电力现货市场基本规则.docx

电力现货市场基本规则二O二二年H-月第一章总则-1-第二章总体要求-2-第一节建设目标和基本原则-2-第二节建设路径-2-第三节运行要求-4-第三章市场成员-7-第一节权利与义务-7-第二节准入与退出-12-第三节注册、变更与注销-13-第四章市场构成与价格-16-第一节市场构成-16-第二节价格机制-17-第三节阻塞管理-18-第四节市场限价-18-第五章现货市场运营-20-第一节交易原则-20-第二节参数管理与数据准备-20-第三节市场申报-21-第四节日前市场-21-第五节日内市场-22-第六节实时市场-22-第七节市场出清和结果发布-22-第八节发电成本调查-23-第六章市场衔接机制-24-第一节中长期与现货市场衔接-24-第二节代理购电与现货市场衔接-24-第三节辅助服务市场与现货市场衔接-25-第四节容量补偿机制与现货市场衔接-25-第七章计量-27-第一节计量要求-27-第二节计量装置管理-27-第三节计量数据管理-29-第八章市场结算-32-第一节市场结算管理-32-第二节市场结算权责-33-第三节市场结算计算-34-第四节结算依据及流程-39-第五节结算问询及调整-40-第六节违约处理-41-第九章信用管理-43-第一节总体原则-43-第二节信用管理权责-43-第三节信用评价-44-第十章信息披露-46-第一节总体原则-46-第二节信息披露权责-46-第三节信息披露内容与管理-46-第十一章风险防控-48-第一节基本要求-48-第二节风险分类-48-第三节风险防控与处置-49-第十二章市场监管-51-第十三章市场干预-52-第一节市场干预条件-52-第二节市场干预内容-53-第三节市场中止和恢复-54-第十四章争议处理-55-第十五章技术支持系统-56-第十六章规则制定-59-附件一名词解释-60-附件二关键条款主要内容-67-第一章总则第一条为规范电力现货市场的运营和管理，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，根据中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发20159号）及其配套文件和有关法律、法规，制定本规则。第二条本规则所称电力现货市场是指符合准入条件的市场主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。电力现货市场通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。第三条本规则适用于采用集中式市场模式的省/区域现货市场，以及省/区域现货市场与相关电力市场的衔接。采用分散式市场模式的省/区域和省间电力现货市场可探索制定相应市场规则。第二章总体要求第一节建设目标和基本原则第四条电力现货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，引导电力长期规划和投资,促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型。第五条电力现货市场建设与运营应坚持安全可靠、绿色低碳、经济高效、稳步协同、公开透明原则。第二节建设路径第六条近期推进省间、省/区域市场建设，以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省/区域市场融合。第七条电力现货市场近期建设主要任务：（一）按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场。（二）加强中长期市场与现货市场的衔接。（三）做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。（四）稳妥有序推动新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接。（五）推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。（六）直接参与市场的用户、售电公司、代理购电用户应参与现货市场结算，其中代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务。推动代理购电用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，并按照现货价格结算。（七）各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。（八）省间市场逐步引入其他市场主体，放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易。加强省间市场与省/区域市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。第八条电力现货市场中远期建设主要任务：（一）进一步完善现货市场机制。