第一章總則[概述]在電力多邊市場中長期電能量交易的基礎上，依據次日電網負荷預測、外送電計劃、新能源發電預測、設備檢修計劃等信息，以次日系統綜合效益最大化為目標，組織開展日前電能量現貨交易。[組織機構]電力市場運營機構負責日前電能量現貨交易的組織實施，并對出清結果進行安全校核。[適用范圍]本細則是蒙西電力市場日前電能量現貨交易開展的依據，全體市場成員必須嚴格遵守。[批準執行]本細則作為《蒙西電力市場運營基本規則》（以下簡稱《基本規則》）的補充，與《基本規則》具有同等效力。第二章交易準備[交易時間定義]運行日（D）為電網運行自然日，日前電能量現貨交易在運行日的前一日（D-1）組織成交，每15分鐘為一個交易出清時段，每個運行日含有96個交易出清時段。[機組運行參數]所有直調發電機組、場（站）需向電力運營機構提供其運行參數。且各參數應與《并網協議》、《并網調度協議》、電力業務許可證等資料內容一致。如需變更，需通過運行參數變更管理流程進行更改。發電機組、場（站）額定有功功率，單位為MW；發電機組、場（站）最小穩定技術出力（單位為MW）及最小負荷率；發電機組、場（站）有功功率調節速率，單位為MW/分鐘；發電機組、場（站）日內允許的最大啟動次數、停機次數，單位為次/每天；發電機組、場（站）廠用電率，單位為百分數；發電機組、場（站）冷態啟動通知時間，即機組處于冷態情況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；發電機組、場（站）熱態啟動通知時間，即機組處于熱態情況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；發電機組、場（站）極熱態啟動通知時間，即機組處于極熱態情況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；典型開機曲線，即機組在開機過程中，從并網至最小穩定技術出力期間的升功率曲線，時間間隔為15分鐘；典型停機曲線，即機組在停機過程中，從最小穩定技術出力至解列期間的降功率曲線，時間間隔為15分鐘；市場運營機構所需的其他參數。[機組運行約束條件]如下規定：發電機組狀態約束市場運營機構應根據機組檢修批復情況，在(D-1)日上午9:30前發布運行日(D)日機組的96點狀態，各發電企業應在10:30前在技術支持系統中進行確認，逾時未確認則默認采用發布的狀態。機組狀態包括可用、調試、不可用三類。處于可用狀態或因電網要求處于調試狀態的機組，相應的時段內按照交易規則參與日前電能量現貨交易。（1）可用狀態：包括運行機組、備用機組。對于電廠確認為可用狀態但實際未能正常調用的情況，其影響時間納入考核。（2）機組調試狀態：包括處于檢修工期中的調試、機組試驗（調試），運行日(D)存在調試時段的機組運行日(D)全天均視為調試狀態。（3）機組不可用狀態：包括機組檢修、缺燃料、其他情況。其中，其他情況為運行日內煤電機組當次累計停備不足機組最小連續停機時間的時間段，默認為不可用狀態。2.發電機組出力上下限約束（D-1）日上午8:30前，電力市場運營機構應根據機組的額定有功功率、檢修和試驗批復等情況，發布（D-1）日其調管范圍內機組的出力約束。正常情況下，機組的出力上下限分別為該機組的額定有功功率（燃機出力上限為該季節最大技術出力）、最小穩定技術出力。（D-1）日上午9:30前，各電廠通過技術支持系統對機組出力上下限進行確認，電廠可根據實際情況調整電廠原因的出力限值約束結束時間。電廠逾時未確認則默認為采用電力市場運營機構發布的狀態。3.發電機組最早可并網時間若發電機組在（D-1）日處于停機狀態且預計運行日（D）具備并網條件，（D-1）日上午10:30前，該機組需通過技術支持系統申報運行日（D）最早可并網時間。