南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行實施方案

附件1

南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場2021年12月結(jié)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(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕1453號）等工作部署，根據(jù)《廣東電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作方案》（粵經(jīng)信電力函〔2017〕286號）、《南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場實施方案（征求意見稿）》（粵經(jīng)信電力函〔2018〕208號）、《南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場系列規(guī)則（征求意見稿）》有關(guān)規(guī)定及要求，為積極穩(wěn)妥推進南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場試運行工作，應(yīng)對我省當(dāng)前電力供應(yīng)緊張、燃料價格大幅上漲局面，全面檢驗規(guī)則和技術(shù)支持系統(tǒng)，提高結(jié)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(xiàn)貨結(jié)算試運行。在現(xiàn)有年度價差中長期合同電量和零售代理關(guān)系不變的基礎(chǔ)上，連續(xù)組織“絕對價格月、周交易+現(xiàn)貨”結(jié)算試運行，實施發(fā)電成本補償，根據(jù)系統(tǒng)運行需要組織需求側(cè)響應(yīng)。通過開展結(jié)算試運行，全面檢驗規(guī)則和技術(shù)支持系統(tǒng)，實現(xiàn)發(fā)電成本更加及時向終端用戶傳導(dǎo)，充分調(diào)動發(fā)用兩側(cè)主體保供積極性，促進電力安全有序供應(yīng)；探索現(xiàn)貨連續(xù)運

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行的實施路徑，實現(xiàn)市場關(guān)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(shè)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(xiàn)貨長周期運行形成良好銜接，又要結(jié)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(xiàn)貨長周期運行，待明確相關(guān)邊界條件、建立完善長效機制后轉(zhuǎn)入現(xiàn)貨連續(xù)運行。防范風(fēng)險、確保安全。做實做細市場模擬推演，提前發(fā)現(xiàn)問題，切實防控風(fēng)險。推動系統(tǒng)運行和市場交易有效銜接，做好市場應(yīng)急處理預(yù)案，確保電力安全可靠供應(yīng)。邊試邊改，動態(tài)完善。根據(jù)試運行實際情況，滾動進行交易規(guī)則修編、交易參數(shù)調(diào)整及技術(shù)支持系統(tǒng)完善，保障市場平穩(wěn)有序運行。三、試運行關(guān)鍵機制試運行期間，統(tǒng)一組織開展交易和結(jié)算，主要包括：組織月度交易，交易結(jié)果為差價合約;按照南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系，組織絕對價格中長期交易和現(xiàn)貨交易并開展批發(fā)市場結(jié)算?；诹闶酆贤_展零售市場結(jié)算。結(jié)算試運行主要機制如下：（一）應(yīng)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(guān)停機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易、非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)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(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易外，發(fā)電側(cè)只允許賣出電量，用電側(cè)只允許買入電量。月度交易（轉(zhuǎn)讓交易除外）、周集中交易成交價格上下浮動范圍統(tǒng)一調(diào)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(zhuǎn)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(dāng)月價差零售合同的價格轉(zhuǎn)換為絕對價格，對零售用戶結(jié)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(dāng)月價差中長期合同的價格轉(zhuǎn)換為絕對價格，對發(fā)電企業(yè)和售電公司結(jié)算。3.零售價差合同轉(zhuǎn)換成絕對價格結(jié)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(jié)算，平衡結(jié)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(jù)最高燃料價格對應(yīng)的各類型機組發(fā)電成本乘以一定比例系數(shù)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(dǎo)價三者中的最大值（若其中某個指數(shù)停發(fā)，則使用停發(fā)前最后一期的數(shù)據(jù)），參照《廣東電力現(xiàn)貨市場機組發(fā)電成本測算辦法》計算最高燃料價格對應(yīng)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(xiàn)貨價格引導(dǎo)優(yōu)化發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)的生產(chǎn)，統(tǒng)籌好電力供應(yīng)保障和市場運行風(fēng)險防范的關(guān)系。燃氣機組?，F(xiàn)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(diào)控措施。視市場運行情況采取調(diào)整事后超額收益回收、設(shè)置用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算價上下限等市場臨時調(diào)控措施。（六）放開全部市場化燃煤、燃氣機組發(fā)電電量上網(wǎng)電價。取消政府年初分配的12月市場化燃煤、燃氣機組基數(shù)電量，轉(zhuǎn)為電網(wǎng)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(shù)電量“以用定發(fā)”的原則分配至機組，按照市場月度加權(quán)平均價格結(jié)算，不再執(zhí)行政府核定的上網(wǎng)電價。月度加權(quán)平均價取超額電費疏導(dǎo)前的售電公司批發(fā)市場度電支出（含年、月、周、現(xiàn)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(jié)算；月結(jié)時，按照月度加權(quán)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(jié)電費。

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（七）實施變動成本補償?；跈C組批復(fù)上網(wǎng)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(wǎng)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(dān)。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(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)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(jù)《關(guān)于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2015〕2835號）實行事后兌付、季度結(jié)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(zhuǎn)讓掛牌交易）阻塞費用不予單獨結(jié)算，年度、月度中長期（不含發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易）阻塞總費用由B類機組按上網(wǎng)電量比例分攤（分享）；發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易、周中長期阻塞費用予以單獨結(jié)算；非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易對應(yīng)的轉(zhuǎn)讓阻塞費用，參照中長期阻塞費用公式予以單獨結(jié)算。2.阻塞盈余返還時，市場阻塞盈余由B類機組按上網(wǎng)電量比例分享（分攤），機組代購市場電量轉(zhuǎn)讓阻塞費用對應(yīng)的盈余納入市場阻塞盈余結(jié)算。同時，調(diào)整用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算價計算公式：用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算價=發(fā)電側(cè)市場總電費/發(fā)電側(cè)