扩大新兴市场主体参与交易的范围，缩短日内/实时现货市场交易周期。（二）健全中长期市场。推进优先发用电计划全面放开，通过政府授权合约等机制实现平稳过渡；进一步完善中长期与现货市场的衔接；探索输电权、电力期货和衍生品等交易。（三）健全电力辅助服务市场。结合各地电力系统运行需要，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济。（四）推动省/区域市场逐步融合，扩大省/区域市场范围，向全国统一电力市场体系过渡。第三节运行要求第九条电力现货市场应先开展模拟试运行、结算试运行，符合条件后进入正式运行。第十条电力现货市场模拟试运行的启动条件和工作内容如下：（一）启动模拟试运行时，至少应具备以下条件：电力现货市场规则体系内容符合要求，向市场主体发布；技术支持系统功能符合要求，通过市场运营机构内部系统测试；市场运营人员和市场主体经过相关培训，能够准确理解规则，掌握技术支持系统使用方法；关键市场参数按照明确的原则进行确定；履行报批程序。（二）模拟试运行工作内容至少应包括：组织市场主体积极参与现货市场申报，检验技术支持系统功能，适时依据市场出清结果进行生产调度；根据模拟试运行情况对市场规则进行讨论与修改、对技术支持系统进行完善，对关键流程进行记录备查；形成模拟试运行分析报告，并向政府部门汇报，向市场成员公开，按规则开展信息披露；初步开展结算分析，了解对市场成员的影响。第十一条电力现货市场结算试运行的启动条件和工作内容如下:（一）启动结算试运行时，至少应具备以下条件：结算试运行工作方案及规则按程序批复或发布；市场运营机构和电网企业、发电企业、售电公司等市场成员的业务流程基本理顺；技术支持系统能够连续多日按照规则出清并形成调度计划的基础，具备正确的市场出清数据和结算账单；电力市场技术支持系统通过第三方校验，满足安全和正确性要求，校核报告向市场主体公开；市场应急处置预案完备并经过演练；履行报批程序。（二）结算试运行工作内容至少应包括：依据市场出清结果进行生产调度并结算，检验技术支持系统市场出清、计量、结算等有关功能，根据结算试运行情况对市场规则进一步讨论修改，对技术支持系统进一步完善，对关键流程应记录备查；形成结算试运行分析报告，并向相关政府部门汇报，向市场成员公开。第十二条电力现货市场正式运行的启动条件和工作内容如下：（一）启动正式运行时，至少应具备以下条件：现货市场规则体系健全并按有关程序批准印发；市场运营系统的风险防控体系已建立；信息披露、信用管理等制度已建立；电力市场技术支持系统通过第三方校验，满足安全和正确性要求，校核报告向市场主体公开；市场运营机构具备符合条件的人员、场所；市场运营机构与电网企业、发电企业、售电公司等市场成员的业务衔接实现制度化、程序化；市场主体能够熟练掌握市场规则；履行报批程序。（二）正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行现货市场，保障技术支持系统正常运转，依据市场出清结果进行调度生产并结算，依法依规进行信息披露、市场干预、争议处理，实施市场监管和市场监测，具备开展第三方校验的条件。第三章市场成员第一节权利与义务第十三条电力市场成员包括电力市场主体、电网企业和市场运营机构。其中，电力市场主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电企业和储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等其他市场主体,市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。第十四条发电企业的权利和义务主要包括：（一）按照规则参与电能量交易、辅助服务交易，签订和履行电力交易合同，按规定参与电费结算，有权在规定时间内对结算结果提出异议并获得解答。（二）获得公平的输电服务和电网接入服务。（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度，提供承诺的有效容量和辅助服务，提供电厂检修计划、实测参数、预测运行信息、紧急停机信息等。（四）依法依规提供相关市场信息、，按照信息披露有关规定获得市场交易、输配电服务、电力用户（售电公司）、运行信息等相关信息，并承担保密义务，不违规泄露市场信息。（五）法律法规规定的其他权利和义务。第十五条电力用户的权利和义务主要包括：（一）按照规则参与批发或零售电能量交易，作为需求侧资源参与辅助服务市场，签订和履行电力交易合同，暂时无法直接参与市场的电力用户按规定由电网企业代理购电。（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、辅助服务费用、政府性基金与附加等。（三）依法依规提供相关市场信息，获得电力交易和输配电服务等相关信息，并承担保密义务，不违规泄露市场信息。（四）服从电力调度机构的统一调度，遵守电力需求侧管理等相关规定，提供承诺的需求响应服务，按要求执行有序用电。