电力市场运行规则
一、发电侧电力市场的电力交易
1、现货交易
满足电力的供需平衡，确定第二天每个交易时段的发电计划和现货价格。
2、实时电力交易
为保证供需平衡，维持系统稳定，在当天根据实际负荷修改发电计划，发布实时调度指令，并计算每一区域参考节点的现货价格。
3、期货交易
市场运行部门和发电公司协商，签订期货合同以保证电力供应和电价稳定。
4、辅助服务
包括调频、调峰、无功和黑启动。发电公司必须提供规则规定的基本辅助服务，市场运行部门向发电公司购买有偿辅助服务。
二、发电侧电力市场的区域与网损
1、为了公平地进行电力市场交易，合理反映不同电网连接点地上网发电机组网损的不同，将市场划分为多个区域。区域是整个输电网络中特定的一部分，每个区域至少包括一个重要的负荷中心和发电中心。在每个区域必须确认一个参考节点，该节点为区域理论上的中心，一般为靠近负荷中心或发电中心的主要变电站。
2、区域网络损耗
区域网络损耗是指从区域参考节点到电力市场虚拟负荷中心之间的电能量传输损耗。
3、区域内网络损耗
市场运行部门必须确定区域内发电机组的上网点。区域内网络损耗是指一个区域内发电机组上网点到区域参考节点间的电能量传输损耗。
4、网络约束
区域间的电力输送受到输电线路稳定限额及电网安全水平的约束。
三、数据申报
每个发电公司必须在给定的时间内，按照规定的格式向市场运行部门进行数据申报，申报内容包括注册数据申报、现货市场数据申报、期货市场数据申报、辅助服务数据申报。
四、现货交易
1、编制日计划
市场运行部门在前一天，根据发电公司的发电机组报价，运行统一交易计划程序，编制第2天的发电计划。
在满足系统安全稳定的前提下，日计划编制的目标四以最小的电网运行成本满足负荷要求，即在满足负荷要求前提下，总购电费用加上输电成本加上辅助服务的成本之和最小。
日计划的约束条件为：
(1)功率平衡约束
(2)机组最大、最小出力约束
(3)网络输送功率约束
(4)辅助服务约束
(5)网络安全约束
2、日计划的内容
日计划要考虑备用容量，进行系统安全分析，根据交易时段的机组报价以及市场运行部门对交易时段的负荷预计，编制每一交易时段的发电计划。
发电计划包括：每台机组发电计划、机组有功、无功、可调容量、发电量。
五、确定现货价格
按各个发电公司申报的每台直调机组的发电机价格，折算至虚拟负荷中心后，由低到高排序，依据负荷预测数据计算边际发电价格，作为虚拟负荷中心的现货交易价格。当市场中某台直调机组的报价（折算后）低于市场现货交易价格，则可以加入调度运行。
六、实时电力市场
在实时运行中，由于实际负荷与预测值间的偏差，市场运行部门必须相应调整发电计划并计算实时交易价格。一般提前一个交易时段计算下一交易时段的发电计划。当超短期负荷预测与发电计划偏差较小时，可以由日计划中安排的调频容量调整，按有偿辅助服务结算；偏差较大时，重新修正发电计划，重新确定边际价格，作为实时交易价格，只对调整电量结算。
七、期货市场
为了保证市场供电，稳定上网价格，市场运行部门与发电公司签订一定比例的期货购电合同；签订期货供电的公司，其发电机组也必须参与现货市场的竞争。 期货合同分为年期货合同、月期货合同和周期货合同，年期货合同定购的电量应占年预计需要电量的一定比例以上。
八、市场结算
结算内容包括：
(1)计划发电量结算：包括期货交易发电合同和现货市场的日交易发电电量结算。
(2)实时发电市场指令发电电量结算：实时调度调整电量的结算
(3)发电机组违约电量结算：发电机组未按计划和调度指令发电的发电量
违约电量＝发电机组的实际计量电量－（日计划发电量＋实时调整电量）
(4)容量费用结算
(5)辅助服务的结算
(5)备用的结算