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市場總上網(wǎng)電量。（十）應(yīng)用市場化需求響應(yīng)機制。按照需求響應(yīng)優(yōu)先、有序用電保底的原則，根據(jù)需要開展日前邀約型需求響應(yīng)，由負荷集成商以“虛擬電廠”形式聚合需求響應(yīng)資源，通過邊際出清形成中標量價，市場用戶的需求響應(yīng)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(dǎo)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(dǎo)至市場購電用戶。1.售電公司和零售用戶側(cè)，先按現(xiàn)行規(guī)則開展正常結(jié)算，同時，以月度為周期統(tǒng)計售電公司超額電費。當(dāng)售電公司月度競價、周集中競爭和現(xiàn)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(dāng)售電公司月度競價、周集中競爭和現(xiàn)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(xiàn)貨結(jié)算規(guī)則正常結(jié)算，不作調(diào)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(shè)置上限，超出部分金額由發(fā)電側(cè)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(shù)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(nèi)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(jié)算。2、電網(wǎng)企業(yè)為保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益，按照廣東省保障居民、農(nóng)業(yè)等民生用電價格穩(wěn)定有關(guān)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(jié)算。（十三）按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)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(cè)中長期合同電量比例設(shè)置最低要求，其中：1.用戶側(cè)，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(yīng)不小于其月度實際用電量95%，允許負偏差（5%）范圍內(nèi)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(jié)算。2.發(fā)電側(cè)，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(zhuǎn)讓掛牌交易）應(yīng)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(jié)算。

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（十四）按照《廣東省發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化我省電價改革有關(guān)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(guān)系的，由電網(wǎng)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(wǎng)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(yīng)不足約束。燃煤、燃氣電廠應(yīng)結(jié)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(diào)度機構(gòu)報送電煤庫存、可落實日氣量等一次能源供應(yīng)數(shù)據(jù)。調(diào)度機構(gòu)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(yù)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(diào)整），經(jīng)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(shè)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(diào)用測試。為監(jiān)測機組狀態(tài)和發(fā)電能力的真實性，調(diào)度機構(gòu)可對機組開機、出力進行調(diào)用測試。以上關(guān)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(jù)各方意見完善試運行方案，將相關(guān)情況上報請示省政府。（三）做好結(jié)算試運行方案的宣貫培訓(xùn)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(guān)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(guān)停機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易、非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)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(xiàn)貨技術(shù)系統(tǒng)適應(yīng)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(xiàn)貨市場交易。（七）開展市場結(jié)算。五、風(fēng)險控制市場運營機構(gòu)做好結(jié)算試運行期間市場監(jiān)測和風(fēng)險防控，發(fā)現(xiàn)異常交易行為的，及時報政府相關(guān)部門處理。電網(wǎng)企業(yè)和調(diào)度機構(gòu)要加強電源組織，優(yōu)化方式安排，全力保障現(xiàn)貨試運行月的電網(wǎng)安全運行和電力有序供應(yīng)。如市場運行存在較大風(fēng)險，出現(xiàn)以下情況時，政府部門會同能源監(jiān)管機構(gòu)可做出中止電力市場現(xiàn)貨結(jié)算試運行的決定，轉(zhuǎn)由價差中長期規(guī)則開展結(jié)算:1.極端自然災(zāi)害、重大電源或電網(wǎng)故障等嚴重影響電力供應(yīng)或電網(wǎng)安全。2.電力嚴重供不應(yīng)求時，在積極采取措施仍有可能造成系統(tǒng)性風(fēng)險，無法維持電力現(xiàn)貨市場健康運行。3.電力市場技術(shù)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(dǎo)致結(jié)算試運行市場主體出現(xiàn)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(xiàn)貨市場2021年12月結(jié)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(guān)停機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易、非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)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(cè)只允許賣出電量，用電側(cè)只允許買入電量；發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易只允許發(fā)電側(cè)主體對年度合同電量進行交易。交易上限。售電公司根據(jù)代理用戶當(dāng)月用電量預(yù)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(yīng)做好與零售電力用戶溝通和記錄，以歷史用電數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)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(cè)，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?；谧罱路莸娜渴袌鲑忞娪脩魧嶋H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(cè)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(shù)、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(shù)參照《廣東省能源局關(guān)于做好2021年廣東電力市場年度交易有關(guān)工作的通知》（粵能電力〔2020〕86號）執(zhí)行。月度雙邊、掛牌交易結(jié)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(cè)月競交易上限。非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)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(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易不影響發(fā)電側(cè)原月度雙邊、月度掛牌、月競交易電量空間。交易結(jié)果。月度競價交易不執(zhí)行熱電聯(lián)產(chǎn)、大鵬以氣定電強制成交，不考慮電網(wǎng)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(jié)算依據(jù)。機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易發(fā)電單元出讓電量按照單元內(nèi)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(diào)休節(jié)假日五類，下同），其中12月結(jié)算試運行的法定節(jié)假日和調(diào)休節(jié)假日的月分日、日分時權(quán)重按10月歷史數(shù)據(jù)中的節(jié)假日處理；發(fā)電側(cè)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(zhuǎn)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(zhuǎn)讓交易電量、非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)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(zhuǎn)讓成交價結(jié)算，脫硫、脫硝、除塵、超低排放電價按現(xiàn)行模式開展。年度合同價格轉(zhuǎn)換。將價差年度合同電量按照統(tǒng)一原則轉(zhuǎn)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(zhuǎn)換為絕對價格，計算公式為：轉(zhuǎn)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(nèi)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(nèi)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(nèi)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(jié)果作為結(jié)算依據(jù)。周交易發(fā)電側(cè)只允許賣出電量，用電側(cè)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(fēng)險，范圍包括價差年度交易、絕對價格中長期交易、現(xiàn)貨交易、零售合同，暫不根據(jù)履約風(fēng)險要求收取履約保函。二、現(xiàn)貨交易組織按照日前申報、日前及實時出清和出清結(jié)果執(zhí)行的全流程開展結(jié)算試運行日的現(xiàn)貨交易。（一）日前交易申報各市場主體沿用發(fā)電側(cè)報量報價、用電側(cè)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(shù)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(jié)算。市場化核電機組暫不參與現(xiàn)貨市場報量報價。燃煤機組。根據(jù)最高燃料價格對應(yīng)的各類型機組發(fā)電成本乘以一定比例系數(shù)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(dǎo)價三者中的最大值（若其中某個指數(shù)停發(fā)，則使用停發(fā)前最后一期的數(shù)據(jù)），參照《廣東電力現(xiàn)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(yīng)的各類型機組發(fā)電成本。燃氣機組?，F(xiàn)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(yīng)不足約束燃煤、燃氣電廠應(yīng)結(jié)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(diào)度機構(gòu)報送電煤庫存、可落實日氣量等一次能源供應(yīng)數(shù)據(jù)，如出現(xiàn)一次能源供應(yīng)報送數(shù)據(jù)與實際調(diào)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(nèi)存煤可用天數(shù)低于閾值或LNG接收站書面通報出現(xiàn)罐存低點風(fēng)險時，相關(guān)機組按照全市場最高申報價格上限作為報價參與現(xiàn)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(shù)（按滿負荷運行計算）低于10小時，則按照可落實氣量設(shè)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(yīng)不足約束生效期間，機組的系統(tǒng)運行補償費用根據(jù)附件1.6計算。對于一次能源供應(yīng)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(nèi)天然氣供應(yīng)緊張風(fēng)險，調(diào)度機構(gòu)每日對出清結(jié)果的氣電電量和對應(yīng)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(yù)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(diào)整），經(jīng)請示省能源主管部門和監(jiān)管機構(gòu)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(shè)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(diào)頻備用約束為確保電網(wǎng)頻率穩(wěn)定，根據(jù)《中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度管理規(guī)程》和《南方電網(wǎng)系統(tǒng)運行備用信息全景監(jiān)控管理技術(shù)規(guī)范》等有關(guān)規(guī)定，對各可用狀態(tài)的市場機組設(shè)置系統(tǒng)運行限高，確保出清開機的機組預(yù)留足夠的一次調(diào)頻備用容量。其中，單機預(yù)留的一次調(diào)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(jù)機組實際運行狀態(tài)，在D-2日17點前書面向所屬調(diào)度機構(gòu)提出取消檢修或同廠置換檢修的申請，經(jīng)調(diào)度機構(gòu)審核批復(fù)后實施。其中，同廠置換檢修僅允許在同一上網(wǎng)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(fù)的原機組計劃檢修開始時間，結(jié)束時間不得晚于月度批復(fù)的原機組計劃檢修結(jié)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(nèi)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(wǎng)預(yù)測信息作為邊界條件，依據(jù)《廣東現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》進行市場出清，出清結(jié)果作為調(diào)度計劃安排依據(jù)。市場主體申報的最小穩(wěn)定技術(shù)出力費用納入出清計算。開展日前現(xiàn)貨出清時，除調(diào)度機構(gòu)批復(fù)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(diào)頻輔助服務(wù)出清、市場化需求響應(yīng)出清、深度調(diào)峰出清，按照需求響應(yīng)出清、安全約束機組組合（SCUC）、調(diào)頻輔助服務(wù)出清、深度調(diào)峰出清、安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）的次序依次開展。（六）市場化需求響應(yīng)結(jié)算試運行期間，結(jié)合電力供應(yīng)需要，連續(xù)開展市場化需求響應(yīng)交易，調(diào)度機構(gòu)于D-2日前評估電力供應(yīng)缺口風(fēng)險和影響區(qū)域，D-1日組織削峰邀約型需求響應(yīng)。當(dāng)需求響應(yīng)中標資源不足時啟動有序用電，形成地區(qū)需求響應(yīng)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(guān)地區(qū)的母線負荷預(yù)測。詳見附件1.5。（七）深度調(diào)峰處理機制現(xiàn)階段，基于發(fā)電機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力對應(yīng)的成本形成深度調(diào)峰序列，依次調(diào)用以滿足深度調(diào)峰需求，B類發(fā)電機組按照南方區(qū)域“兩個細則”的相關(guān)規(guī)定計算深度調(diào)峰補償費用。從深度調(diào)峰序列的第一臺發(fā)電機組開始，逐臺機組安排至深度調(diào)峰出力發(fā)電，直至相應(yīng)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(diào)峰的發(fā)電機組