（五）按规定支付电费，有权在规定时间内对结算结果提出异议。（六）依法依规履行清洁能源消纳责任。（七）法律法规规定的其他权利和义务。第十六条售电公司的权利和义务主要包括：（一）自主选择各级电力交易机构进行跨区跨省购电和省内购电，多个售电公司可以在同一配电区域内售电，同一售电公司可在多个配电区域内售电。（二）按照规则参与批发市场电能量交易、辅助服务交易，提供增值服务，与用户签订零售合同，并履行合同规定的各项义务。（三）按照国家有关规定，在电力交易平台、“信用中国”网站等政府指定网站上公示公司资产、从业人员、场所、技术支持系统、经营状况等信息、证明材料和信用承诺，依法及时对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。（四）按照规则向电力交易机构提供代理零售用户的交易合同及电力电量需求，获得电力交易、输配电服务和代理零售用户历史用电负荷（或典型用电负荷）等相关信息，承担用户信息保密义务。（五）获得电网企业（含增量配网）的电费结算服务，有权在规定时间内对结算结果提出异议并获得解答。（六）依法依规履行清洁能源消纳责任。（七）具有配电网运营权的售电企业负责提供相应配电服务，按用户委托提供代理购电服务。（八）法律法规规定的其他权利和义务。第十七条其他市场主体根据参与的市场交易类型，享受与上述市场主体同等的权利和义务，并需满足参与现货市场的技术条件。第十八条电网企业的权利和义务：（一）保障经营范围内电网和输配电设施的安全稳定运行。（二）为市场主体提供公平的输电、配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、收付费等服务。（三）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从电力调度机构的统一调度。（四）依法依规提供相关市场信息，并承担保密义务，不违规泄露市场信息，向电力市场运营机构提供支撑现货市场交易和市场服务所需的相关数据，保证数据交互的准确性和及时性。（五）收取输电、配电费用，收取、支付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算。（六）保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电供应，执行现行目录销售电价政策。单独预测居民、农业用户的用电量规模。（七）定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测分时段用电量。（八）依法依规履行清洁能源消纳责任。（九）法律法规所赋予的其他权利和义务。第十九条电力调度机构的权利和义务主要包括：（一）组织电力现货和辅助服务市场，负责安全校核、市场监测和风险防控，按照调度规程实施电力调度，保障电网安全稳定运行。（二）合理安排电网运行方式，保障电力市场正常运行。（三）按规则建设、运行和维护电力现货市场技术支持系统。（四）按照信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易以及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互。承担保密义务，不违规泄露市场信息。（五）依法依规实施市场干预，并向能源监管机构和政府有关部门报告，按照规则规定实施的市场干预予以免责。（六）法律法规所赋予的其他权利和义务。第二十条电力交易机构的权利和义务主要包括：（一）向市场主体提供市场注册、信息变更和退出等相关服务。（二）负责中长期交易组织及合同管理，负责现货交易申报和信息发布。（三）提供电力交易结算依据及相关服务。（四）建设、运营和维护电力交易平台和相关技术支持系统。（五）按照国家信息安全与保密、电力市场信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑现货市场交易以及服务需求的数据等。制定信息披露标准格式，开放数据接o承担保密义务，不违规泄露市场信息。（六）监视和分析市场运行情况，记录市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为，向能源监管机构和政府有关部门及时报告并配合相关调查，依法依规干预市场，防控市场风险。（七）法律法规规定的其他权利和义务。第二节准入与退出第二十一条参加电力市场交易的市场主体应是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的市场主体经法人单位授权，可申请参与相应电力市场交易品种。原则上参与中长期交易的市场主体均参与现货市场。第二十二条准入电力市场的发电企业和电力用户原则上不允许退出。满足下列情形之一的，可自愿申请办理退市手续:（一）市场主体宣告破产、退役，不再发电、用电或提供辅助服务。