湖南省电力现货市场交易实施细则（征.docx

湖南省电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）1 .总述12 .适用范围13 .引用文件14 .术语定义25 .市场成员46 .市场衔接机制46.1 中长期交易与现货交易的衔接56.2 深度调峰辅助服务市场交易与现货市场交易的衔接56.3 调频辅助服务市场交易与现货市场交易的衔接56.4 省间市场交易与省内现货市场交易的衔接67 .省内日前现货市场交易组织67.1 交易时间定义错误!未定义书签。7.2 交易方式67.3 交易流程87.4 日前电能量市场边界条件准备97.5 事前信息发布207.6 交易申报207.7 省内日前现货市场出清267.8 省内日前现货市场安全校核467.9 省内日前现货市场定价477.10 10交易结果发布488 .省内实时现货市场交易组织508.1 1交易时间定义508.2 交易方式508.3 交易流程508.4 省内实时现货市场边界条件准备528.5 省内实时现货市场出清578.6 特殊机组在实时现货市场中的出清机制588.7 省内实时现货市场安全校核608.8 省内实时现货市场定价608.9 交易结果发布618.10 10实时运行调整619 .市场偏差处理机制639.1 非计划停运649.2 实时发电执行偏差6410 .特殊情况处理机制6410 .1市场干预6411 .2市场中止6711.免责条款691 .总述为保障电力系统的安全稳定运行和电力可靠供应，保障湖南电力现货市场安全有序运转，依法维护电力经营主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序,根据湖南省电力现货市场运营规则，制定本细则。2 .适用范围本细则适用于湖南电力现货市场的运营、管理、组织与实施。3 .引用文件本细则引用文件包括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2015）9号）及其配套文件、国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（2021）1439号）、国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知（发改办价格（2022）1047号）、国家发展改革委国家能源局印发关于加快推进电力现货市场建设工作的通知（发改办体改（2022）129号）、国家发展改革委国家能源局关于印发电力现货市场基本规则（试行）的通知（发改能源规2023）1217号）、电网调度管理条例（国务院令第588号）、电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号）、电网运行准则（GB31464-2022）.电力系统安全稳定导则（GB38755-2019）等。4 .术语定义(1)电能量市场：指交易标的物为电能量的市场。(2)系统负荷：指湖南县级及以上调度机构调度管辖范围机组发电电力与同一时间点跨省跨区联络线电力(联络线输入为正、输出为负)之和。(3)母线负荷：指湖南省内220千伏变电站的母线下网负荷，即节点负荷。(4)负荷预测：指根据电网运行特性，综合自然条件、经济状况与社会事件等因素，对电力调度机构所辖电网未来特定时刻或时段的负荷需求进行预测的行为。(5)安全约束机组组合(Security-ConstrainedUnitCommitment,SCUC)：指在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化等为优化目标，计算编制分时段的机组开停机计划。(6)安全约束经济调度(Security-ConstrainedEconomicDispatch,SCED)：指在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化等为优化目标，计算编制分时段的机组发电出力计划。(7)运行日(D)：指实际执行日前现货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。(8)竞价日(D-1)：指运行日的前一日。(9)日前市场：指竞价日(DT)进行的决定运行日(D)机组组合状态和发电计划的电能量市场。