湖南省电力现货市场运营规则（征求意见稿）发布：采用全电量申报、集中优化出清的方式开展

第一节 交易模式

第五十一条【组织方式】日前电能量市场采用全电量优化的组织方式，以次日全部省内用电需求预测扣减省间及省内优先发电电量作为竞价优化空间。

第五十二条【出清方式】电力调度机构通过技术支持系统，基于经营主体申报信息及运行日的电网运行边界条件，以社会福利最大化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）程序、安全约束经济调度（SCED）程序进行出清。现阶段，新能源与火电机组（包括燃煤、燃气机组）采取“报量报价”的方式参与现货交易，独立储能电站可选择采取“报量不报价”方式参与现货交易，批发用户及售电公司采取“报量不报价”的方式参与现货交易。随着现货市场不断发展和用户侧参与程度的提高，逐步实现用户侧以“报量报价”的方式参与现货交易。

第五十三条【交易时间定义】运行日（D）为执行日前电能量市场交易计划的自然日，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。竞价日（D-1）为运行日的前一日，竞价日内由发电企业、批发用户及售电公司进行交易申报，并通过日前电能量市场出清形成运行日的交易结果。

第二节 边界条件准备及事前信息发布

第五十四条【边界条件准备】电力调度机构在日前电能量市场交易出清计算前，确定运行日电网运行边界条件，作为日前电能量市场出清的约束条件。

第五十五条【事前信息发布】竞价日交易申报截止前，通过湖南电力交易平台向经营主体发布运行日的相关信息。

第五十六条【必开必停机组通知】在运行日受电网安全约束的必开必停机组，由电力调度机构通知相关机组。必开必停机组需提前做好开停机准备，在要求的时间内完成开停机操作。

第三节 交易申报

第五十七条【信息申报】竞价日交易申报截止时间前，参与日前电能量市场交易的经营主体需通过湖南电力交易平台申报交易信息。火电（包括燃煤、燃气机组）及新能源场站申报电能量报价曲线等信息，独立储能电站申报运行日96点充放电曲线、不申报价格；批发用户及售电公司申报次日96点用电需求曲线、不申报价格。具体申报要求详见《湖南省电力现货市场交易实施细则》。

第五十八条【申报数据审核】经营主体申报信息、数据应满足规定要求，由湖南电力交易平台根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过的不允许提交，直至符合申报要求。

第四节 市场出清及结果发布

第五十九条【日前电能量市场出清】电力调度机构综合考虑负荷预测、联络线计划、非市场化机组出力曲线、发输变电设备检修计划、发电机组和电网安全运行约束条件等，以全社会福利最大化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，出清得到运行日的机组组合、各机组日前96点发电计划曲线以及分时节点电价。

第六十条【出清结果发布】日前电能量市场出清计算后，电力调度机构出具日前电能量市场交易出清结果，按照有关规定通过湖南电力交易平台发布。

第六十一条【实施细则】日前电能量市场信息发布、申报、出清等有关程序详见《湖南省电力现货市场交易实施细则》。

第七章实时电能量市场

第一节 交易模式

第六十二条【组织方式】实时电能量市场根据最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，以15分钟为间隔采用集中优化出清的方式开展。

第六十三条【出清方式】实时电能量市场基于日前电能量市场封存的发电机组申报信息，根据实时电网运行方式、超短期负荷预测、新能源发电预测、日内省间交易结果等边界条件，在日前发电计划的基础上以全网社会福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到实时电能量市场交易结果。

第二节 市场出清及结果发布

第六十四条【边界条件准备】电力调度机构在实时电能量市场交易出清计算前，确定电网实时运行边界条件，作为实时电能量市场出清的约束条件。

第六十五条【物理运行参数变更】当发电机组的物理运行参数与日前电能量市场相比发生较大变化时，发电企业需及时向电力调度机构进行报送，经电力调度机构审核批准后，在实时电能量市场出清程序中对相应的运行参数进行修改，以修改后的参数进行出清计算。