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的出力固定為機組的深度調(diào)峰出力，不參與電能量市場優(yōu)化；相應(yīng)的時段內(nèi)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(diào)峰序列中所有機組的深度調(diào)峰出力均已被調(diào)用，仍無法滿足實時系統(tǒng)備用要求或?qū)崟r負荷平衡約束無法滿足，電力調(diào)度機構(gòu)可根據(jù)系統(tǒng)運行情況采取應(yīng)急停機等措施，保障系統(tǒng)電力平衡和頻率穩(wěn)定。（八）應(yīng)急開停機機組調(diào)用應(yīng)急開機機組序列根據(jù)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(shù)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(guān)于下達2021年度發(fā)電機組基數(shù)指導(dǎo)計劃的通知》排序形成。運行日，在滿足系統(tǒng)安全的基礎(chǔ)上，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)應(yīng)急開機機組序列安排應(yīng)急開機；原則上只啟用燃機。應(yīng)急停機機組序列根據(jù)機組容量加權(quán)電能量報價由高到低排序形成，機組容量加權(quán)電能量報價相同時，參考《廣東省能源局關(guān)于下達2021年度發(fā)電機組基數(shù)指導(dǎo)計劃的通知》排序的倒序形成應(yīng)急停機機組序列。運行日，在滿足系統(tǒng)安全的基礎(chǔ)上，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)應(yīng)急停機機組序列安排應(yīng)急停機。（九）機組調(diào)用測試為監(jiān)測機組狀態(tài)和發(fā)電能力的真實性，調(diào)度機構(gòu)可對以下情況進行機組調(diào)用測試：（1）機組開機調(diào)用測試。綜合加權(quán)度電價格超過給定閾值且處于備用停機的機組。當(dāng)機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力費用和第一段報價的綜合加權(quán)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(diào)度機構(gòu)可對機組實施開機調(diào)用測試。其中，綜合加權(quán)度電價格=（最小穩(wěn)定技術(shù)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(shù)出力+第一段電能量報價容量)。未在規(guī)定時間內(nèi)按調(diào)度指令并網(wǎng)開機的機組視為調(diào)用測試失敗，相應(yīng)機組從調(diào)度機構(gòu)下達的并網(wǎng)時間至機組恢復(fù)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(shè)備信息納入“兩個細則”考核。（2）機組出力調(diào)用測試。對未向調(diào)度機構(gòu)申報限高、出清結(jié)果為開機運行且運行出力未達到最大可調(diào)出力的機組，向調(diào)度機構(gòu)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(diào)度機構(gòu)可視需要開展機組出力調(diào)用測試。若機組無法在規(guī)定時間內(nèi)達到調(diào)度下達的出力指令要求，則視為調(diào)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(shè)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(yīng)急開停機組調(diào)用情況、調(diào)用測試情況作為公有信息披露。三、調(diào)度執(zhí)行開展現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算運行期間，調(diào)度機構(gòu)按現(xiàn)貨市場有關(guān)規(guī)則執(zhí)行現(xiàn)貨市場交易結(jié)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(chǔ)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(xiàn)貨市場出清。四、交易結(jié)算電網(wǎng)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(xiàn)貨電能量電費、發(fā)電成本補償和系統(tǒng)運行補償?shù)龋涣闶塾脩衾U納電費由零售合同電能量電費、需求側(cè)響應(yīng)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(yīng)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(jié)算日清月結(jié)。按照南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系，開展現(xiàn)貨日清月結(jié)結(jié)算工作。脫硫、脫硝、除塵、超低排放電價。交易中心出具的結(jié)算依據(jù)單獨說明超低排放電費，按照機組全月實際上網(wǎng)電量及超低排放電價計算，超低排放電費按照《關(guān)于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關(guān)問題的通知》實行事后兌付、季度結(jié)算，并與超低排放情況掛鉤?？己搜a償。發(fā)電側(cè)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(jù)《廣東現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》執(zhí)行發(fā)電機組日內(nèi)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(chǎn)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(xiàn)行“兩個細則”中發(fā)電計劃偏差考核、啟停調(diào)峰補償、冷備用輔助服務(wù)補償、機組限高等效非停考核以及限低考核；按照現(xiàn)行“兩個細則”和《關(guān)于嚴肅發(fā)電調(diào)度紀律強化運行調(diào)度管理工作的通知》（粵能電力[2021]82號）有關(guān)規(guī)定，執(zhí)行非計劃停運考核和燃料預(yù)警考核。用戶側(cè)執(zhí)行偏差收益轉(zhuǎn)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(jù)其發(fā)電收入與運行成本（含最小穩(wěn)定技術(shù)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(jù)全電量現(xiàn)貨收益計算，不考慮機組機組代購市場電量及轉(zhuǎn)讓收益、中長期電量及轉(zhuǎn)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(jié)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(xiàn)貨結(jié)算電量占總上網(wǎng)電量的比例支付，現(xiàn)貨結(jié)算電量按照機組上網(wǎng)電量扣減轉(zhuǎn)讓前年度、月度中長期和機組代購市場電量統(tǒng)計（全天現(xiàn)貨結(jié)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(yīng)的啟動成本和當(dāng)日現(xiàn)貨結(jié)算電量占總上網(wǎng)電量的比例單獨進行補償，以月度為單位由售電公司按當(dāng)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(shè)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(shù)計算啟動補償費用。需求響應(yīng)結(jié)算。中標需求響應(yīng)資源按有效響應(yīng)容量計算需求響應(yīng)調(diào)用收益，現(xiàn)階段，市場用戶的需求響應(yīng)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(shè)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(zhuǎn)讓掛牌交易）阻塞費用不予單獨結(jié)算，年度、月度中長期（不含發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易）合同阻塞總費用由B類機組按上網(wǎng)電量比例分攤或分享；月度發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易、周中長期阻塞費用予以單獨結(jié)算；非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易對應(yīng)的轉(zhuǎn)讓阻塞費用，參照中長期阻塞費用公式予以單獨結(jié)算：機組代購市場電量轉(zhuǎn)讓阻塞費用=（非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易和機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易總電量）*（機組日前現(xiàn)貨節(jié)點電價-日前用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)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(cè)分攤或分享，用

