北极星售电网获悉，广东省经信委日前发布了《征求广东电力现货市场机组发电成本测算办法及两个规范文件(稿)意见的函》，广东电力现货市场机组发电成本测算办法,适用于全部广东电力市场化机组。现阶段，包括省级调度机构调管的燃煤机组和燃气机组。
在广东电力交易子站系统数据交互规范中提到，电力交易子站系统需要实现政策公告信息、发电企业参数信息、日前市场边界信息、日前市场交易信息、实时市场交易信息、调频市场交易信息和实际电网运行数据与发电企业以及售电公司系统的对接;同时发电企业系统及售电公司也需发送相关交易信息到电力市场交易系统。
广东发售电侧电力现货交易技术支持系统功能规范,发电侧和售电侧现货交易技术支持系统,以我国电力市场(中长期+现货)运营规则为基础，为发电企业和售电企业的电力现货市场交易报价、信息报送、合同签订、客户服务等提供技术支撑。
详情如下：
广东省经济和信息化委关于征求广东电力现货市场机组发电成本测算办法
及两个规范文件(稿)意见的函
粤经信电力函〔2018〕214号
广东电网公司、广州供电局、深圳供电局，各电力市场主体：
根据《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453号)、《广东电力现货市场建设试点工作方案》(粤经信电力函〔2017〕286号)、《广东省经济和信息化委关于印发广东电力现货市场机组发电成本测算专项工作方案的通知》(粤经信电力函〔2018〕122号)等文件要求，我委组织编制了广东电力现货市场机组发电成本测算办法及两个规范文件(征求意见稿)，现送你们征求意见，请于9月14日前将意见反馈我们。
附件：1.广东电力现货市场机组发电成本测算办法(征求意见稿)
2.广东电力交易子站系统数据交互规范(征求意见稿)
3.广东发售电侧现货交易技术支持系统功能规范(征求意见稿)
广东省经济和信息化委
2018年8月31日
(联系人：省经济和信息化委 杨树林，电话：020-83133358，
传真：020-83133204，电子邮箱：jmwyj2008@163.com;
广东电力交易中心(发电成本测算) 孙辉，
电话：13925410199，电子邮箱：414925253@qq.com;
广东电力交易中心(规范文件) 向德军，
电话：13922214877，电子邮箱：xiangdejun@gddd.csg.cn)
相关附件:
附件1
广东电力现货市场机组发电成本测算办法
(征求意见稿)
第一章 总 则
第一条 为加快建设完善电力市场体系，推进广东现货市场试点建设，建立机组发电成本测算机制，用于电力现货市场中市场力检测及缓解、机组发电补偿等环节，依据有关法律法规规定和《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、《广东省经济和信息化委印发广东电力现货市场建设试点工作方案的通知》(粤经信电力函〔2017〕286号)、《广东省经济和信息化委关于印发广东电力现货市场机组发电成本测算专项工作方案的通知》(粤经信电力函〔2018〕122号)等文件精神，制定本办法。
第二条 机组发电成本测算办法遵循科学合理、公平公正的原则，综合考虑发电机组类型、容量级别、发电能耗、地理位置等因素进行测算。
第三条 本办法适用于全部广东电力市场化机组。现阶段，包括省级调度机构调管的燃煤机组和燃气机组。
第四条 机组发电成本的组成部分包括启动成本、变动成本和固定成本。启动成本是指将发电机从停机状态开机到并网产生的成本。变动成本即燃料成本，包括空载燃料成本和边际燃料成本，空载燃料成本是指发电机维持同步转速、输出电功率为零所需要消耗的燃料成本，边际燃料成本是指发电机组在一定出力水平增加单位出力所需增加的燃料成本。固定成本是指在一定时期和一定发电量范围内基本不变的成本，本办法主要考虑机组的固定资产折旧费用。
第五条 按照容量等级和技术特性，将燃煤机组分为五类：常规100万机组、常规60万机组、常规30万机组、常规30万以下机组、资源综合利用机组;按照地理位置，将燃煤机组分为内陆电厂和沿海电厂两类。燃气机组分为四类：9E机组、9F机组、9H机组和大鹏LNG机组。分类型测算机组各项发电成本，同类机组采用同一标准。
第六条 广东省经济和信息化委组织牵头，广东电力交易中心具体实施，广东电网电力调度控制中心、广东电科院能源技术有限公司配合，负责开展机组发电成本测算工作，国家能源局南方监管局对测算工作进行监管;相关发电企业配合提供本办法规定的数据，并对数据的真实性和准确性负责。
第二章 启动成本
第七条 不同工况下，机组启动成本存在较大差异。根据停机时长，将燃煤机组的启动工况标准定义如下：停机时间10小时以内为热态启动，停机时间10小时(含)至72小时(含)为温态启动，停机时间72小时以上为冷态启动。将燃气机组的启动工况标准定义如下：停机时间24小时以内为热态启动，停机时间24小时(含)至132小时(含)为温态启动，停机时间132小时以上为冷态启动。
第八条 每年根据机组单次启动耗煤(气)量、耗油量及除盐水量等情况核定机组启动成本的上下限值，发电企业在该限值范围内自主申报用于日前现货交易。
第九条 机组启动成本用于现货市场出清和实际开机结算。机组实际开机情况以调度机构提供的实际开停机时间作为判定依据。
第三章 变动成本
第十条 机组变动成本由空载燃料成本和边际燃料成本组成，根据相关发电企业提供的最新机组性能试验报告中的实测能耗曲线，分别计算各类型机组的空载燃料成本和边际燃料成本。
