南方(以广东起步)电力现货市场结算试运行实施方案

附件1

南方（以广东起步）电力现货市场2021年12月结算试运行实施方案

按照《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）等工作部署，根据《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）、《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案（征求意见稿）》（粤经信电力函〔2018〕208号）、《南方（以广东起步）电力现货市场系列规则（征求意见稿）》有关规定及要求，为积极稳妥推进南方（以广东起步）电力现货市场试运行工作，应对我省当前电力供应紧张、燃料价格大幅上涨局面，全面检验规则和技术支持系统，提高结算试运行效果，特制订本实施方案。一、工作目标12月继续开展现货结算试运行。在现有年度价差中长期合同电量和零售代理关系不变的基础上，连续组织“绝对价格月、周交易+现货”结算试运行，实施发电成本补偿，根据系统运行需要组织需求侧响应。通过开展结算试运行，全面检验规则和技术支持系统，实现发电成本更加及时向终端用户传导，充分调动发用两侧主体保供积极性，促进电力安全有序供应；探索现货连续运

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行的实施路径，实现市场关键机制的突破，推动电力市场化改革不断向纵深发展，保障广东电力市场建设继续走在全国前列。二、工作原则统筹兼顾，积极稳妥。统筹考虑各方市场主体的实际情况和利益诉求，既要与现货长周期运行形成良好衔接，又要结合市场运行实际，确保市场平稳运行。分步实施，有序推进。分阶段推进现货长周期运行，待明确相关边界条件、建立完善长效机制后转入现货连续运行。防范风险、确保安全。做实做细市场模拟推演，提前发现问题，切实防控风险。推动系统运行和市场交易有效衔接，做好市场应急处理预案，确保电力安全可靠供应。边试边改，动态完善。根据试运行实际情况，滚动进行交易规则修编、交易参数调整及技术支持系统完善，保障市场平稳有序运行。三、试运行关键机制试运行期间，统一组织开展交易和结算，主要包括：组织月度交易，交易结果为差价合约;按照南方（以广东起步）电力现货市场规则体系，组织绝对价格中长期交易和现货交易并开展批发市场结算。基于零售合同开展零售市场结算。结算试运行主要机制如下：（一）应用电能量价格加输配电价的方式，形成用户用电绝对价格。（二）开展绝对价格月度、周中长期交易。其中，月度

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交易包括非关停机组代购市场电量集中转让交易、非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、发电市场合同转让挂牌交易、月度双边协商、月度挂牌交易、月度竞价交易；周交易包括周集中竞争交易、周双边协商和周挂牌交易。除非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、机组代购市场电量集中转让交易、发电市场合同转让挂牌交易外，发电侧只允许卖出电量，用电侧只允许买入电量。月度交易（转让交易除外）、周集中交易成交价格上下浮动范围统一调整为不超过燃煤基准价（0.453元/千瓦时）的20％。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。（三）市场从价差模式转换至绝对价格模式，具体方法如下：1.签订价差模式零售合同的，将当月价差零售合同的价格转换为绝对价格，对零售用户结算。2.将发电企业、售电公司（含直接参与批发市场的大用户，下同）当月价差中长期合同的价格转换为绝对价格，对发电企业和售电公司结算。3.零售价差合同转换成绝对价格结算后，对售电公司超出（或不足）其原有价差收益的部分，进行全电量平衡结算，平衡结算差额总资金由全部市场购电用户按电量比例分摊或分享。（四）燃煤机组。根据最高燃料价格对应的各类型机组发电成本乘以一定比例系数U1后，作为其申报价格上限，每周滚动更新。其中，最高燃料价格取最新公开发布的CECI