（二）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有市场主体因自身原因无法继续参加市场。（三）因电网网架结构调整，导致市场主体的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。（四）长期不具备发电能力的发电机组向省级政府电力管理部门申请取消准入资格并获得批准。（五）售电公司退出条件按照国家有关售电公司准入与退出的管理规定执行。第二十三条市场主体发生以下情况时，电力交易机构按有关规定强制其退出市场，并向地方主管部门和能源监管机构备案。险管控工作。第一百二十七条电力交易机构依据财务风险等级标准，制定各等级的风险管理措施。风险管理措施主要包括但不限于追加信用保证额度、风险预警提示、暂停交易、强制退市等。第十章信息披露第一节总体原则第一百二十八条市场成员应当按照电力现货市场信息披露办法（暂行）（国能发监管2020）56号）或后续修订办法要求，做好信息披露工作。第一百二十九条信息披露应遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则。市场竞争所需信息应当充分披露，信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。第二节信息披露权责第一百三十条信息披露主体是指参与电力现货市场的市场成员。第一百三十一条电力交易机构总体负责电力现货市场信息披露的实施，应当设立信息披露平台。信息披露主体按照标准格式通过信息披露平台向电力交易机构提供信息，由电力交易机构通过信息披露平台发布信息。第三节信息披露内容与管理第一百三十二条按照信息公开范围，电力现货信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。第一百三十三条电力交易机构应确保信息披露文档形式以可导出的、常规文件格式为主。任何市场成员不得违规获取或泄露未经授权披露的信息。第一百三十四条信息披露主体发现已披露信息有误的，应及时更正并公布。第一百三十五条依申请披露信息纳入特定管理流程，由申请人发起申请，经现货市场第一责任单位审核通过并承诺履行保密责任后方可获取相关信息。第十一章风险防控第一节基本要求第一百三十六条建立健全电力市场风险防控机制，有效防控和处理市场风险，保障电力系统安全和市场平稳运行，维护市场主体合法权益和社会公共利益。第一百三十七条市场运营机构负责建立健全电力市场风险防控相关机制，经市场建设第一责任单位会同能源监管机构审定同意后执行，市场成员应共同遵守，按规定落实电力市场风险防控责任。第二节风险分类第一百三十八条电力市场风险指发生严重不正当竞争行为、危害事件或不利影响，导致电力市场交易活动无法正常开展、危及电力系统安全运行及电力市场正常运营的不确定事件。第一百三十九条电力市场风险类型包括但不限于：（一）电力供需风险，指电力供应与需求大幅波动、超出正常预测偏差范围，影响电力系统供需平衡的风险。（二）市场价格异常风险，指电能量、辅助服务在部分时段或部分地区市场价格持续偏高或偏低，波动范围或持续时间明显超过正常变化范围的风险。（三）电力系统安全运行风险，指电力系统在运行中承受扰动时，无法承受住扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况，或者在新的运行工况下,各种约束条件不能得到满足的风险。（四）电力市场技术支持系统风险，指支撑电力市场的各类技术支持系统出现异常或不可用状态，影响市场正常运行的风险。（五）网络安全风险，指因黑客、恶意代码等攻击、干扰和破坏等行为，造成被攻击系统及其中数据的机密性、完整性和可用性被破坏的风险。（六）履约风险，指市场主体签订的批发、零售合同，由于市场主体失信、存在争议或不可抗力等原因而不能正常履行，影响市场结算工作正常开展的风险。第三节风险防控与处置第一百四十条市场风险监测以事前、事中为主。市场运营机构按照政府有关部门要求，加强对电力市场各类交易活动的风险防范和监测。第一百四十一条市场运营机构按照有关程序对市场风险进行预警，并报告能源监管机构和政府主管部门。第一百四十二条市场运营机构负责编制各类风险处置预案,包括风险级别、处置措施、各方职责等内容，根据实际滚动修编市场风险处置预案。风险处置预案经市场建设第一责任单位会同能源监管机构审定后执行。第十四章争议处理第一百五十九条市场主体之间、市场主体与市场运营机构之间、市场主体与电网企业之间因参与电力现货市场发生争议的，可向市场管理委员会、政府有关部门或能源监管机构申请调解；调解不成的可通过仲裁、司法等途径解决争议。第一百六十条市场成员应按照以下规定时间提出争议调解申请：（一）对于出清价格、结算依据中的电量或金额有争议的，应在电力市场运营机构给出问询回复后的10个工作日内以书面方式提出。（二）对于结算凭证中的电量或金额有争议的，应在电网企业给出结算问询回复后的10个工作日内以书面方式提出。（三）对于其他争议，市场成员应在事件发生之日起2年内提出。