南方(以廣東起步)電力現貨市場結算試運行實施方案

附件1

南方（以廣東起步）電力現貨市場2021年12月結算試運行實施方案

按照《國家發(fā)展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕1453號）等工作部署，根據《廣東電力現貨市場建設試點工作方案》（粵經信電力函〔2017〕286號）、《南方（以廣東起步）電力現貨市場實施方案（征求意見稿）》（粵經信電力函〔2018〕208號）、《南方（以廣東起步）電力現貨市場系列規(guī)則（征求意見稿）》有關規(guī)定及要求，為積極穩(wěn)妥推進南方（以廣東起步）電力現貨市場試運行工作，應對我省當前電力供應緊張、燃料價格大幅上漲局面，全面檢驗規(guī)則和技術支持系統(tǒng)，提高結算試運行效果，特制訂本實施方案。一、工作目標12月繼續(xù)開展現貨結算試運行。在現有年度價差中長期合同電量和零售代理關系不變的基礎上，連續(xù)組織“絕對價格月、周交易+現貨”結算試運行，實施發(fā)電成本補償，根據系統(tǒng)運行需要組織需求側響應。通過開展結算試運行，全面檢驗規(guī)則和技術支持系統(tǒng)，實現發(fā)電成本更加及時向終端用戶傳導，充分調動發(fā)用兩側主體保供積極性，促進電力安全有序供應；探索現貨連續(xù)運

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行的實施路徑，實現市場關鍵機制的突破，推動電力市場化改革不斷向縱深發(fā)展，保障廣東電力市場建設繼續(xù)走在全國前列。二、工作原則統(tǒng)籌兼顧，積極穩(wěn)妥。統(tǒng)籌考慮各方市場主體的實際情況和利益訴求，既要與現貨長周期運行形成良好銜接，又要結合市場運行實際，確保市場平穩(wěn)運行。分步實施，有序推進。分階段推進現貨長周期運行，待明確相關邊界條件、建立完善長效機制后轉入現貨連續(xù)運行。防范風險、確保安全。做實做細市場模擬推演，提前發(fā)現問題，切實防控風險。推動系統(tǒng)運行和市場交易有效銜接，做好市場應急處理預案，確保電力安全可靠供應。邊試邊改，動態(tài)完善。根據試運行實際情況，滾動進行交易規(guī)則修編、交易參數調整及技術支持系統(tǒng)完善，保障市場平穩(wěn)有序運行。三、試運行關鍵機制試運行期間，統(tǒng)一組織開展交易和結算，主要包括：組織月度交易，交易結果為差價合約;按照南方（以廣東起步）電力現貨市場規(guī)則體系，組織絕對價格中長期交易和現貨交易并開展批發(fā)市場結算。基于零售合同開展零售市場結算。結算試運行主要機制如下：（一）應用電能量價格加輸配電價的方式，形成用戶用電絕對價格。（二）開展絕對價格月度、周中長期交易。其中，月度

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交易包括非關停機組代購市場電量集中轉讓交易、非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易、月度雙邊協(xié)商、月度掛牌交易、月度競價交易；周交易包括周集中競爭交易、周雙邊協(xié)商和周掛牌交易。除非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、機組代購市場電量集中轉讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易外，發(fā)電側只允許賣出電量，用電側只允許買入電量。月度交易（轉讓交易除外）、周集中交易成交價格上下浮動范圍統(tǒng)一調整為不超過燃煤基準價（0.453元/千瓦時）的20％。高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。（三）市場從價差模式轉換至絕對價格模式，具體方法如下：1.簽訂價差模式零售合同的，將當月價差零售合同的價格轉換為絕對價格，對零售用戶結算。2.將發(fā)電企業(yè)、售電公司（含直接參與批發(fā)市場的大用戶，下同）當月價差中長期合同的價格轉換為絕對價格，對發(fā)電企業(yè)和售電公司結算。3.零售價差合同轉換成絕對價格結算后，對售電公司超出（或不足）其原有價差收益的部分，進行全電量平衡結算，平衡結算差額總資金由全部市場購電用戶按電量比例分攤或分享。（四）燃煤機組。根據最高燃料價格對應的各類型機組發(fā)電成本乘以一定比例系數U1后，作為其申報價格上限，每周滾動更新。其中，最高燃料價格取最新公開發(fā)布的CECI

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綜合價加海運價、CECI成交價加海運價、廣州港煤炭指導價三者中的最大值（若其中某個指數停發(fā)，則使用停發(fā)前最后一期的數據），參照《廣東電力現貨市場機組發(fā)電成本測算辦法》計算最高燃料價格對應的各類型機組發(fā)電成本。同時，我們將按照國家要求，積極研究其他更加有效的措施，發(fā)揮現貨價格引導優(yōu)化發(fā)電側、用戶側的生產，統(tǒng)籌好電力供應保障和市場運行風險防范的關系。燃氣機組?，F貨電能量申報價格上限取各類型燃煤機組申報價格上限的最大值。（五）市場臨時調控措施。視市場運行情況采取調整事后超額收益回收、設置用戶側統(tǒng)一結算價上下限等市場臨時調控措施。（六）放開全部市場化燃煤、燃氣機組發(fā)電電量上網電價。取消政府年初分配的12月市場化燃煤、燃氣機組基數電量，轉為電網代購市場機組電量。代購市場機組電量參照燃煤燃氣機組原基數電量“以用定發(fā)”的原則分配至機組，按照市場月度加權平均價格結算，不再執(zhí)行政府核定的上網電價。月度加權平均價取超額電費疏導前的售電公司批發(fā)市場度電支出（含年、月、周、現貨市場電能量支出及各項分攤返還）。日清算時，代購市場機組電量先按照參考基準價結算；月結時，按照月度加權平均價與參考基準價之差，計算代購電量差額電費，疊加機組代購電量日清算電費后作為代購電量實結電費。

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（七）實施變動成本補償?；跈C組批復上網電價（含脫硫、脫硝、除塵，下同）加超低排放電價后，與參考基準價之間差額，按照實際上網電量對發(fā)電企業(yè)進行補償，12月補償金額由全部工商業(yè)用戶按照用電量比例承擔。變動成本補償管理辦法詳見附件1.3。（八）脫硫、脫硝、除塵及超低排放電價按照《廣東省發(fā)展改革委關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的實施方案》（粵發(fā)改價格〔2019〕400號）執(zhí)行，其中超低排放電費依據《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2015〕2835號）實行事后兌付、季度結算，并與超低排放情況掛鉤。（九）中長期阻塞費用及市場阻塞盈余。1.中長期阻塞費用收取時，各機組的年度、月度中長期（不含發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易）阻塞費用不予單獨結算，年度、月度中長期（不含發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易）阻塞總費用由B類機組按上網電量比例分攤（分享）；發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易、周中長期阻塞費用予以單獨結算；非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、機組代購市場電量集中轉讓交易對應的轉讓阻塞費用，參照中長期阻塞費用公式予以單獨結算。2.阻塞盈余返還時，市場阻塞盈余由B類機組按上網電量比例分享（分攤），機組代購市場電量轉讓阻塞費用對應的盈余納入市場阻塞盈余結算。同時，調整用戶側統(tǒng)一結算價計算公式：用戶側統(tǒng)一結算價=發(fā)電側市場總電費/發(fā)電側

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市場總上網電量。（十）應用市場化需求響應機制。按照需求響應優(yōu)先、有序用電保底的原則，根據需要開展日前邀約型需求響應，由負荷集成商以“虛擬電廠”形式聚合需求響應資源，通過邊際出清形成中標量價，市場用戶的需求響應收益由需求地區(qū)市場用戶（包括批發(fā)用戶和零售用戶）分攤。（十一）建立價格臨時疏導機制。12月，將批發(fā)價格超過基準價0.463元/千瓦時部分，傳導至市場購電用戶。1.售電公司和零售用戶側，先按現行規(guī)則開展正常結算，同時，以月度為周期統(tǒng)計售電公司超額電費。當售電公司月度競價、周集中競爭和現貨偏差電量電費折算的月度綜合價超過0.463元/千瓦時，計算售電公司高于0.463元/千瓦時的超額電費，該部分費用為正時，由全體市場購電用戶分攤，該部分費用為負時，由全體市場購電用戶分享；當售電公司月度競價、周集中競爭和現貨偏差電量電費折算的月度綜合價不超過基準價0.463元/千瓦時，按照現貨結算規(guī)則正常結算，不作調整。2.超額電費以月度為周期，由全部市場購電用戶按照用電量比例分享或分攤，度電費用=月度總超額電費/月度市場總用電量。對市場購電用戶超額電費分攤設置上限，超出部分金額由發(fā)電側按照各B類機組月度實發(fā)電量扣除年度合同后的偏差電量比例分攤（核電按照月度實發(fā)電量扣除基數和年度合同后的偏差電量比例參與分攤，2021年11月參照此原則執(zhí)行），機組偏差電量為負時置零。