第十一条 根据机组的实测能耗数据，首先拟合机组发电总能耗(燃煤：千克/小时即kg/h，燃气：标况立方米/小时即Nm3/h)与发电出力水平(MW)之间的二次函数关系，然后计算机组供电总能耗，即供电总能耗=发电总能耗/(1-厂用电率)，据此计算机组空载燃料消耗以及不同出力水平下的边际燃料消耗，最后结合到厂燃料价格计算空载燃料成本和边际燃料成本。
第十二条 机组变动成本用于市场力检测和特殊机组补偿。
第十三条 相关发电企业提供各机组实测平均能耗数据，需提供最新的、具备合格检测资质的第三方检测机构出具的性能试验报告。广东电力交易中心组织广东电科院能源技术有限公司等单位对发电企业提供的机组能耗数据进行分类型加权取平均值，得到各类型机组的典型平均能耗数据，作为空载燃料成本和边际燃料成本测算的依据。
第十四条 燃煤价格根据中国沿海电煤采购价格指数(CECI沿海指数)、海运煤炭运价指数、内陆运费等因素确定;燃气价格根据大鹏LNG气源价格、西二线气源价格、省管网费用、地方管网费用等因素确定。
第十五条 机组实测平均煤耗和平均气耗数据每年更新一次;电煤价格、运费、燃气价格、管网费用等数据每月更新一次。
第十六条 空载燃料成本的具体测算方法如下：
(一)获取机组平均能耗数据，即在不同出力水平(MW)下的平均能耗(kg/MWh或Nm3/MWh)值，应至少包含机组最小技术出力、额定容量两点;
(二)将机组平均能耗值分别乘以对应出力水平，得到机组总能耗数据，即在不同出力水平下，发电一小时所消耗的总燃料(kg/h或Nm3/h);
(三)基于机组总能耗数据，采用最小二乘法，拟合机组总能耗(kg/h或Nm3/h)与出力水平(MW)的二次函数关系表达式;
(四)在机组总能耗中，假设机组出力为零，得到机组空载燃料消耗(kg/h或Nm3/h);
(五)根据燃料价格，将机组空载燃料消耗折算为空载燃料成本(元/小时)。
第十七条 边际燃料成本的具体测算方法如下：
(一)获取机组平均能耗数据，即在不同出力水平(MW)下的平均能耗(kg/MWh或Nm3/MWh)值，应至少包含机组最小技术出力、额定容量两点;
(二)将机组平均能耗值分别乘以对应出力水平，得到机组总能耗数据，即在不同出力水平下，发电一小时所消耗的总燃料(kg/h或Nm3/h);
(三)基于机组总能耗数据，采用最小二乘法，拟合机组总能耗(kg/h或Nm3/h)与出力水平(MW)的二次函数关系表达式;
(四)在机组总能耗中，假设机组出力分别等于最小技术出力和额定容量，得到机组在最小技术出力和额定容量工况下的总燃料消耗(kg/h或Nm3/h);
(五)计算最小技术出力与额定容量之间的平均燃料增加幅度，即为边际燃料消耗(kg/MWh或Nm3/MWh);
边际燃料消耗=(额定容量总燃料消耗-最小技术出力总燃料消耗)/(额定容量-最小技术出力)。
(六)根据燃料价格，将机组边际燃料消耗折算为边际燃料成本(元/小时)。
第四章 固定成本
第十八条 机组固定成本测算方法如下：
(一)各电厂按照规定格式提供投产当年的财务报表。投产不满一年的机组参照同类型机组的财务报表执行。
(二)选取投产当年的财务报表中的固定资产费用作为基准，然后用该基准除以各机组的装机容量，得到各机组投产当年的单位容量固定资产费用基准(元/MW)。同类型机组按容量加权计算投产当年的平均单位容量固定投资费用基准。
(三)考虑机组投产年限，按照发电企业服役年限30年计，采用年限平均法计提折旧，计算各类型机组运行当年的单位容量固定资产折旧费(元/MW)：
同类型机组单位容量固定资产折旧费=同类型机组投产当年的平均单位容量固定投资费用基准×(1-固定资产预计残值率)/机组使用年限。
其中，固定资产残值率为5%，机组使用年限为30年。
(四)计算各机组运行当年的固定成本：
机组的固定成本=同类型机组单位容量固定资产折旧费×装机容量。
机组已投产运行年限超过30年后，固定成本认定为零。
第十九条 各类型机组按本办法测算的固定成本给予补偿，每年发放一次。机组固定成本补偿应扣除基数电量覆盖部分。
依据发电企业申报的财务报表或上市公司公开的财务报表等途径获取电厂的固定成本和燃料成本等数据。发电企业必须对各自提供数据的真实性和准确性负责，并提供相应的证明文件。广东电力交易中心组织广东电科院能源技术有限公司等单位负责对有关数据进行校核。
附件2
广东电力交易子站系统数据交互规范
(征求意见稿)
1. 背景概述
数据交互主要是为了适应信息化时代信息共享的发展趋势，帮助内部不同业务系统间、内部与外部单位不同业务系统间进行信息交换、业务融合。而数据交换平台，则提供定义和配臵内部数据集成与协同的方法，对每次数据交换请求，能根据数据报特征计算与之相匹配的数据路由，并按数据路由的定义次序依次调用相应的数据处理服务，从而实现不同数据库间的数据与信息共享。
根据相关政策要求，电力交易子站系统需要实现政策公告信息、发电企业参数信息、日前市场边界信息、日前市场交易信息、实时市场交易信息、调频市场交易信息和实际电网运行数据与发电企业以及售电公司系统的对接;同时发电企业系统及售电公司也需发送相关交易信息到电力市场交易系统。
2. 总体要求
信息交换应建立在一个可靠的、全双工、长连接的网络协议的基础之上。该网络协议应当具备如下特点：
Ø 具备点对点的寻址能力;
Ø 能够进行连接和断开操作;
Ø 能够有序地进行信息内容的传送;
Ø 能够支持大批量、高并发的信息交互;
Ø 可承载文本报文和二进制报文;
Ø 支持身份认证和数据加密。
3. 技术实现
