湖南省电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）：度夏度冬重点保供期 燃气机组不参与现货市场

根据实时现货市场的出清结果，形成未来两小时逐15分钟的市场出清价格及各机组/场站的实时发电计划。

8.4省内实时现货市场边界条件准备

省内实时现货市场组织的边界条件包括实时电网运行边界条件和实时机组运行边界条件两大类。

8.4.1实时电网运行边界条件

8.4.1.1超短期负荷预测

日内超短期负荷预测包括超短期系统负荷预测及超短期母线负荷预测。

8.4.1.1.1超短期系统负荷预测

超短期系统负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未来1至4小时系统负荷需求。电力调度机构根据实际情况对超短期负荷预测结果进行调整，调整需综合考虑但不仅限于以下因素：实时负荷走势、历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、用户用电需求、节假日或社会大事件影响等情况。

8.4.1.1.2超短期母线负荷预测

超短期母线负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未来1至4小时220千伏母线节点负荷需求。电力调度机构综合气象因素、工作日类型、节假日影响等因素，基于历史相似日预测母线负荷。

8.4.1.2日内省间交易结果

在日内省间现货市场、日内华中省间辅助服务市场等中形成的省间交易结果，作为省内实时现货市场出清的边界条件。

8.4.1.3发电机组及输变电设备检修执行

电力调度机构基于发电机组及输变电设备日前检修计划，综合考虑电网实时运行要求、不同检修设备停送电顺序衔接、现场设备状态、现场操作准备等，执行发输变电设备停、送电操作，并做好相应记录。

8.4.1.4运行备用

电网实时运行应满足华中分部月度下达的运行备用要求，若发生变化需以最新的运行备用要求作为边界条件开展日内发电计划滚动计算。

当运行备用容量无法满足要求时，实时控制原则如下：

（1）若湖南电网系统备用容量无法满足要求，电力调度机构可向上级调度机构申请备用支援。

（2）若湖南电网系统备用容量无法满足要求，且国调华中分中心无法提供支援时，电力调度机构可立即采取措施以保证备用容量满足要求，包括新增开机、执行有序用电等。

（3）发生机组跳闸、直流闭锁等事故后，应立即调出系统备用，控制联络线输送功率在规定范围内。

8.4.1.5电网安全约束

省内实时现货市场出清使用的安全约束条件应与电网实时运行状态相对应。若电力系统发生事故或其他边界条件发生变化，影响系统安全运行时，电力调度机构可实时对电网安全约束条件进行更新。在实时运行中，考虑到新能源出力和负荷波动，为避免输电断面潮流因波动越限，电力调度机构应对线路(断面)极限输电功率的限额留出一定的控制裕度。