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综合价加海运价、CECI成交价加海运价、广州港煤炭指导价三者中的最大值（若其中某个指数停发，则使用停发前最后一期的数据），参照《广东电力现货市场机组发电成本测算办法》计算最高燃料价格对应的各类型机组发电成本。同时，我们将按照国家要求，积极研究其他更加有效的措施，发挥现货价格引导优化发电侧、用户侧的生产，统筹好电力供应保障和市场运行风险防范的关系。燃气机组。现货电能量申报价格上限取各类型燃煤机组申报价格上限的最大值。（五）市场临时调控措施。视市场运行情况采取调整事后超额收益回收、设置用户侧统一结算价上下限等市场临时调控措施。（六）放开全部市场化燃煤、燃气机组发电电量上网电价。取消政府年初分配的12月市场化燃煤、燃气机组基数电量，转为电网代购市场机组电量。代购市场机组电量参照燃煤燃气机组原基数电量“以用定发”的原则分配至机组，按照市场月度加权平均价格结算，不再执行政府核定的上网电价。月度加权平均价取超额电费疏导前的售电公司批发市场度电支出（含年、月、周、现货市场电能量支出及各项分摊返还）。日清算时，代购市场机组电量先按照参考基准价结算；月结时，按照月度加权平均价与参考基准价之差，计算代购电量差额电费，叠加机组代购电量日清算电费后作为代购电量实结电费。

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（七）实施变动成本补偿。基于机组批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘，下同）加超低排放电价后，与参考基准价之间差额，按照实际上网电量对发电企业进行补偿，12月补偿金额由全部工商业用户按照用电量比例承担。变动成本补偿管理办法详见附件1.3。（八）脱硫、脱硝、除尘及超低排放电价按照《广东省发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》（粤发改价格〔2019〕400号）执行，其中超低排放电费依据《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格〔2015〕2835号）实行事后兑付、季度结算，并与超低排放情况挂钩。（九）中长期阻塞费用及市场阻塞盈余。1.中长期阻塞费用收取时，各机组的年度、月度中长期（不含发电市场合同转让挂牌交易）阻塞费用不予单独结算，年度、月度中长期（不含发电市场合同转让挂牌交易）阻塞总费用由B类机组按上网电量比例分摊（分享）；发电市场合同转让挂牌交易、周中长期阻塞费用予以单独结算；非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、机组代购市场电量集中转让交易对应的转让阻塞费用，参照中长期阻塞费用公式予以单独结算。2.阻塞盈余返还时，市场阻塞盈余由B类机组按上网电量比例分享（分摊），机组代购市场电量转让阻塞费用对应的盈余纳入市场阻塞盈余结算。同时，调整用户侧统一结算价计算公式：用户侧统一结算价=发电侧市场总电费/发电侧

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市场总上网电量。（十）应用市场化需求响应机制。按照需求响应优先、有序用电保底的原则，根据需要开展日前邀约型需求响应，由负荷集成商以“虚拟电厂”形式聚合需求响应资源，通过边际出清形成中标量价，市场用户的需求响应收益由需求地区市场用户（包括批发用户和零售用户）分摊。（十一）建立价格临时疏导机制。12月，将批发价格超过基准价0.463元/千瓦时部分，传导至市场购电用户。1.售电公司和零售用户侧，先按现行规则开展正常结算，同时，以月度为周期统计售电公司超额电费。当售电公司月度竞价、周集中竞争和现货偏差电量电费折算的月度综合价超过0.463元/千瓦时，计算售电公司高于0.463元/千瓦时的超额电费，该部分费用为正时，由全体市场购电用户分摊，该部分费用为负时，由全体市场购电用户分享；当售电公司月度竞价、周集中竞争和现货偏差电量电费折算的月度综合价不超过基准价0.463元/千瓦时，按照现货结算规则正常结算，不作调整。2.超额电费以月度为周期，由全部市场购电用户按照用电量比例分享或分摊，度电费用=月度总超额电费/月度市场总用电量。对市场购电用户超额电费分摊设置上限，超出部分金额由发电侧按照各B类机组月度实发电量扣除年度合同后的偏差电量比例分摊（核电按照月度实发电量扣除基数和年度合同后的偏差电量比例参与分摊，2021年11月参照此原则执行），机组偏差电量为负时置零。

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（十二）其他费用及损益处理机制。1、省内抽水蓄能电站的容量费用由全体工商业用户按月度用电量比例分摊，市场购电用户按照分摊单价及月度用电量确定的费用进行结算。2、电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按照广东省保障居民、农业等民生用电价格稳定有关规定计算，由全体工商业用户按照月度用电量比例分摊或分享，市场购电用户按照分摊或分享单价及月度用电量确定的费用进行结算。（十三）按照《国家发展改革委国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）的文件精神，对发用两侧中长期合同电量比例设置最低要求，其中：1.用户侧，售电公司年度、月度中长期成交电量（含价差年度合同、月度竞价交易、月度双边协商、月度挂牌交易）应不小于其月度实际用电量95%，允许负偏差（5%）范围内的偏差电量不进行收益回收，对允许负偏差外的电量部分，以月度为周期，按度电回收价格进行结算。2.发电侧，机组年度、月度中长期成交电量（含价差年度合同、月度竞价交易、月度双边协商、月度挂牌、发电市场合同转让挂牌交易）应不小于其市场电量交易上限和实发市场电量（为负时置零）较小值的87%，对不足部分电量，以月度为周期，按度电回收价格进行结算。