按照相关政策要求以及实际需求，要实现电力交易子站系统内外之间的数据交互，必须选择合理的信息交换方式，并制定完善的安全保障措施，以保证电力交易子站系统数据交互的稳定性与安全性需求。
3.1. 基本要求
电力交易子站系统在进行数据交换过程中，为了保证数据交换的实时性、完整性以及可靠性，系统接口应满足下列基本要求：
1、接口应实现对外部系统的接入提供企业级的支持，在系统的高并发和大容量的基础上提供安全可靠的接入;
2、提供完善的信息安全机制，以实现对信息的全面保护，保证系统的正常运行，应防止大量访问，以及大量占用资源的情况发生，保证系统的健壮性;
3、提供有效的系统监控机制，对接口的运行情况进行即时监控，便于及时发现错误并排除故障;
4、保证在充分利用系统资源的前提下，实现系统平滑移植和灵活扩展，以保证系统的稳定性。
3.2. 网络通信模式
电力交易主站系统与电力交易子站系统之间的信息交换体系由信息交换总线、数据传输总线、标准接口服务器、隔离装置以及参与信息交互的其他系统共同组成，其具体交互运行关系如图：
图电力交易子站系统网络通信架构
电力交易子站系统与电力交易主站系统之间要实现协同工作，必须基于某种网络通信模式。电力交易子站系统与电力交易主站系统之间的网络通信模式共有对话模式、私有模式、广播模式三种。
1. 对话模式
对话通讯模式是指由电力交易子站系统向电力交易主站系统主动发起通讯请求。该请求被电力交易主站系统接收和处理，并给予响应。这种通讯模式与普通的客户/服务器模式相同，电力交易子站系统主动请求，电力交易主站系统响应。
以交易申报和查询为例，典型的对话模式连接通讯将如图所示：
图对话模式
具体的通讯过程如下：
Ø 电力交易子站系统向电力交易主站系统发出连接请求，在得到连接确认后发出身份认证请求;
Ø 电力交易子站系统在得到正确的身份认证响应后，进行申报请求或发出查询，在得到申报确认或查询响应后开始执行报文传送;
Ø 报文传送完成以后，再由电力交易子站系统发出断开请求，在得到电力交易主站系统的断开确认响应后，才真正断开物理连接。
2. 私有模式
私有通讯模式是指电力交易主站系统主动向某个特定的电力交易子站系统发出信息。
以交易结果推送为例，典型的私有模式连接通讯将如图所示：
图私有模式
具体的通讯过程如下：
Ø 电力交易子站系统向电力交易主站系统发出连接请求，在得到连接确认后发出身份认证请求;
Ø 电力交易子站系统在得到正确的身份认证响应后，能够与电力交易主站系统进行信息传送;
Ø 电力交易主站系统能够主动向已创建通讯连接的特定电力交易子站系统推送交易结果信息;
Ø 信息推送完成以后，电力交易子站系统发出断开请求，在得到电力交易主站系统的断开确认响应后，才真正断开物理连接。
3. 广播模式
广播通讯模式是指交易技术支持系统端主动向市场中的所有会员都发出相同的信息，例如市场公告、行情等。交易技术支持系统主动广播给全部交易子站系统。
以交易公告广播为例，典型的广播模式连接通讯将如图所示：
图广播模式
具体的通讯过程如下：
Ø 电力交易子站系统向电力交易主站系统发出连接请求，在得到连接确认后发出身份认证请求;
Ø 电力交易子站系统在得到正确的身份认证响应后，能够与电力交易主站系统进行信息传送;
Ø 电力交易主站系统能够主动向已创建通讯连接的所有电力交易子站系统推送市场行情信息或交易公告信息;
Ø 信息推送完成以后，电力交易子站系统发出断开请求，在得到电力交易主站系统的断开确认响应后，才真正断开物理连接。
3.3. 信息交换方式
电力交易子站系统与电力交易主站系统之间通过上述三种网络通信模式来实现网络层面的通信连接，在具体信息交互的处理上，通用的技术方式如下表所示：
表信息交换方式
FTP协议交换的信息为公开共享信息，信息交换的方向为单向，实现简单、传输批量数据效率较高;WebService遵守具体的技术规范，能与其它兼容的组件进行互操作，若增加数据量则会降低解释程序的执行效率;EJB基于规范的平台，支持多种中间件技术，对资源配置要求较高;WebSocket使用客户/服务器模式，实现简单、性能高，一旦连接上之后，就可以按设计的数据交换方法和格式进行数据传输，适合大批量数据传输;Rest基于HTTP协议，可利用缓存来提高响应速度，对资源依赖性较小，适合高并发传输访问。
按照总体要求，电力交易子站系统数据交互在保证系统安全性、先进性的基础上，还必须满足大批量、高并发的设计要求。因此电力交易子站系统应按照如下信息交换方式进行设计：
1. 对于大批量的信息交换，应采用WebSocket的方式
由于WebSocket是通过TCP协议来进行双向通信，支持点对点的机制，能够高效可靠地进行数据交流。同时WebSocket能够实现长连接，满足超高数据传输量要求。
2. 针对高并发的信息交换，应采用Rest的方式
Rest风格的接口借助HTTP协议，以资源的形式对外提供数据，使接口更加简单直观;同时由于Rest更加轻量，通讯效率更高，更加有利于应对大数据和高并发的业务请求场景。
针对以上两种信息交换方式，具体的设计规范如下：
1. 电力交易子站系统将需要提供的数据进行分类，抽象为数据资源，并将各数据资源封装成对应的URL,以HTTP或HTTP GET的形式对接口调用方提供;接口调用方通过访问该URL，获取资源数据;
2. 为保证接口调用安全，电力交易子站系统事先须为接口调用方提供电子签名秘钥;其他系统在调用接口时，使用提供的秘钥对调用参数进行电子签名后方可调用接口;
3. 系统返回的数据格式须为json格式;
4. API接口以公网方式或专线方式进行通讯。