8.4.1.6非现货机组发电计划调整

实际运行中，电力调度机构可根据以下系统运行要求，动态调整水电实时发电计划及机组启停：

（1）因防汛、抗旱或其他水情原因需要调整水电厂运行方式时；

（2）满足电力平衡和电网安全约束要求；

（3）电力调度机构认为有必要调整的其他情形。

其他非现货机组实时发电计划原则上按照日前发电计划执行。

8.4.2实时机组运行边界条件

省内实时现货市场中，发电机组报送相应的运行参数变化信息，电力调度机构审核同意后，以修改之后的参数进行省内实时现货市场出清计算。

8.4.2.1实时发电机组物理运行参数变化

省内实时现货市场采用省内日前现货市场封存的发电侧申报信息进行出清，各经营主体在省内实时现货市场中不再进行申报。

当发电机组的物理运行参数与省内日前现货市场相比发生较大变化时，发电企业需及时报送，经电力调度机构审核同意，并确认后生效。主要包括以下信息：

（1）开机阶段每15分钟计划出力曲线（从并网至最小稳定技术出力） ；

（2）停机阶段每15分钟计划出力曲线（从当前出力至解列）；

（3）最新的预计并网/解列时间；

（4）机组出力上/下限变化情况；

（5）调试（试验）机组出力变化情况；

（6）机组发生故障，需对机组实时发电出力计划进行调整的情况；

（7）其他可能影响电力供应以及电网安全运行的物理参数变化情况。

8.4.2.2发电机组开/停机计划曲线

发电机组开机过程中，以机组当前实时出力为起点，电力调度机构根据机组报送的开机计划出力曲线，滚动修改未来2小时机组发电计划，直至机组出力上升至最小稳定技术出力。

发电机组停机过程中，以机组当前实时出力为起点，调度机构根据机组报送的停机计划出力曲线，滚动修改未来2小时机组发电计划，直至机组出力降为零并与电网解列。

8.4.2.3发电机组预计并网/解列时间

电力调度机构根据机组最新的预计并网/解列时间对机组并网/解列时间参数进行修改，以修正后的参数进行省内实时现货市场出清计算。

8.4.2.4因发电机组故障而要求的出力计划调整

机组发生故障后，若要对机组出力计划进行调整，需明确具体的发电出力计划对应的时间段，由电力调度机构审核同意后执行。

8.4.2.5发电机组出力上/下限约束

当机组因设备故障、温度、燃料供应等原因发生出力受限时，电厂应及时向电力调度机构提交出力受限申请，电力调度机构审核同意后按照修改之后的出力上/下限进行实时现货市场出清计算。

8.4.2.6新能源场站发电预测

各新能源场站超短期发电预测曲线作为省内实时现货市场组织的边界条件。

8.4.2.7发电机组调试及试验计划执行

原则上，发电机组调试及试验计划应按日前市场出清的试验计划进行，电力调度机构可根据不同情况进行调整，包括：因发电机组自身要求、电力电量平衡或电网安全稳定约束要求调整调试及试验计划等情况。

8.5省内实时现货市场出清

电力调度机构以15分钟为间隔，根据最新电网运行信息、实时机组运行工况及其他边界条件，以社会福利最大化为目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行滚动出清计算，形成各机组未来15分钟到2小时的发电机组和实时节点电价。

储能电站按照日前出清结果参与实时现货市场出清，其充/放电曲线在满足电网安全运行和新能源优先消纳的前提下优先出清。事故或现货市场的出清结果不满足电网运行实际时，储能电站由调度机构按需调用安排充放电，保障电网安全和电力平衡。

8.5.1省内实时现货市场出清计算过程

（1）根据最新的调频机组中标容量修改调频机组的出力上下限之后，采用安全约束经济调度（SCED）程序计算发电机组的实时出力计划。

（2）对省内实时现货市场优化计算时间窗口内的机组出力曲线进行交流潮流安全校核，若不满足交流潮流安全约束，则在计算模型中添加相应的约束条件，重新进行 SCED计算，直至满足交流潮流安全约束，得到实时现货市场的出清结果。

8.5.2省内实时现货市场出清模型

省内实时现货市场出清模型与省内日前现货市场出清模型一致，见本实施细则7.7.2节。

8.6特殊机组在实时现货市场中的出清机制

8.6.1必开机组

日前现货市场中确定为必开的发电机组，在实时现货市场中的相应时段同样视为必开机组。必开机组在实时现货市场中的出清机制与日前电能量市场中必开机组的出清机制一致。

8.6.2调试（试验）机组

调试（试验）机组在省内实时现货市场中的出清机制与本细则7.7.3.2节一致。

8.6.3最小连续开机时间内机组

最小连续开机时间内的机组在省内实时现货市场中的出清机制与本实施细则7.7.3.3节一致。

8.6.4处于开/停机过程中的机组

处于开机过程中的发电机组在省内实时现货市场中的出清机制与本实施细则7.7.3.4节一致。

8.6.5因故障调整出力计划的机组

机组在实时运行中因发生故障需要对机组出力进行调整时，发电厂可向电力调度机构申请，经电力调度机构许可后进行出力计划调整。

故障处理时段内机组出力固定为经电力调度机构同意的发电出力值，相应时段内该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。故障处理结束后，发电厂须及时向电力调度机构申请恢复，电力调度机构许可后，解除机组出力固定，从下一交易时段开始，按照机组电能量报价参与省内实时现货市场优化出清。