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戶側(cè)不再參與分攤或分享，機組代購市場電量轉(zhuǎn)讓阻塞費用對應(yīng)的盈余納入市場阻塞盈余結(jié)算。同時，調(diào)整用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算價計算公式，用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算價=發(fā)電側(cè)市場總電費/發(fā)電側(cè)市場總上網(wǎng)電量。市場發(fā)用電量不平衡偏差電費。根據(jù)“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(dāng)發(fā)電日前加權(quán)平均電價高于實時加權(quán)平均電價時：若該小時偏差電費為負，累計至發(fā)電側(cè)；若該小時偏差電費為正，累計至用戶側(cè)。當(dāng)發(fā)電日前加權(quán)平均電價低于實時加權(quán)平均電價時：若該小時偏差電費為負，累計至用戶側(cè)；若該小時偏差電費為正，累計至發(fā)電側(cè)。其中，日前、實時加權(quán)平均電價根據(jù)機組日前市場電量按小時加權(quán)計算。用戶側(cè)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(cè)月度偏差電費總金額由發(fā)電企業(yè)按全月上網(wǎng)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(wǎng)電價。取消政府年初分配的12月市場化燃煤、燃氣機組基數(shù)電量，轉(zhuǎn)為電網(wǎng)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(shù)電量“以用定發(fā)”的原則分配至機組，按照市場月度加權(quán)平均價格結(jié)算，不再執(zhí)行政府核定的上網(wǎng)電價。月度加權(quán)平均價取超額電費疏導(dǎo)前的售電公司批發(fā)市場度電支出（含年、月、周、現(xiàn)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(jié)算；月結(jié)時，按照月度加權(quán)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(jié)電費。（二）零售市場結(jié)算1、建立價格臨時疏導(dǎo)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(dǎo)至市場購電用戶。售電公司和零售用戶側(cè)，先按現(xiàn)行規(guī)則開展正常結(jié)算，同時，以月度為周期統(tǒng)計售電公司超額電費。當(dāng)售電公司月度競價、周集中競爭和現(xiàn)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(dāng)售電公司月度競價、周集中競爭和現(xiàn)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(xiàn)貨結(jié)算規(guī)則正常結(jié)算，不作調(diào)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(xiàn)貨偏差電量+實時現(xiàn)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(xiàn)貨偏差電費+實時現(xiàn)貨偏差電費-∑[(實際用電量-日前申報電量)*（實時統(tǒng)一結(jié)算價-日前統(tǒng)一結(jié)算價）]}/（月度競價電量+周集中競爭電量+日前現(xiàn)貨偏差電量+實時現(xiàn)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(shè)置上限，超出部分金額由發(fā)電側(cè)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(shù)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(zhuǎn)換及結(jié)算結(jié)算試運行期間，保持零售合同代理關(guān)系不變，將售電公司與所代理用戶的零售價差統(tǒng)一轉(zhuǎn)換為絕對價格，并據(jù)此對售電公司及其代理的用戶進行結(jié)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(dāng)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(jié)算。對于參與需求響應(yīng)市場的售電公司及代理用戶，根據(jù)已簽訂的需求響應(yīng)零售合同條款開展結(jié)算。（1）零售用戶。零售用戶終端到戶價格包括轉(zhuǎn)換后零售合同電能量價格、輸配電價、基金附加和功率因數(shù)調(diào)整電費等，并按絕對價格模式出具結(jié)算單。其中，基金附加維持原有方式不變，轉(zhuǎn)換后零售合同電能量價格計算公式為：轉(zhuǎn)換后零售合同電能量價格=加權(quán)平均原目錄電價-輸配電價-零售用戶度電收益其中，加權(quán)平均原目錄電價為零售用戶峰平谷電量加權(quán)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(shù)調(diào)整電費依據(jù)《功率因數(shù)調(diào)整電費辦法》（〔83〕水電財字第215號）計算，具體公式為：功率因數(shù)調(diào)整電費=（轉(zhuǎn)換后零售合同電能量電費+輸配電費）×全月功率因數(shù)調(diào)整率。其中，全月功率因數(shù)調(diào)整率為通過功率因數(shù)調(diào)整電費表所確定百分數(shù)。（2）售電公司。對售電公司進行全電量平衡結(jié)算。當(dāng)差額資金單價為正時，向售電公司收取相應(yīng)差額資金；當(dāng)差額資金單價為負時，向售電公司支出相應(yīng)差額資金。平衡結(jié)算產(chǎn)生的差額資金代數(shù)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(quán)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(zhuǎn)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(nèi)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(jié)算。（2）電網(wǎng)企業(yè)為保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益，按照廣東省保障居民、農(nóng)業(yè)等民生用電價格穩(wěn)定