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（十二）其他費用及損益處理機制。1、省內抽水蓄能電站的容量費用由全體工商業(yè)用戶按月度用電量比例分攤，市場購電用戶按照分攤單價及月度用電量確定的費用進行結算。2、電網企業(yè)為保障居民、農業(yè)用電價格穩(wěn)定產生的新增損益，按照廣東省保障居民、農業(yè)等民生用電價格穩(wěn)定有關規(guī)定計算，由全體工商業(yè)用戶按照月度用電量比例分攤或分享，市場購電用戶按照分攤或分享單價及月度用電量確定的費用進行結算。（十三）按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發(fā)改運行〔2020〕1784號）的文件精神，對發(fā)用兩側中長期合同電量比例設置最低要求，其中：1.用戶側，售電公司年度、月度中長期成交電量（含價差年度合同、月度競價交易、月度雙邊協(xié)商、月度掛牌交易）應不小于其月度實際用電量95%，允許負偏差（5%）范圍內的偏差電量不進行收益回收，對允許負偏差外的電量部分，以月度為周期，按度電回收價格進行結算。2.發(fā)電側，機組年度、月度中長期成交電量（含價差年度合同、月度競價交易、月度雙邊協(xié)商、月度掛牌、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易）應不小于其市場電量交易上限和實發(fā)市場電量（為負時置零）較小值的87%，對不足部分電量，以月度為周期，按度電回收價格進行結算。

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（十四）按照《廣東省發(fā)展改革委關于進一步深化我省電價改革有關問題的通知》（粵發(fā)改價格〔2021〕402號）文件精神，零售用戶未建立12月零售關系的，由電網企業(yè)代理購電，其中對于已參與2021年市場交易的用戶，其價格按電網企業(yè)代理其他用戶購電價格的1.5倍執(zhí)行。（十五）一次能源供應不足約束。燃煤、燃氣電廠應結合供需形勢和供熱等發(fā)電需求，提前足量落實燃料組織，每日向調度機構報送電煤庫存、可落實日氣量等一次能源供應數據。調度機構對發(fā)電天然氣消耗情況進行每日監(jiān)控，在全省發(fā)電天然氣日消耗量不超過正常供氣能力的情況下，原則上不采取干預措施；若連續(xù)3天超過正常供氣能力水平的一定比例（暫取20%，實際運行中視情況調整），經請示能源主管部門同意，可按照日發(fā)電供氣能力，視情況對全部市場氣電或部分區(qū)域氣電設置機組群電量約束等措施，確保冬季全省天然氣的有序使用。（十六）機組調用測試。為監(jiān)測機組狀態(tài)和發(fā)電能力的真實性，調度機構可對機組開機、出力進行調用測試。以上關鍵機制的具體實施辦法詳見附件1.1。四、工作安排（一）完成方案征求意見稿發(fā)布。（二）根據各方意見完善試運行方案，將相關情況上報請示省政府。（三）做好結算試運行方案的宣貫培訓工作，全過程動態(tài)收集市場運行中各主體的意見和建議，及時分析研究并反

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饋，做好相關信息發(fā)布。（四）開展絕對價格月度和周交易，月度交易品種包括非關停機組代購市場電量集中轉讓交易、非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易、月度雙邊協(xié)商、月度掛牌交易、月度競價交易。周交易品種包括周集中競爭交易、周雙邊協(xié)商和周掛牌交易。（五）完成現貨技術系統(tǒng)適應性改造升級，全面支撐規(guī)則、方案的有效實施。（六）開展日前、實時現貨市場交易。（七）開展市場結算。五、風險控制市場運營機構做好結算試運行期間市場監(jiān)測和風險防控，發(fā)現異常交易行為的，及時報政府相關部門處理。電網企業(yè)和調度機構要加強電源組織，優(yōu)化方式安排，全力保障現貨試運行月的電網安全運行和電力有序供應。如市場運行存在較大風險，出現以下情況時，政府部門會同能源監(jiān)管機構可做出中止電力市場現貨結算試運行的決定，轉由價差中長期規(guī)則開展結算:1.極端自然災害、重大電源或電網故障等嚴重影響電力供應或電網安全。2.電力嚴重供不應求時，在積極采取措施仍有可能造成系統(tǒng)性風險，無法維持電力現貨市場健康運行。3.電力市場技術支持系統(tǒng)發(fā)生故障或進行重大維護無法正常開展市場交易時。

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4.因交易規(guī)則及系統(tǒng)等問題導致結算試運行市場主體出現較大范圍的巨額盈虧。5.市場主體惡意串通操縱行為，明顯影響市場交易價格。

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附件1.1南方（以廣東起步）電力現貨市場2021年12月結算試運行實施方法

一、中長期交易組織（一）機組代購市場電量的處理將發(fā)電企業(yè)機組代購市場電量按交易前公布的典型曲線統(tǒng)一分解至小時，典型曲線詳見附件1.4。（二）月度交易交易組織。交易品種包括非關停機組代購市場電量集中轉讓交易、非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易、月度雙邊協(xié)商、月度掛牌交易、月度競價交易，交易標的為全月電量，按照以上順序依次開展。其中月度競價交易、月度雙邊協(xié)商和月度掛牌交易發(fā)電側只允許賣出電量，用電側只允許買入電量；發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易只允許發(fā)電側主體對年度合同電量進行交易。交易上限。售電公司根據代理用戶當月用電量預測進行月度電量需求申報，扣減年度價差合同分月電量后作為其月度交易上限。售電公司申報需求少于年度合同分月電量的，其月度交易上限為0，不對超出需求的年度合同分月電量進行強制削減或自主協(xié)商削減。加強對惡意需求申報的監(jiān)管。售電公司應做好與零售電力用戶溝通和記錄，以歷史用電數據為基礎合理申報月度需求電量，不得惡意虛假申報，擾亂市場秩序。

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發(fā)電側，將發(fā)電單元年度合同分月電量按裝機容量比例分配至機組，參與月度交易上限計算，發(fā)電單元的月度交易上限按裝機容量比例分配至機組。基于最近月份的全部市場購電用戶實際用電量減去年度合同分月電量，按照市場供需比，計算發(fā)電側月度雙邊和掛牌交易上限，并在上限計算中考慮負荷率上限約束（100%）、容量系數、煤耗等因素，“以熱定電”、“以氣定電”、機組檢修和系統(tǒng)必開等其他物理約束不予考慮。各類型機組容量系數參照《廣東省能源局關于做好2021年廣東電力市場年度交易有關工作的通知》（粵能電力〔2020〕86號）執(zhí)行。月度雙邊、掛牌交易結束后，基于最近月份的全部市場購電用戶實際用電量減去年度合同分月電量、月度雙邊成交電量、月度掛牌成交電量后，按照市場供需比，計算得出發(fā)電側月競交易上限。非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易中，發(fā)電機組凈合約量上限等于其負荷率電量上限（100%），累計交易量上限等于2倍凈合約量上限。非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、機組代購市場電量集中轉讓交易、發(fā)電合同轉讓掛牌交易不影響發(fā)電側原月度雙邊、月度掛牌、月競交易電量空間。交易結果。月度競價交易不執(zhí)行熱電聯(lián)產、大鵬以氣定電強制成交，不考慮電網約束要求和機組檢修等約束條件，同一發(fā)電單元的月度競價交易電量按機組容量比例分配至各機組，作為結算依據。機組代購市場電量集中轉讓交易發(fā)電單元出讓電量按照單元內機組機組代購市場電量比例分

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配到機組，受讓電量按照機組容量比例分配到機組。曲線分解。年度合同分月電量按照合同簽訂的曲線分解。12月月度競價交易電量，售電公司可自主選擇按交易前公布的典型曲線，或按代理用戶2021年10月歷史特性曲線作為分解曲線（分工作日、周六、周日、法定節(jié)假日、調休節(jié)假日五類，下同），其中12月結算試運行的法定節(jié)假日和調休節(jié)假日的月分日、日分時權重按10月歷史數據中的節(jié)假日處理；發(fā)電側月度競價交易電量按照所有售電公司月競分解電量累加所形成的分解比例分解至小時。月度雙邊協(xié)商、月度掛牌和發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易電量按照市場主體提交的曲線分解至小時。機組代購市場電量集中轉讓交易電量、非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易按照交易前公布的典型曲線統(tǒng)一分解至小時，并按轉讓成交價結算，脫硫、脫硝、除塵、超低排放電價按現行模式開展。年度合同價格轉換。將價差年度合同電量按照統(tǒng)一原則轉換為絕對價格。選擇0.463元/千瓦時作為參考基準價，將合同價格轉換為絕對價格，計算公式為：轉換后的絕對價格=參考基準價0.463元/千瓦時-合同價差絕對值。（三）周交易開展絕對價格周交易，包括周集中競爭交易、雙邊協(xié)商交易和掛牌交易。其中，周集中交易標的為月內后續(xù)各自然周（周一至周日）的電量；掛牌交易最大交易標的為次周周一至月內最后一日電量，最小交易標的為次周周一及以后的連續(xù)7天電量；雙邊協(xié)商最大交易標的為D+3日至月內最后