(10)实时市场：指运行日(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量市场。(11)市场出清：指电力市场根据市场规则通过竞争确定交易量、价。(12)安全校核：指对检修计划、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。现货市场交易的安全校核与市场出清同步进行，市场出清结果必须严格满足国家和行业的政策、标准要求，同时满足电力系统安全稳定运行以及电力电量平衡约束条件。(13)非现货机组：指暂未参与现货市场交易的发电机组。(14)必开机组、必停机组：指因电网安全约束、政府环保等要求，部分发电机组在某些时段需要并网发电或配合停机的机组。这类机组在市场出清前进行标记，在该时段内明确设置为运行或停运状态的机组。(15)市场力：指经营主体操纵市场价格，使之偏离市场充分竞争情况下所应达到的价格水平的能力。(16)节点边际电价(LocationalMarginalPrice,LMP)：指现货电能量交易中，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。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。（17）火电机组最小稳定技术出力：指火电机组最大深度调峰能力对应的发电出力。（18）批发用户：指直接参与批发市场交易的电力用户。（19）零售用户：指参与零售市场交易的电力用户。5 .市场成员市场成员包括经营主体、电网企业和和市场运营机构。初期，参与现货交易的发电侧经营主体包括大型公用燃煤机组、IlO千伏及以上电压等级并网的风电及光伏电站；并网容量不小于5兆瓦/10兆瓦时的独立储能电站可自主选择是否参与现货交易；度夏度冬重点保供期，燃气机组不参与现货市场，按照政府主管部门分解的月度优先电量安排发电；非度夏（冬）重点保供期，燃气机组可自主选择是否参与现货交易。参与现货交易的用户侧经营主体包括电力用户及售电公司。市场运营机构包括湖南电力交易中心有限公司（以下简称“电力交易机构”）、国网湖南省电力有限公司电力调度控制中心（以下简称“电力调度机构”）。6 .市场衔接机制6.1 省内中长期市场与省内现货市场的衔接采用“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的交易模式。中长期交易结果不作为调度执行依据。经营主体通过交易平台申报、竞价、调整和确认运行日(D)所有交易品种的中长期交易曲线和价格。现货市场申报前，电力交易机构汇总并发布各经营主体的中长期交易曲线与价格，作为中长期与现货交易的结算依据。各类中长期合约电量曲线分解方法按照湖南省电力现货市场与中长期市场衔接实施细则执行。6.2 省内调峰辅助服务市场与省内现货市场的衔接现货市场运行后，不再单独开展省内调峰辅助服务交易，省内调峰辅助服务交易由现货电能量市场替代。由发电侧经营主体自主申报最小可调出力及相应电能量报价，通过现货电能量市场引导经营主体主动调峰。6.3 调频辅助服务市场与省内现货市场交易的衔接现阶段，调频辅助服务市场与现货市场分开独立运行。独立储能电站每月可选择参与调频辅助服务市场或现货市场，或均不参与，二者不能同时参与。调频辅助服务市场在日前现货市场机组组合确定后开展，调频机组中标后，需按调频市场预出清结果预留上下调节容量，剩余发电空间依据机组报价按照现货市场出清规则确定日前发电计划曲线。实时运行阶段，调频中标机组按照日内正式出清结果预留上下调节容量，剩余发电空间依据机组报价按照现货市场出清规则确定实时发电计划曲线。6.4 省间市场与省内现货市场的衔接根据省间中长期交易、省间现货交易、华中省间辅助服务交易以及省间应急调度交易等形成的省间联络线计划曲线，作为省内市场的边界条件，原则上不跟随经营主体的实际发用电而变化。省间现货市场的交易组织与实施，按照省间电力现货交易规则（试行）执行。华中省间辅助服务市场交易组织与实施，按照华中省间电力调峰及备用辅助服务市场运营规则执行，其中当省内市场化机组作为调峰辅助服务卖方时，其中标容量在省内现货市场出清中预留，其最大出力限额扣减华中省间调峰辅助服务市场交易的中标容量作为机组出力上限参与省内现货市场出清。7 .省内日前现货市场交易组织7.1 组织方式初期，采取“火电机组和报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。