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有關(guān)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(jié)算。（三）地方電網(wǎng)（增量配電網(wǎng)）及其市場購電用戶結(jié)算（1）地方電網(wǎng)（增量配電網(wǎng)）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(jù)此計算電能量電價。（2）省級電網(wǎng)與地方電網(wǎng)（增量配電網(wǎng)）的市場化電量按躉售關(guān)口電價減去市場購電用戶讓利價差進行結(jié)算。五、其他關(guān)鍵機制（一）發(fā)電側(cè)變動成本補償具體計算方法按照附件1.3《廣東電力現(xiàn)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(guān)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(cè)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(jié)算、現(xiàn)貨偏差電量按現(xiàn)貨價格結(jié)算的基礎(chǔ)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(yīng)不小于其月度實際用電量95%，允許負偏差（5%）范圍內(nèi)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(quán)平均綜合電價）×h，當(dāng)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(quán)平均綜合電價指日前市場當(dāng)月內(nèi)所有統(tǒng)一結(jié)算點電價按對應(yīng)時段市場總電量占比進行加權(quán)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(cè)機組按其全月市場電量的（當(dāng)機組全月市場電量為負時，將其置0）比例分享。（3）月度結(jié)算結(jié)果發(fā)布以后，日前市場月度加權(quán)平均綜合電價和考核分攤電費不作調(diào)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(guān)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(jié)算、現(xiàn)貨偏差電量按現(xiàn)貨價格結(jié)算的基礎(chǔ)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(zhuǎn)讓掛牌交易）應(yīng)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(jié)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(quán)平均綜合電

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價-月度競價交易價格]×h，當(dāng)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(quán)平均綜合電價指日前市場當(dāng)月內(nèi)該機組所有節(jié)點電價按對應(yīng)時段實際上網(wǎng)電量占比進行加權(quán)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(jié)算。（3）按照市場購電用戶當(dāng)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(jié)算依據(jù)。（4）月度結(jié)算結(jié)果發(fā)布以后，機組日前市場月度加權(quán)平均綜合電價和考核分攤電費不作調(diào)整。（四）用戶參與市場交易要求按照《廣東省發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化我省電價改革有關(guān)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(guān)系的，由電網(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)貨交易結(jié)算以每小時計量（或擬合）的電量開展結(jié)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(diào)整結(jié)算試運行期間對于檔案差錯及電量差錯進行退補調(diào)

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整，除此以外的其他情況不作退補調(diào)整，退補調(diào)整追溯有效期為6個月。退補結(jié)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(jié)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(jié)算周期調(diào)整因結(jié)算流程調(diào)整，適度延長結(jié)算試運行月份的結(jié)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(shù)，并考慮機組投產(chǎn)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(dāng)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(zhuǎn)讓。新建機組進入商運前的實際上網(wǎng)電量，按照新建發(fā)電項目調(diào)試電價結(jié)算；進入商運后、未參與交易前的實際上網(wǎng)電量，按照政府核定上網(wǎng)電價結(jié)算。未按承諾時間正式投產(chǎn)的機組，自完成滿負荷試運行當(dāng)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(zhuǎn)讓，相關(guān)違約責(zé)任根據(jù)雙