同时，接口传输过程中的业务需求字段与电力交易主站系统同步，传输内容的字段长度、字段类型由交易中心指定，由此来实现信息交互的规范化要求。
3.4. 安全保障措施
电力交易子站系统需要与电力交易主站系统进行数据交互，数据通信接口的安全性要求较高，为避免数据在交互过程中出现被获取、篡改等风险，应采取以下安全保障措施：
1. 数据传输加密
采用SSL协议中相关算法进行传输层的加密，或者使用VPN进行传输，确保数据在传输过程中不会被拦截破解。
2. 身份认证
采用基于数字证书的身份认证体系，通信中的其中一方采用私有密钥对特定数据进行加密，而对方采用公开密钥对数据进行解密，如解密成功，则认证用户身份。
3. 时间戳超时机制
采用时间戳timestamp建立时间戳超时机制，服务端接收到timestamp后跟当前时间进行比对，如果时间差大于一定时间，则认为该请求失效。
4. 安全审计
对用户访问、用户行为、系统资源的异常使用和系统功能的执行等进行审计，并对审计记录进行分析，生成审计报表，提供实时报警。
5. 权限控制
使用基于角色的权限控制方式来对系统资源的访问进行授权，支持根据业务角色不同赋予权限。
4. 交互数据内容
电力交易系统交互数据根据业务类型主要分为基础数据、日前预测数据、中长期计划数据、日前申报数据、交易结果数据、实时交易数据、实际运行数据等。如下表：
表交互数据类型表
1.1. 交互数据来源
交互数据的具体分类包括基础数据、日前负荷预测数据、电网公开数据、市场主体申报数据、交易结果数据、结算数据及系统运行数据共七类;数据的来源有交易中心推送、售电公司上报、发电企业上报、电力用户上报。交互数据名称与子站功能的对应关系如下表：
附件3
广东发售电侧电力现货交易技术支持系统功能规范
1 总体功能要求
发电侧和售电侧现货交易技术支持系统(以下简称“现货交易技术支持系统”)，以我国电力市场(中长期+现货)运营规则为基础，为发电企业和售电企业的电力现货市场交易报价、信息报送、合同签订、客户服务等提供技术支撑。
现货交易技术支持系统采用开放式、分布式体系结构，便于系统的集成扩充，适应零售市场逐步发展的需要;采用标准化的结构，以满足与外部系统间的数据交换和访问;符合电力信息化系统的安全等级要求;支持通过网页浏览、移动应用等多种方式进行访问;支持与发电企业、售电公司和电力大用户等市场主体的其它系统进行数据交互。
1.1 系统功能结构
1.1.1 发电侧现货交易技术支持系统组成结构
发电侧现货交易技术支持系统由客户管理、数据管理、合同管理、成本分析、交易管理、结算管理、辅助决策、经营分析、信用评价、报告管理、配置中心等模块组成，系统组成结构如图1所示：
图1 发电侧现货交易技术支持系统组成结构
1.1.2 售电侧现货交易技术支持系统组成结构
售电侧现货交易技术支持系统由客户管理、数据管理、合同管理、交易管理、售电套餐、结算管理、辅助决策、经营分析、信用评价、报告管理等模块组成，系统组成结构如图2所示：
图2 售电侧现货交易技术支持系统组成结构
1.2 系统功能分类
现货交易技术支持系统为电力现货供需双方提供市场交易相关的功能支持，可根据市场主体的不同需求进行灵活的功能选配和扩展，对于发电企业、售电公司、电力大用户，其具体的推荐功能选配列表如表1所示：
2 发电侧现货交易技术支持系统
2.1 客户管理
客户管理用于管理与发电企业业务相关的市场主体信息，包括参与市场的电力用户、售电公司、电网公司以及其它客户的基本信息管理，并提供相关信息的统计、展示等功能，以辅助发电企业管理、维护客户关系。
系统还应能支持管理市场区域其他发电企业的公开信息，如发电企业的机组类型、机组数量、装机容量、年最大发电量等信息，并支持发电企业机组是否参与市场化等不同维度进行分类管理。
2.2 数据管理
将交易中心定期披露的市场信息及其他市场主体的披露信息进行管理。交易中心披露信息主要包括市场需求、电网阻塞、市场交易信息、辅助服务信息、机组和电网检修计划等。同时，其他发电企业、售电公司及电力用户的披露信息也需要按照一定的方式将相关信息管理起来，为交易申报、辅助决策等提供参考。
2.3 合同管理
合同管理主要是帮助发电企业对中长期已签约电量进行管理，将发电单元的中长期成交电量基于成本分析等相关考虑因素分解到各发电机组。
1. 基数电量管理
根据发电企业与电网公司签订的基数电量合约，将发电企业各发电机组的分月基数电量记录到系统中，为计划电量分解到机组作准备。如果电网企业的调度系统开放接口，则系统应能支持直接将分月电量数据对接过来。
2. 双边协商电量管理
发电企业参与年度双边协商交易是按发电单元为单位进行成交的，需要将发电企业各发电单元的分月双边协商电量记录到系统中，为双边协商电量分解到机组作准备。如果交易中心系统开放接口，则系统应能支持直接将分月电量数据对接过来。
3. 年度竞争电量管理
发电企业参与年度集中竞争交易是按发电单元为单位进行成交的，需要将发电企业各发电单元的分月年度集中竞争电量记录到系统中，为年度集中竞争电量分解到机组作准备。如果交易中心系统开放接口，则系统应能支持直接将分月电量数据对接过来。
4. 月度交易电量管理
月度交易电量管理包含月度集中竞争交易电量及发电合约转让交易电量，均是以发电单元为单位进行成交，需要将发电企业各发电单元的分月成交电量记录到系统中，为分解到机组作准备。如果交易中心系统开放接口，则系统应能支持直接将分月电量数据对接过来。
5. 中长期合同电量分解