若備用機組未及時申報，則最早可并網時間默認為上午7:00。4.熱電聯產機組供熱計劃（D-1）日10:30前，經政府認定的熱電聯產電廠應通過技術支持系統申報運行日（D）的供熱計劃，具體內容包括：（1）運行日（D）該電廠計劃用于供熱的機組名稱以及編號；（2）運行日（D）該電廠供熱機組的96點供熱流量預測曲線，單位為噸/小時。[電網運行約束條件]規定如下：1.負荷預測日負荷預測包括統調負荷預測、母線負荷預測。（1）統調負荷預測統調負荷預測是指預測運行日零時開始的每15分鐘的統調負荷需求，每天共計96個點。電力市場運營機構負責開展運行日全省的日統調負荷預測，預測時需綜合考慮但不僅限于以下因素：歷史相似日負荷、工作日類型、氣象因素、用戶用電需求、各地區供電企業負荷預測、節假日或社會重大事件影響、需求側響應及有序用電等情況。（2）母線負荷預測母線負荷預測是指預測運行日零時開始的每15分鐘的220kV母線節點負荷需求，每天共計96個點。省內各供電企業負責根據綜合氣象因素、工作日類型、節假日影響、運行方式變化、地方電出力預測、需求側響應及有序用電等因素，預測運行日轄區范圍內的母線負荷。如各供電企業提交的母線負荷預測之和與統調負荷預測存在偏差，則由技術支持系統以各轄區的負荷預測值為比例分攤偏差。2.外購電出力預測外購電出力預測為東送計劃出力預測。電力市場技術支持系統根據內蒙古自治區的電力平衡情況，綜合考慮負荷特性，于（D-1）日下達運行日（D）的96點東送計劃預測曲線。3.備用約束根據系統運行需要，制定發電側運行備用要求和負備用要求。日前電能量市場出清結果需同時滿足運行日（D）的發電側運行備用要求和負備用要求，特殊時期電力市場運營機構可根據系統安全供應需要，調整備用約束限值。4.輸變電設備檢修計劃基于月度輸變電設備檢修計劃，結合電網實際運行狀態，批復確定運行日（D）的輸變電設備檢修計劃。5.輸變電設備投產與退役計劃基于月度輸變電設備投產與退役計劃，結合電網實際運行狀態，批復確定運行日（D）的輸變電設備投產與退役計劃。6.電網安全約束電網安全約束邊界條件包括但不限于線路極限功率、斷面極限功率、發電機組（群）必開必停約束、發電機組（群）出力上下限約束等。[信息發布]（D-1）日12:00前，市場運營機構通過電力市場交易系統，向相關市場成員發布運行日（D）的系統運行參數及約束條件信息。主要信息包括：統調負荷預測曲線；東送計劃預測曲線；新能源場（站）次日發電曲線；火電機組次日發電曲線；發電機組檢修總容量；正備用要求、負備用要求；輸變電設備檢修計劃；電網斷面約束情況；必開必停機組（群）；交易限價等參數。第三章曲線分解[概述]以運行日（D）系統及市場參數為基礎，首先開展中長期合同電量日分解工作，確定次日電網基礎運行方式：1.在中長期交易結果的基礎上，全體用電企業、售電企業及供電單位按日申報次日用電計劃，包括日總計劃用電量，分時計劃用電曲線等。初期可按峰、平、谷分段申報，逐步細化至96點。全天交易時段。2.電力市場技術支持系統讀取電網次日負荷預測數據，結合用電企業、售電企業及供電單位申報數據，形成次日全網用電計劃曲線（96點），具備條件的用電企業、售電企業形成次日計劃購電曲線（96點）。3.電力市場技術支持系統讀取電網次日外送電計劃曲線（96點）。4.綜合次日全網計劃用電曲線及外送電計劃曲線，形成次日全網供電計劃曲線（96點），即5.各新能源場（站）申報次日發電出力預測曲線（96點），新能源場（站）總計座。6.各火電機組申報次日最大、最小發電能力、，火電機組總計臺。7.各火電機組、新能源場站月度合約電量。截至日，各火電機組、新能源場站月度已完成合約電量。各火電機組、新能源場站次日合約電量。8.各火電機組、新能源場站月度總基數電量。截至T日，各火電機組、新能源場站月度已完成基數電量。