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一日電量，最小交易標的為D+3日及以后的連續(xù)7天電量。形成的交易結果作為結算依據。周交易發(fā)電側只允許賣出電量，用電側只允許買入電量。發(fā)電機組周交易中可賣出電量額度等于其月競交易上限減去月競交易已成交電量；售電公司周交易中可買入電量額度等于其月度交易上限減去月度交易已成交電量。逐日計算售電公司履約風險，范圍包括價差年度交易、絕對價格中長期交易、現貨交易、零售合同，暫不根據履約風險要求收取履約保函。二、現貨交易組織按照日前申報、日前及實時出清和出清結果執(zhí)行的全流程開展結算試運行日的現貨交易。（一）日前交易申報各市場主體沿用發(fā)電側報量報價、用電側報量不報價的申報方式。其中，機組申報的啟動費用（含冷態(tài)、溫態(tài)、熱態(tài)）、最小穩(wěn)定技術出力費用、電能量報價，不得超出給定的上下限范圍，用于市場出清和結算。市場化核電機組暫不參與現貨市場報量報價。燃煤機組。根據最高燃料價格對應的各類型機組發(fā)電成本乘以一定比例系數U1后，作為其申報價格上限，每周滾動更新。其中，最高燃料價格取最新公開發(fā)布的CECI綜合價加海運價、CECI成交價加海運價、廣州港煤炭指導價三者中的最大值（若其中某個指數停發(fā)，則使用停發(fā)前最后一期的數據），參照《廣東電力現貨市場機組發(fā)電成本測算辦

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法》計算最高燃料價格對應的各類型機組發(fā)電成本。燃氣機組。現貨電能量申報價格上限取各類型燃煤機組申報價格上限的最大值。（二）一次能源供應不足約束燃煤、燃氣電廠應結合供需形勢和供熱等發(fā)電需求，提前足量落實燃料組織，每日向調度機構報送電煤庫存、可落實日氣量等一次能源供應數據，如出現一次能源供應報送數據與實際調用情況不符等情況，記為虛報、瞞報燃料信息納入“兩個細則”考核。燃煤電廠廠內存煤可用天數低于閾值或LNG接收站書面通報出現罐存低點風險時，相關機組按照全市場最高申報價格上限作為報價參與現貨電能量市場出清，但不參與市場定價。燃氣電廠非供熱機組可落實日氣量滿足機組最小連續(xù)開機約束、但可發(fā)小時數（按滿負荷運行計算）低于10小時，則按照可落實氣量設置日電量上限約束，期間機組可參與市場定價；非供熱機組可落實日氣量無法滿足機組最小連續(xù)開機約束時，原則上不安排發(fā)電，納入缺燃料停運統(tǒng)計。一次能源供應不足約束生效期間，機組的系統(tǒng)運行補償費用根據附件1.6計算。對于一次能源供應不足影響發(fā)電的情況納入非計劃停運考核。為防控迎峰度冬期間省內天然氣供應緊張風險，調度機構每日對出清結果的氣電電量和對應的天然氣消耗量進行監(jiān)控，在全省發(fā)電天然氣日消耗量不超過正常供氣能力的情

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況下，原則上不采取干預措施；若連續(xù)3天超過正常供氣能力水平的一定比例（暫取20%，實際運行中視情況調整），經請示省能源主管部門和監(jiān)管機構同意，可按照日發(fā)電供氣能力，視情況采取對全部或部分區(qū)域氣電設置機組群電量約束等措施，保障全省發(fā)電天然氣日消耗在合理可控水平。（三）一次調頻備用約束為確保電網頻率穩(wěn)定，根據《中國南方電網電力調度管理規(guī)程》和《南方電網系統(tǒng)運行備用信息全景監(jiān)控管理技術規(guī)范》等有關規(guī)定，對各可用狀態(tài)的市場機組設置系統(tǒng)運行限高，確保出清開機的機組預留足夠的一次調頻備用容量。其中，單機預留的一次調頻備用容量最大不超過機組額定容量的6%。（四）機組檢修約束12月特殊時期，為促進發(fā)電集團保障承諾發(fā)電能力，針對已納入月度計劃檢修的機組，允許根據機組實際運行狀態(tài)，在D-2日17點前書面向所屬調度機構提出取消檢修或同廠置換檢修的申請，經調度機構審核批復后實施。其中，同廠置換檢修僅允許在同一上網節(jié)點機組之間進行，申請的檢修開始時間不得早于月度批復的原機組計劃檢修開始時間，結束時間不得晚于月度批復的原機組計劃檢修結束時間。對超出原計劃檢修窗口的時間，視同非計劃停運處理。對于已發(fā)生臨時停運或未在規(guī)定時間內提出置換申請的機組，不納入置換安排。（五）電能量市場出清

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日前、實時市場以運行日的電網預測信息作為邊界條件，依據《廣東現貨電能量市場交易實施細則》進行市場出清，出清結果作為調度計劃安排依據。市場主體申報的最小穩(wěn)定技術出力費用納入出清計算。開展日前現貨出清時，除調度機構批復的機組檢修、缺燃料停運、必停外，其余機組視為可用狀態(tài)。必開、必停約束均區(qū)分系統(tǒng)運行、非系統(tǒng)運行原因。電能量市場出清過程涵蓋調頻輔助服務出清、市場化需求響應出清、深度調峰出清，按照需求響應出清、安全約束機組組合（SCUC）、調頻輔助服務出清、深度調峰出清、安全約束經濟調度（SCED）的次序依次開展。（六）市場化需求響應結算試運行期間，結合電力供應需要，連續(xù)開展市場化需求響應交易，調度機構于D-2日前評估電力供應缺口風險和影響區(qū)域，D-1日組織削峰邀約型需求響應。當需求響應中標資源不足時啟動有序用電，形成地區(qū)需求響應清單，分別下達負荷集成商、供電局執(zhí)行，并在市場出清中修正相關地區(qū)的母線負荷預測。詳見附件1.5。（七）深度調峰處理機制現階段，基于發(fā)電機組最小穩(wěn)定技術出力對應的成本形成深度調峰序列，依次調用以滿足深度調峰需求，B類發(fā)電機組按照南方區(qū)域“兩個細則”的相關規(guī)定計算深度調峰補償費用。從深度調峰序列的第一臺發(fā)電機組開始，逐臺機組安排至深度調峰出力發(fā)電，直至相應時段的負備用容量滿足備用要求或負荷平衡約束滿足為止。參與深度調峰的發(fā)電機組

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的出力固定為機組的深度調峰出力，不參與電能量市場優(yōu)化；相應的時段內該臺機組不參與電能量市場定價，作為電能量市場價格接受者。若深度調峰序列中所有機組的深度調峰出力均已被調用，仍無法滿足實時系統(tǒng)備用要求或實時負荷平衡約束無法滿足，電力調度機構可根據系統(tǒng)運行情況采取應急停機等措施，保障系統(tǒng)電力平衡和頻率穩(wěn)定。（八）應急開停機機組調用應急開機機組序列根據機組綜合報價(冷態(tài)/溫態(tài)/熱態(tài)啟動費用+最小穩(wěn)定技術出力費用最小連續(xù)開機時間）由低到高排序形成，綜合報價相同時，參考《廣東省能源局關于下達2021年度發(fā)電機組基數指導計劃的通知》排序形成。運行日，在滿足系統(tǒng)安全的基礎上，電力調度機構根據應急開機機組序列安排應急開機；原則上只啟用燃機。應急停機機組序列根據機組容量加權電能量報價由高到低排序形成，機組容量加權電能量報價相同時，參考《廣東省能源局關于下達2021年度發(fā)電機組基數指導計劃的通知》排序的倒序形成應急停機機組序列。運行日，在滿足系統(tǒng)安全的基礎上，電力調度機構根據應急停機機組序列安排應急停機。（九）機組調用測試為監(jiān)測機組狀態(tài)和發(fā)電能力的真實性，調度機構可對以下情況進行機組調用測試：（1）機組開機調用測試。綜合加權度電價格超過給定閾值且處于備用停機的機組。當機組最小穩(wěn)定技術出力費用和第一段報價的綜合加權度電價格超過變動成本價格（扣減

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變動成本補貼標準）的K2倍時，調度機構可對機組實施開機調用測試。其中，綜合加權度電價格=（最小穩(wěn)定技術出力費用+第一段電能量報價*第一段報價容量）/(最小穩(wěn)定技術出力+第一段電能量報價容量)。未在規(guī)定時間內按調度指令并網開機的機組視為調用測試失敗，相應機組從調度機構下達的并網時間至機組恢復備用期間納入“兩個細則”非計劃停運考核，并記為虛報、瞞報設備信息納入“兩個細則”考核。（2）機組出力調用測試。對未向調度機構申報限高、出清結果為開機運行且運行出力未達到最大可調出力的機組，向調度機構申請解除限高的機組，以及頻繁低于發(fā)電指令運行等情況，調度機構可視需要開展機組出力調用測試。若機組無法在規(guī)定時間內達到調度下達的出力指令要求，則視為調用測試失敗，測試失敗的機組納入限高考核，并記為虛報、瞞報設備信息納入“兩個細則”考核。具體規(guī)則詳見附件1.7。（十）信息披露包括周、日前、實時信息披露。其中，日前和實時市場均披露500kV、220kV所有節(jié)點各時段的節(jié)點電價。機組必開必停信息、應急開停機組調用情況、調用測試情況作為公有信息披露。三、調度執(zhí)行開展現貨連續(xù)結算運行期間，調度機構按現貨市場有關規(guī)則執(zhí)行現貨市場交易結果。其中，核電市場化機組在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎上，按照多發(fā)、滿發(fā)原則安排發(fā)