基于以上的发电企业所有中长期成交电量，按照一定的策略分析，综合考虑发电煤耗、机组性能、启停费用、是否可参与市场等等因素，考虑机组的固定费用分摊，将发电单元的电量分解到各发电机组，最终得出各发电机组的各类中长期交易分月电量。
1.4 成本分析
发电侧现货交易子站系统可以通过分析发电企业的固定成本、变动成本，为报价策略的制定提供数据支持，并可实现利润分析、投入产出比分析、动态经济指标分析、收益预测等功能。
1. 固定成本分析
系统可以实现固定成本的分析、预测和分摊。通过来自电厂财务、计划等部门的历史数据和现有数据的分析，实现比较准确的固定成本预测，以及如何把固定成本分摊到总的发电成本中，使电厂能够控制发电成本，为竞价策略的成本分析提供数据。
2. 变动成本分析
系统可以是通过对已有数据(机组历史负荷，机组负荷煤耗曲线，社会负荷，机组运行维护情况等)的分析，通过对数据的甄别过滤(如剔除异常数据，去除重复数据)、分箱、聚类和回归等处理数据，采用合适的数据分析手段，生成机组未来几日的耗量特性曲线。
1.5 交易管理
系统结合机组发电成本、性能参数、出清价格预测等建立算法模型，优化决策机组在每个时段的最佳出力和申报电价(包括辅助服务报价)，其中交易管理功能主要包括：
1. 双边协商交易申报
分析市场供应方的机组最大利用小时数、供应双方的最大电量等市场约束条件，及自身检修计划、最大可发电量、年度交易最大可签订电量、固定成本、基数已签订电量等自身约束条件，根据历史的双边价格情况，给出发电企业多个年度双边协商申报推荐方案。
2. 年度竞争交易申报
年度竞争申报须分析全省平均发电煤耗、市场总规模上限等市场约束信息，结合本发电单元煤耗、本企业可交易上限、最大可利用小时数及固定成本等自身发电约束及已签约的年度基数电量、双边协商电量，给出发电企业多个年度竞争挂牌和摘牌申报推荐方案。
3. 发电合同电量转让交易申报
根据发电合同电量转让市场的总需求电量、年度交易合同电量、集中竞价需求量、集中竞争顶峰必开电量及B类机组的有效容量等市场情况，结合本发电企业的当月基数交易电量、年度交易电量、全电量约束上限及固定成本等因素，给出发电企业在场外协商和集中挂牌交易方式中的基数电量、年度双边及年度竞争的出让和受让方案，包括申报总量、申报价格及收益等。
4. 月度竞价交易申报
月度竞价交易申报能够根据当月市场情况，如市场用电总需求、用户侧有效竞争电量、发电侧竞争总上限、发电侧有效竞争电量、有效市场供需比及电网阻塞或调峰预留等市场分析数据，结合本发电企业的全电量约束上限、基数交易电量、年度交易电量及发电合约转让交易情况，分析月度竞价剩余容量。再根据历史同期或上月的价格及成交情况和考虑固定成本的情况下，给出发电企业多个月度竞价的申报推荐方案。
5. 日前市场交易申报
系统应能确定有利的次日机组运行的物理参数和各时段卖电报价或买电报价，包括但不限于机组电能量报价曲线、供热流量曲线、日预计并网时间、日最大发电量、启停费用报价、空载费用报价、爬坡速率、最大最小技术出力、调频和备用等辅助服务报价。
6. 日内市场交易申报
系统应能及时更新机组运行状态信息和日内交易报价，包括但不限于可再生能源机组发电功率的更新预测曲线，机组的可用状态信息，机组发电能力上下限和出力上调、下调报价等。
7. 实时平衡市场交易申报
系统应能确定有利的机组各时段的平衡服务报价：包括上调报价和下调报价两种。
1.6 结算管理
系统提供给发电企业根据交易中心发布的结算规则模拟计算基数电量交易、中长期合约电量交易、现货市场交易、发电合同电量转让交易等各类交易品种的相关费用;支持获取、核对、确认交易中心发布的临时结果结算电费、月度临时出清结果。系统支持从交易中心系统、调度机构系统等的获取各时段机组上网电量、现货电能量市场出清数据、政府核定上网电价、节点电价等关键数据，为结算提供数据基础。主要应包括以下功能：
1. 基数电量电费结算
系统应能支持包括A类机组和B类机组的电量计算、差价计算及基数电量最终电费结果计算的功能。
2. 市场化电费结算
系统应能支持采用“日清月结”的工作模式，生成相应的结算费用账单，电费应包括日前市场全电量能量电费、实时市场偏差能量电费、中长期合约差价能量电费等费用。
3. 辅助服务结算
系统应能支持计算不同容量机组冷温热态启动费用、空载费用及相关补偿费用;支持参照电力市场交易基本规则计算考核费用。
4. 结算分析
系统支持获取交易中心发布的各日临时结果结算电费、月度临时出清结果并展示、核对及确认的功能;支持获取月度结算正式结果信息，用于统计企业、各机组不同周期、不同交易类型的结算电量、电价、电费结果，进行汇总、分析、查询功能，可生成灵活报表、图表，导出下载功能等。
1.7 辅助决策
根据市场形势、发用电计划、输电通道建设及网损等信息，结合发电企业中长期已签约发电量，在充分考虑机组的技术因素及经济因素的前提下建立电量分解数学模型，按照交易中心的相关要求合理有效分解中长期合同市场交易电量，同时能够合理预测现货市场(日前、日内、实时(最短5分钟))发电机组出力、成本及市场出清电价(包括辅助服务出清价格)并绘制相应曲线。机组出力、成本及市场出清电价的预测值和相应曲线能根据市场及机组变化情况实现自动更新。
1. 机组负荷分配
机组负荷分配用于分配电量负荷，结合机组是否可参与市场化、启停机费用及综合性能等因素，基于最优分配组合将电量负荷任务分配到具体机组，机组负荷分配包括基数电量负荷分配及机组最优负荷分配功能：
基数电量负荷分配是在市场电量成交时已分时分机组的情况下，根据电网给出的机组负荷出力曲线，综合考虑所有机组的耗煤特性曲线、启停机费用、是否可参与市场、煤价等因素，按最优分配原则将基数电量分解到机组的出力曲线。