各火電機組、新能源場站次日基數電量。9.各火電機組啟停曲線、，0-t時刻完成啟停機。[新能源消納及機組組合]以新能源消納及中長期合約執行最大化為目標函數，考慮發供平衡、新能源負荷預測、上下旋備、電網主要穩定斷面等約束條件，進行新能源消納及機組組合優化出清。出清的目標函數如下所示：其中：、為截至日，各機組（場、站）月度已完成的合約電量、基數電量，即；為次日全網新能源場（站）在時段的總發電出力分解曲線；為全天交易總時段數，每天交易96段，則為96；為新能源場（站）優先消納系數，；為火電機組啟停狀態，有約束條件包括：（1）負荷平衡約束其中，，為次日全網火電機組在時段的總發電出力分解曲線。（2）供電能力約束其中，為并網火電機組數。新能源發電能力約束對每個時段，新能源發電能力約束描述為：（4）火電機組發電能力約束（5）主要斷面約束其中，、、分別為500kV呼豐、呼包、響布斷面送電極限；、、分別為500kV呼豐、呼包、響布斷面以東用電負荷預測曲線；、、分別為500kV呼豐、呼包、響布斷面以東新能源消納曲線。（6）正備用容量約束其中為上旋備容量：在考慮上述約束條件的基礎上，優化計算出清次日電網新能源消納曲線及火電機組組合。其中正備用容量不足時，可考慮采取有序用電管理等措施。[新能源曲線分解]在新能源消納曲線及火電機組組合出清結果的基礎上，以各場站合約電量完成均衡度為目標函數，考慮負荷平衡、爬坡速率、安全斷面、旋備容量等約束條件，計算出清各新能源場站次日96點計劃運行曲線。目標函數：其中，，為截至日，全部機組（場、站）月度執行的總合約電量、總基數電量；、為全部機組（場、站）月度總合約電量及總基數電量，對新能源場（站）有、。約束條件：新能源消納空間約束對每個時段，全網新能源消納空間約束描述為：其中，，各新能源場（站）在時段的日分解曲線出力新能源發電能力約束對每個時段，各新能源發電能力約束描述為：[火電機組曲線分解]在新能源曲線分解及火電機組組合出清結果的基礎上，以各機組合約電量完成均衡度為目標函數，考慮負荷平衡、爬坡速率、安全斷面、旋備容量等約束條件，計算出清各機組次日96點計劃運行曲線。目標函數：其中，對火電機組有、。約束條件：（1）系統負荷平衡約束對每個時段，負荷平衡約束可描述為：（2）機組出力上下限約束機組在任何時段出力應在最大、最小出力范圍之內，約束條件可以描述為：其中，表示機組在時段的啟停狀態，表示機組停機，表示機組開機；為各火電機組在時段的日分解曲線出力；為機組在時段的最大出力；為機組在時段的最小出力。（3）機組爬坡約束機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡約束可描述為：其中，、表示機組的最大上爬坡速率、最大下爬坡速率。（4）線路潮流約束線路潮流約束可以描述為：其中，、為線路的潮流傳輸極限；為機組（場、站）所在節點對線路的發電機輸出功率轉移分布因子；為聯絡線所在節點對線路的發電機輸出功率轉移分布因子；為系統的節點數量；為節點對線路的發電機輸出功率轉移分布因子；為節點在時段的母線負荷值；、分別為線路的正、反向潮流松弛變量。（5）斷面潮流約束考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束可以描述為：其中，、分別為斷面的潮流傳輸極限；為機組（場、站）所在節點對斷面的發電機輸出功率轉移分布因子；為聯絡線所在節點對斷面的發電機輸出功率轉移分布因子；為節點對斷面的發電機輸出功率轉移分布因子；、分別為斷面的正、反向潮流松弛變量。[曲線出清]日分解曲線出清：在初步分解曲線基礎上，考慮各機組（場、站）的廠用電率，得出各機組（場、站）的發電電力曲線：火電機組為新能源場（站）為[信息發布]曲線分解出清后，電力多邊市場技術支持系統將向相關市場主體發布曲線分解結果，主要內容包括：中長期合同電量日分解結果；運行日（D）后，中長期合同及基數電量完成進度；其他相關信息。