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（十四）按照《广东省发展改革委关于进一步深化我省电价改革有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕402号）文件精神，零售用户未建立12月零售关系的，由电网企业代理购电，其中对于已参与2021年市场交易的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。（十五）一次能源供应不足约束。燃煤、燃气电厂应结合供需形势和供热等发电需求，提前足量落实燃料组织，每日向调度机构报送电煤库存、可落实日气量等一次能源供应数据。调度机构对发电天然气消耗情况进行每日监控，在全省发电天然气日消耗量不超过正常供气能力的情况下，原则上不采取干预措施；若连续3天超过正常供气能力水平的一定比例（暂取20%，实际运行中视情况调整），经请示能源主管部门同意，可按照日发电供气能力，视情况对全部市场气电或部分区域气电设置机组群电量约束等措施，确保冬季全省天然气的有序使用。（十六）机组调用测试。为监测机组状态和发电能力的真实性，调度机构可对机组开机、出力进行调用测试。以上关键机制的具体实施办法详见附件1.1。四、工作安排（一）完成方案征求意见稿发布。（二）根据各方意见完善试运行方案，将相关情况上报请示省政府。（三）做好结算试运行方案的宣贯培训工作，全过程动态收集市场运行中各主体的意见和建议，及时分析研究并反

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馈，做好相关信息发布。（四）开展绝对价格月度和周交易，月度交易品种包括非关停机组代购市场电量集中转让交易、非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、发电市场合同转让挂牌交易、月度双边协商、月度挂牌交易、月度竞价交易。周交易品种包括周集中竞争交易、周双边协商和周挂牌交易。（五）完成现货技术系统适应性改造升级，全面支撑规则、方案的有效实施。（六）开展日前、实时现货市场交易。（七）开展市场结算。五、风险控制市场运营机构做好结算试运行期间市场监测和风险防控，发现异常交易行为的，及时报政府相关部门处理。电网企业和调度机构要加强电源组织，优化方式安排，全力保障现货试运行月的电网安全运行和电力有序供应。如市场运行存在较大风险，出现以下情况时，政府部门会同能源监管机构可做出中止电力市场现货结算试运行的决定，转由价差中长期规则开展结算:1.极端自然灾害、重大电源或电网故障等严重影响电力供应或电网安全。2.电力严重供不应求时，在积极采取措施仍有可能造成系统性风险，无法维持电力现货市场健康运行。3.电力市场技术支持系统发生故障或进行重大维护无法正常开展市场交易时。

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4.因交易规则及系统等问题导致结算试运行市场主体出现较大范围的巨额盈亏。5.市场主体恶意串通操纵行为，明显影响市场交易价格。

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附件1.1南方（以广东起步）电力现货市场2021年12月结算试运行实施方法

一、中长期交易组织（一）机组代购市场电量的处理将发电企业机组代购市场电量按交易前公布的典型曲线统一分解至小时，典型曲线详见附件1.4。（二）月度交易交易组织。交易品种包括非关停机组代购市场电量集中转让交易、非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、发电市场合同转让挂牌交易、月度双边协商、月度挂牌交易、月度竞价交易，交易标的为全月电量，按照以上顺序依次开展。其中月度竞价交易、月度双边协商和月度挂牌交易发电侧只允许卖出电量，用电侧只允许买入电量；发电市场合同转让挂牌交易只允许发电侧主体对年度合同电量进行交易。交易上限。售电公司根据代理用户当月用电量预测进行月度电量需求申报，扣减年度价差合同分月电量后作为其月度交易上限。售电公司申报需求少于年度合同分月电量的，其月度交易上限为0，不对超出需求的年度合同分月电量进行强制削减或自主协商削减。加强对恶意需求申报的监管。售电公司应做好与零售电力用户沟通和记录，以历史用电数据为基础合理申报月度需求电量，不得恶意虚假申报，扰乱市场秩序。