第六十六条【出清结果发布】实时电能量市场出清计算后，电力调度机构将实时电能量市场出清的未来15分钟发电计划向各发电机组或电厂发布。

第三节 交易执行及调整

第六十七条【电网实时运行要求】电网实时运行应按照调度运行相关规定，保留合理的调频、调峰、调压、备用容量以及潮流波动空间，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。

第六十八条【机组实时出力调整】电力调度机构可根据电网实际运行情况对机组的实时中标出力进行调整，对未中标机组进行调用，以满足电网安全和电力平衡要求。

第六十九条【运行方式调整】在发生或即将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，包括为保证省间联络线输送功率在正常允许范围而需要调整时；

（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）输变电设备可能过载或超出稳定限额时；

（五）电力一、二次设备缺陷或故障，需要改变系统运行方式时；

（六）气候、水情发生较大变化可能对电网安全造成影响时；

（七）风光、负荷预测与实际偏差较大，可能影响电力实时平衡时；

（八）非市场化机组出力或外受电功率变化，需要调整系统运行方式时；

（九）因防汛、抗旱、保供等原因需进行调整时；

（十）应上级电力调度机构相关要求需进行调整时；

（十一）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。

第七十条【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）投退AGC、调整AGC系统控制模式以及机组AGC可调容量；

（三）改变发电机组开停机方式；

（四）调整停电计划，取消、拒绝或推迟其他临时性检修工作；

（五）通知部分停电设备提前复电；

（六）调整系统运行方式，包括根据系统需要临时投停一、二次设备等；

（七）调整断面限额，设置临时断面；

（八）调整省间联络线计划，包括调整省间电力交易计划、组织临时交易或申请省间支援等；

（九）调用需求侧管理措施；

（十）采取有序用电等控制负荷；

（十一）暂停实时市场交易；

（十二）电力调度机构认为有效的其他手段。

第八章 辅助服务市场

第七十一条【辅助服务分类】辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务为并网主体义务提供，无需补偿。有偿辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，所提供的电力辅助服务应达到规定标准，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。

第七十二条【辅助服务市场品种】现阶段，省内辅助服务市场交易品种主要包括深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易和紧急短时调峰交易、调频交易等交易品种。

第七十三条【辅助服务补偿与分摊】基本辅助服务及未市场化的有偿辅助服务按照《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》执行。已市场化的有偿辅助服务按照《湖南省电力辅助服务市场交易规则》进行补偿与分摊。

第九章 电力零售市场

第七十四条【零售关系选择】参与零售交易的电力用户，一个合同期内只能选择一家售电公司购电，双方在电力交易平台确认绑定零售服务关系后，电力交易机构不再受理其新的绑定申请。零售用户、售电公司与电网企业签订符合格式规范的三方电费结算补充协议，且应采用电子格式，实行网上签订。

第七十五条【零售合同签订】零售用户与售电公司应签订购售电合同（协议），明确合同关系、合同期限、交易电量、交易价格等信息，以及与市场化交易相关的权利和义务等内容。售电公司可向电力交易机构提供零售套餐方案，供零售用户选择。经双方确认的购售电合同（协议）、零售套餐作为零售市场结算依据。

第七十六条【零售用户与售电公司关系管理】购售电关系管理包括零售用户与售电公司的购售电关系的建立、变更、解除。其中：建立购售电关系是指电网企业代理购电用户或批发市场电力用户选择一家售电公司签订购售电意向协议，转为零售用户；变更购售电关系是指零售用户重新选择售电公司，签订购售电意向协议，建立新的购售电关系；解除购售电关系是指零售用户转为电网企业代理购电用户或批发市场电力用户。

第七十七条【零售用户与批发用户、代理购电用户关系变更管理】批发用户变更为零售用户、零售用户变更为批发用户或代理购电用户变更为零售用户，需按规定和程序办理相关手续并妥善处理其全部合同义务。零售用户无正当理由退出市场变更为电网企业代理购电，按照规定执行1.5倍代理购电电价。