第四章日前申報及出清[交易信息申報]日前電能量現貨交易每日均開展，參與日前電能量現貨交易的市場主體需在（D-1）日12:30前，基于中長期電量日分解結果每日申報交易信息。若發電機組、場（站）未按時進行申報，則采用默認值作為申報的交易信息。默認值是指參與現貨電能量交易的發電機組在市場注冊時提供的默認量價參數。原則上，各臺發電機組、場（站）的默認值一年內允許更改一次，由發電企業向市場運營機構提出申請，通過規定程序進行更改。發電機組、場（站）申報的交易信息分為電能量買入報價和賣出報價。買入報價和賣出報價為發電機組、場（站）運行在不同出力區間時單位電能量的價格，可最多申報5段，每段需申報出力區間起點（MW）、出力區間終點（MW）以及該區間報價（元/MWh）。電能量賣出報價的最后一段出力區間終點為機組的有功功率上限，每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價段的出力終點。報價曲線必須隨出力增加單調非遞減。每段報價段的長度不能低于機組、場（站）額定有功功率與最小出力之差的10%。每段報價的電能量價格均不可超過申報價格的上限、下限限制。具體地：公用火電企業在（D-1）日，基于中長期電量日分解曲線，申報運行日（D）分段電能量價格（單位：元/MW）。新能源場（站）在（D-1），基于中長期電量日分解曲線，申報運行日（D）分段電能量價格（單位：元/MW）。抽蓄電站在競價日，申報運行日分段抽水用電負荷及價格（買入價），或申報運行日分段發電出力及價格（賣出價）（單位：元/MW）?？煽刎摵稍诟們r日，申報運行日分段價格（單位：元/MW）。詳細的申報信息表單見附表。[審核及處理]市場主體的申報信息、數據應滿足規定要求，由技術支持系統根據要求自動進行審核。若發電機組逾時未申報報價信息，以缺省信息參與市場出清。[日前出清]以系統運行綜合效益提升最大化為目標函數，以中長期日分解曲線為計算基態，考慮系統負荷平衡、正備用容量、負備用容量、旋轉備用容量、機組出力上下限、機組爬坡、機組最小連續開停時間、機組最大啟停次數、線路潮流、斷面潮流等約束條件，進行日前電能量現貨交易優化出清。交易出清的目標函數如下所示：其中：為火電機組在時段的出清出力值，；、分別為火電機組在時段的增出力、減出力；為新能源場（站）在時段的出清出力值，；、分別為新能源場（站）在時段的增出力、減出力；為火電機組在時段的電能量價格；、分別為火電機組在時段的啟動費用、停運費用。為新能源場（站）在時段的電能量價格。約束條件：（1）系統負荷平衡約束對每個時段，負荷平衡約束可描述為：（2）系統正備用容量約束系統正備用容量約束可描述為：其中，為火電機組在時段的最大出力；為新能源場（站）在時段的最大預測出力；為新能源場（站）在時段預測精確度；為時段的系統正備用容量要求。（3）系統負備用容量約束系統負備用容量約束可描述為：其中，為時段的系統負備用容量要求。（4）系統旋轉備用容量約束各個時段機組出力的上調能力總和與下調能力總和需要滿足實際運行的上調、下調旋轉備用要求：其中，、為機組的最大上爬坡速率、下爬坡速率；、為機組在時段（）的最大、最小出力；、分別為系統在時段最大上調、下調旋轉備用要求。（5）機組出力上下限約束機組在任何時段出力應在最大、最小出力范圍之內，約束條件可以描述為：（6）機組爬坡約束機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡約束可描述為：（7）機組最小連續開停時間約束由于火電機組物理屬性及實際運行需要，要求火電機組滿足最小連續開機/停機時間。