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方合同約定執(zhí)行。對于月度用戶需求調(diào)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(xiàn)貨交易。（十）核電參與現(xiàn)貨方式核電的市場化機組月度基數(shù)電量不參與全省基數(shù)系數(shù)調(diào)整，不作年內(nèi)滾動。月度基數(shù)電量按照典型分解曲線月分日權(quán)重分解至日，日內(nèi)按直線分解至小時，偏差電量按所在節(jié)點日前或?qū)崟r現(xiàn)貨電價結(jié)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(guān)停機組代購市場電量集中轉(zhuǎn)讓交易、非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)讓掛牌交易、月度、周中長期交易；在滿足電網(wǎng)安全供應(yīng)的基礎(chǔ)上，不參與現(xiàn)貨市場報價并優(yōu)先出清。對核電基數(shù)計劃電量全額按照批復(fù)上網(wǎng)電價結(jié)算，執(zhí)行月清月結(jié)，暫不執(zhí)行B類機組以用定發(fā)、事后打折的結(jié)算規(guī)則。中長期合同按照中長期價格結(jié)算，現(xiàn)貨偏差電量按照現(xiàn)貨價格結(jié)算。

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參數(shù)名燃氣機組現(xiàn)貨電能量燃煤機組現(xiàn)貨電能量整?，F(xiàn)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(shù)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(shù)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(shù)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(diào)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(shù)名燃氣機組現(xiàn)貨電能量燃煤機組現(xiàn)貨電能量整。現(xiàn)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(shù)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(shù)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(shù)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(diào)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(jié)算試運行參數(shù)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(shù)U1

3下限

4

5電能量報價分段數(shù)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(dāng)現(xiàn)貨市場出清過程

1000元/MWh8應(yīng)的約束影子價格即為電價懲罰因子。

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參數(shù)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(dāng)天視同參數(shù)取值參數(shù)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(dāng)天視同參數(shù)取值說明

燃氣機組：連續(xù)最小開機時間約束設(shè)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(wǎng)時間為起點，統(tǒng)計累計并網(wǎng)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(shè)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(jié)算。4、節(jié)假日等特殊時期可臨時調(diào)整該參數(shù)設(shè)置，并于日前信息披露進行公告。

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參數(shù)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(shù)61081.0不變，1.1調(diào)整為1.3，大鵬1.1不變。參數(shù)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(shù)61081.0不變，1.1調(diào)整為1.3，大鵬1.1不變。參數(shù)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(nèi)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(nèi)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(xiàn)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(jié)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(shù)j1保持非大鵬燃氣機組計算參數(shù)j2由機組j2保持4、最小穩(wěn)定技術(shù)出力費用申報上下限

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參數(shù)名發(fā)電機組核定參數(shù)最小穩(wěn)定技術(shù)出力的綜合平均發(fā)348g/kWh327g/kWh317g/kWh300g/kWh327參數(shù)名發(fā)電機組核定參數(shù)最小穩(wěn)定技術(shù)出力的綜合平均發(fā)348g/kWh327g/kWh317g/kWh300g/kWh327g/kWh用戶側(cè)日前市場允許益轉(zhuǎn)移結(jié)算參數(shù)取值

成本度電補償標準×各燃煤機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力）/20%說明側(cè)允許申報偏差外收按照附件1.8《廣東電力現(xiàn)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(shù)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(shù)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(shù)，得到最小穩(wěn)定技術(shù)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(quán)權(quán)重各取50%，申報上限參數(shù)取1.2，申報下限參數(shù)取0.1，即：燃煤機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力費用申報上限=（最小穩(wěn)定技術(shù)出力成本-變動成本度電補償標準×最小穩(wěn)定技術(shù)出力）×1.2燃煤機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力費用申報下限=（最小穩(wěn)定技術(shù)出力成本-變動成本度電補償標準×最小穩(wěn)定技術(shù)出力）×0.1燃氣機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力成本及申報上下限參照燃煤機組成本最大值設(shè)置，具體計算方法為：燃氣機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力費用申報上限=max[（各類型燃煤機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力成本-變動11各燃煤機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力]×燃氣機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力×1.2燃氣機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力費用申報下限=max[（各類型燃煤機組最小穩(wěn)定技術(shù)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(shù)出力）/各燃煤機組最小穩(wěn)定技術(shù)出力]×燃氣機組最小穩(wěn)定技術(shù)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(xiàn)貨市場中用戶12申報偏差比例

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參數(shù)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(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、機組代購市場電場合同轉(zhuǎn)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(shù)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(zhuǎn)日）期內(nèi)轉(zhuǎn)換為分時電量上限取值參數(shù)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(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、機組代購市場電場合同轉(zhuǎn)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(shù)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(zhuǎn)日）期內(nèi)轉(zhuǎn)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(cè)上限機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)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(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市計算周集中競爭交易用于合同轉(zhuǎn)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(guān)停

14價格上下限

讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)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(shù)個小時）非關(guān)停機組代購市場電量雙邊協(xié)商轉(zhuǎn)讓交

16量集中轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電市場合同轉(zhuǎn)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(shù)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(shù)機組限低考核系數(shù)啟動額外考核的限高/限低次數(shù)（次）2啟動額外考核的限高/限低次數(shù)344用于現(xiàn)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(xiàn)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(shù)取值1萬千瓦時0.01厘/千瓦時0.10.1在同一自然月內(nèi)，若同一電廠的發(fā)電機組發(fā)生限高與限低次數(shù)之34式計算得到的限高/限低考核費用的2倍進參數(shù)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(shù)機組限低考核系數(shù)啟動額外考核的限高/限低次數(shù)（次）2啟動額外考核的限高/限低次數(shù)344用于現(xiàn)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(xiàn)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(shù)取值1萬千瓦時0.01厘/千瓦時0.10.1在同一自然月內(nèi)，若同一電廠的發(fā)電機組發(fā)生限高與限低次數(shù)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(wǎng)調(diào)度協(xié)議約定的