其中，大型公用燃煤机组、IlO千伏及以上电压等级并网的风电及光伏电站报量报价；并网容量不小于5兆瓦/10兆瓦时的独立储能电站可自主选择是否参与现货交易。度夏度冬重点保供期，燃气机组不参与现货市场，按照政府主管部门分解的月度优先电量安排发电；非度夏（冬）重点保供期，燃气机组可自主选择是否参与现货交易。日前电能量市场采用发电侧全电量竞价、集中优化出清的方式，市场机组在日前电能量市场中申报运行日（D）的报价信息，售电公司和批发用户在日前电能量市场中申报运行日的用电需求曲线、不申报价格，电网代理购电用户无需申报。电力调度机构综合考虑系统负荷预测、母线负荷预测、省间交易计划、非现货机组出力曲线、机组检修计划、输变电设备检修计划、机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）.安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到运行日（D）的机组组合、发电计划曲线以及分时节点电价。售电公司和批发用户申报的用电需求曲线作为自身参与日前电能量市场结算依据，不作为日前电能量市场出清的边界条件。7.2 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。竞价日内由发电企业进行交易信息申报，通过日前电能量市场出清形成运行日96点的交易结果。7.3 交易流程省内日前市场按照以下组织时序开展交易：(1)竞价日(DT)8:00前，各新能源场站申报运行日(D)96点发电预测曲线。(2)竞价日(DT)9:00前，市场运营机构向相关市场成员发布运行日(D)的边界条件信息。(3)竞价日(DT)9:30前经营主体完成省内日前现货市场、辅助服务市场申报。(4)竞价日(D-I)10:00前，采用安全约束机组组合(SCUC)程序确定运行日(D)机组预启停计划安排。(5)竞价日(D-I)10:15前，根据机组预启停计划安排，计算调频辅助服务市场的预出清结果，修改调频中标机组的出力上、下限。(6)竞价日(D-I)11:30前，电力调度机构依据省内日前现货市场预出清结果，组织并完成日前省间现货交易申报。(7)竞价日(D-I)12:30前，国调中心完成省间电力现货日前交易出清，下发跨区发输电日前调度计划。(8)竞价日(D-I)13:30前，电力调度机构依据省间电力现货市场日前出清结果，组织并完成日前华中省间调峰及备用辅助服务交易申报。(9)竞价日(D-I)14:30前，华中网调完成日前华中省间电力调峰及备用辅助服务市场出清，下发跨省发输电日前调度计划。(10)竞价日(D-I)17:30前，电力调度机构根据省间交易结果和省间联络线正式计划，组织开展省内日前现货市场出清。(11)竞价日(D-I)18:00前，市场运营机构向经营主体发布日前现货市场出清结果。7.4 日前市场边界条件准备省内日前市场组织的边界条件包括日前电网运行边界条件和日前机组运行边界条件两大类。7.4.1日前电网运行边界条件日前电网运行边界条件包括负荷预测、省间交易形成的联络线计划、备用约束、发输变电设备投产、退役和检修计划，电网安全约束及非现货机组发电计划编制。7.4.Ll负荷预测日前负荷预测包括系统次日96点系统负荷预测和96点220千伏母线负荷预测。7.4.1.1.1系统负荷预测系统负荷预测是指预测运行日(D)零时开始的每15分钟的系统负荷需求，每天共计96个点。电力调度机构负责开展运行日(D)全网的日系统负荷预测，预测时需综合考虑但不仅限于以下因素：历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、用户用电需求变化、各地区供电企业负荷预测、节假日或社会重大事件影响、需求侧响应及有序用电等情况。7.4.1.1.2母线负荷预测母线负荷预测是指预测运行日（D）零时开始的每15分钟的220千伏母线节点负荷需求，每天共计96个点。省内各地市调度机构负责根据综合气象因素、工作日类型、节假日影响、运行方式变化、非统调电厂出力预测、需求侧响应及有序用电等因素，预测运行日（D）调度管辖范围内的母线负荷。7.4.L2省间交易形成的联络线计划省间交易包括省间中长期交易、省间现货交易、华中省间辅助服务交易以及省间应急调度交易等，政府间协议、国家跨省区分电计划以及省间交易形成的省间联络线计划曲线，作为省内日前现货市场组织的边界条件。