第七十八条【新装、增容与变更用电】零售用户或者售电公司关联的用户发生并户、销户、过户、改名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，经营主体应当在电网企业办理变更的同时，在电力交易机构办理注册信息变更。变更期间，电网企业需向电力交易机构提供分段计量数据。电力交易机构完成注册信息变更后，对其进行交易结算，提供结算依据。

第七十九条【零售市场结算管理】电力交易机构负责向经营主体出具结算依据，经营主体根据相关规则进行电费资金结算。零售市场用户结算电费按照电网企业相关收费规定执行，由电网企业收取。售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。

第八十条【保底售电服务】建立保底售电服务机制。零售用户未与售电公司建立零售关系或售电公司不能持续满足注册条件、违约（含退出市场）等无法满足零售用户用电需求时，零售用户可选择由保底售电公司、电网企业提供保底售电服务，按保底交易合同参与零售结算；或由电网企业代理购电，按代理购电价格参与结算。

第十章 计量和抄表

第八十一条【计量点设置】发电企业、拥有配电网运营权的售电公司、电力用户根据市场运行需要，按照国家法律法规及行业规程规范要求，向电网企业提出关口计量的设置申请。电网企业根据申请，在产权分界点处设置关口电能计量点，并在相关合同、协议中明确。

第八十二条【计量数据】关口电能计量装置是电能量计量数据的唯一来源。电力交易机构根据电网企业提供的关口点计量数据，对经营主体出具结算依据。原则上应由用电信息采集系统自动采集。自动采集数据不完整时，由电网企业根据拟合规则补全。当计量装置故障等问题导致计量表计底码值不可用时，计量装置管理机构依据相关规则出具电量更正报告，由电力交易机构组织相关经营主体确认后进行电量追退补。

第八十三条【计量数据补全】当计量装置计量时段无法满足结算时段要求时，由电网企业按照规则进行数据拟合，拟合规则详细见《湖南省电力市场管理实施细则（计量管理部分）》。

第八十四条【辅助服务计量】辅助服务通过调度技术支持系统等计量，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。

第八十五条【计量装置管理】关口计量装置管理以电网企业、发电企业、拥有配电网运营权的售电公司管理为基础，以统一归口管理为原则开展。

第十一章 市场结算

第一节 通则

第八十六条【结算职责】涉及市场结算的市场成员职责如下：

（一）电网企业负责向电力交易机构提供每天15分钟间隔机组上网电量、每天1小时间隔的市场用户实际用电量，以及政府核定上网电价等结算准备数据。

（二）电力调度机构负责提供日前、实时电能量市场出清结果。

（三）电力交易机构负责向经营主体出具结算依据，具体包括：

（1）实际结算电量；

（2）各类分时段交易合同（含优先发电合同、市场交易合同）电量、电价和电费；

（3）现货市场出清结果，包含偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余等信息；

（4）发电企业新机组调试电量、电价、电费；

（5）辅助服务费用；

（6）电网企业代理购电结算依据（含分时段交易合同电量、电价和电费，偏差费用等）；

（7）接受售电公司委托出具的零售交易结算依据。

（四）各经营主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变。

第八十七条【发电侧结算模式】

（一）对于市场交易电量，中长期交易合约分解电量按照合约约定价格进行结算；日前电能量市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差电量，按照日前电能量市场节点电价进行结算；实时电能量市场根据实际上网电量与日前电能量市场出清电量的偏差电量，按照实时电能量市场节点电价进行结算。

（二）对于优先发电电量，按照政府批复的上网电价进行结算。

第八十八条【用户侧结算模式】

（一）对于批发用户和售电公司，中长期交易合约分解电量，按照合约约定价格进行结算；日前电能量市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差电量按照日前电能量市场统一结算点电价进行结算，日前电能量市场统一结算点电价按各现货市场化机组每小时日前电能量出清上网电量进行所有节点加权平均；实时电能量市场根据实际用电量与日前电能量市场出清电量的偏差电量按照实时电能量市场统一结算点电价进行结算，实时电能量市场统一结算点电价按各现货市场化机组每小时上网电量进行所有节点加权平均。