體包括調頻、備用、無功調節、黑啟動等市場。

3.16 節點邊際電價 Location Marginal Price(LMP)

在現貨電能交易中，為滿足某一電氣節點增加單位負荷導致的系統總電能供給成本的增加量。節點邊際電價由系統邊際電價、阻塞價格和網損價格三部分構成。

3.17 系統邊際電價System Marginal Price(SMP)

指在電力現貨交易中，按照報價從低到高的順序逐一成交電力，使成交的電力滿足系統負荷需求的最后一個電能供應者的報價。

3.18 分區邊際電價Zonal Marginal Price

當電網存在輸電阻塞時，按阻塞斷面將市場分成幾個不同的分區(即價區)，并以分區內邊際機組的價格作為該分區市場出清價格，即分區邊際電價。

3.19 日前市場 Day-ahead Market

運行日提前一天(D-1日)進行的決定運行日(D日)機組組合狀態和發電計劃的電能交易市場。

3.20 日內市場 Intra-day Market

運行日(D日)滾動進行的決定運行日(D日)未來數小時調度機組組合狀態和發電計劃的電能交易市場。

3.21 實時市場 Real Time Market

運行日(D日)進行的決定運行日(D日)未來5-15分鐘最終調度資源分配狀態和計劃的電能交易市場。

3.22 市場數據申報 Market Information Declaration

市場主體按照現貨市場的要求，在指定的時間范圍內申報各類數據信息，包括靜態屬性注冊數據、運行技術參數和經濟性參數等。

3.23 市場注冊 Market Registration

指市場交易成員將用于取得市場主體資格相關的信息和資料提交給市場運營機構并獲得市場主體資格的過程。

3.24 市場力 Market Power

市場成員操縱市場價格、使之偏離市場充分競爭情況下所具有的價格水平的能力。

3.25 市場出清 Market Clearing

電力市場根據市場規則通過競爭定價確定交易量、價。

3.26 市場結算Market Settlement

根據交易結果和市場規則相關規定，對市場成員保證金、盈虧、手續費、交割貨款和其它有關款項進行的計算、劃撥。

3.27 市場預測 Market Foreing

對未來市場供需形勢及發展走勢進行預測的過程。

3.28 市場評估分析 Market Analysis

通過建立指標體系，對市場供需、市場交易、市場結構、市場行為、市場效率、市場風險等內容進行統計、評估、分析的過程。

3.29 信息發布 Information Disclosure

指向電力監管機構、市場成員(不含市場運營機構)及社會公眾等發布電力市場相關信息的過程。

3.30 市場監管 Market Regulation

根據有關法律、法規和規章，電力監管機構遵循市場規律對市場主體和市場運營機構及其遵守電力市場運營規則的行為進行的監督和管理，以實現電力市場競爭的合理、有序、公正、公平和公開。

3.31 風險管控 Risk Management

通過識別、衡量、分析現貨市場風險，并在此基礎上有效控制風險，用最經濟合理的方法綜合處置風險，將風險導致的各種不利后果減小到最低限度的科學管理控制手段。

3.32 阻塞管理Congestion Management

當市場出清過程中進行安全校核時，若輸電線路潮流超出了安全約束，市場運營機構需根據一定原則調整發電機組出力，改變輸電線路潮流使其符合安全約束，并且分配調整后產生的盈余或者成本。

3.33 可用輸電容量Available Transmission Capacity(ATC)

在現有的輸電合同基礎上，實際物理輸電網絡中剩余的、可用于商業使用的傳輸容量。

3.34 網損Transmission Loss

電能量輸送過程中以熱能形式散發的功率損失，即為電阻、電導消耗的有功功率。

3.35 調頻服務Frequency Regulation Service

當電力系統頻率偏離目標頻率時，發電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供商等在短時間內調整有功出力跟蹤負荷變化，以維持電力系統頻率的穩定所提供的服務。調頻服務分為一次調頻、二次調頻、三次調頻。

3.36 備用服務Capacity Reserve Service

在電力系統運行狀態發生變化時，為確保電力供需平衡，發電側或負荷側保留的容量備用所提供的服務。備用分為旋轉備用和非旋轉備用。

3.37 平衡機制 Balancing Mechanism

運行日(D日)進行的決定運行日(D日)未來5-15分鐘最終調度資源分配狀態和計劃以保持系統發用電平衡的市場機制。

4 總體要求

4.1 電力現貨市場運營系統(以下簡稱：運營系統)應滿足電力現貨市場的市場規則和發展目標，滿足現貨市場運營的功能要求，保證系統的實用性和適用性。

4.2 運營系統應支持功能和部署方式的靈活擴展，并具備可維護性，適應電力現貨市場逐步發展完善的需要。

4.3 運營系統應提供與電力現貨市場結算系統、能量管理系統等其它相關系統之間的數據交換接口，提供與其它電力現貨市場運營系統之間的數據交換接口。

4.4 運營系統應保障市場運營所需的交易安全、數據安全和網絡安全。建立統一的數據管理體系，保障數據的完整性、準確性、可靠性、及時性和一致性。

4.5 運營系統應具備市場暫停或運營系統故障全停等意外情況下的應急措施和恢復措施。

4.6 運營系統建設應充分利用現有數據網絡、安全防護、數據采集、通信等設施，盡量復用已有系統或功能模塊，降低建設成本。

5 電力現貨市場運營系統總體框架

分散式運營系統主要由市場成員管理、數據管理、市場申報、信息發布、中長期合同管理、日前市場、平衡機制、安全校核、市場評估分析、市場風險管控、市場監管、市場成員服務及系統管理等子系統組成;另外可提供日內市場子系統，適應開展日內現貨市場交易的地區;可提供輔助服務市場子系統，適應開展調頻、備用等輔助服務市場的地區。

系統的邏輯結構如圖1所示，應滿足以下功能：

日前市場、日內市場、平衡機制和輔助服務市場是運營系統的核心子系統。在相應的時間節點上，市場參與者通過市場申報子系統參與日前市場、日內市場、平衡機制和輔助服務市場報價。

中長期合同管理子系統接收與管理市場主體自行分解并提交的日交易曲線，并提供中長期實物合同的分解與管理等功能。

日前市場根據市場申報子系統中上調/下調報價數據、負荷預測等信息，考慮約束條件和優化目標，優化計算出次日組合計劃和出力計劃。出清結果發送給安全校核子系統進行交流潮流計算，出現設備或斷面越限時，由安全校核反饋越限信息至安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)重新進行優化計算，直至生成滿足安全約束條件的市場出清結果。日前市場的出清結果將發送給信息發布子系統、日內市場子系統和結算系統。日前市場也可按市場規則采用邊際出清等其它模式。

日內市場根據市場申報子系統中日內上調/下調報價數據、日前出清結果、最新負荷預測需求，采用SCUC或SCED計算出未來多小時多個時段的最優的快速啟動機組的啟停計劃。計算結果發送給信息發布子系統、平衡機制子系統和結算系統。日內市場也可按市場規則采用其它出清模式。

平衡機制根據最新負荷預測需求和平衡機制上調/下調報價，采用SCED或市場規則規定的其它機制滾動計算未來一段時間的市場出清結果，市場出清結果送到電網調控系統進行控制執行。同時發送給信息發布子系統和結算系統。

輔助服務市場子系統應支持輔助服務市場的輔助服務交易，并對執行情況進行