網(wǎng)調(diào)度協(xié)議約定的最23聯(lián)產(chǎn)機組申報供熱流聯(lián)產(chǎn)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(shù)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(yīng)用于發(fā)電機組在現(xiàn)貨市場中出現(xiàn)限高（即

23

最大技術(shù)出力的情況）時考核費用的計算。用于發(fā)電機組在現(xiàn)貨市場中出現(xiàn)限低（即最小出力能力未達到并24小穩(wěn)定技術(shù)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(chǎn)機組允許的26差率熱電聯(lián)產(chǎn)機組供熱流27數(shù)

28報電量

37

參數(shù)名機組容量系數(shù)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(nèi)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(nèi)存煤可結(jié)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(cè)系統(tǒng)運行補償參數(shù)取值場年度交易有關(guān)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(shù)參數(shù)名機組容量系數(shù)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(nèi)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(nèi)存煤可結(jié)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(cè)系統(tǒng)運行補償參數(shù)取值場年度交易有關(guān)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(shù)0.004元/千瓦時說明用于月競發(fā)電側(cè)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(guān)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(shù)閾值

發(fā)電機組非實時調(diào)頻中標時段允許的執(zhí)行偏差率取值：常規(guī)并網(wǎng)發(fā)電廠（機組）、核電廠（機組）允許偏差率為2.5%；熱電聯(lián)產(chǎn)、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(shù)特性的機組執(zhí)行最大允許偏差率。發(fā)電機組實時調(diào)頻中標時段允許執(zhí)行偏差率等于非實時調(diào)頻中標時段允許的執(zhí)行偏差率加實時調(diào)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(shù)

36度電分攤上限

38

參數(shù)名調(diào)用測試首段報價偏市場購電用戶超額電參數(shù)取值35%0.06元/千瓦時說明視情況調(diào)整

參數(shù)名調(diào)用測試首段報價偏市場購電用戶超額電參數(shù)取值35%0.06元/千瓦時說明視情況調(diào)整

37離閥值K2

38費度電分攤上限

39

附件1.3廣東電力現(xiàn)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(jù)]根據(jù)《國家發(fā)展改革委辦公廳國家能源局綜合司印發(fā)〈關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)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(shè)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(xiàn)貨市場建設(shè)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(xiàn)貨市場本次結(jié)算試運行期間變動成本補償費用的計算和結(jié)算。第三條[各方職責(zé)]廣東省能源局會同國家能源局南方監(jiān)管局指導(dǎo)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(zé)根據(jù)辦法計算變動成本補償費用，出具結(jié)算依據(jù)等。廣東省電力調(diào)度中心（以下簡稱“調(diào)度中心”）負責(zé)根據(jù)本辦法提供相關(guān)計算數(shù)據(jù)。

第二章變動成本補償?shù)谒臈l[補償對象]補償對象為參與廣東電力市場化交易

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的市場化機組和需求側(cè)響應(yīng)資源等?，F(xiàn)階段，補償?shù)膶ο鬄閰⑴c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(fù)上網(wǎng)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(cè)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(fù)上網(wǎng)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(fù)上網(wǎng)電價按政府最新價格政策文件執(zhí)行。B類機組中，批復(fù)上網(wǎng)電價加超低排放電價等于參考基準價的，不予補償；批復(fù)上網(wǎng)電價加超低排放電價高于參考基準價的，收取相應(yīng)補償；批復(fù)上網(wǎng)電價加超低排放電價低于參考基準價的，支出相應(yīng)補償。第七條[補償費用支付]月度結(jié)算時，根據(jù)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(wǎng)電量×度電補償標準。核電機組補償金額=[實際上網(wǎng)電量－基數(shù)結(jié)算電量]×度電補償標準。第三章結(jié)算機制第八條[結(jié)算周期]發(fā)電成本補償費用以月度為周期進行結(jié)算，由電力交易機構(gòu)按月出具相關(guān)結(jié)算依據(jù)。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(wǎng)企業(yè)的電費結(jié)算支付方式不變。

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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(nóng)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(diào)休節(jié)假日0.8

典型分解曲線

月分日權(quán)重日期類型日權(quán)重

日分時權(quán)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(dāng)天（11當(dāng)天（農(nóng)歷清明當(dāng)日），勞動節(jié)當(dāng)天（5月日），端午節(jié)當(dāng)天（農(nóng)歷端午當(dāng)日），中秋節(jié)當(dāng)天（農(nóng)歷中秋當(dāng)日），國慶節(jié)天（10月日至日），共計天。2.調(diào)休節(jié)假日為：全年節(jié)假日對應(yīng)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(yīng)2021年實施方案

（試行）

為深入貫徹落實《中共中央國務(wù)院關(guān)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(guān)于深入推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革做好新形勢下電力需求側(cè)管理工作的通知》（發(fā)改運行規(guī)〔2017〕1690號）有關(guān)要求，探索建立市場化需求響應(yīng)工作機制，培育用戶優(yōu)化負荷、主動參與系統(tǒng)調(diào)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(yīng)優(yōu)先、有序用電保底的原則，遵循電網(wǎng)運行和市場經(jīng)濟客觀規(guī)律，探索市場化需求響應(yīng)競價模式，研究建立廣東省市場化需求響應(yīng)交易體系。以日前邀約型需求響應(yīng)起步，逐步開展需求響應(yīng)資源常態(tài)參與現(xiàn)貨電能量市場交易和深度調(diào)峰，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進源網(wǎng)荷儲友好互動，提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，推動能源消費的高質(zhì)量發(fā)展。為實現(xiàn)全網(wǎng)資源優(yōu)化配置，更好滿足市場化建設(shè)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(yīng)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(yīng)。