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電計劃，并作為邊界參與現貨市場出清。四、交易結算電網企業(yè)按照政府核定的輸配電價收費，在第二監(jiān)管周期輸配電價發(fā)布前執(zhí)行第一監(jiān)管周期輸配電價；發(fā)電企業(yè)市場電費包括現貨電能量電費、發(fā)電成本補償和系統(tǒng)運行補償等；零售用戶繳納電費由零售合同電能量電費、需求側響應分攤電費、超額分攤電費、輸配電費及基金附加等組成；售電公司收益為代理零售用戶繳納的電能量電費減去在批發(fā)市場支付的電能量電費（含各類分攤返還、補償）；批發(fā)用戶繳納電費由批發(fā)市場應支付的電能量電費（含各類分攤返還、補償）、輸配電費及基金附加等組成。（一）批發(fā)市場結算日清月結。按照南方（以廣東起步）電力現貨市場規(guī)則體系，開展現貨日清月結結算工作。脫硫、脫硝、除塵、超低排放電價。交易中心出具的結算依據單獨說明超低排放電費，按照機組全月實際上網電量及超低排放電價計算，超低排放電費按照《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》實行事后兌付、季度結算，并與超低排放情況掛鉤?？己搜a償。發(fā)電側不執(zhí)行《廣東電力市場交易規(guī)則補充規(guī)定》（廣東交易〔2020〕66號）價差模式下B類機組市場考核，依據《廣東現貨電能量市場交易實施細則》執(zhí)行發(fā)電機組日內非計劃停運偏差收益回收、實時發(fā)電計劃執(zhí)行偏差收益回收、限高、限低考核，熱電聯(lián)產機組執(zhí)行申報供熱流

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量曲線偏差率考核，具體規(guī)則詳見附件1.7。B類機組不執(zhí)行現行“兩個細則”中發(fā)電計劃偏差考核、啟停調峰補償、冷備用輔助服務補償、機組限高等效非?？己艘约跋薜涂己耍话凑宅F行“兩個細則”和《關于嚴肅發(fā)電調度紀律強化運行調度管理工作的通知》（粵能電力[2021]82號）有關規(guī)定，執(zhí)行非計劃停運考核和燃料預警考核。用戶側執(zhí)行偏差收益轉移機制。系統(tǒng)運行補償。除附件1.6所明確的情形外，機組系統(tǒng)運行補償費用根據其發(fā)電收入與運行成本（含最小穩(wěn)定技術出力成本）的差值進行計算。若發(fā)電收入小于運行成本，予以補償，否則不予補償。其中，機組發(fā)電收入根據全電量現貨收益計算，不考慮機組機組代購市場電量及轉讓收益、中長期電量及轉讓收益和變動成本補償；機組運行成本取機組發(fā)電成本或機組電能量報價費用的較小值；考慮機組發(fā)電收入和報價費用中均不包含變動成本補償，機組發(fā)電成本暫由最近一個月的偏差2結算價格（不考慮自身原因）累加機組自身脫硫、脫硝、除塵及超低排放電價后，扣除變動成本補償確定。系統(tǒng)運行補償費用按照機組現貨結算電量占總上網電量的比例支付，現貨結算電量按照機組上網電量扣減轉讓前年度、月度中長期和機組代購市場電量統(tǒng)計（全天現貨結算電量小于0時按0計）。機組的啟動費用按照機組實際啟動狀態(tài)對應的啟動成本和當日現貨結算電量占總上網電量的比例單獨進行補償，以月度為單位由售電公司按當月用電量比例分攤，不納入系統(tǒng)運行補償費用計算。

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系統(tǒng)運行補償費用按日計算，以月度為單位由售電公司按用電量比例分攤。售電公司月度分攤設置上限，達到上限后，對各機組系統(tǒng)運行補償進行等比例打折。突破最小連續(xù)停機時間約束的機組補償。因系統(tǒng)運行原因突破最小連續(xù)停機時間約束的機組，按照機組申報的啟動費用的給定倍數計算啟動補償費用。需求響應結算。中標需求響應資源按有效響應容量計算需求響應調用收益，現階段，市場用戶的需求響應收益由需求地區(qū)市場用戶（包括直接參與批發(fā)市場的大用戶和零售用戶）分攤，對月度市場用戶分攤費用按度電標準設置上限。詳見附件1.5。機組中長期阻塞費用。各機組的年度、月度中長期（不含發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易）阻塞費用不予單獨結算，年度、月度中長期（不含發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易）合同阻塞總費用由B類機組按上網電量比例分攤或分享；月度發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易、周中長期阻塞費用予以單獨結算；非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、機組代購市場電量集中轉讓交易對應的轉讓阻塞費用，參照中長期阻塞費用公式予以單獨結算：機組代購市場電量轉讓阻塞費用=（非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易和機組代購市場電量集中轉讓交易總電量）*（機組日前現貨節(jié)點電價-日前用戶側統(tǒng)一結算點電價），其中，受讓方電量為正，出讓方電量為負。阻塞盈余。市場阻塞盈余全部由發(fā)電側分攤或分享，用

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戶側不再參與分攤或分享，機組代購市場電量轉讓阻塞費用對應的盈余納入市場阻塞盈余結算。同時，調整用戶側統(tǒng)一結算價計算公式，用戶側統(tǒng)一結算價=發(fā)電側市場總電費/發(fā)電側市場總上網電量。市場發(fā)用電量不平衡偏差電費。根據“按小時統(tǒng)計、按月分攤”的原則，由發(fā)電企業(yè)、售電公司分攤或分享。當發(fā)電日前加權平均電價高于實時加權平均電價時：若該小時偏差電費為負，累計至發(fā)電側；若該小時偏差電費為正，累計至用戶側。當發(fā)電日前加權平均電價低于實時加權平均電價時：若該小時偏差電費為負，累計至用戶側；若該小時偏差電費為正，累計至發(fā)電側。其中，日前、實時加權平均電價根據機組日前市場電量按小時加權計算。用戶側月度偏差電費總金額由售電公司按全月用電量比例分攤或分享，發(fā)電側月度偏差電費總金額由發(fā)電企業(yè)按全月上網電量比例分攤或分享。放開全部市場化燃煤、燃氣機組發(fā)電電量上網電價。取消政府年初分配的12月市場化燃煤、燃氣機組基數電量，轉為電網代購市場機組電量。代購市場機組電量參照燃煤燃氣機組原基數電量“以用定發(fā)”的原則分配至機組，按照市場月度加權平均價格結算，不再執(zhí)行政府核定的上網電價。月度加權平均價取超額電費疏導前的售電公司批發(fā)市場度電支出（含年、月、周、現貨市場電能量支出及各項分攤返還）。日清算時，代購市場機組電量先按照參考基準價結算；月結時，按照月度加權平均價與參考基準價之差，計算代購

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電量差額電費，疊加機組代購電量日清算電費后作為代購電量實結電費。（二）零售市場結算1、建立價格臨時疏導機制。12月，將批發(fā)價格超過基準價0.463元/千瓦時部分，傳導至市場購電用戶。售電公司和零售用戶側，先按現行規(guī)則開展正常結算，同時，以月度為周期統(tǒng)計售電公司超額電費。當售電公司月度競價、周集中競爭和現貨偏差電量電費折算的月度綜合價超過0.463元/千瓦時，計算售電公司高于0.463元/千瓦時的超額電費，該部分費用為正時，由全體市場購電用戶分攤，該部分費用為負時，由全體市場購電用戶分享；當售電公司月度競價、周集中競爭和現貨偏差電量電費折算的月度綜合價不超過基準價0.463元/千瓦時，按照現貨結算規(guī)則正常結算，不作調整。超額電費具體計算方法如下：售電公司月度超額電費=（月度競價電量+周集中競爭電量+日前現貨偏差電量+實時現貨偏差電量）*max[（月度綜合價格-0.463）,0]其中，月度綜合價格={月度競價電費+周集中競爭電費+日前現貨偏差電費+實時現貨偏差電費-∑[(實際用電量-日前申報電量)*（實時統(tǒng)一結算價-日前統(tǒng)一結算價）]}/（月度競價電量+周集中競爭電量+日前現貨偏差電量+實時現貨偏差電量）。超額電費以月度為周期，由全部市場購電用戶按照用電