电力市场运行规则
一、发电侧电力市场的电力交易
1、现货交易
满足电力的供需平衡，确定第二天每个交易时段的发电计划和现货价格。
2、实时电力交易
为保证供需平衡，维持系统稳定，在当天根据实际负荷修改发电计划，发布实时调度指令，并计算每一区域参考节点的现货价格。
3、期货交易
市场运行部门和发电公司协商，签订期货合同以保证电力供应和电价稳定。
4、辅助服务
包括调频、调峰、无功和黑启动。发电公司必须提供规则规定的基本辅助服务，市场运行部门向发电公司购买有偿辅助服务。
二、发电侧电力市场的区域与网损
1、为了公平地进行电力市场交易，合理反映不同电网连接点地上网发电机组网损的不同，将市场划分为多个区域。区域是整个输电网络中特定的一部分，每个区域至少包括一个重要的负荷中心和发电中心。在每个区域必须确认一个参考节点，该节点为区域理论上的中心，一般为靠近负荷中心或发电中心的主要变电站。
2、区域网络损耗
区域网络损耗是指从区域参考节点到电力市场虚拟负荷中心之间的电能量传输损耗。
3、区域内网络损耗
市场运行部门必须确定区域内发电机组的上网点。区域内网络损耗是指一个区域内发电机组上网点到区域参考节点间的电能量传输损耗。
4、网络约束
区域间的电力输送受到输电线路稳定限额及电网安全水平的约束。
三、数据申报
每个发电公司必须在给定的时间内，按照规定的格式向市场运行部门进行数据申报，申报内容包括注册数据申报、现货市场数据申报、期货市场数据申报、辅助服务数据申报。
四、现货交易
1、编制日计划
市场运行部门在前一天，根据发电公司的发电机组报价，运行统一交易计划程序，编制第2天的发电计划。
在满足系统安全稳定的前提下，日计划编制的目标四以最小的电网运行成本满足负荷要求，即在满足负荷要求前提下，总购电费用加上输电成本加上辅助服务的成本之和最小。
日计划的约束条件为：
(1)功率平衡约束
(2)机组最大、最小出力约束
(3)网络输送功率约束
(4)辅助服务约束
(5)网络安全约束
2、日计划的内容
日计划要考虑备用容量，进行系统安全分析，根据交易时段的机组报价以及市场运行部门对交易时段的负荷预计，编制每一交易时段的发电计划。
发电计划包括：每台机组发电计划、机组有功、无功、可调容量、发电量。
五、确定现货价格
按各个发电公司申报的每台直调机组的发电机价格，折算至虚拟负荷中心后，由低到高排序，依据负荷预测数据计算边际发电价格，作为虚拟负荷中心的现货交易价格。当市场中某台直调机组的报价（折算后）低于市场现货交易价格，则可以加入调度运行。
六、实时电力市场
在实时运行中，由于实际负荷与预测值间的偏差，市场运行部门必须相应调整发电计划并计算实时交易价格。一般提前一个交易时段计算下一交易时段的发电计划。当超短期负荷预测与发电计划偏差较小时，可以由日计划中安排的调频容量调整，按有偿辅助服务结算；偏差较大时，重新修正发电计划，重新确定边际价格，作为实时交易价格，只对调整电量结算。
七、期货市场
为了保证市场供电，稳定上网价格，市场运行部门与发电公司签订一定比例的期货购电合同；签订期货供电的公司，其发电机组也必须参与现货市场的竞争。 期货合同分为年期货合同、月期货合同和周期货合同，年期货合同定购的电量应占年预计需要电量的一定比例以上。
八、市场结算
结算内容包括：
(1)计划发电量结算：包括期货交易发电合同和现货市场的日交易发电电量结算。
(2)实时发电市场指令发电电量结算：实时调度调整电量的结算
(3)发电机组违约电量结算：发电机组未按计划和调度指令发电的发电量
违约电量＝发电机组的实际计量电量－（日计划发电量＋实时调整电量）
(4)容量费用结算
(5)辅助服务的结算
(5)备用的结算