第一百六十一条市场成员有义务为政府有关部门、能源监管机构提供争议处理所需的数据和材料，并遵守保密规定。（七）电力市场技术支持系统应能够按照相关要求和数据接口规范提供数据接口服务，支持市场成员按规定获取相关数据，市场成员在使用数据接口服务时应满足相关网络安全要求。（八）现货结算子系统应充分考虑未来发展趋势，统筹规划系统功能的维护管理与扩展升级，满足市场全周期全品种结算要求。第一百六十四条电力市场技术支持系统第三方校验要求：（一）电力市场技术支持系统投入运行前，应由电力现货市场第一责任单位会同有关部门组织第三方开展市场出清软件的标准算例校验。（二）电力市场技术支持系统应通过第三方校验，确保电力现货市场技术支持系统算法模型、市场出清功能和结果与现货市场规则一致，同时满足出清时效性及实用性的要求。（三）电力市场技术支持系统由现货市场第一责任单位会同有关部门遵循利益回避原则组织独立第三方开展校验。第一百六十五条电力市场技术支持系统数据交互和管理的要求：（一）电力市场技术支持系统交互应支持多周期多品种电力交易全过程业务，相关数据交互应确保流程清晰、数据准确、责任明晰，可支持市场出清结果的离线仿真。（二）电力市场技术支持系统数据交互应满足中华人民共和国网络安全法、电力监控系统安全防护规定、电划、发电计划、市场出清结果和电网运行方式等内容，从电力系统运行安全角度分析的过程。分析方法包括静态安全分析、暂态稳定分析、动态稳定分析、电压稳定分析等。8 .辅助服务市场(AnCi1.1.arySerViCeMarket)：为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网企业、电力用户等提供除正常电能生产、传输、使用之外的电力辅助服务的市场，包括调频、备用、无功调节、黑启动等市场。9 .节点边际电价(1.OCatiOnaIMargina1.PriCe,1.MP)：现货电能量交易中，在满足发电侧和输电安全等约束条件下，为满足某一电气节点增加单位负荷时导致的系统总电能供给成本的增量。节点边际电价由系统边际电价、阻塞价格和网损价格三部分构成。10 .系统边际电价(SyStemMargina1.PriCe)：在电力现货交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力，使成交的电力满足系统负荷需求的最后一个电能供应者的报价。11 .分区边际电价(ZOnaIMarginaIpriCe)：当电网存在输电阻塞时，按阻塞断面将市场分成几个不同的分区(即价区)，并以分区内边际机组的价格作为该分区市场出清价格，即分区边际电价。12 .价格上限(PriCeCap)：市场运行允许出现的最高价格值，超出本值的价格将被锁定为本值。13 .价格下限(PriCeF1.OOr)：市场价格可以下降到的最低水平。14 .日前市场(Day-aheadMarket)：运行日提前一天(D-10)进行的决定运行日(D日)机组组合状态和发电计划的电能交易市场。15 .日内市场(Intra-dayMarket)：运行日(D日)滚动进行的决定运行日(D日)未来数小时调度机组组合状态和发电计划的电能交易市场。16 .实时市场(Rea1.-TimeMarket):运行日(D日)进行的决定运行日(D日)未来5-15分钟最终调度资源分配状态和计划的电能交易市场。17 .市场数据申报(MarketInformationDec1.aration)：市场主体按照现货市场的要求，在指定的时间范围内申报各类数据信息，包括静态属性注册数据、运行技术参数和经济性参数等。18 .市场注册(MarketRegistration)：指市场交易成员将用于取得市场主体资格相关的信息和资料提交给市场运营机构并获得市场主体资格的过程。19 .市场力(MarketPower)：市场成员操纵市场价格、使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平的能力。20 .市场出清(MarketC1.earing)：电力市场根据市场规则通过竞争确定交易量、价。21 .市场结算(MarketSett1.ement)：根据交易结果和市场规则相关规定，对市场成员保证金、盈亏、手续费、交割货款和其它有关款项进行的计算、划拨。22 .信息发布(InfOrmatiOnDiSCIoSUre)：指向能源监管机构、市场成员(不含市场运营机构)及社会公众等发布电力市场相关信息的过程。23 .第三方监测(ThirdPartyMonitOring)：是能源监管机构委托具备资质的第三方通过分析市场成员行为，发现违反竞争或操纵价格、场外支付的行为，发现市场设计和调度程序缺陷与不足，并提出改进建议。24 .阻塞管理(CongeStionManagement)：当市场出清过程中进行安全校核时，若输电线路潮流超出了安全约束，市场运营机构需根据一定原则调整发电机组出力，改变输电线路潮流使其符合安全约束，并且分配调整后产生的盈余或者成本。25 .