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量比例分享或分攤，度電費用=月度總超額電費/月度市場總用電量。同時，對市場購電用戶超額電費度電分攤設置上限，超出部分金額由發(fā)電側按照各B類機組月度實發(fā)電量扣除年度合同后的偏差電量比例分攤（核電按照月度實發(fā)電量扣除基數和年度合同后的偏差電量比例參與分攤，2021年11月參照此原則執(zhí)行），機組偏差電量為負時置零。2、零售合同轉換及結算結算試運行期間，保持零售合同代理關系不變，將售電公司與所代理用戶的零售價差統(tǒng)一轉換為絕對價格，并據此對售電公司及其代理的用戶進行結算。對于已簽訂的部分零售合同中與月競量、價聯(lián)動的部分，當月競成交價差為正或月競無成交時，對于分成模式零售合同，按照讓利價差為0進行結算。對于參與需求響應市場的售電公司及代理用戶，根據已簽訂的需求響應零售合同條款開展結算。（1）零售用戶。零售用戶終端到戶價格包括轉換后零售合同電能量價格、輸配電價、基金附加和功率因數調整電費等，并按絕對價格模式出具結算單。其中，基金附加維持原有方式不變，轉換后零售合同電能量價格計算公式為：轉換后零售合同電能量價格=加權平均原目錄電價-輸配電價-零售用戶度電收益其中，加權平均原目錄電價為零售用戶峰平谷電量加權平均的原目錄電價；零售用戶度電收益按全月價差模式計算，

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計算公式為：零售用戶度電收益=零售用戶全月價差收益/零售用戶全月用電量。零售用戶功率因數調整電費依據《功率因數調整電費辦法》（〔83〕水電財字第215號）計算，具體公式為：功率因數調整電費=（轉換后零售合同電能量電費+輸配電費）×全月功率因數調整率。其中，全月功率因數調整率為通過功率因數調整電費表所確定百分數。（2）售電公司。對售電公司進行全電量平衡結算。當差額資金單價為正時，向售電公司收取相應差額資金；當差額資金單價為負時，向售電公司支出相應差額資金。平衡結算產生的差額資金代數和由全部市場購電用戶按照用電量比例分攤或分享。計算公式如下：各售電公司的差額資金單價=∑[（所代理零售用戶加權平均原目錄電價-輸配電價）×該零售用戶電量]/所代理零售用戶總電量-中長期合同轉換參考基準價0.463各售電公司的差額資金=各售電公司的差額資金單價×各售電公司所代理用戶實際用電量3、其他費用及損益處理機制。（1）省內抽水蓄能電站的容量費用由全體工商業(yè)用戶按月度用電量比例分攤，市場購電用戶按照分攤單價及月度用電量確定的費用進行結算。（2）電網企業(yè)為保障居民、農業(yè)用電價格穩(wěn)定產生的新增損益，按照廣東省保障居民、農業(yè)等民生用電價格穩(wěn)定

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有關規(guī)定計算，由全體工商業(yè)用戶按照月度用電量比例分攤或分享，市場購電用戶按照分攤或分享單價及月度用電量確定的費用進行結算。（三）地方電網（增量配電網）及其市場購電用戶結算（1）地方電網（增量配電網）市場購電用戶參照執(zhí)行所在地區(qū)政府核定的輸配電價，并據此計算電能量電價。（2）省級電網與地方電網（增量配電網）的市場化電量按躉售關口電價減去市場購電用戶讓利價差進行結算。五、其他關鍵機制（一）發(fā)電側變動成本補償具體計算方法按照附件1.3《廣東電力現貨市場2021年變動成本補償管理辦法（試行）》執(zhí)行。（二）售電公司中長期交易偏差收益回收按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發(fā)改運行〔2020〕1784號）的文件精神，對售電公司實施中長期交易偏差收益回收，不執(zhí)行價差模式下用戶側偏差考核及需求削減考核規(guī)則，具體如下：（1）在中長期電量按合同價格結算、現貨偏差電量按現貨價格結算的基礎上，售電公司的年度、月度中長期成交電量（含價差年度合同、月度競價交易、月度雙邊協(xié)商、月度掛牌交易）應不小于其月度實際用電量95%，允許負偏差（5%）范圍內的偏差電量不進行收益回收。對允許負偏差范圍外的電量部分，以月度為周期，按度電回收價格進行收益

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回收，具體計算公式如下：度電回收價格=（月度競價交易價格-日前市場月度加權平均綜合電價）×h，當度電回收價格為負時取0,h取1.0。其中，日前市場月度加權平均綜合電價指日前市場當月內所有統(tǒng)一結算點電價按對應時段市場總電量占比進行加權計算值。（2）所有售電公司中長期交易偏差收益回收資金原則上由發(fā)電側機組按其全月市場電量的（當機組全月市場電量為負時，將其置0）比例分享。（3）月度結算結果發(fā)布以后，日前市場月度加權平均綜合電價和考核分攤電費不作調整。（三）機組中長期交易偏差收益回收按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發(fā)改運行〔2020〕1784號）的文件精神，對機組實施中長期交易偏差收益回收，具體如下：（1）在中長期電量按合同價格結算、現貨偏差電量按現貨價格結算的基礎上，機組年度、月度中長期成交電量（含價差年度合同、月度競價交易、月度雙邊協(xié)商、月度掛牌、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易）應不小于其市場電量交易上限和全月市場電量（為負時置零）中較小值的87%，不足電量部分，以月度為周期，按度電回收價格進行結算。具體計算公式如下：機組度電回收價格=[機組日前市場月度加權平均綜合電

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價-月度競價交易價格]×h，當度電回收價格為負時取0,h取1.0。其中，機組日前市場月度加權平均綜合電價指日前市場當月內該機組所有節(jié)點電價按對應時段實際上網電量占比進行加權計算值。（2）機組中長期偏差收益回收資金納入售電公司超額電費結算。（3）按照市場購電用戶當月實際用電量重新計算機組市場電量交易上限，作為機組中長期偏差收益回收資金的結算依據。（4）月度結算結果發(fā)布以后，機組日前市場月度加權平均綜合電價和考核分攤電費不作調整。（四）用戶參與市場交易要求按照《廣東省發(fā)展改革委關于進一步深化我省電價改革有關問題的通知》（粵發(fā)改價格〔2021〕402號）文件精神，零售用戶未建立12月零售關系的，由電網企業(yè)代理購電，其中對于已參與2021年市場交易的用戶，其價格按電網企業(yè)代理其他用戶購電價格的1.5倍執(zhí)行。（五）分時電量與月度總電量現貨交易結算以每小時計量（或擬合）的電量開展結算，月度電量由每小時電量累加得到，月度峰平谷電量按照峰、平、谷時段對小時電量進行累加計算。（六）電費退補調整結算試運行期間對于檔案差錯及電量差錯進行退補調

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整，除此以外的其他情況不作退補調整，退補調整追溯有效期為6個月。退補結算不平衡資金計入實施退補的月份平衡資金，由售電公司按全月用電量比例分攤。（七）用電戶號注冊及變更結算試運行期間，電力用戶新增注冊用電戶號納入市場交易時間以交易中心通知為準。交易中心每日完成用電戶號注冊及變更核驗，核對并固化日清算計量點清單。（八）結算周期調整因結算流程調整，適度延長結算試運行月份的結算周期，具體以交易中心通知為準。（九）新進市場的機組和售電公司新建機組在完成滿負荷試運行且符合市場準入條件的情況下可參與后續(xù)交易，參照同類型機組市場電量上限平均小時數，并考慮機組投產日期計算其中長期交易上限。機組的全月代購市場電量按照交易前公布的典型曲線統(tǒng)一分解至日，機組自完成滿負荷試運行當天（T）的次日（T+1）,可參與運行日（T+2）日的日前電能量市場申報及出清，自（T+2）日起執(zhí)行代購市場電量，（T+1）日及之前的代購市場電量不予執(zhí)行、不能轉讓。新建機組進入商運前的實際上網電量，按照新建發(fā)電項目調試電價結算；進入商運后、未參與交易前的實際上網電量，按照政府核定上網電價結算。未按承諾時間正式投產的機組，自完成滿負荷試運行當天（T）的第二日（T+2）日起執(zhí)行年度合同電量，（T+1）日及之前的年度合同電量不予執(zhí)行、不能轉讓，相關違約責任根據雙

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方合同約定執(zhí)行。對于月度用戶需求調查截止后進入市場的售電公司，從次月開始按交易時序參與中長期交易及現貨交易。（十）核電參與現貨方式核電的市場化機組月度基數電量不參與全省基數系數調整，不作年內滾動。月度基數電量按照典型分解曲線月分日權重分解至日，日內按直線分解至小時，偏差電量按所在節(jié)點日前或實時現貨電價結算。參與市場化交易的核電機組暫不納入系統(tǒng)運行補償，不執(zhí)行B類機組市場考核，仍按“兩個細則”執(zhí)行發(fā)電機組考核。嶺澳、陽江核電不參與非關停機組代購市場電量集中轉讓交易、非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易、月度、周中長期交易；在滿足電網安全供應的基礎上，不參與現貨市場報價并優(yōu)先出清。對核電基數計劃電量全額按照批復上網電價結算，執(zhí)行月清月結，暫不執(zhí)行B類機組以用定發(fā)、事后打折的結算規(guī)則。中長期合同按照中長期價格結算，現貨偏差電量按照現貨價格結算。