7.4.L3备用约束电力调度机构根据系统运行实际需要，制定电网正、负备用要求。日前现货市场出清结果需同时满足D、D+l、D÷2日的各类备用要求。特殊时期，电力调度机构可根据系统安全运行和电力保供需要，调整备用约束限值。7.4.L4输变电设备检修计划电力调度机构基于月度输变电设备检修计划，结合电网实际运行状态，批复确定运行日（D）的输变电设备检修计划。7.4.1.5输变电设备投产与退役计划电力调度机构基于月度输变电设备投产与退役计划，结合电网实际运行状态，批复确定运行日（D）的输变电设备投产与退役计划。7.4.L6电网安全约束电力调度机构基于所掌握的运行日（D）基础边界条件,提出调管范围内的电网安全约束，作为日前现货市场优化出清的边界条件。电网安全约束边界条件包括但不限于输变电设备极限功率、断面极限功率、发电机组（群）必开必停约束、发电机组（群）出力上下限约束等。7. 4.1.6.1输变电设备极限功率和断面极限功率正常情况下，按照华中主网稳定规定和湖南电网稳定运行规定执行。出现以下情况时，电力调度机构可调整输变电设备极限功率、断面极限功率：（1）因上级调度指令要求或系统安全约束，需要将输变电设备、断面潮流控制在指定值以内；（2）因保供电、防范极端自然灾害或提高供电可靠性,需要提高安全裕度将输变电设备、断面潮流控制在指定值以内;（3）其他保障电网安全可靠供应需要将输变电设备、断面潮流控制在指定值以内。7. 4.1.6.2发电机组（群）必开约束出现以下情况时，电力调度机构可设置必开机组（群）：（1）因系统安全约束必须并网运行的机组（群）；（2）因电压支撑要求，需要增开或维持开机状态的机组；（3）因保供电、防范极端自然灾害或提高供电可靠性,需要提高安全裕度而增开或维持开机状态的机组（群）；（4）根据电网安全运行要求需要进行调试的机组（群），或电力调度机构批复同意进行试验的机组（群）；（5）根据电网安全运行要求，需要在运行日（D）某些时段固定出力的机组（群）；（6）其他保障电网安全可靠供应需要开机运行的机组（群）；在设置必开机组（群）时，在没有可选择或替代的情况下，由电力调度机构明确必开机组；在有选择或替代的情况下，通过在出清模型中增加最小/最大开机台数约束，选择发电成本最小的机组作为必开机组。电力调度机构在竞价日（DT）事前信息发布中需包含必开机组（群）的计划安排，明确相应的必开时段，必开机组应提前做好开机准备，确保在运行日（D）能够正常开机运行。7.4.1.6.3发电机组（群）必停约束出现以下情况时，电力调度机构可设置必停机组（群）：（1）因系统安全约束需要停机的机组（群）；（2）能源监管机构、政府部门下达要求，需要停机的机组（群）；（3）因考虑未参与现货市场的可再生能源消纳需求，需要停机的机组（群）；（4）不具备并网条件的机组（群）；（5）处于计划检修、临时检修等状态的机组（群）；（6）其他情况需停机的机组（群）。电力调度机构在竞价日（DT）事前信息发布中需包含必停机组的计划安排，明确相应的必停时段，在现货市场出清中设置为不可用状态。接到停机指令的机组应尽快做好停机准备，按时安全停机。7.4.1.6.4发电机组（群）出力上下限约束出现以下情况时，电力调度机构可设置发电机组（群）出力上下限约束：（1）因系统安全约束，需要限制出力上下限的发电机组（群）；（2）因保供电、防范极端自然灾害或提高供电可靠性,需要提高安全裕度将出力控制在上下限值以内的发电机组（群）；（3）根据电网安全运行要求或清洁能源消纳，需要在运行日（D）某些时段限制出力上下限的发电机组（群）；（4）其他保障电网安全可靠供应需要限制出力上下限的发电机组（群）。7.4.L7非现货机组发电计划编制（1）水电机组：综合来水情况、水利枢纽安全、以及上下游灌溉、航运、民生用水等综合需求，在满足系统安全的基础上，优先安排发电。编制机组发电计划时，应避开机组振动区安排发电。（2）其他非现货机组：根据机组实际情况、电力供需平衡以及电网安全约束情况，编制其他非现货机组的日前发电计划。7.4.2日前机组运行边界条件日前机组运行边界条件主要包括：机组运行参数、发电机组状态约束、发电机组出力上下限约束、发电机组最早可并网时间、发电机组调试（试验）计划、新能源发电预测。7.4.2.1机组运行参数所有发电机组需向电力调度机构提供的并网机组运行参数，应与并网调度协议保持一致，经电力调度机构审核批准后生效。