重磅|国家能源局发布《关于征求电力现货市场相关功能规范意见的函》

6功能规范

电力现货市场结算系统功能包括结算基础模型、数据交互、结算周期、结算品种、结算发布等方面。

6.1基础模型

结算基础模型为电力现货市场结算系统中所有的结算主体，包括发电侧的发电机组，用电侧的直接交易用户以及售电公司和作为输配电运营单位的电网公司以及参与需求响应的市场主体等。

基础模型的注册、变更、注销、退市等模型生命周期的行为，应经过审核或审批后才可正式生效。基础模型发生变更、注销、退市等行为时，原基础模型的模型数据记录及模型对应的业务数据记录仍需保存，不得删除。

6.1.1市场成员

市场成员作为出具账单进行开票结算的法人单位，需具有独立法人资格，包括发电企业、电力用户、售电公司及电网公司等。市场成员管理功能包括市场成员的入市注册、信息变更、注销退市，支持模型的查询、编辑、上传附件、导出等功能。需记录模型发生变更的全部过程，查看历史变更记录。结算系统的市场成员模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的市场成员自身发生重组等变化后，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。成员模型信息需包括：

1)账户信息。包括市场成员编码、工商注册名称、法人代表、许可证号、许可证发证时间、许可证生效时间、开户银行、系统注册时间、系统失效时间、组织机构代码、企业性质、行业分类等;

2)股权信息。包括其控股的出资方及其控股比例;

3)成员类型。包括发电企业、售电公司、电力用户、电网公司、需求侧响应主体等。

6.1.2结算主体

结算主体为市场成员法人单位所下属的参与交易结算的最小单位，包括发电侧的发电机组，用电侧参与批发市场的电力用户与售电公司，输电侧的电网公司及参与需求侧响应的市场主体，实现对发电侧电能提供方、用电侧电能使用方与电网公司电能输送方的费用结算。结算主体具体包括：

1)发电机组

包括发电机组的投运、调试、试运行及转商运直至退役、停产等全生命周期管理，支持机组模型的查询、编辑、上传附件、导出等功能。需记录机组模型发生变更的全部过程，查看历史变更记录。结算系统的发电机组模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的机组自身发生增容、脱硫脱硝等变化后，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。机组模型信息需包括：

l 模型信息。包括机组编码、名称、生效时间、失效时间、所属市场成员、装机容量、发电类型等;

l 机组类型。包括火电、气电、核电、新能源与可再生能源发电等，其中光伏可为多台物理机组的组合。发电机组需与该机组所属的市场成员对应。

2)电力用户

支持对参加批发市场的电力用户(或为电力用户下属的用电单元)进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。包括电力用户的入市、退市等过程，需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。结算系统的电力用户模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的模型发生变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码、电压等级、行业类型、基本容量、生效时间等;

l 模型类型。包括一般工商业用户、大工业用户等。电力用户结算单元需与所属的市场成员对应。

3)售电公司

支持对参加批发市场的售电公司进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。包括售电公司的入市、退市等过程，需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。结算系统的售电公司模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的模型变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码、代理负荷容量、生效时间等;

l 模型类型。包括电网企业售电公司、配售电公司、独立售电公司等。

4)电网公司

支持将电网公司作为结算主体进行输配电价管理与输配电费结算。需支持电网公司模型的查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。进入市场后的模型变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码等;

l 模型类型。包括国家电网公司总部、分部及南方电网公司、省级电网公司、地方电网、增量配电网等。

5)需求侧响应

支持对需求响应市场主体进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。包括需求响应市场主体的入市、退市等过程，需记录模型发生变更的全部过程并可查看历史变更记录。结算系统的需求响应模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。进入市场后的模型变更时，需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括编码、名称、所属市场成员编码、负荷类型、最大响应容量、生效时间、电压等级等;

l 模型类型。包括电力用户参与需求响应的负荷以及售电公司代理参加需求响应的负荷。需求响应模型支持关联至电力用户或售电公司的市场成员。

6.1.3计量关口

实现对已注册的计量关口进行查询、编辑、上传附件、查看变更记等操作。计量关口支持关联至发电机组或电力用户等结算单元。

包括计量关口的编码、名称、倍率、关口类型、所属市场成员、对应发电机组或电力用户，生效时间等。支持计量关口模型的查询、编辑、上传附件、导出等功能。结算系统的计量关口模型应具备与交易平台模型的同步功能，支持与交易、调度、财务、营销等平台之间的数据关联和映射。当计量关口发生换表、换CT/PT或满码等情况时，需记录模型事件的全部过程，支持查看历史变更记录，并需通过交易平台提交变更申请，经审核通过后更改注册信息，原注册信息须保留。

6.2参数配置

6.2.1结算参数管理

支持对结算的规则参数、配置参数、状态标志等进行管理。

6.2.2计量关系配置

支持对关口表计与发电机组上网电量之间的计量关系配置;支持关口表计与电力用户用电量之间的计量关系配置。

6.2.3结算规则配置

支持结算规则、清算规则的规则配置与定义。

6.3计量关口电量

电力现货市场结算系统支持计量数据的接入(表计管理与计量数据采集在电能量采集系统中处理)。

6.3.1数据采集与校验

支持接入分时的关口表计数据，对接入的数据进行质量校验，具体见“6.16.3与横向系统交互”章节。

6.3.2关口数据计算

依据关口计量表计数据与发电机组上网电量、电力用户用电量等数据之间的计量关系，以及接入的计量数据，计算发电机组、电力用户等结算单元的关口电量。

6.4电能结算

支持依据关口计量数据、交易分时数据，按结算规则进行计算，生成电能结算的结算结果。电能结算包括中长期合约分解曲线的结算、日前电能交易结算与实时电能交易结算，其中的中长期合约结算有金融合约与物理合约两种情况。结算结果在数据粒度上须包括每笔电能交易最小价格周期(15分钟或小时级)的电量、电价与电费。