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參數名燃氣機組現貨電能量燃煤機組現貨電能量整?，F貨電能量申報價格制市場出清價格上下限發(fā)電企業(yè)機組報價的分段數報價出力段區(qū)間每段報價起始終止出止出力最小單位中線路/斷面約束或電電價懲罰因子參數取值取各類型燃煤機組申報價格上限的最大值1.50元/千瓦時出清價格上限：1.5元/千瓦時出清價格下限：0.07元/千瓦時10段Max{（額定出力－最小技術出力）×5%，1MW}0.01MW力平衡約束松弛時，相說明日前市場燃氣機組報價限制價限制，視運行情況調日前市場機組報價限限制市場出清價格限制日前市場中發(fā)電機組報價的單段最小參數名燃氣機組現貨電能量燃煤機組現貨電能量整。現貨電能量申報價格制市場出清價格上下限發(fā)電企業(yè)機組報價的分段數報價出力段區(qū)間每段報價起始終止出止出力最小單位中線路/斷面約束或電電價懲罰因子參數取值取各類型燃煤機組申報價格上限的最大值1.50元/千瓦時出清價格上限：1.5元/千瓦時出清價格下限：0.07元/千瓦時10段Max{（額定出力－最小技術出力）×5%，1MW}0.01MW力平衡約束松弛時，相說明日前市場燃氣機組報價限制價限制，視運行情況調日前市場機組報價限限制市場出清價格限制日前市場中發(fā)電機組報價的單段最小機組報價段的起始終

結算試運行參數取值

編號

1申報價格上限日前市場燃煤機組報2申報價格上限系數U1

3下限

4

5電能量報價分段數限制日前市場中發(fā)電6單段最小區(qū)間

限制日前市場中發(fā)電7力最小單位

當現貨市場出清過程

1000元/MWh8應的約束影子價格即為電價懲罰因子。

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參數名近一次機組解列時間為起點，統(tǒng)計累計停機時長。連續(xù)最小開停機約束突破連續(xù)停機約束提前開機，開機當天視同參數取值參數名近一次機組解列時間為起點，統(tǒng)計累計停機時長。連續(xù)最小開停機約束突破連續(xù)停機約束提前開機，開機當天視同參數取值說明

燃氣機組：連續(xù)最小開機時間約束設置6小時、連3、若因系統(tǒng)運行需要1、連續(xù)開機時間以最近一次并網時間為起點，統(tǒng)計累計并網時長；2、連續(xù)停機時間以最燃煤機組：連續(xù)最小開機時間約束設置3天、連續(xù)最小停機時間約束2天；9續(xù)最小停機時間約束5小時。

系統(tǒng)運行原因的必開機組進行結算。4、節(jié)假日等特殊時期可臨時調整該參數設置，并于日前信息披露進行公告。

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參數名冷態(tài)啟動費溫態(tài)啟動熱態(tài)啟動（萬元）20406080發(fā)電機組核定參數61081.0不變，1.1調整為1.3，大鵬1.1不變。參數名冷態(tài)啟動費溫態(tài)啟動熱態(tài)啟動（萬元）20406080發(fā)電機組核定參數61081.0不變，1.1調整為1.3，大鵬1.1不變。參數取值費（萬元）費（萬元）16324864機組類型4.886.4說明12243648冷態(tài)啟動溫態(tài)啟動費熱態(tài)啟動費（萬元）（萬元）3.664.8費（萬元）

1、燃煤機組啟動成本：燃煤機組啟動成本基準值如下：

裝機容量

150MW級及以

下

200~300MW

600MW

1000MW考慮到機組差別及燃料成本價格變化等，燃煤機組各態(tài)啟動費用上限取基準值1.2倍，下限取基準值0.8倍。燃煤機組的啟動工況標準：停機時間10小時以內為熱態(tài)啟動，10小時（含）至72小時（含）為溫態(tài)啟動，72小時以上為冷態(tài)啟動。2、燃氣機組啟動成本：

10

9E非大鵬供氣9F、9H

大鵬供氣9F機組各態(tài)啟動費用上限取基準值1.2倍，下限取基準值0.8倍。燃氣機組的啟動工況標準：停機時間24小時以內為熱態(tài)啟動，24小時（含）至72小時（含）為溫態(tài)啟動，72小時以上為冷態(tài)啟動。3、變動成本：按照附件1.8《廣東電力現貨市場機組發(fā)電成本測算辦法》計算的最近一個月各類型機組度電燃料成本（即上一月不考慮上限的偏差2結算價格）累加機組自身脫硫、脫硝、除塵及超低排放電價。其中12月燃煤機組計算參數j1保持非大鵬燃氣機組計算參數j2由機組j2保持4、最小穩(wěn)定技術出力費用申報上下限

34

參數名發(fā)電機組核定參數最小穩(wěn)定技術出力的綜合平均發(fā)348g/kWh327g/kWh317g/kWh300g/kWh327參數名發(fā)電機組核定參數最小穩(wěn)定技術出力的綜合平均發(fā)348g/kWh327g/kWh317g/kWh300g/kWh327g/kWh用戶側日前市場允許益轉移結算參數取值

成本度電補償標準×各燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力）/20%說明側允許申報偏差外收按照附件1.8《廣東電力現貨市場2021年機組發(fā)電成本測算辦法（試行）》，基于各類型燃煤機組在最小穩(wěn)定技術出力的綜合平均發(fā)電能耗（如下表），計算各燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力成本，扣減變動成本補償（詳見附件1.3）后，乘以上下限參數，得到最小穩(wěn)定技術出力費用申報上下限。其中實測能耗以及政府發(fā)布能耗的加權權重各取50%，申報上限參數取1.2，申報下限參數取0.1，即：燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力費用申報上限=（最小穩(wěn)定技術出力成本-變動成本度電補償標準×最小穩(wěn)定技術出力）×1.2燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力費用申報下限=（最小穩(wěn)定技術出力成本-變動成本度電補償標準×最小穩(wěn)定技術出力）×0.1燃氣機組最小穩(wěn)定技術出力成本及申報上下限參照燃煤機組成本最大值設置，具體計算方法為：燃氣機組最小穩(wěn)定技術出力費用申報上限=max[（各類型燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力成本-變動11各燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力]×燃氣機組最小穩(wěn)定技術出力×1.2燃氣機組最小穩(wěn)定技術出力費用申報下限=max[（各類型燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力成本-變動成本度電補償標準×各燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力）/各燃煤機組最小穩(wěn)定技術出力]×燃氣機組最小穩(wěn)定技術出力×0.1

機組類型電能耗

燃煤30萬以下級

燃煤30萬級燃煤60萬級

燃煤100萬級資源綜合利用用于現貨市場中用戶12申報偏差比例

35

參數名月競供需比月度中長期交易成交時周集中競爭交易常用D1：全日24小時平曲線，D2：10:00-19:00（共10非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、機組代購市場電場合同轉讓掛牌交易成交價格約束周中長期交易成交價時周集中競爭交易開盤D2：價格0.463元/千瓦時參考基準價交易基本單位電量參數取值1.1計算上限取值0.554元/千瓦時，下限取值0.372元/千瓦代購市場電量集中轉日）期內轉換為分時電量上限取值參數名月競供需比月度中長期交易成交時周集中競爭交易常用D1：全日24小時平曲線，D2：10:00-19:00（共10非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、機組代購市場電場合同轉讓掛牌交易成交價格約束周中長期交易成交價時周集中競爭交易開盤D2：價格0.463元/千瓦時參考基準價交易基本單位電量參數取值1.1計算上限取值0.554元/千瓦時，下限取值0.372元/千瓦代購市場電量集中轉日）期內轉換為分時電量上限取值0.644元/千瓦時，下限取值0元/千瓦時上限取值0.554元/千瓦時，下限取值0.372元/千瓦周中長期交易成交價格約束D1：價格0.463元/千瓦時標的申報價格范圍0.463元/千瓦時1千瓦時說明用于月競發(fā)電側上限機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交易、機組將合約電量在合約周易、機組代購市場電量集中轉讓交易、發(fā)電市計算周集中競爭交易用于合同轉換和變動成本補償計算交易時的基本單位電

13

月度中長期交易成交價格約束（不含非關停

14價格上下限

讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易）M=1：0.9：0.8：0.6（工作日：周六：周日：節(jié)假