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发电侧，将发电单元年度合同分月电量按装机容量比例分配至机组，参与月度交易上限计算，发电单元的月度交易上限按装机容量比例分配至机组。基于最近月份的全部市场购电用户实际用电量减去年度合同分月电量，按照市场供需比，计算发电侧月度双边和挂牌交易上限，并在上限计算中考虑负荷率上限约束（100%）、容量系数、煤耗等因素，“以热定电”、“以气定电”、机组检修和系统必开等其他物理约束不予考虑。各类型机组容量系数参照《广东省能源局关于做好2021年广东电力市场年度交易有关工作的通知》（粤能电力〔2020〕86号）执行。月度双边、挂牌交易结束后，基于最近月份的全部市场购电用户实际用电量减去年度合同分月电量、月度双边成交电量、月度挂牌成交电量后，按照市场供需比，计算得出发电侧月竞交易上限。非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、发电市场合同转让挂牌交易中，发电机组净合约量上限等于其负荷率电量上限（100%），累计交易量上限等于2倍净合约量上限。非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、机组代购市场电量集中转让交易、发电合同转让挂牌交易不影响发电侧原月度双边、月度挂牌、月竞交易电量空间。交易结果。月度竞价交易不执行热电联产、大鹏以气定电强制成交，不考虑电网约束要求和机组检修等约束条件，同一发电单元的月度竞价交易电量按机组容量比例分配至各机组，作为结算依据。机组代购市场电量集中转让交易发电单元出让电量按照单元内机组机组代购市场电量比例分

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配到机组，受让电量按照机组容量比例分配到机组。曲线分解。年度合同分月电量按照合同签订的曲线分解。12月月度竞价交易电量，售电公司可自主选择按交易前公布的典型曲线，或按代理用户2021年10月历史特性曲线作为分解曲线（分工作日、周六、周日、法定节假日、调休节假日五类，下同），其中12月结算试运行的法定节假日和调休节假日的月分日、日分时权重按10月历史数据中的节假日处理；发电侧月度竞价交易电量按照所有售电公司月竞分解电量累加所形成的分解比例分解至小时。月度双边协商、月度挂牌和发电市场合同转让挂牌交易电量按照市场主体提交的曲线分解至小时。机组代购市场电量集中转让交易电量、非关停机组代购市场电量双边协商转让交易按照交易前公布的典型曲线统一分解至小时，并按转让成交价结算，脱硫、脱硝、除尘、超低排放电价按现行模式开展。年度合同价格转换。将价差年度合同电量按照统一原则转换为绝对价格。选择0.463元/千瓦时作为参考基准价，将合同价格转换为绝对价格，计算公式为：转换后的绝对价格=参考基准价0.463元/千瓦时-合同价差绝对值。（三）周交易开展绝对价格周交易，包括周集中竞争交易、双边协商交易和挂牌交易。其中，周集中交易标的为月内后续各自然周（周一至周日）的电量；挂牌交易最大交易标的为次周周一至月内最后一日电量，最小交易标的为次周周一及以后的连续7天电量；双边协商最大交易标的为D+3日至月内最后

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一日电量，最小交易标的为D+3日及以后的连续7天电量。形成的交易结果作为结算依据。周交易发电侧只允许卖出电量，用电侧只允许买入电量。发电机组周交易中可卖出电量额度等于其月竞交易上限减去月竞交易已成交电量；售电公司周交易中可买入电量额度等于其月度交易上限减去月度交易已成交电量。逐日计算售电公司履约风险，范围包括价差年度交易、绝对价格中长期交易、现货交易、零售合同，暂不根据履约风险要求收取履约保函。二、现货交易组织按照日前申报、日前及实时出清和出清结果执行的全流程开展结算试运行日的现货交易。（一）日前交易申报各市场主体沿用发电侧报量报价、用电侧报量不报价的申报方式。其中，机组申报的启动费用（含冷态、温态、热态）、最小稳定技术出力费用、电能量报价，不得超出给定的上下限范围，用于市场出清和结算。市场化核电机组暂不参与现货市场报量报价。燃煤机组。根据最高燃料价格对应的各类型机组发电成本乘以一定比例系数U1后，作为其申报价格上限，每周滚动更新。其中，最高燃料价格取最新公开发布的CECI综合价加海运价、CECI成交价加海运价、广州港煤炭指导价三者中的最大值（若其中某个指数停发，则使用停发前最后一期的数据），参照《广东电力现货市场机组发电成本测算办