机组最优负荷分配功能是分析机组在理想状态下的最优负荷曲线，同时能够结合机组的既定负荷出力曲线分析现货市场的参与空间。运用优化决策分析方法实现厂内各机组间的负荷优化调度，确定机组的最优启/停计划。
2. 现货市场电价预测
可对电价预测的数据源和相关参数值进行调整，进而对市场主体申报价格、成交价格和影响价格的相关因素进行预测分析和保存，同时还能对不同发电类型、装机容量的机组边际电价进行分析。
3. 竞价策略分析
基于电力市场规则和发电企业机组的发电成本分析结果等信息，生成多个未来一天各时段的报价策略且提供与报价有关的分析结果，包括但不限于：各时段可能的竞价失败风险、最大可能出力、最大可能发电量、最大可能上网电量;以及各时段成本盈亏、日加权平均竞争电价、日平均出力、日最大可发电量、上网电量及电费收入和利润预测等。
1.8 经营分析
发电侧现货技术支持系统可对电力交易合同、市场占有率、收益组成等数据进行统计分析，从而为发电企业管理层进行经营决策、市场布局提供数据支撑。
1. 合同分析
系统可按发电合同类型、电力客户电压等级、电力客户行业类别、合同额度等分类统计合同数量、合同电量、总合同金额情况，也可按不同时间维度统计合同数量、合同电量、总合同金额等情况，并提供同比、环比等分析功能。
2. 市场占有率
系统可根据交易中心公布的交易数据情况，统计发电企业在全国各地区的市场占有率情况。
3. 收益分析
系统应能够按照不同周期对发电企业的收益及收益分布情况进行对比分析，能够根据发电企业的变动成本、竞争市场的成交电量、出清价格以及发电企业的上网电量等数据，综合分析发电企业在各交易品种的具体收益及成本金额，为发电企业调整经营策略提供支持。
1.9 信用评价
信用评价是为了防范电力市场交易过程中市场主体的失信行为带来的风险，降低市场主体在市场交易过程中遭遇风险的概率，为电力市场的规范运行和持续发展提供保障。信用管理主要内容包括但不限于以下功能：
1. 信用评价管理
信用评价管理包含自评及信用管理机构评价，周期为每月更新一次。市场主体通过信用评价管理功能的自评方式每月对自身的评价信息和评价等级进行提交，并支持已有信用管理机构评价信息的主体按照相关评价要求将指标数据和相关支撑材料上传到交易中心。新准入的未有信用管理机构评价信息的市场主体，由信用管理机构对其进行初始信用评分，确定其初始信用评价等级。
2. 交易风险评估
交易风险评估用于展示市场主体的风险评估结果，支持定期同步交易中心评价结果数据，市场主体的风险评价结果可多维度可视化。
3. 信用额度管理
信用额度管理用于展示市场主体的信用额度的有关信息，包括但不限于当前信用额度，历史额度信息，信用额度趋势，在总的市场主体中的额度位置。
4. 交易电量额度管理
交易电量额度管理用于展示市场主体的交易电量额度的有关信息，包括但不限于当前交易电量额度，交易电量额度信息，交易电量额度趋势，在市场总额度的占比。
5. 失信黑名单管理
失信市场主体黑名单管理用于公示失信的黑名单主体信息以及具体的失信行为，当市场主体对被纳入失信黑名单有异议的，系统可支持在规定时间内提出书面申诉，并上传相应的证明材料。
1.10报告管理
报告管理支持根据交易中心对各类交易、结算、信用评价、经营分析等报告的格式，定期生成符合交易中心要求的规范格式报告数据或文件并按时提交交易中心，最后由交易中心统一核实及发布。
1. 报告生成
系统应能支持生成交易中心要求的各类报告或文件且保证数据的准确性、一致性，各类报告生成后分类保存在系统中，可方便地进行筛选及查看。
2. 报告上报
发电侧现货交易技术支持系统生成的报告，应能直接通过点对点的方式定期上报至交易中心。
1.11配置中心
系统初始化时配置中心应提供本发电企业的信息完善功能，引导使用系统的发电企业按照步骤将基本信息、机组技术经济参数、财务数据等重要信息进行完善。
配置中心还应包括但不限于：角色权限控制、系统日志、参数设置、用户管理等功能。
2 售电侧现货交易技术支持系统
2.1 客户管理
客户管理用于管理与售电公司业务相关的市场主体信息，具体包括电力用户、发电厂以及其它客户的基本信息管理，以及电力用户负荷资源的精细化管理，并提供相关信息的统计、展示等功能，以辅助售电公司精益化管理、维护客户关系。
1. 电力用户档案
电力用户档案用于管理电力用户以及潜在电力用户的有关信息，并对电力用户的注册、注销等状态进行可追溯的管理。依据售电公司的业务需要，具体信息应包括但不限于电力用户的客户编号、客户名称、用户户号、所属城市、企业性质、企业规模、电压等级、用电类型、所属行业、所属集团、所属电网、企业报装容量、近年用电量、交易资格、联系人、联系方式等信息，并支持对客户档案按照交易、结算等维度进行分组管理。
2. 电力用户负荷资源管理
根据用能管理维度，将负荷源分成为一类生产设备、二类生产设备、三类生产设备、非关键性生产设备以及非生产设备五大类负荷，每个层级对象需要设备名称、额定功率、当前负荷、负荷类别等信息。
3. 发电企业档案
发电企业档案用于管理发电厂的相关信息，并对发电厂的注册、注销等状态进行可追溯的管理。依据售电公司的业务需要，具体信息应包括但不限于发电厂的客户编号、客户名称、所属城市、发电集团、发电类型、总装机容量、安全生产证、发电业务许可证、交易资格、环保批文、联系人、联系方式等信息。
4. 合作方档案
合作方档案用于管理辅助售电公司业务开展的第三方信息，可根据售电公司的业务需要增加代理商、合作方、施工方的信息管理和资质管理等。