机组运行参数如需变更，需要通过运行参数变更管理流程进行更改。7.4.2.1.1火电机组运行参数(1)发电机组额定有功功率，单位为MW,应与并网调度协议保持一致；(2)发电机组最小技术出力，单位为MW,发电机组最小技术出力为额定功率的50%；(3)发电机组最小稳定技术出力，单位为MW,发电机组最小稳定技术出力应小于等于其额定功率的40%,与参与省内调峰辅助市场期间最小可调出力保持一致；(4)发电机组有功功率调节速率，单位为MW/分钟，应与并网调度协议保持一致；(5)发电机组综合厂用电率，单位为百分数；(6)发电机组冷态启动通知时间，即机组处于冷态情况下开机需要提前通知的时间，单位为小时；(7)发电机组温态启动通知时间，即机组处于温态情况下开机需要提前通知的时间，单位为小时；(8)发电机组热态启动通知时间，即机组处于热态情况下开机需要提前通知的时间，单位为小时；(9)典型开机曲线，即机组在开机过程中，从并网至最小稳定技术出力期间的升功率曲线，时间间隔为15分钟;(10)典型停机曲线，即机组在停机过程中，从最小稳定技术出力至解列期间的降功率曲线，时间间隔为15分钟;(Il)发电机组日内允许的最大启停次数，单位为次/每天，单日一启一停为1次；(12)最小连续开机时间，表示机组开机后，距离下一次停机至少需要连续运行的时间，单位为小时。(13)最小连续停机时间，表示机组停机后，距离下一次开机至少需要连续停运的时间，单位为小时。(14)电力调度机构所需的其他参数。7.4.2.1.2新能源场站运行参数(1)新能源交易单元额定有功功率，单位为MW,应与并网调度协议保持一致，额定有功功率即调度容量原则上以政府电力主管部门核准备案文件或电力业务许可证为准(两者取最新)。(2)新能源交易单元有功功率调节速率，单位为MW/分钟，为零至额定出力负荷段均适用的调节速率。对于装设有AGC装置的机组，发电机组有功功率调节速率取值为AGC调节速率；(3)电力调度机构所需的其他参数。7.4.2.1.3独立储能电站运行参数(1)额定容量，单位为MWMWh,应与并网调度协议保持一致；(2)最大、最小充放电功率，单位为MW,应与并网调度协议保持一致;（3）最大允许、最小允许荷电状态，单位为百分比，指电化学储能过程中储能介质中实际存在的电荷数占额定储能容量对应的储能介质中含有的电荷数的百分率；（4）充电效率和放电效率，单位为百分比。充电效率指储能充电时，增加存储电量与输入能量的比；放电效率指储能放电时，输出电量与减少存储电量的比；（5）电力调度机构所需的其他参数。7. 4.2.2发电机组状态约束机组状态包括可用、调试、不可用三类。处于可用状态或处于调试状态的机组，相应的时段内按照本细则参与省内日前现货市场出清；处于不可用状态的机组，相应时段内不参与省内日前现货市场出清。（1）机组可用状态：机组处于运行状态、备用状态时均视为可用状态。当发电机组处于可用状态但实际未能正常调用时，其影响时间纳入机组非计划停运考核。（2）机组调试状态：指机组调试（试验）阶段，运行日（D）存在调试时段的机组运行日（D）全天视为调试（试验）状态。（3）机组不可用状态：不可用状态包括机组检修、故障停运、缺燃料、临时消缺、必停机组以及其他情况。机组检修：按照电力调度机构的机组检修批复结果，批复的开工时间与结束时间之间的时段计为不可用状态；若机组预计将于运行日（D）某时段提前结束检修，则电力调度机构可将运行日（D）预计检修结束时间下一个时刻点的状态置为可用状态。缺燃料停运：电力调度机构根据相关规定及发电机组的燃料供应情况停运对应机组，相应时段内机组状态为缺燃料状态。其他情况：机组不满足发电调度管理并网要求的相关规定时，视为不可用状态。7.4.2.3发电机组最早可并网时间若机组在竞价日（D-I）处于停机状态且在运行日（D）具备并网条件，竞价日（D-I）8:00前，该发电机组需要申报运行日（D）精确到15分钟时段的最早可并网时间。若备用机组未进行申报，则最早可并网时间默认为早上6:00。7.4.2.4发电机组调试及试验计划7.4.2.4.1新建机组调试新建机组在并网调试期间按照调试需求安排发电，完成满负荷试运行当天（N）的次日（N+1）,机组可参与（N+2）日的日前现货市场申报及出清。机组完成满负荷试运行后，原则上按照最小稳定技术出力安排运行，直至机组参与日前现货市场出清的运行日（D）当天零点；现货市场运行日（D）起，发电机组按照本细则参与出清。