两部委印发《电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南（试行）》-第2页-北极星售电网

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3.25 市场力 Market Power

4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。

3.26 市场出清 Market Clearing

电力市场根据市场规则通过竞争定价确定交易量、价。

3.27 市场结算 Market Settlement

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。

3.28 市场预测 Market Foreing对未来市场供需形势及发展走势进行预测的过程。

3.29 市场评估分析 Market Analysis通过建立指标体系，对市场供需、市场交易、市场结构、市场行为、市场效率、市场风险等内容进行统计、评估、分析的过程。

3.30 信息发布 Information Disclosure

指向电力监管机构、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。

3.31 市场监管 Market Regulation

根据有关法律、法规和规章，电力监管机构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。

3.32 风险管控 Risk Management通过识别、衡量、分析现货市场风险，并在此基础上有效控制风险，用最经济合理的方法综合处置风险，将风险导致的各种不利后果减小到最低限度的科学管理控制手段。

3.33 阻塞管理 Congestion Management

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和负荷用电曲线，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。

3.34 总输电容量 Total Transfer Capacity（TTC）在电网拓扑结构、发电情况及负荷模式都完全已知的情况下，满足系统运行安全标准时，各价区（或阻塞区域）之间联络线或断面的最大传输容量。

3.35 输电可靠性裕度 Transmission Reliability Margin（TRM）输电可靠性裕度反映了因预测不准确、输入数据不准确等不确定因素对输电容量的影响。

3.36 净输电容量 Net Transfer Capacity（NTC）按照系统安全运行标准，考虑未来网络状况技术不确定性后的价区（或阻塞区域）之间的最大传输容量。即 NTC=TTC-TRM

3.37 已分配容量 Already Allocated Capacity（AAC）政府间框架协议等已经分配或提前占用的输电容量。

3.38 可用输电容量 Available Transmission Capacity（ATC）在现有输电合同基础上，实际物理输电网络中剩余的、可用于商业使用的传输容量。

可用输电容量等于净输电容量与已分配容量之差，即 ATC=NTC-AAC。

3.39 网损 Transmission Loss

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。

3.40 调频服务 Frequency Regulation Service

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。

3.41 备用服务 Capacity Reserve Service在电力系统运行状态发生变化时，为确保电力供需平衡，发电侧或负荷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。

3.42 市场分割 Market Splitting当日前市场的出清结果使可用输电容量超限时，必要时将市场按照预先设定的价格区域划分成几个独立价区。

3.43 对销交易 Counter Trading

对销交易是消除阻塞的方式之一。在日前市场和平衡市场中，市场运营机构根据市场主体的报价同时买入卖出电能，从而消除阻塞。

3.44 再调度 Redispatching再调度是消除阻塞的方式之一。在日前市场出清后，市场运营机构为了避免可能的网络阻塞，依据各发电设备调整报价或政府核定成本排序对其次日出力计划的微调。

3.45 报价 Order

市场主体向市场运营机构提交的包含量价信息的电子文档，包括简单报价、打包报价等报价类型。在日内连续交易中，报价中至少应包含买方或卖方、时段、数量、价格、价区、成交条件等信息，报价可以设置成交条件，主要包括限价成交、市价成交、立即成交否则取消、全部成交否则立即取消、全部成交或全不成交、打包报价、打包全部成交否则立即取消等类型，报价有效期限可设置为取消前有效或指定时间前有效两种形式。

3.46 限价报价 Limit Order报价时必须设置限价，只有满足限价条件才能成交。

3.47 交易限额 Trade Limits为了防范市场风险，市场运营机构根据市场监管要求对每个市场主体确定的最大净持仓限制。最大净持仓限制按照市场监管有关规定和各市场主体风险管控能力评估自动计算得出，以人民币为单位计量。

3.48 二次集中交易 Second Auction当日前市场出清结果超过市场规则中设定的上下限，市场运营机构可以选择延迟出清，开展二次集中交易。

4 总体要求

4.1 电力市场运营系统现货交易子系统应适应市场规则，满足市场规则发展，保障市场平稳运营，具有适用性和实用性。

4.2 电力市场运营系统现货交易子系统应具备部署方式灵活，功能可扩展、可维护，适应市场逐步发展完善的需要。

4.3 电力市场运营系统现货交易子系统应提供与电力市场运营系统现货结算子系统、能量管理系统等其他相关系统之间的数据交换接口，提供与其他电力市场运营系统之间的数据交换接口。

4.4 电力市场运营系统现货交易子系统应保障市场运营所需的交易安全、数据安全和网络安全。建立统一的数据管理体系，保障数据的完整性、准确性、可靠性、及时性和一致性。

4.5 电力市场运营系统现货交易子系统应具备市场暂停或运营系统故障全停等意外情况下的应急措施和恢复措施。

4.6 电力市场运营系统现货交易子系统建设应充分利用现有数据网络、安全防护、数据采集、通信等设施，尽量利用已有系统或功能模块，降低建设成本。

5 分散式电力市场运营系统现货交易功能总体框架分散式电力市场运营系统现货交易子系统主要由市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布、双边合同分解、日前市场、日内市场、平衡市场、辅助服务市场、安全校核、市场评估分析、市场风险管控、市场监管、市场成员服务及系统管理等系统组成。

系统的逻辑结构如图 1 所示，应满足以下功能：

日前市场、日内市场、平衡市场和辅助服务市场是运营系统的核心子系统。在相应的时间节点上，市场主体通过市场申报子系统参与日前市场、日内市场、平衡市场和辅助服务市场报价。

双边合同分解子系统接收与管理市场主体自行分解并提交的日交易曲线，并提供中长期实物合同的分解与管理等功能。

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