量与日前预测值的偏差）超出允许偏差范围时，将超出部分产生的价差收益进行回收。该项费用在市场化发电企业中按月度上网电量比例进行返还。

第三节 燃煤火电、核电机组超额获利回收与考核

第九十九条【执行偏差获利回收】机组实时发电出力与实时发电计划的偏差率超过允许值（M4）时，将偏差时段内的超额获利进行回收。回收费用在燃煤火电、核电企业中，按照月度上网电量比例返还。

第一百条【非停获利回收】机组在日前市场中标，因自身原因发生非停，非停时段产生的偏差收益为正值时进行回收。该项费用在燃煤火电、核电企业中，按照月度上网电量比例返还。