在完成满负荷试运行到现货市场运行日（D）零点之间，该台机组作为固定出力机组，不参与市场优化及定价，作为价格的接受者。7.4.2.4.2在运机组调试（试验）竞价日前一天（D-2）9:00前，经电力调度机构审核同意于运行日（D）进行调试（试验）的在运机组，应向电力调度机构报送运行日（D）调试时段内每15分钟的机组调试（试验）出力计划，由电力调度机构审核同意后生效。如机组调试计划未获批准，则按照其量价申报信息参与日前现货市场，日前/实时发电计划曲线以现货市场优化出清结果为准。因电厂原因处于调试状态的机组运行日（D）全天各时段均固定出力，调试时段的出力为经电力调度机构审核同意的出力，在确保电网安全运行的基础上，在电能量市场优先出清并接受市场出清价格。非调试时段，原则上按照机组最小稳定技术出力安排出力。因电网原因处于调试状态的机组在相应的调试时段固定出力，调试时段的出力为经电力调度机构安排的出力，在确保电网安全运行的基础上，在电能量市场优先出清并接受市场出清价格。非调试时段，按照电能量报价信息参与省内日前现货市场出清。7.4.2.5发电机组出力上下限约束竞价日（D-I）8:00前，各火电机组申报机组各时段出力上下限、影响出力（即发电受阻容量）及受限原因，经电力调度机构批准后可根据火电机组申报的上下限作为边界优化出清。如未申报，则出力上下限分别默认为为该机组的额定有功功率、最小发电能力(火电机组为最小稳定技术出力、其余发电类型最小发电能力为O)O7. 4.2.6新能源场站发电预测各新能源场站在竞价日(DT)8:00前申报次日96点出力预测曲线，作为新能源场站出力上限约束。7.5 事前信息发布竞价日(D-I)9:00前，市场运营机构通过湖南电力交易平台，向相关市场成员发布运行日(D)的边界条件信息。主要信息包括但不限于：(1)系统负荷预测曲线；7.6 96点新能源总加预测曲线；(3)省内非现货机组出力计划曲线；(4)省间联络线预计划；(5)发电机组检修总容量；(6)备用要求;(7)输变电设备检修计划(8)电网关键断面约束情况；(9)必开必停机组(群)；(10)市场限价等交易参数。7.7 交易申报现货市场为每日均运行的市场，各经营主体需在规定时间前向市场运营机构提交申报信息，迟报、漏报或不报者均默认采用缺省值作为申报信息。7.6.1发电机组申报交易信息竞价日(D-I)9:30前，所有参与现货市场的发电企业必须通过湖南电力交易平台完成省内日前现货市场交易申报。火电机组及新能源机组需滚动申报未来三天的现货市场信息。若该机组未按时申报，则按照缺省报价信息参与市场出清。(一)火电机组申报火电机组申报信息包括：机组启动费用、空载费用、火电机组最小稳定技术出力、电能量报价、机组爬坡速率、最小连续开机时间、最小连续停机时间。(1)机组启动费用(元/次)：申报的启动费用不得超过火电机组启动费用上限。启动费用包括热态启动费用、温态启动费用、冷态启动费用，代表发电机组从不同状态启动时所需要的费用，单位为元/次，三者之间的大小关系为：冷态启动费用温态启动费用热态启动费用。发电机组实际的启动状态根据调度自动化系统记录的启停机时间信息进行认定。若未填报则读取该机组缺省启动费用。(2)空载费用(元/小时)：是指发电机维持同步转速、输出电功率为零需要消耗的燃料费用，单位为元/小时。机组申报的空载费用不得超出核定的空载费用上限。(3)火电机组最小稳定技术出力(MW)：允许火电机组自行申报最小稳定技术出力，且火电机组申报的最小稳定技术出力应小于等于其额定容量的40%o(4)电能量报价(元/MWh)：发电机组电能量报价表示机组运行在不同出力区间时单位电能量的价格，可最多申报10段，每段需申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间报价。最小稳定技术出力不为零的发电机组，第一段出力区间起点为机组申报的最小稳定技术出力，最后一段出力区间终点为机组的可调出力上限。每段报价段的长度不能小于IMWo报价曲线必须为出力区间和价格单调非递减。每段报价的电能量价格均不可超过本细则7.6.6节中规定的申报价格的上下限范围。若发电机组逾期未申报电能量价格，按照其缺省电能量报价参与省内日前现货市场出清。(5)机组爬坡速率(MW%)：允许火电机组自行申报确定爬坡速率，每日可按时段自行申报运行日(D)各时段的爬坡速率，爬坡速率申报范围暂定为每分钟调整额定装机容量的1.5%-3.0%o(6)最小连续开机时间及最小连续停机时间(小时)：允许火电机组自行申报最小连续开机时间和最小停机时间。