一、总体要求
（一）工作目标
通过区域现货市场交易组织与执行全业务调电试运行，主要实现以下工作目标：
1.检验汛期场景下日前和实时现货市场申报、出清、执行、模拟结算、信息披露等全业务流程的有效衔接和规范性、时效性。
2.充分验证技术支持系统功能的完整性、稳定性和应用可靠性，全面评估和校验汛期场景下市场规则的适用性和参数设置的合理性。
3.进一步加深市场主体对市场规则的理解，提升参与区域现货市场试运行的意识和专业能力，结合调电试运行情况开展系列分析，对比分析和评估验证南方区域电力现货市场运作效果，持续优化市场规则及技术支持系统。
4.以年底前开展全域短周期结算试运行为目标，基于五省区联合出清结果，开展模拟结算，打通结算业务全流程，完善区域市场结算机制。
（二）基本原则
遵循规律，确保安全。遵循南方区域电力系统运行客观规律，推进市场交易与系统运行良好衔接，做实做细调电试运行安排，保障电能生产、输送和使用动态平衡，确保系统安全稳定运行和电力可靠供应。
统筹兼顾，稳中求进。统筹南方区域电力市场发展情况及电网物理特性，循序推进调电试运行工作。结合实际情况，调电时间由短及长，全面检验市场业务流程及技术支持系统，为进入结算试运行做好准备。
双线并行，有序衔接。本次南方区域电力现货市场调电试运行期间，不改变广东现货市场现有运营模式，后续逐步结合区域现货的结果执行与结算。完善交易组织与系统运行的时序衔接和业务对接，制定相关应急预案，实现各方工作高效协同和各层次市场协调发展。
（三）总体安排
南方电网公司组织相关电力调度机构及交易机构负责实施区域现货市场调电试运行。三季度调电定于 2023 年 8月下旬（初定于 25-31 日，以广州交易中心通告时间为准），安排 7 天日前、日内连续市场调电试运行，日前按照申报、出清、执行的全流程开展，日内按照实时出清、执行全流程开展。
三季度调电范围为省间联络线计划、五省区参与优化出清的常规电源及广东、广西参与优化出清的试点新能源（详见附表 1），其中云南参与优化出清水电为金沙江、澜沧江流域 20 家电厂（附表 2），与二季度调电相比，新增乌东德左岸电厂、乌东德右岸电厂和溪洛渡右岸电厂。根据《南方区域电力市场现货电能量交易实施细则》（第 2.4.11.1 条汛期流域来水超过电站满发，水库已失去或即将失去调节能力或调度机构发布弃水预警的水电厂退出优化出清），调电期间相关水电以报量不报价形式参与现货出清。当水电发电能力超过系统消纳能力时，根据国家及各省区清洁能源消纳政策安排水电弃水。
三季度调电期间南方（以广东起步）电力现货市场（以下简称“广东现货市场”）保持连续结算运行，不改变现有运营模式。根据南方区域电力市场 2023 年下半年重点工作计划，南方区域现货市场年底前开展全域短周期结算试运行，届时将安排广东现货市场按区域出清结果执行、按区域出清价格结算，方案另行制定。
二、工作依据
（一）交易规则
按照《南方区域电力市场实施方案》、《南方区域电力市场运营规则（不结算试运行版）》、《南方区域电力市场现货电能量交易实施细则》等规定，市场运营机构组织各市场主体开展区域现货市场交易和运行。
（二）交易参数
市场交易参数采用《南方区域电力现货市场试运行主要参数参考值》（附件 3）所列参数，与二季度调电相比，本次根据燃料成本变化滚动调整各省区火电申报参数，并根据汛期运行特点单列水电申报上限，后续根据试运行需求适时调整。
（三）日内执行
日内实时市场按照《南方区域现货市场实时调电试运行操作细则》（附件 4）操作执行。
三、组织实施
（一）市场申报
1.D-1 日 09:00 前，南网总调完成区域现货市场出清边界条件准备，发送有关事前信息至广州电力交易中心，广州电力交易中心发布区域现货市场事前信息。2.D-1 日 10:30 前，广州电力交易中心组织南方区域市场主体完成市场申报。
（二）日前出清