最小連續開停機時間約束可描述為：其中，、分別為機組的最小連續開機時間和最小連續停機時間；、分別為機組在時段已經連續開機的時間和連續停機的時間，可以用狀態變量來表示：（8）機組最大啟停次數約束首先定義啟動與停機的切換變量。定義為機組在時段是否切換到啟動狀態；定義表示機組在時段是否切換到停機狀態，、滿足如下條件：相應機組的啟停次數限制可表達如下：其中，、分別為機組啟動、停機的最大次數（9）線路潮流約束線路潮流約束可以描述為：其中，、為線路的潮流傳輸極限：為機組（場、站）所在節點對線路的發電機輸出功率轉移分布因子；為聯絡線所在節點對線路的發電機輸出功率轉移分布因子；為系統的節點數量；為節點對線路的發電機輸出功率轉移分布因子；為節點在時段的母線負荷值。、分別為線路的正、反向潮流松弛變量。（10）斷面潮流約束考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束可以描述為：其中，、分別為斷面的潮流傳輸極限：為機組（場、站）所在節點對斷面的發電機輸出功率轉移分布因子；為聯絡線所在節點對斷面的發電機輸出功率轉移分布因子；為節點對斷面的發電機輸出功率轉移分布因子；、分別為斷面的正、反向潮流松弛變量。第五章結果發布及執行[結果發布]（D-1）日17:30前，技術支持系統出具運行日的日前電能量現貨交易出清結果，經電力市場運營機構安全校核后，按照有關程序通過技術支持系統發布。日前交易公有信息發布日前交易公有信息為每小時的全系統邊際電價，以及日前電能量交易出清的概況信息。日前交易發電企業私有信息發布發電企業私有信息具體包括：（1）運行日的機組開機組合；（2）運行日發電機組每小時的中標電量；（3）運行日發電機組每小時的電價。[結果執行]日前電能量交易原則上基于（D-1）日交易申報前發布的電網運行邊界條件進行計算，一般情況下，日前電能量交易的出清結果（包含機組開機組合以及機組出力計劃曲線）即為運行日的發電計劃。參與日前電能量現貨交易的發電機組、新能源場站，在運行日須接入電網自動發電控制系統（AGC系統）且投入計劃曲線模式（SCHE模式）運行。未接入電網自動發電控制系統（AGC系統）的機組及場站，除特殊情況外，嚴格按照日前計劃曲線運行。[計劃調整]若電網運行邊界條件在運行日之前發生變化，并且可能影響電網安全穩定運行、電力正常有序供應和清潔能源消納，電力市場運營機構可根據電網運行的最新邊界條件，基于發電機組的日前報價，采用日前電能量交易的出清算法，對運行日的發電調度計劃（包含機組開機組合以及機組出力計劃）進行調整，以保證電力供應平衡、電網安全運行以及清潔能源消納，同時通過技術支持系統向相關市場成員發布相關信息，并將調整后的發電調度計劃下發至各發電企業。日前電能量交易形成的成交結果和價格不進行調整。第六章特殊情況處理[自然災害影響期處理機制]臺風、冰災、山火、洪水、地震等惡劣極端自然災害時期，為了保障受災地區的人民生活和重要用戶用電，根據災害影響的范圍和程度，可采取開機、停機、臨時安排輸變電設備停運、臨時中止輸變電檢修恢復送電等措施。[特殊管控要求處理機制]為落實政府部門的特殊管控要求，部分時期存在需要對特定區域電廠進行發電管控的情況，若管控要求體現為電量約束（如煤炭消費總量控制、減排總量控制等），管控期內該區域機組在日前電能量現貨交易出清時需同時滿足電量約束要求；若管控要求體現為機組出力上限或下限要求，則管控期內該機組在日前電能量現貨交易出清時需同時滿足出力約束；若管控要求體現為機組固定出力，則管控期內該機組固定出力，不參與市場優化。[系統出清異常處理機制]當技術支持系統運行異常導致發布的市場出清結果出現差錯時，需重新按照原有邊界條件重新進行出清計算，得到校正之后的出清結果，并及時向市場成員發布。若重