15曲線比例參數個小時）非關停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉讓交

16量集中轉讓交易、發(fā)電市場合同轉讓掛牌交易成交價格上下限

17格上下限

18價

19

市場主體參加中長期20量

36

參數名交易最小電量交易價格最小變動價動價位。機組限高考核系數機組限低考核系數啟動額外考核的限高/限低次數（次）2啟動額外考核的限高/限低次數344用于現貨市場中熱電申報供熱流量曲線偏量曲線偏差率考核。用于現貨市場中熱電量曲線偏差率考核系量曲線偏差率考核。用電企業(yè)單段最小申小申報電量參數取值1萬千瓦時0.01厘/千瓦時0.10.1在同一自然月內，若同一電廠的發(fā)電機組發(fā)生限高與限低次數之34式計算得到的限高/限低考核費用的2倍進參數名交易最小電量交易價格最小變動價動價位。機組限高考核系數機組限低考核系數啟動額外考核的限高/限低次數（次）2啟動額外考核的限高/限低次數344用于現貨市場中熱電申報供熱流量曲線偏量曲線偏差率考核。用于現貨市場中熱電量曲線偏差率考核系量曲線偏差率考核。用電企業(yè)單段最小申小申報電量參數取值1萬千瓦時0.01厘/千瓦時0.10.1在同一自然月內，若同一電廠的發(fā)電機組發(fā)生限高與限低次數之34式計算得到的限高/限低考核費用的2倍進行考核。5%0.4200萬千瓦時說明交易時的每筆最小電交易時報價的最小變最大出力能力未達到并網調度協(xié)議約定的

網調度協(xié)議約定的最23聯(lián)產機組申報供熱流聯(lián)產機組申報供熱流用電企業(yè)參與月競最和超過N次，超出N次的次數按照上述公市場主體參加中長期21量市場主體參加中長期22位

應用于發(fā)電機組在現貨市場中出現限高（即

23

最大技術出力的情況）時考核費用的計算。用于發(fā)電機組在現貨市場中出現限低（即最小出力能力未達到并24小穩(wěn)定技術出力的情況）時考核費用的計算。全廠發(fā)電機組臺（臺）2

25567

熱電聯(lián)產機組允許的26差率熱電聯(lián)產機組供熱流27數

28報電量

37

參數名機組容量系數用于計算售電公司中偏差收益回收成交比收允許負偏差范圍內的收益回收允許負偏差回收。收益回收成交比例下燃煤電廠廠內存煤可結算試運行期間，循環(huán)廠、湞江廠、雄州廠、發(fā)電計劃允許的執(zhí)行4%；水煤漿機組允許偏差率為6%；同時符合上述廠#5#6機組；水煤漿機組包括：萬豐廠、新田A廠。突破最小連續(xù)停機時間約束機組啟動額外的額外補償。用戶側系統(tǒng)運行補償參數取值場年度交易有關工作的通知》（粵能電力[2020]8695%5%87%交易偏差收益回收7天單機容量20萬千瓦及以下燃煤機組允許偏差率為園廠、東糖乙廠、云浮1.1償費用給予一定倍數參數名機組容量系數用于計算售電公司中偏差收益回收成交比收允許負偏差范圍內的收益回收允許負偏差回收。收益回收成交比例下燃煤電廠廠內存煤可結算試運行期間，循環(huán)廠、湞江廠、雄州廠、發(fā)電計劃允許的執(zhí)行4%；水煤漿機組允許偏差率為6%；同時符合上述廠#5#6機組；水煤漿機組包括：萬豐廠、新田A廠。突破最小連續(xù)停機時間約束機組啟動額外的額外補償。用戶側系統(tǒng)運行補償參數取值場年度交易有關工作的通知》（粵能電力[2020]8695%5%87%交易偏差收益回收7天單機容量20萬千瓦及以下燃煤機組允許偏差率為園廠、東糖乙廠、云浮1.1償費用給予一定倍數0.004元/千瓦時說明用于月競發(fā)電側上限計算長期交易偏差收益回偏差電量不進行收益用于計算機組中長期雙水廠、華粵廠、荷樹間的機組，計算啟動補

按照《廣東省能源局關于做好2021年廣東電力市29號）執(zhí)行。

售電公司中長期交易30例下限

售電公司中長期偏差31范圍機組中長期交易偏差32限

33用天數閾值

發(fā)電機組非實時調頻中標時段允許的執(zhí)行偏差率取值：常規(guī)并網發(fā)電廠（機組）、核電廠（機組）允許偏差率為2.5%；熱電聯(lián)產、循環(huán)流化床、燃-流化床機組包括：坪石蒸聯(lián)合循環(huán)、煤矸石發(fā)電機組允許偏差率為3%；

34偏差率多種技術特性的機組執(zhí)行最大允許偏差率。發(fā)電機組實時調頻中標時段允許執(zhí)行偏差率等于非實時調頻中標時段允許的執(zhí)行偏差率加實時調頻中標容量與實時發(fā)電計劃的比值。

突破最小連續(xù)停機時35補償系數

36度電分攤上限

38

參數名調用測試首段報價偏市場購電用戶超額電參數取值35%0.06元/千瓦時說明視情況調整

參數名調用測試首段報價偏市場購電用戶超額電參數取值35%0.06元/千瓦時說明視情況調整

37離閥值K2

38費度電分攤上限

39

附件1.3廣東電力現貨市場2021年變動成本補償管理辦法（試行）

第一章總則第一條[目的和依據]根據《國家發(fā)展改革委辦公廳國家能源局綜合司印發(fā)〈關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見〉的通知》（發(fā)改辦能源規(guī)〔2019〕828號）和國家發(fā)展改革委體改司、國家能源局法改司印發(fā)的《電力市場建設工作指引》（第3期）等文件要求，為推進南方（以廣東起步）電力現貨市場建設工作，促進市場化機組成本回收，制定本辦法。第二條[適用范圍]本辦法適用于南方（以廣東起步）電力現貨市場本次結算試運行期間變動成本補償費用的計算和結算。第三條[各方職責]廣東省能源局會同國家能源局南方監(jiān)管局指導和監(jiān)督變動成本補償工作開展情況。廣東電力交易中心（以下簡稱“交易中心”）負責根據辦法計算變動成本補償費用，出具結算依據等。廣東省電力調度中心（以下簡稱“調度中心”）負責根據本辦法提供相關計算數據。

第二章變動成本補償第四條[補償對象]補償對象為參與廣東電力市場化交易

40

的市場化機組和需求側響應資源等。現階段，補償的對象為參與廣東電力市場化交易的燃煤、燃氣、核電發(fā)電機組。第五條[補償原則]基于機組批復上網電價（含脫硫、脫硝、除塵，下同）加超低排放電價后，與參考基準價之間差額，對發(fā)電企業(yè)進行補償。補償費用由全部工商業(yè)用戶按照用電量比例分攤。第六條[發(fā)電側補償標準]發(fā)電企業(yè)按照機組實發(fā)電量計算變動成本補償，度電補償標準為批復上網電價加超低排放電價后，與參考基準價0.463元/千瓦時之差。機組批復上網電價按政府最新價格政策文件執(zhí)行。B類機組中，批復上網電價加超低排放電價等于參考基準價的，不予補償；批復上網電價加超低排放電價高于參考基準價的，收取相應補償；批復上網電價加超低排放電價低于參考基準價的，支出相應補償。第七條[補償費用支付]月度結算時，根據以下公式按月計算機組變動成本補償金額。燃煤、燃氣機組補償金額=實際上網電量×度電補償標準。核電機組補償金額=[實際上網電量－基數結算電量]×度電補償標準。第三章結算機制第八條[結算周期]發(fā)電成本補償費用以月度為周期進行結算，由電力交易機構按月出具相關結算依據。第九條[電費收付]各市場主體的發(fā)電成本補償電費保持與電網企業(yè)的電費結算支付方式不變。

41

工作日10.03620.03470.03340.03240.03170.03160.03290.03540.04270.04680.04860.04870.04310.04460.04740.04790.04880.0480.04660.04690.0458工作日10.03620.03470.03340.03240.03170.03160.03290.03540.04270.04680.04860.04870.04310.04460.04740.04790.04880.0480.04660.04690.04580.04450.04240.0389月131311

2021周六0.980.0380.04040.03640.03870.03490.03710.03380.03580.0330.03490.03270.03450.03340.03490.03550.03630.04220.04080.04590.0440.04780.0460.0480.04650.04260.04240.04430.04340.0470.04510.04730.04530.04790.04610.04720.04640.04570.04520.04570.04490.04470.04460.04380.04420.04240.04270.03980.0398日），春節(jié)天（農歷正月初一、初二、初三），清明節(jié)周日0.920.04430.04170.03960.0380.03680.03620.03650.03720.03830.04010.04180.0430.04150.04120.04130.04150.04270.04480.04640.04680.04650.04620.0450.04263法定節(jié)假日0.640.03690.03510.03350.03240.03160.03150.03250.03490.04130.04480.04680.04740.0430.04420.04640.04690.0480.04830.04760.04790.0470.04610.04440.0415調休節(jié)假日0.8