1.D-2 日前，广州电力交易中心提供跨省区月度交易计划至南网总调，南网总调校核形成满足系统运行要求的跨省优先计划电量，作为现货市场出清的边界条件。2.D-1 日 10:30 起，南网总调进行区域现货市场日前出清，根据区域现货市场出清结果于 16:00 前形成运行日（D日）调度计划。其中，省间联络线计划执行区域现货市场出清并审核后的结果，省间联络线计划作为广东现货市场出清的边界条件于 16:00 发送广东开展广东现货出清，广东省内市场主体执行广东现货市场出清结果形成的日前调度计划（20:30）。其他省区（广西、云南、贵州、海南）市场主体执行区域现货市场出清并经审核后的结果形成的日前调度计划（20:30）。南方区域非市场主体按照调度下发的日前发电计划执行（20:30）。
3.日前市场出清应满足计算效率要求。区域现货出清的省间联络线计划结果经总调审核后发布至各中调，各中调对本省出清结果开展审核，确保满足全省电力平衡及各类安全约束，审核完毕后发送调度控制系统执行。
3.日前市场出清应满足计算效率要求。区域现货出清的省间联络线计划结果经总调审核后发布至各中调，各中调对本省出清结果开展审核，确保满足全省电力平衡及各类安全约束，审核完毕后发送调度控制系统执行。
（三）实时出清
1.运行日（D 日）T-35 分钟，区域现货市场基于日前出清的开机组合（SCUC）及最新的电网运行状态、超短期负荷预测的基础上滚动优化 T 时刻起未来 2 小时的机组出力（SCED），形成各发电机组需要实际执行的发电计划、实时节点电价和省间联络线计划等信息。2.运行日（D 日）T-15 分钟，广东现货市场以区域现货市场实时出清的省间联络线计划为边界进行实时市场出清，广东市场主体执行广东现货市场实时市场出清结果。广西、云南、贵州、海南市场主体按照区域现货市场实时出清结果执行。非市场主体执行调度机构下发的实时发电计划。
3.实时市场出清结果及时、准确下发至各发电主体及直流控制系统，且现场具备准确执行条件。
4.安全校核与实时市场出清同步进行，实时市场出清结果应严格满足电网安全稳定运行、电力供需平衡以及清洁能源消纳等要求。
5.出清过程中若出现结果不收敛、约束不满足等异常情况，南网总调应组织各调度机构及时评估、调整市场边界条件，并及时规范记录调整情况及原因。
6.调电期间，各源端数据业务系统应加强系统安全运维及应急人员支撑保障。若业务系统出现网络异常，责任专业应立即通报，并立即根据应急处置预案恢复系统正常运行，避免通道中断或数据异常导致实时市场出清失败。
7.实时市场出清结束至运行时刻期间，调度机构应根据电网实际运行情况和系统安全稳定运行与电力供应保障、清洁能源消纳需要，按照安全第一的原则对机组的实时调度计划、跨省送受电计划等进行调整。处置结束后，恢复按照实时市场出清结果执行，并及时向市场主体发布相关信息。
（四）信息披露工作要求
1.调度事前披露信息由调度机构在 D-1 日 9:00 前发布至交易机构，区域现货市场及广东现货市场出清结果于当日20:30 前发布至交易机构。由交易机构分别在 9:15 及 20:45前发布至市场主体。
2.调度事后信息由调度机构于 D+1 日上午 12:00 前发送至交易机构，市场干预情况及事故处理情况等披露信息由调度机构于调电最后一日的次日下午 17:00 前发送至交易机构。由交易机构分别在 D+1 日 12:15 及调电最后一日的日下午 17:15 发布至市场主体。
3.信息披露相关内容参照《南方区域电力市场信息披露管理实施细则》规定。
四、市场衔接机制
（一）优先计划调整机制
南网总调根据保安全、保供应、保消纳原则，D-2 日形成满足电力系统运行要求的跨省优先计划电量，作为现货市场出清的边界条件。广州交易中心根据该电量约束调整跨省优先计划合约，向市场主体公布，作为开展结算的依据。具体地，本次调电期间 12 项交易成分（贵州送广东、云南送广东、云南送广西、广西扶贫送广东、溪洛渡送广东、乌东德送广东、乌东德送广西、澜上五厂送广东、兴义#2 机送广西、富川送广西、广东送海南、海南送广东）参与区域现货日前市场出清优化（设置出清电量下限值约束，下限值应综合考虑年度计划完成情况，可较月度计划适当增加），其余交易成分根据实际系统运行情况调度人工固定安排。