5. 其他市场成员档案
其他市场成员档案用于管理交易中心、电网公司以及其他售电公司等市场成员的信息，具体信息应包括但不限于交易中心的交易品种、交易时限、申报网址、申报限额等;电网公司的结算流程、结算时限、结算账号、安全校核规则等;其他售电公司的基本信息、业务范围等。
2.2 数据管理
将交易中心定期披露的市场信息及其他市场主体的披露信息进行管理。交易中心披露信息主要包括市场需求、电网阻塞、市场交易信息、辅助服务信息、机组和电网检修计划等。同时，其他发电企业、售电公司及电力用户的披露信息也需要按照一定的方式将相关信息管理起来，为交易申报、辅助决策等提供参考。
2.3 合同管理
合同管理用于管理售电公司与电力用户的合同，具体功能包括售电合同洽谈、售电合同定制、售电合同上报、售电合同分解、合同执行跟踪，为售电公司提供从意向合同洽谈、正式合同签订到合同执行的全流程管理。
1. 售电合同管理
售电合同管理功能依据客户的最终意向，在系统生成正式售电合同并对售电合同进行管理。依据售电套餐模板能够支持售电合同条款的修改，支持售电合同的预览、下载、打印以及支持正式合同扫描件的上传。依据具体的合同执行情况支持售电合同的变更、解除、终止等管理功能。对于需要在线签订售电合同的，应采用经相关机构认证的合同电子签章系统进行处理。
2. 售电合同备案
售电合同备案功能支持(电网、用户、售电公司)三方合同文本的上传，用于将签订完成的售电合同信息，包括但不限于售电公司名称、电力用户名称、交易类型、结算约定等关键交易信息上报至交易中心，以备交易中心对上述信息进行备案。
3. 合同执行跟踪
合同执行跟踪功能用于监控、跟踪各售电合约的执行情况，能够依据电力用户具体的用电情况向售电公司业务员进行异常用电量预警。同时对电力用户生产经营变化、电网检修、自然灾害等原因导致的电量重大变化事宜进行跟踪记录，以备上传交易中心。
2.4 交易管理
交易管理用于售电公司参与电力市场竞争交易购电，具体包括中长期合约电量分解、月度竞争需求申报、用户侧日负荷曲线申报、现货交易竞价申报等功能，有效支撑售电公司在电力市场的购电业务。
1. 售电业务受理
售电业务受理功能是指由电力用户发起并推送客户意向性用电信息，具体内容包含但不限于总意向电量、逐月意向电量、意向价格、意向套餐类别等信息。售电业务受理功能应支持管理电力用户的各类意向性合同，能够为意向合同指定负责业务员、增加洽谈记录等。
2. 年度合约电量分解
年度合约电量分解的目的是根据电力用户用电量预测值、电力用户历史用电量、电力用户偏差用电量情况和违约罚金等信息，按一定原则(如平均分配、等比例分配、优先顺序分配等)合理有效分解年度合约电量到月。
同时系统能根据用户的历史负荷情况及负荷预测等信息，自动生成代理用户的下月年度交易电量分时曲线并在每月规定时间之前提交至交易中心。
3. 月度竞争需求申报
根据代理用户的月度申报需求电量，结合用户历史用电情况及负荷预测，汇总代理用电需求并申报至交易中心进行月度统一出清。
4. 日前负荷曲线申报
根据电力市场发布的市场供需情况、电网侧负荷预测和电网阻塞等信息，结合售电公司所有代理用户负荷预测曲线，综合对比多个电力需求曲线申报方案，拟定次日售电公司报送的用户侧负荷曲线。同时售电公司应将所有代理用户的昨日用电曲线一同申报至交易中心。
5. 现货交易竞价申报
电力现货市场体制逐步完善的过程中，售电侧的现货交易申报功能需要可灵活扩展以支持申报分时电量及价格的情况，能够利用电力市场的各类公开信息，结合现货市场价格预测等分析数据，给出售电公司参与电力现货竞价交易的多个分时量价申报方案。
2.5 售电套餐
随着电力现货市场的到来，售电公司与用户签订合同需要更精确的时间区段。售电套餐和模式会有更多的种类出来，会对售电公司的营销策略产生较大影响。因此，售电套餐功能支持售电公司向电力用户定制生成各类售电套餐，以满足不同用电特性用户的需要。
1. 电价管理
电价管理功能用于管理电网公司核算的输配电价、机组标杆上网电价以及电力用户的各类峰谷电价、阶梯电价和目录电价等电价信息，具体包括但不限于输配电价、峰谷电价、阶梯电价、目录电价、各类电源标杆上网电价等信息。
2. 售电套餐
售电套餐功能应根据售电公司的业务需要制定售电套餐模板，基于售电套餐模板实现售电合同条款的新增、删除、修改功能，具体可涵盖但不限于商务合同约定、售电总量、交易类型、售电价格等基本信息以及偏差分担约定、违约金约定等扩展信息。
2.6 结算管理
结算管理模块应支持交易中心组织下的售电公司、电力用户、电网企业的电力直接交易电费清算，功能包括：交易手续费的计算、向发电企业应付账款的计算、向电力用户用户应收账款的计算、结算单的生成、确认和上传等。
系统能够设置结算公式，自动计算电力用户和售电公司的计费周期收益，形成结算单，按约定格式的数据上报电力交易中心，并具有按合同编号、合同对象、计费周期等维度分类显示和汇总功能。
1. 电能结算
支持依据关口计量数据、交易分时数据，按结算规则进行计算，生成电能结算的结算结果。电能结算包括中长期合约分解曲线的结算、日前电能交易结算与实时电能交易结算，其中的中长期合约结算有金融合约与物理合约两种情况。结算结果在数据粒度上须包括每笔电能交易最小价格周期(15分钟或小时级)的电量、电价与电费。
3. 账单校核