典型分解曲線

月分日權重日期類型日權重

日分時權重0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00

備注：1.法定節(jié)假日為：元旦當天（11當天（農歷清明當日），勞動節(jié)當天（5月日），端午節(jié)當天（農歷端午當日），中秋節(jié)當天（農歷中秋當日），國慶節(jié)天（10月日至日），共計天。2.調休節(jié)假日為：全年節(jié)假日對應的假期安排中，除法定節(jié)假日外的部分，具體日期安排以政府正式發(fā)布的年度節(jié)假日安排為準。

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附件1.5

廣東省市場化需求響應2021年實施方案

（試行）

為深入貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）文件精神，按照《關于深入推進供給側結構性改革做好新形勢下電力需求側管理工作的通知》（發(fā)改運行規(guī)〔2017〕1690號）有關要求，探索建立市場化需求響應工作機制，培育用戶優(yōu)化負荷、主動參與系統(tǒng)調節(jié)的意識，積極平衡我省電力供需形勢，特制定本方案。一、工作目標和原則按照需求響應優(yōu)先、有序用電保底的原則，遵循電網運行和市場經濟客觀規(guī)律，探索市場化需求響應競價模式，研究建立廣東省市場化需求響應交易體系。以日前邀約型需求響應起步，逐步開展需求響應資源常態(tài)參與現貨電能量市場交易和深度調峰，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進源網荷儲友好互動，提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力，推動能源消費的高質量發(fā)展。為實現全網資源優(yōu)化配置，更好滿足市場化建設需要，按照“全省統(tǒng)一市場、一套機制、一個平臺”的原則，省、地兩級（含廣州、深圳）的需求響應組織和激勵標準統(tǒng)一按本方案執(zhí)行，地市不另行組織需求響應。

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二、市場成員市場成員包括市場主體、市場運營機構和電網企業(yè)三類。（一）市場主體。市場主體包括負荷集成商、電力用戶等。負荷集成商聚合各類電力用戶需求響應資源，參與市場化需求響應。電力用戶分為市場用戶和非市場用戶。市場用戶分為直接參與批發(fā)市場的電力大用戶（簡稱“批發(fā)用戶”，下同）和零售用戶，批發(fā)用戶可視同負荷集成商直接參與市場化需求響應，零售用戶需由負荷集成商聚合參與市場化需求響應。所在地區(qū)具有地區(qū)財政專項資金的非市場用戶，暫由所在地市供電局聚合參與市場化需求響應。地區(qū)財政專項資金使用完畢后，非市場用戶暫停參與市場化需求響應?，F階段，暫由售電公司注冊為負荷集成商，聚合其電能量零售用戶的需求響應資源。（二）市場運營機構。市場運營機構包括廣東省電力調度中心和廣東電力交易中心（以下分別簡稱“調度中心”和“交易中心”）。調度中心負責組織市場主體注冊的安全校核、交易出清、評價考核；負責建設、運維職責范圍相關技術支持系統(tǒng)；負責組織直控資源的接入和監(jiān)控。交易中心負責需求響應市場主體的注冊、申報和合同管理、信息披露、出具結算依據；負責建設、運維職責范圍相關技術支持系統(tǒng)。（三）電網企業(yè)。

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廣東電網有限責任公司和深圳供電局有限公司按經營范圍負責與市場主體簽訂需求響應服務合同，開展基線負荷認定、需求響應交易結算；配合開展需求響應評價。具有地區(qū)財政專項資金的地市供電局負責聚合非市場用戶參與需求響應，包括協(xié)議簽訂、基線負荷認定、執(zhí)行評價、信息披露；負責配合地市政府主管部門開展非市場用戶的資格審查、公示、出具結算依據；負責建設職責范圍相關技術支持系統(tǒng)。三、市場主體參與條件（一）資源類型。需求響應資源包括用戶側儲能裝置、充電樁、工業(yè)生產、制冷、制熱等用戶可調節(jié)負荷資源，逐步引入獨立儲能參與，鼓勵具備直控條件的需求響應資源（以下簡稱“直控資源”）參與市場化需求響應。（二）聚合方式。需求響應資源聚合為虛擬電廠，以虛擬電廠為單元參與需求響應。各負荷集成商聚合的非直控資源和直控資源分別按地區(qū)聚合為獨立虛擬電廠，地市供電局聚合所在地區(qū)非市場用戶資源為虛擬電廠。（三）技術條件。1.負荷集成商聚合的單個虛擬電廠響應能力不低于1MW，單個需求響應資源響應能力不低于0.2MW，響應時長均不低于1小時。2.需求響應資源須安裝小時計量表計，且將計量數據傳

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送至電網企業(yè)。3.負荷集成商的虛擬電廠調度直控條件包括：經過符合要求的加密認證裝置接入電網；優(yōu)先采用專用光纖線路通信，如不具備條件，可暫時采用無線方式；具備遙信、遙測信息上送主站的能力，具備接收遙控指令、接收有功曲線并執(zhí)行的能力。直控條件需通過電網企業(yè)組織的響應性能校驗。地市供電局聚合的非市場用戶資源可參照上述條款執(zhí)行。四、市場主體注冊和變更市場主體通過交易系統(tǒng)進行注冊，注冊包括負荷集成商注冊和需求響應資源注冊，需求響應資源以用電戶號為單元。（一）負荷集成商的注冊信息。1.負荷集成商的基本信息：現階段暫參照售電公司的注冊要求制定。2.負荷集成商聚合的虛擬電廠基本信息：虛擬電廠根據需求響應資源的屬性自動聚合建檔，包括所聚合需求響應資源清單和需求響應資源的基本信息。3.負荷集成商聚合的虛擬電廠技術信息：所聚合需求響應資源的技術信息。虛擬電廠的最大響應能力不得大于聚合需求響應資源最大響應能力之和，最小響應能力不得小于聚合需求響應資源最小響應能力之和。（二）需求響應資源的注冊信息。1.需求響應資源的基本信息：用電戶號、用電戶名、計量點號、結算戶名、電壓等級、用電性質、資源類型、是否

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為直控資源（需經調度中心認證）、資源位置等?，F階段資源位置為所處地區(qū)。若資源類型為用戶側儲能，須申報充放電功率、投產年份、儲能類型等信息。2.需求響應資源的技術信息：最大響應能力、最小響應能力、最大響應時長、最小響應時長、可響應時段等技術信息。五、非市場用戶資源參與條件1.資格審查。地市供電局對參與市場化需求響應的非市場用戶資源開展資格審查，匯總后報備地市政府主管部門。2.公示和簽訂協(xié)議。地市政府主管部門對非市場用戶資源予以公示，公示無異議后，地市供電局與非市場用戶簽訂協(xié)議。六、合同管理（一）需求響應零售交易合同。負荷集成商與電力用戶簽訂需求響應零售交易合同，可參考市場運營機構發(fā)布的需求響應零售交易合同模板，合同登記生效后響應資源歸到負荷集成商名下，作為零售側交易及結算的執(zhí)行依據。合同信息應包括收益分成及費用分攤方式等。（二）需求響應服務合同。負荷集成商與電網企業(yè)簽訂需求響應服務合同，作為負荷集成商參與需求響應的執(zhí)行依據，與需求響應交易出清結果共同作為需求響應交易批發(fā)側結算的依據。合同需明確雙方權責、結算依據、費用復核、付款方式和聚合用戶信息等

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事項，其中聚合用戶信息以交易系統(tǒng)為準。七、邀約型需求響應日前削峰邀約型需求響應是指預計全省或局部存在電力平衡風險時，需求響應資源按照交易結果削減負荷的行為。（一）啟動條件。1）預計運行日全省存在電力供應不足風險，且日前預測電力缺口小于給定閾值（暫定當日全省最高統(tǒng)調負荷預測的10%，后續(xù)視情況調整）；2）預計運行日局部區(qū)域存在斷面、變壓器、線路、饋線、臺區(qū)重過載風險；3）其它系統(tǒng)安全需要。（二）負荷計算規(guī)則?；€負荷、測量負荷以小時平均功率計算，即小時電量/1h。小時電量按《廣東省內市場化交易結算工作規(guī)范》計算。如個別時點采集數據缺失，按《現貨交易電量擬合規(guī)則》處理。單個需求響應資源的負荷，按用電戶號下所有參與市場化交易計量點的負荷直接累加計算。（三）基線負荷制定?；€負荷指未實施需求響應和有序用電時電力用戶的小時平均用電負荷，是判定需求響應執(zhí)行效果的依據?；€負荷制定分工作日、周六、周日和節(jié)假日四種類型。工作日選取最近5個經擬合后的不參與響應和有序用電的同類型日負荷作為負荷樣本，作為評價及結算采用的基線負荷。剔除日電量低于5個樣本日均電量25%或高于5個樣本

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日均電量200%的樣本，剩余樣本求取小時平均值得到基線負荷。周六、周日和節(jié)假日的基線負荷制定參照工作日，其中樣本數調整為3個。當電力缺口持續(xù)時間超過30天時，視情況根據當期全省最高統(tǒng)調負荷需求水平與電力供應滿足需求的同類型日全省最高統(tǒng)調負荷需求水平的比值，對全部用戶基線負荷進行等比例調整