（二）区域现货市场与调频辅助服务市场的衔接
1.日前区域现货市场与区域调频市场预安排按照区域现货与广东现货两阶段分步出清的方式衔接。第一阶段，开展日前区域现货市场机组组合（SCUC）计算，根据区域机组组合结果开展区域调频市场日前第一次出清，根据调频市场第一次出清结果开展日前区域现货市场经济调度（SCED）计算。第二阶段，开展日前广东现货市场机组组合（SCUC）计算，根据广东机组组合结果开展区域调频市场日前第二次出清，根据调频市场第二次出清结果开展广东现货市场经济调度（SCED）计算。
2.日内区域现货市场与区域调频市场正式出清按照区域现货、广东现货分步出清的方式衔接。t-45 分钟(t 为整点），区域调频开展 t 时刻起未来 3 小时正式出清计算并将结果发送至区域现货及广东现货市场，T-35 分钟，以区域调频正式出清结果开展区域现货实时出清计算，T-15 分钟，以区域调频正式出清结果开展广东现货实时出清计算。
3.日前区域现货市场与云南调频市场预安排按照分步出清的方式衔接。在日前区域现货市场出清云南 SCUC 结果基础上，开展云南调频辅助服务市场的日前预安排，根据云南调频市场出清结果开展日前区域现货市场经济调度（SCED）计算。
4.日内区域现货市场与云南调频市场正式出清按照分步出清的方式衔接。t-45 分钟(t 为整点），云南调频市场以最新的区域现货出清的开机组合结果作为边界，开展 t 时刻起未来 3 小时正式出清计算并将结果发送至区域现货市场，T-35 分钟，以云南调频正式出清结果开展区域现货实时出清计算。
（二）区域现货市场与广东现货市场的衔接
此次调电试运行期间，区域现货市场出清的广东受入联络线计划作为广东现货市场出清的边界条件开展省内现货出清。持续开展区域现货系统、广东现货系统日前出清计算结果的比对工作，验证区域现货系统的可靠性。
（三）区域现货市场与调峰辅助服务市场的衔接
日前区域现货市场调电试运行期间，调峰辅助服务市场不发布调峰需求，如日内启动调峰市场，则 t-60 分钟(t 为整点），先开展区域调频正式出清，t-45 分钟，以区域调频正式出清结果，开展未来 3 小时的广西、海南省内深度峰辅助服务市场正式出清计算，t-35 分钟以调峰市场正式清结果开展区域现货实时出清计算。
（四）日前区域现货市场与跨省电力备用辅助服务市场
的衔接
日前区域现货市场调电试运行期间，区域现货出清结果已满足备用要求，跨省电力备用辅助服务市场不发布备用需求。
五、处置预案
（一）区域日前现货出清失败或结果无法执行
区域现货市场出清和现有日前调度计划编制模式同步开展。D-1 日 12:00 前将人工编制广东受入省间联络线计划发送广东中调开展广东现货市场出清（备用），若区域日前市场出清失败或无法通过系统下发调度计划等情况导致结果无法执行（16:00），立即切换至现有日前调度计划编制模式。广东市场主体执行广东现货市场出清结果，广西、云南、贵州、海南按照现行日前计划编制方式下达日前调度计划。
（二）区域日前边界数据交互异常
出清所需边界数据、出清结果数据发布、传输异常，根据数据管理职责分工，联系相关专业或单位及时处置，必要时采用人工拷贝方式保障按时出清及结果发布。
（三）申报数据通道中断
广州电力交易中心加强统一电力交易平台运行监测，如发现市场主体无法登录、无法申报、申报数据文件生成故障、申报数据通道中断等情况，按照相应情况的应急处置措施，优先定位并解决系统运行问题，恢复系统正常运行，支撑市场主体正常申报。交易系统短时无法登陆时开展应急处理，广东采用广东交易中心报价数据替换，广西、云南、贵州、海南采用前一日报价数据替换。如遇极端系统故障或者网络通道中断无法快速恢复，视为调电失败，转为调度计划编制模式。
（四）区域现货实时出清超时
区域现货系统设置实时市场出清超时时间。若区域现货系统实时出清计算超过 15 分钟仍无结果，则不发布此轮出清结果，仍然使用上次发布实时出清结果，维持区域现货实时市场运行。