8.6.6临时新增开机机组

临时新增开机机组指在省内日前现货市场中未被列入机组开机组合，根据日内实际运行需要，由电力调度机构安排新增开机的机组。

实时电能量市场中，临时新增开机机组根据其报价参与市场优化出清。某交易时段中，若临时新增开机机组仅中标最小稳定技术出力，该时段内该台机组不参与市场定价；若该台机组最小稳定技术出力之上的发电能力中标，该时段内该台机组可参与市场定价。

对临时新增开机机组，视为必开机组，并给予启动补偿。

8.6.7临时新增停机机组

临时新增停机机组指在日前电能量市场中被列入机组开机组合，根据日内实际运行需要，由电力调度机构安排新增停机的机组，分以下两种情况处理。

（1）机组在竞价日（D-1）处于开机状态，在日前省内市场出清结果中机组开机状态保持不变，被列入机组组合，在日内机组组合调整或实时运行调整环节安排停机。此种情况下，机组按照电力调度机构安排停机，相应的电量偏差按照实时电能量市场的偏差结算原则处理。

（2）机组在竞价日（D-1）处于停机状态，在日前电能量市场出清结果中机组变为开机状态，被列入机组组合，在日内机组组合调整或实时运行调整环节安排停机。此种情况下，若调度计划重新下发时机组已经完成点火工作，则机组按照调度计划停机，并按照核定启动费用获得补偿；若调度计划重新下发时机组未完成点火工作，则机组按照调度计划停机，不获得启动费用补偿。机组完成点火工作的时间，以调度台记录机组点火的时间为准。相应的电量偏差按照实时电能量市场的偏差结算原则进行处理。

8.7省内实时现货市场安全校核

省内实时现货市场安全校核与本细则7.8节一致。

8.8省内实时现货市场定价

8.8.1发电侧定价

实时现货市场出清形成每15分钟的节点电价，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每小时的平均节点电价。实时现货市场中，发电机组以机组所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的结算价格。

8.8.2用户侧定价

实时现货市场中，售电公司和批发用户以每小时的用户侧统一结算点电价作为相应时段的结算价格。实时电能量市场统一结算点电价按现货市场化机组每小时上网电量进行所有节点加权平均。

8.9交易结果发布

实时电能量市场滚动出清未来 15 分钟各机组及场站的发电出力，并通过AGC或网络交互平台下发。D+1日，市场运营机构向经营主体发布运行日（D）实时电能量市场出清结果，包括各机组分时段出力曲线、分时节点电价。D+5日，市场运营机构向经营主体发布运行日（D）实时电能量市场用户统一结算电价。

8.10实时运行调整

电网实时运行应按照电力系统运行有关规则规定，保留合理的调频、调峰、调压及备用容量，以及各输变电断面合理的潮流波动空间，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。

在实时电能量市场出清结束至实际运行期间内，因保障电网安全等人工调整机组出力偏离实时电能量市场出清结果时，相应时段该机组的节点电价调整为出力所在容量段的报价。

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，恢复参与省内实时现货市场出清计算，被调整的储能机组接受现货价格，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等。

在发生或即将发生以下情况之一时，电力调度机构可根据保障电网安全运行的原则进行调整（包括机组组合和发电计划曲线）：

（1）电力系统发生事故可能影响电网安全时；

（2）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；

（3）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；

（4）输变电设备可能过载或超出稳定限额时；

（5）电力一、二次设备缺陷或故障，需要改变系统运行方式时；

（6）气候、水情发生较大变化可能对电网安全造成影响时；

（7）风、光、负荷预测与实际偏差较大，可能影响电力实时平衡时；

（8）非市场化机组出力或省间联络线计划发生变化，需要调整系统运行方式时；

（9）因防汛、抗旱、保供等原因需进行调整时；

（10）应上级电力调度机构相关要求需进行调整时；

（11）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。

当出现上述情况时，电力调度机构可以采取以下措施调整运行方式，并告知相关经营主体：

（1）改变机组及储能的发电计划；

（2）投退AGC、调整AGC系统控制模式以及机组AGC可调容量；