账单校核用于管理电力交易系统发布的日临时账单、月度临时出清结果和月度结算正式结果。市场主体可在此对对日临时账单和月临时结果进行查询确认。临时结算结果具体包括：各用户不同统计周期、不同交易类型的结算电量、电价、电费。统计颗粒度为每小时、每天合计、每月累计数据。月度结算正式结果具体包括：各用户计量点不同交易类型的月度结算电量、电价、电费。
4. 结算分析
结算分析是对历史的日临时账单、月临时结果和约正式结果数据的管理和分析。通过图表等手段，将各种账单类型的结果的趋势、组成、占比等情况以直观的手段展示。
2.7 辅助决策
辅助决策功能主要用于辅助售电公司在电力现货市场进行购售电业务时进行电量、电价决策。该部分功能是电力现货交易技术支持必备功能，相关的辅助决策功能包括但不限于以下功能：
1. 购电空间分析
系统可对售电公司参与交易需要购买的电量进行统计、分析、计算，并能够对售电公司的盈亏边际电价进行计算。
2. 竞价交易模拟
基于电力市场交易规则及交易时序搭建具备便捷的交易仿真模拟和自适应训练模块的竞价交易模拟功能。竞价交易模拟功能支持将实际市场信息输入系统模拟市场环境，并按照客户的具体竞价策略(方案)开展复盘分析工作。
3. 现货市场电价预测
可对电价预测的数据源和相关参数进行调整，进而对市场主体申报价格、成交价格和影响价格的相关因素进行预测分析和保存。
4. 交易策略及预案管理
系统可根据历史交易数据及相关指标对交易策略中的购电量、购电价格进行评估分析，生成交易预案，并可对交易预案进行查询、下载、打印等操作。
5. 负荷数据管理及分析
系统可通过图形或表格的形式显示每个客户的电量、负荷、负荷率、负荷利用小时数等数据，能够多维度的对用电数据进行统计分析。
6. 用户日前负荷预测
系统可对售电公司代理客户进行日前负荷预测，支持对代理客户原始数据的清洗筛选、参数及预测结果的调整和保存功能。
7. 售电公司负荷申报曲线拟合
系统可以通过对售电公司不同区域、不同行业的单一用户完成其日前负荷曲线预测后，利用预设的算法模型进行总体拟合，最终得出售电公司的日前负荷申报曲线。
8. 历史成交数据分析
系统可支持对交易中心发布的成交数据进行统计分析，如交易规模、成交电量、出清价差或价格、平均结算价差或价格、供需双方的成交申报数据(最高成交报价、最低成交报价、平均成交报价)及影响市场价格的相关因素等。
2.8 经营分析
系统可对客户、合同、市场占有率、收益等数据进行经营分析，从而为管理人员进行经营决策、市场布局提供数据支撑。
1. 客户分析
系统可根据客户属性分类统计客户数量，分布，占比，统计各类客户报表等，并可通过图表进行展示。客户属性可包括地区、客户类别、行业类别、客户状态、电压等级、用电量等。
2. 合同分析
系统可按合同类型、电力客户电压等级、电力客户行业类别、合同额度等分类统计合同数量、合同电量、总价合同额情况，也可按不同时间维度统计合同数量、合同电量、合同总价额度等情况，并可提供同比、环比等对比功能。
3. 市场占有率
系统可根据交易中心公布的交易数据情况，统计售电公司在全国各地区的市场占有率情况。
4. 收益分析
系统应能够按一定周期对售电公司收益及收益分布情况进行对比分析，能够支持各交易类型的交易电量、交易价格、实际用电、偏差处罚等等数据计算及统计，得出售电公司精细化的收益分析结果表，便于售电公司分析经营风险，调整经营策略。
2.9 信用评价
信用评价是为了防范电力市场交易过程中市场主体的失信行为带来的风险，降低市场主体在市场交易过程中遭遇风险的概率，为电力市场的规范运行和持续发展提供保障。信用管理主要内容包括但不限于以下功能：
1. 信用评价管理
信用评价管理包含自评及信用管理机构评价，周期为每月更新一次。市场主体通过信用评价管理功能的自评方式每月对自身的评价信息和评价等级进行提交，并支持已有信用管理机构评价信息的主体按照相关评价要求将指标数据和相关支撑材料上传到交易中心。新准入的未有信用管理机构评价信息的市场主体，由信用管理机构对其进行初始信用评分，确定其初始信用评价等级。
2. 交易风险评估
交易风险评估用于展示市场主体的风险评估结果，支持定期同步交易中心评价结果数据，市场主体的风险评价结果可多维度可视化。
3. 信用额度管理
信用额度管理用于展示市场主体的信用额度的有关信息，包括但不限于当前信用额度、历史额度信息、信用额度趋势以及在市场主体中的额度水平。
4. 交易电量额度管理
交易电量额度管理用于展示市场主体的交易电量额度的有关信息，包括但不限于当前交易电量额度、历史交易电量额度信息、交易电量额度变化趋势以及占市场总额度的比例。
5. 失信黑名单管理
失信市场主体黑名单管理用于公示失信的黑名单主体信息以及具体的失信行为，当市场主体对被纳入失信黑名单有异议的，系统可支持在规定时间内提出书面申诉，并上传相应的证明材料。
信用评价还应包括信用额度管理、交易电量额度管理等功能。
2.10报告管理
报告管理支持根据交易中心对各类交易、结算、信用评价、经营分析等报告的格式，定期生成符合交易中心要求的规范格式报告数据或文件并按时提交交易中心，最后由交易中心统一核实及发布。
1. 报告生成
系统应能支持生成交易中心要求的各类报告或文件且保证数据的准确性、一致性，各类报告生成后分类保存在系统中，可方便地进行筛选及查看。
2. 报告上报
售电侧现货交易技术支持系统生成的报告，应能直接通过点对点的方式定期上报至交易中心。
2.11配置中心
系统初始化时配置中心应提供售电企业的信息完善功能，引导使用系统的发电企业按照步骤将基本信息、机组技术经济参数、财务数据等重要信息进行完善。
配置中心还应包括但不限于：角色权限控制、系统日志、参数设置、用户管理等功能。