（五）区域现货实时出清失败
若区域现货实时出清失败，南网总调调度值班人员在现货系统中查看出清流程状态，定位出清失败的具体环节，并根据运行信息中提示的错误进行问题排查。对于由于优化计算过程中出现约束冲突导致的出清失败，由南网总调调度值班人员根据运行信息中提示的冲突进行错误数据修改；对于出清程序出现的其它不明原因异常，由南网总调自动化值班人员进行异常排查及消缺。出清失败期间，可继续使用已有的 2 小时滚动计算结果维持区域现货实时市场运行。若 2 小时内异常未恢复，或因其它必要原因，南网总调可中止当日实时市场运行，调度值班人员根据日前计划人工调整并审核后下发省间联络线、发电主体的实时计划。
（六）区域现货实时出清结果无法发送至省区
区域现货市场系统出清结果通过调度数据网通道（2 条）和专线通道（2 条）与各中调交互，在调电试运行期间，4条通道同步发送出清结果至中调 OCS。若 4 条通道均中断导致结果无法下发，南网总调自动化值班人员立即组织异常查找，并消除异常。异常恢复前，由区域现货系统管理员每小时人工拷贝实时出清文件通过企业通信平台发至相关中调，相关中调每小时接收实时出清文件并导入 OCS 执行。
（七）D 日日前终版计划未在 D-1 日 20:30 前发送
日前调度计划原则上于 D-1 日 20:30 前导入区域现货系统，作为 D 日实时出清边界。如果因区域现货出清效率影响等原因，D 日日前终版计划未在 D-1 日 20:30 前发送，则由南网总调调度值班人员确认将 D-1 日 23:45 的机组组合沿用至 D 日，保障实时市场连续出清。
（八）日内实时调电执行异常
调度值班人员按照相关规定监视实时调电及电网实际运行情况，对异常情况以《南方区域现货市场实时调电试运行操作细则》（附件 4）为基准进行处置。
六、职责分工及工作要求
（一）职责分工
1.南网总调负责组织区域现货市场运营，组织区域现货市场统一出清及校核，收集区域现货市场调电试运行相关数据，开展市场出清价格、发电计划分析，区域现货市场费用规模测算与评估。
2.交易机构负责组织市场申报并审核信息后进行统一封存供正式出清使用，开展模拟结算及信息披露，统一收集市场主体的咨询问题并协调相关调度机构回应。
3.广东中调负责南方（以广东起步）现货市场运营，组织南方（以广东起步）现货市场出清及校核。
4.其他电力调度机构按所辖调度范围配合开展区域现货市场相关工作。
5.市场主体按要求加强区域现货市场交易规则及细则的学习，负责参与现货日前交易申报和执行调度下发的发电计划。
（二）工作要求
1.根据南方区域电力现货市场调电运行需要，调度机构各专业做好值班安排，调度、自动化专业严格落实 24 小时现场值班、候班制度，密切监视电网运行状态。方式、市场、水新严格落实电话值班制度，保持手机 24 小时畅通，及时对调电异常的定位及处理提供技术支持。
2.调电前区域现货市场实时出清结果无明显异样，出清成功率达 95%，15 分钟出清及时率达 95%。出清结果满足电力平衡，无重要断面异常过载状况。
3.市场运营机构应按照安全第一的原则安排区域现货调电试运行，避免在气候异常和自然灾害或重大保供电日安排调电，保障电力系统安全稳定运行。
4.综合考虑五省区优化配置目标，省间送电计划原则上参与调电期间现货优化出清，并按出清结果执行，后续通过非调电期间人工安排调整实现省间送电按计划目标管控。具体 2023 年三季度调电期间省间送电计划参与优化出清安排按附表 3 执行，与二季度调电相比，新增乌东德送广东、乌东德送广西、溪洛渡送广东参与优化。
5.D 日日前调度计划原则上于 D-1 日 20：30 前导入区域现货系统，作为 D 日实时出清边界。
6.第三季度区域现货市场试运行纳入广东、广西新能源市场主体，其它省区按照计划适时纳入。