阻塞费用(CongestionCost)：因潮流阻塞需要系统总购电费用的增加部分，阻塞费用等于两节点之间的阻塞价格价差乘以连接两节点线路的潮流。26 .网损(Transmission1.oss)：电能量输送过程中以热能形式散发的功率损失，即为电阻、电导产生的电能损耗。27 .调频服务(FreqUeIICyRegUIatiOnSerViCe)：当电力系统频率偏离目标频率时，发电企业、电力用户和独立辅助服务提供商等在短时间内调整有功出力跟踪负荷变化，以维持电力系统频率的稳定所提供的服务。调频服务分为一次调频、二次调频、三次调频。28 .备用服务(ReserveService)：为应对电力系统运行状态发生变化时，确保电力供需平衡，发电侧或用电侧保留容量备用所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用。29 .报价(Bid)：市场主体向市场运营机构提交量价申报信息。30 .市场监管(MarketRegu1.ation)：根据有关法律、法规和规章，能源监管机构及有关部门遵循市场规律对市场主体和市场运营机构及其遵守电力市场运营规则的行为进行的监督和管理，以实现电力市场竞争的合理、有序、公正、公平和公开。31 .市场监测(MarketMOnitoring)：对发电企业生产及运行情况、电网运行状态、用户用电行为等运行情况，以及交易组织、交易行为等市场运营情况进行监视的行为。32 .运行成本(OPeratingCost)：一般是针对发电企业而言，又可以称变动成本，与发电量具有相关性，运行成本主要包括燃料成本、启动成本、空载成本等。33 .机会成本(OPPOrtUnityCOSt)：在电力市场中，机会成本的例子包括因为电力调度机构场外调度或联合优化等原因，发电机组失去赚取更多收益的机会。受一次能源供应限制的机组的机会成本即是因为现在发电所失去将来发电的收入。34 .惩罚因子(Pena1.tyFaCtOr)：为了线性优化问题求解并有解，此因子保证所有的约束条件都可满足且优化问题有解。惩罚因子反映对违反约束条件和对稀缺价格的容忍程度。35 .保函(Prudentia1.Deposit)：又称信用保证书，是指银行、保险公司、担保公司或担保人应申请人或企业的请求，向受益人或企业及第三方(电力交易机构)开立的一种书面信用担保凭证，以书面形式出具的、凭提交与承诺条件相符的书面索款通知和其它类似单据即行付款的保证文件。保函的种类可以有多种。36 .市场风险(MarketRisk)：指发生危害事件或产生负面影响，影响电力市场交易活动的正常开展，乃至危及电力市场正常运营的危险事件。37 .风险防范(RiSkPreVention)：指市场主体通过对电力市场风险监测辨识、评估分析、预警处置并持续改进的动态过程。38 .风险预警(RiSkWarning)：指依据风险分析确定风险等级，对可能发生的风险进行预警的过程。39 .风险处置(RiskDisposa1.)：指按照电力市场风险等级及其对应的处置预案，对市场风险进行处置的过程。40 .风险识别(RiSkIdentification)：指动态发现、筛选并甄别记录各类市场风险的过程。41 .风险评估分析(RiSkASSeSSmentandAna1.ySiS)：风险评估分析是指在风险识别的基础上，对风险进行确认、归类、分级并判断风险特征和风险来源的过程。42 .电力市场技术支持系统(E1.eetriCityMarketOperationSystem）：是支持电力市场运营的计算机、数据网络与通信设备、各种技术标准和应用软件的有机组合。附件二关键条款主要内容电力现货市场运营规则关键条款的主要内容包括但不限于：（一）总则。包括编制目的，定义，适用范围等。（二）总体要求。包括建设目标和基本原则，建设路径，运行要求等。（三）市场成员。包括权利与义务，准入与退出，注册、变更与注销等。（四）市场构成与价格。包括市场构成，价格机制，阻塞管理，市场限价等。（五）现货市场运营。包括交易原则，参数管理与数据准备，市场申报，日前市场，日内市场，实时市场，市场出清和结果发布，发电成本调查等。（六）市场衔接机制。包括中长期与现货市场衔接，代理购电与现货市场衔接，辅助服务市场与现货市场衔接，容量补偿机制与现货市场衔接等。（七）计量。包括计量要求，计量装置管理，计量数据管理等。（八）市场结算。包括市场结算管理，市场结算权责，市场结算计算，结算依据及流程，结算问询及调整，违约处理等。（九）信用管理。包括总体原则，信用管理权责，信用评价等。（十）信息披露。包括总体原则，信息披露权责，信息披露内容与管理等。（十一）风险防控。包括基本要求，风险分类，风险防控与处置等。（十二）市场监管。包括监管权责总体原则，操纵行为，违规处理，业务稽核，第三方监测等。（十三）市场干预。包括市场干预条件，市场干预内容，市场中止和恢复。（十四）争议处理。包括总体原则，争议处理机制等。（十五）技术支持系统。包括通信要求，功能规范，第三方校验要求，数据交互和管理等。（十六）规则制定。包括规则管理权责，规则制修订，关键条款和参数等。