6.4.1合约电能结算

1)集中式交易下金融合约结算。金融性合约包括政府授权合约与双边合约，对于政府授权合约和由交易中心代为结算的双边合约，应支持中长期合约电力电量、负荷曲线与价格的管理，支持依据中长期合约与现货交易结果，按合约规则进行合约交易结算。对于双边自行结算的双边合约，系统不作要求;

2)分散式交易下物理合约结算。物理性合约包括政府授权合约与双边合约，对于政府授权合约和由交易中心代为结算的双边合约，应支持中长期合约电力电量、负荷曲线与价格的管理，支持依据中长期合约与现货交易结果、实际计量数据进行合约结算，发生的发用电偏差在偏差结算中处理。对于双边自行结算的双边合约，系统不作要求。

6.4.2日前电能结算

1)日前电能交易结算价格。支持对日前交易的分时中标价格或出清价格进行管理。对于发生阻塞的结算价格，包括日前市场的系统电能出清价格、阻塞价格与网损价格。具体如下：

l 日前系统电能价格。电能市场的中标价格或出清价格;

l 日前网损价格。对于需要计算网损价格的，应依据网损价格的计算原则，进行网损价格计算;

l 日前阻塞价格。对于需要计算阻塞价格的，在发生阻塞时采用节点边际电价或分区电价进行结算时，应支持阻塞价格的计算或管理。

2)日前电能交易电量电费结算。支持对日前交易的分时出清电量进行管理，依据出清电量与结算价格，按市场规则进行日前电能交易电费结算。对于不进行日前市场结算的情况，系统不作要求。

6.4.3实时电能结算

1)实时电能交易结算价格。支持对实时交易的分时中标价格或出清价格进行管理。对于考虑阻塞的结算价格，包括实时市场的系统电能出清价格、阻塞价格与网损价格。具体如下：

l 实时系统电能价格。电能市场的中标价格或出清价格;

l 实时网损价格。应依据网损价格的计算原则，进行网损价格的计算;

l 实时阻塞价格。对于需要考虑阻塞的，发生阻塞时采用节点边际电价或分区电价进行结算时，应支持阻塞价格的管理。

2)实时电能交易电量电费结算。支持对实时交易的分时出清电量进行管理，依据出清电量与结算价格，按市场规则进行实时电能交易电费结算。

6.5辅助服务结算

支持根据关口计量电量、电能出清分时数据，辅助服务出清分时数据、机组运行数据，按照辅助服务结算规则计算得到辅助服务结算结果。结果包括每笔辅助服务出清结果的电量、电价与电费，电费可为正值或负值。

辅助服务的市场化交易这里仅包括调频与备用，不包括调峰。其他辅助服务项目这里不作描述，可以沿用现行的两个细则执行。调频、备用一般只参与实时市场，因此这里仅指调频、备用的实时市场结算。

6.5.1调频结算

依据调频服务的出清结果、调频响应水平，按照调频结算规则进行调频费用的结算。对参与调频市场产生的机会成本及成本补偿费用详见“6.8成本补偿结算”章节。

1)调频出清费用。依据实际调频容量与调频市场出清价格进行结算;

2)调频响应效果。依据实际调频情况与调频响应指令进行对比计算;

3)调频结算费用。依据调频出清费用、调频响应效果，按照规则计算参与调频市场的结算费用。

6.5.2备用结算

按照备用的出清结果，依据备用的类别以及备用的响应情况，按照结算规则进行备用费用的结算。对参与备用市场产生的机会成本及成本补偿费用详见“6.8成本补偿结算”章节。

1)备用出清费用。依据实际备用容量与备用市场出清价格进行结算;

2)备用响应效果。依据实际备用响应情况与备用响应指令进行对比计算;

3)备用结算费用。依据备用出清费用、备用响应效果，按照规则计算参与备用市场的结算费用。

6.5.3其他辅助服务补偿与考核

可以保留目前的并网运行管理规定或重新签订并网调度协议。依据检修、机组非停等并网规则或协议的考核与补偿要求，进行考核与补偿费用的结算，计算方法以实际执行的考核与补偿规则为准。可包括但不限于如下：

1) 无功补偿与考核;

2) 黑启动补偿与考核;

3) 非计划停运考核;

4) 安全管理考核;

5) 继保与安自装置考核;

6) 检修管理考核;

7) 励磁与PSS管理考核;

8) 调度管理考核;

9) 调度自动运行管理考核;

10) 一次调频考核;

11) 其他考核补偿。

6.6需求侧响应结算

6.6.1需求响应类型

1)需求响应参与方式。包括直接负荷控制、可中断负荷、负荷侧竞价以及紧急需求响应等;

2)需求响应市场类型。包括电能市场需求响应、辅助服务市场需求响应以及容量市场需求响应。

6.6.2需求响应结算

支持对需求响应的市场成员，依据需求响应的实际数据、响应规则进行需求响应费用的结算。

1)需求响应结算主体。对经准入的参与需求响应的主体进行结算，对于负荷集成商(售电公司等)代理一家或多家负荷用户参与需求响应时，仅对负荷集成商进行结算;

2)需求响应补偿规则。支持需求响应费用核算标准与计算规则的设置;

3)需求响应违约规则。支持需求响应违约判定规则、惩罚费用计算规则的设置;

4)需求响应数据。支持需求响应大小、响应持续时间、合同期内的响应次数等输入数据的接入与管理;

5)需求响应结算。依据需求响应的输入数据、补偿规则、违约考核规则，计算每个需求响应市场成员的结算费用。