7.调电期间，广东省机组按广东现货市场相关规则开展发电计划偏差结算和考核补偿，其他省区机组发电计划考核按照《南方区域电力并网运行管理实施细则》中“第二十八条 值班调度员有权按规定修改日调度计划曲线，修改后的日调度计划曲线应提前 30 分钟下达给发电侧并网主体，不足 30 分钟下达的调度计划曲线，自下达时刻起 30 分钟内免除日调度计划曲线考核”实施考核及豁免。
8.调电前，市场运营机构统筹考虑各省区各类型电源发电成本及业务经营效益，细化制定现货申报价格指导区间。调电期间，市场主体应严格按照指导区间规范参与市场报价，促进市场交易价格合理形成。
9.调电期间，各中调严格按照《南方区域电力市场现货电能量交易实施细则》要求，设置省内机组必开必停。广西、云南和贵州每个火电厂原则上设置至少一台必开机组，其余机组应通过现货优化出清确定开停机状态。
七、重点任务
（一）完善跨省优先计划调整会商机制，南网总调根据保安全、保供应、保消纳原则，经市场部、广州交易中心会商形成满足电力系统运行要求的跨省优先计划电量，作为现货市场出清的边界条件。广州交易中心根据该电量约束调整跨省优先计划合约，向市场主体公布，作为开展结算的依据。（8 月 15 日前完成，南网总调、广州电力交易中心、市部负责）
（二）编制实时市场不平衡量处理预案，优化区域现货 不平衡量分配机制。（8 月 15 日前完成，总调调度处负责，市场处配合）
（三）完成实时市场优化与直流匹配条件断面的水电机组组合、日前和实时市场出清均增加水电全厂爬坡速率约束等测试，开展出清模型相关算法优化调整。（8 月 15 日前完成，总调调度处负责，自动化处配合）
（四）完成鲁西直流功率出清时为调频带宽留出裕度的功能开发，在断面计算过程中能够考虑机组调频中标情况和灵敏度信息，并将同频控制功能的带宽作为现货市场出清边界和约束。（8 月 15 日前完成，总调调度处负责，市场处配合）
（五）推进国产出清优化系统实用化，择机选择一天使用国产求解器出清结果，下发节调系统作为次日计划值。（总调自动化处负责，方式处、市场处配合）（六）上线“机组开停机曲线”出清功能。以“GAP 值设为 1.0%”为目标开展出清测试，在保障出清效率的前提下，逐步提高计算精度。在中南通道柔直功率反转控制和全域灵活性直流调制功能改造完成后，上线应用中南通道优化出清功能。（总调自动化处负责，方式处、市场处配合）
（七）完成市场主体调电试运行的宣贯培训。（8 月 20日前完成，广州电力交易中心负责，总调市场处配合）
（八）确保广东市场申报在区域现货市场和南方（以广东起步）现货市场保持一致。（常态化工作，广州电力交易中心、广东电力交易中心负责）
（九）组织开展市场主体报价指导。结合近期优先计划约束测试案例出清情况，依据“真实边际成本+合理利润”的原则研究制定南方区域电力现货市场报价指导意见，推动市场主体理性报价。
八、组织保障
贯彻落实国家最新电改文件精神，健全协同工作机制，落实工作到岗到人，统筹推进南方区域电力市场建设，积极组织协调市场运营机构、电网企业和各市场主体，确保现货市场建设运行各项工作有序推进。注重防范各类市场风险，加强应急保障，及时跟踪总结现货市场运行存在的问题，提出针对性的解决措施，完善方案规则、配套细则以及技术支持系统，确保区域电力市场健康平稳发展。及时发布区域现货市场调电试运行相关方案、操作规则等文件，积极做好宣贯读培训，充分调动各方积极性，为推进区域现货结算试运行工作营造良好环境。
九、风险防控
（一）系统运行风险防控
当发生气候异常和自然灾害或重大电源、电网故障等突发事件严重影响电力供应或电网安全时，或电力市场技术支持系统发生故障无法正常开展市场交易时，市场运营机构应按照安全第一的原则处理事故和安排电力系统运行，必要可以中止现货试运行，恢复常规方式调度。
（二）网络安全风险防控
护网演习期间，若启动网络安全应急处置，出现数据通道中断等情况，调度机构协同交易机构确认是否影响现货市场系统运行并采用备用通道、人工拷贝数据等应急保障措施。
（三）市场和舆情风险防控
加强政策解读引导，采取多种方式，向市场主体宣贯调电试运行方案，加强舆情监测预警，积极回应社会关切，做好应急预案，营造良好舆论环境。