火电机组可自行申报其启动并网后所需的最小在线运行时间，燃煤机组范围限值为24-72小时，燃气机组范围限值为1-4小时，每日申报一次；可自行申报其停运后的最小停机时间，燃煤机组范围限值为6-24小时，燃气机组范围限值为1-3小时，每日申报一次。(二)新能源场站申报竞价日(D-1)新能源场站通过新能源预测系统申报运行日(D)96点预测出力曲线，并通过湖南电力交易平台申报电能量量价信息，其电能量量价申报要求与火电机组保持一致。新能源场站需申报两组电能量量价信息，且二次申报价格不能高于一次申报价格。7.6.2独立储能电站申报交易信息(1)每月20日前，独立储能电站通过湖南电力交易平台申报下个月是否参与现货市场。(2)参与现货市场时，独立储能电站在竞价日(D-I)9:30前，通过湖南电力交易平台申报运行日(D)96点充放电曲线(充/放电力单位为MW),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，并作为现货市场价格接受者。7.6.3电力用户申报交易信息竞价日(D-I)9：30前，售电公司和批发用户在湖南电力交易平台中申报下述信息：(1)售电公司在湖南电力交易平台中申报其零售用户运行日(D)96点的电力需求曲线。(2)批发用户在湖南电力交易平台中申报其运行日(D)96点的电力需求曲线。售电公司和批发用户申报的用电需求曲线作为日前现货市场结算依据，不作为日前现货市场出清的边界条件。7.6.4申报数据审核及处理发电机组的申报信息、数据应满足规定要求，由交易平台根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过将不允许提交。发电机组提交申报信息后，由电力调度机构对申报信息进行审核。若发电机组逾时未申报报价信息，以缺省信息参与市场出清。发电企业在日前现货市场中申报的信息，将封存用于省内实时现货市场，日内不再进行价格申报。7.6.5机组缺省申报参数机组缺省申报参数是指参与现货市场交易的发电机组在市场注册时提供的默认量价参数，若发电机组未按时在日前现货市场中进行申报，则采用默认量价参数进行计算出清；若发电机组未提供默认量价参数，则采用发电机组最近一次的有效报价参数进行出清。每月25日前，允许发电机组更改下月的缺省申报参数，由发电企业向市场运营机构提出申请，通过规定程序进行更改，次日生效。现阶段，机组缺省申报参数包括缺省电能量报价、缺省启动费用以及缺省空载费用。（I）缺省电能量报价是指发电机组（交易单元）在不同出力区间时电能量的默认报价（元/兆瓦时）。可最多申报10段，每段需申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间报价。最小稳定技术出力不为零的发电机组，第一段出力区间起点为机组申报的最小稳定技术出力，最后一段出力区间终点为机组的可调出力上限。每段报价段的长度不能小于IMWo报价曲线必须为出力区间和价格单调非递减。每段报价的电能量价格均不可超过本细则7.6.6节中规定的申报价格的上下限范围。（2）缺省启动费用指发电机组从冷态/温态/热态启动时所分别需要的默认费用，三种状态下的缺省启动费用不能超过本细则7.6.6节中规定的启动费用上下限范围。（3）缺省空载费用是指发电机维持同步转速、输出电功率为零默认需要消耗的燃料费用，缺省空载费用不能超过本细则7.6.6节中规定的空载费用上下限范围。7. 6.6核定参数核定参数主要包括火电机组的启动费用上限、空载成本上限，申报及出清价格上下限等，作为市场化机组申报、出清及结算的依据。相关的核定参数经政府主管部门同意后执行。（1）火电机组的启动费用补偿上下限：启动费用上下限包括冷态/温态/热态启动费用上下限（元/次）。发电机组在省内日前现货市场中申报的冷态/温态/热态启动费用不能超过相应状态核定的启动费用上下限范围。火电机组启动费用上下限由具备合格检测资质的第三方检测机构核定。（2）空载费用上限：若发电机组申报的空载费用超过核定的空载费用上限，则按照相应上限值进行补偿计算。（3）市场限价：政府主管部门综合考虑边际机组成本、电力供需情况、失负荷价值、经济发展水平等因素确定申报价格上限Pl（元/兆瓦时）、申报价格下限P2（元/兆瓦时）、出清价格上限P3（元/兆瓦时）、出清价格下限P4（元/兆瓦时），并适时调整，其中报价限价不应超过出清限价范围。