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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(gòu)和電網(wǎng)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(yīng)資源，參與市場化需求響應(yīng)。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(yīng)，零售用戶需由負荷集成商聚合參與市場化需求響應(yīng)。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(yīng)。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(yīng)?，F(xiàn)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(yīng)資源。（二）市場運營機構(gòu)。市場運營機構(gòu)包括廣東省電力調(diào)度中心和廣東電力交易中心（以下分別簡稱“調(diào)度中心”和“交易中心”）。調(diào)度中心負責(zé)組織市場主體注冊的安全校核、交易出清、評價考核；負責(zé)建設(shè)、運維職責(zé)范圍相關(guān)技術(shù)支持系統(tǒng)；負責(zé)組織直控資源的接入和監(jiān)控。交易中心負責(zé)需求響應(yīng)市場主體的注冊、申報和合同管理、信息披露、出具結(jié)算依據(jù)；負責(zé)建設(shè)、運維職責(zé)范圍相關(guān)技術(shù)支持系統(tǒng)。（三）電網(wǎng)企業(yè)。

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廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司和深圳供電局有限公司按經(jīng)營范圍負責(zé)與市場主體簽訂需求響應(yīng)服務(wù)合同，開展基線負荷認定、需求響應(yīng)交易結(jié)算；配合開展需求響應(yīng)評價。具有地區(qū)財政專項資金的地市供電局負責(zé)聚合非市場用戶參與需求響應(yīng)，包括協(xié)議簽訂、基線負荷認定、執(zhí)行評價、信息披露；負責(zé)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(jié)算依據(jù)；負責(zé)建設(shè)職責(zé)范圍相關(guān)技術(shù)支持系統(tǒng)。三、市場主體參與條件（一）資源類型。需求響應(yīng)資源包括用戶側(cè)儲能裝置、充電樁、工業(yè)生產(chǎn)、制冷、制熱等用戶可調(diào)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(yīng)資源（以下簡稱“直控資源”）參與市場化需求響應(yīng)。（二）聚合方式。需求響應(yīng)資源聚合為虛擬電廠，以虛擬電廠為單元參與需求響應(yīng)。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(shù)條件。1.負荷集成商聚合的單個虛擬電廠響應(yīng)能力不低于1MW，單個需求響應(yīng)資源響應(yīng)能力不低于0.2MW，響應(yīng)時長均不低于1小時。2.需求響應(yīng)資源須安裝小時計量表計，且將計量數(shù)據(jù)傳

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送至電網(wǎng)企業(yè)。3.負荷集成商的虛擬電廠調(diào)度直控條件包括：經(jīng)過符合要求的加密認證裝置接入電網(wǎng)；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(wǎng)企業(yè)組織的響應(yīng)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(yīng)資源注冊，需求響應(yīng)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(xiàn)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(jù)需求響應(yīng)資源的屬性自動聚合建檔，包括所聚合需求響應(yīng)資源清單和需求響應(yīng)資源的基本信息。3.負荷集成商聚合的虛擬電廠技術(shù)信息：所聚合需求響應(yīng)資源的技術(shù)信息。虛擬電廠的最大響應(yīng)能力不得大于聚合需求響應(yīng)資源最大響應(yīng)能力之和，最小響應(yīng)能力不得小于聚合需求響應(yīng)資源最小響應(yīng)能力之和。（二）需求響應(yīng)資源的注冊信息。1.需求響應(yīng)資源的基本信息：用電戶號、用電戶名、計量點號、結(jié)算戶名、電壓等級、用電性質(zhì)、資源類型、是否

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為直控資源（需經(jīng)調(diào)度中心認證）、資源位置等?，F(xiàn)階段資源位置為所處地區(qū)。若資源類型為用戶側(cè)儲能，須申報充放電功率、投產(chǎn)年份、儲能類型等信息。2.需求響應(yīng)資源的技術(shù)信息：最大響應(yīng)能力、最小響應(yīng)能力、最大響應(yīng)時長、最小響應(yīng)時長、可響應(yīng)時段等技術(shù)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(yīng)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(yīng)零售交易合同。負荷集成商與電力用戶簽訂需求響應(yīng)零售交易合同，可參考市場運營機構(gòu)發(fā)布的需求響應(yīng)零售交易合同模板，合同登記生效后響應(yīng)資源歸到負荷集成商名下，作為零售側(cè)交易及結(jié)算的執(zhí)行依據(jù)。合同信息應(yīng)包括收益分成及費用分攤方式等。（二）需求響應(yīng)服務(wù)合同。負荷集成商與電網(wǎng)企業(yè)簽訂需求響應(yīng)服務(wù)合同，作為負荷集成商參與需求響應(yīng)的執(zhí)行依據(jù)，與需求響應(yīng)交易出清結(jié)果共同作為需求響應(yīng)交易批發(fā)側(cè)結(jié)算的依據(jù)。合同需明確雙方權(quán)責(zé)、結(jié)算依據(jù)、費用復(fù)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(yīng)日前削峰邀約型需求響應(yīng)是指預(yù)計全省或局部存在電力平衡風(fēng)險時，需求響應(yīng)資源按照交易結(jié)果削減負荷的行為。（一）啟動條件。1）預(yù)計運行日全省存在電力供應(yīng)不足風(fēng)險，且日前預(yù)測電力缺口小于給定閾值（暫定當(dāng)日全省最高統(tǒng)調(diào)負荷預(yù)測的10%，后續(xù)視情況調(diào)整）；2）預(yù)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(fēng)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(nèi)市場化交易結(jié)算工作規(guī)范》計算。如個別時點采集數(shù)據(jù)缺失，按《現(xiàn)貨交易電量擬合規(guī)則》處理。單個需求響應(yīng)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(yīng)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(yīng)執(zhí)行效果的依據(jù)。基線負荷制定分工作日、周六、周日和節(jié)假日四種類型。工作日選取最近5個經(jīng)擬合后的不參與響應(yīng)和有序用電的同類型日負荷作為負荷樣本，作為評價及結(jié)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(shù)調(diào)整為3個。當(dāng)電力缺口持續(xù)時間超過30天時，視情況根據(jù)當(dāng)期全省最高統(tǒng)調(diào)負荷需求水平與電力供應(yīng)滿足需求的同類型日全省最高統(tǒng)調(diào)負荷需求水平的比值，對全部用戶基線負荷進行等比例調(diào)整