当市场出清得到的节点电价超过市场出清价格上限时，该节点在该交易时段的节点电价用市场出清价格上限代替；当市场出清得到的节点电价低于市场出清价格下限时，该节点在该交易时段的节点电价用市场出清价格下限代替。7.7省内日前现货市场出清竞价日（D-I）17:30前，电力调度机构基于市场成员申报信息以及运行日（D）的电网运行边界条件，采用安全约束机组组合（SCUe）和安全约束经济调度（SCED）算法进行全电量集中优化计算，出清得到运行日（D）的机组组合、发电计划曲线以及分时节点电价。优化计算过程中，系统优先采用第一套新能源量价申报信息进行出清，若新能源出清弃电率低于rl%,出清结果即为运行日（D）的机组启停计划、发电出力曲线以及节点边际电价；若新能源出清弃电率超过rl%,则自动采用新能源二次申报信息出清得到运行日（D）的机组组合、发电出力曲线以及节点边际电价。若日前电能量市场启动二次出清，实时电能量市场将沿用第二次报价数据进行出清。储能电站按照申报信息参与省内日前现货市场出清，其申报的充/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。当发电企业报价相同时，按照机组类型，综合考虑环保指标、能耗水平等信息确定的顺序表（由政府相关部门核定）安排机组的中标顺序，市场初期，报价相同时优先出清新能源，再出清火电。对同一顺序机组，若报价相同时，按照报价对应的申报电量比例，确定机组中标电量。7. 7.1省内日前现货市场出清计算过程（1）采用安全约束机组组合（SeUC）程序计算运行日（D）96点机组开机组合。（2）在运行日（D）机组开机组合基础上，计算调频辅助服务市场的预出清结果，修改相应机组的出力上下限。（3）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）程序计算运行日（D）的96点机组出力曲线以及分时节点电价。(4)对运行日(D)的机组开机组合、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，重新进行上述第一步至第四步的计算过程，直至满足交流潮流安全约束，得到日前现货市场的出清结果。7.7.2省内日前现货市场出清模型7.7.2.1日前安全约束机组组合(SCUC)模型省内日前现货市场出清计算的机组组合SCUC的目标函数如下所示：NTNLTNSTminZXC)+Cf+U+XMsq+S0+XXMsq+SL/=1/=1/=1/=1x=l/=I其中，T表示所考虑的时段总数，其中D日每15分钟一个时段,考虑96个时段；D+1和D+2日分别考虑负荷午高峰、负荷晚高峰、腰荷、低谷共8个时段，故T为IO4。N表示机组总台数；心表示机组i在时段t的出力；GJc)、C分别为机组i在时段t的运行费用、空载费用和启动费用，其中机组运行费用G/6)是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；机组启动费用C匕是与机组启机时间有关的函数，以表示机组在不同状态（冷态/温态/热态）下的启动费用。M为用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子；Sg、分别为线路1的正、反向潮流松弛变量；NL为线路总数。SL：、分别为断面S的正、反向潮流松弛变量；NS为断面总数。机组出力表达式：NM匕=XsW=IQmin<Q<PInaXli,n1ij,tn_1i,tn其中，NM为机组报价总段数，5为机组i在时段t第机个出力区间中的中标电力，匕，分别为机组i申报的第m个出力区间上、下界。机组运行费用表达式：NMg"）=g",5m=l其中，NM为机组报价总段数，为机组i申报的第m个出力区间对应的能量价格。日前安全约束机组组合模型的约束条件包括：（1）系统负荷平衡约束对于每个时段t,负荷平衡约束可以描述为：NNTBjETjJ=DZ=Ij=l其中，6表示机组i在时段t的出力，&表示联络线,在时段t的计划功率(送入为正、输出为负)，NT为联络线总数，2为时段t的系统负荷。(2)系统正备用容量约束在确保系统功率平衡的前提下，为了防止系统负荷预测偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波动，一般整个系统需要留有一定的备用容