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法》计算最高燃料价格对应的各类型机组发电成本。燃气机组。现货电能量申报价格上限取各类型燃煤机组申报价格上限的最大值。（二）一次能源供应不足约束燃煤、燃气电厂应结合供需形势和供热等发电需求，提前足量落实燃料组织，每日向调度机构报送电煤库存、可落实日气量等一次能源供应数据，如出现一次能源供应报送数据与实际调用情况不符等情况，记为虚报、瞒报燃料信息纳入“两个细则”考核。燃煤电厂厂内存煤可用天数低于阈值或LNG接收站书面通报出现罐存低点风险时，相关机组按照全市场最高申报价格上限作为报价参与现货电能量市场出清，但不参与市场定价。燃气电厂非供热机组可落实日气量满足机组最小连续开机约束、但可发小时数（按满负荷运行计算）低于10小时，则按照可落实气量设置日电量上限约束，期间机组可参与市场定价；非供热机组可落实日气量无法满足机组最小连续开机约束时，原则上不安排发电，纳入缺燃料停运统计。一次能源供应不足约束生效期间，机组的系统运行补偿费用根据附件1.6计算。对于一次能源供应不足影响发电的情况纳入非计划停运考核。为防控迎峰度冬期间省内天然气供应紧张风险，调度机构每日对出清结果的气电电量和对应的天然气消耗量进行监控，在全省发电天然气日消耗量不超过正常供气能力的情

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况下，原则上不采取干预措施；若连续3天超过正常供气能力水平的一定比例（暂取20%，实际运行中视情况调整），经请示省能源主管部门和监管机构同意，可按照日发电供气能力，视情况采取对全部或部分区域气电设置机组群电量约束等措施，保障全省发电天然气日消耗在合理可控水平。（三）一次调频备用约束为确保电网频率稳定，根据《中国南方电网电力调度管理规程》和《南方电网系统运行备用信息全景监控管理技术规范》等有关规定，对各可用状态的市场机组设置系统运行限高，确保出清开机的机组预留足够的一次调频备用容量。其中，单机预留的一次调频备用容量最大不超过机组额定容量的6%。（四）机组检修约束12月特殊时期，为促进发电集团保障承诺发电能力，针对已纳入月度计划检修的机组，允许根据机组实际运行状态，在D-2日17点前书面向所属调度机构提出取消检修或同厂置换检修的申请，经调度机构审核批复后实施。其中，同厂置换检修仅允许在同一上网节点机组之间进行，申请的检修开始时间不得早于月度批复的原机组计划检修开始时间，结束时间不得晚于月度批复的原机组计划检修结束时间。对超出原计划检修窗口的时间，视同非计划停运处理。对于已发生临时停运或未在规定时间内提出置换申请的机组，不纳入置换安排。（五）电能量市场出清

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日前、实时市场以运行日的电网预测信息作为边界条件，依据《广东现货电能量市场交易实施细则》进行市场出清，出清结果作为调度计划安排依据。市场主体申报的最小稳定技术出力费用纳入出清计算。开展日前现货出清时，除调度机构批复的机组检修、缺燃料停运、必停外，其余机组视为可用状态。必开、必停约束均区分系统运行、非系统运行原因。电能量市场出清过程涵盖调频辅助服务出清、市场化需求响应出清、深度调峰出清，按照需求响应出清、安全约束机组组合（SCUC）、调频辅助服务出清、深度调峰出清、安全约束经济调度（SCED）的次序依次开展。（六）市场化需求响应结算试运行期间，结合电力供应需要，连续开展市场化需求响应交易，调度机构于D-2日前评估电力供应缺口风险和影响区域，D-1日组织削峰邀约型需求响应。当需求响应中标资源不足时启动有序用电，形成地区需求响应清单，分别下达负荷集成商、供电局执行，并在市场出清中修正相关地区的母线负荷预测。详见附件1.5。（七）深度调峰处理机制现阶段，基于发电机组最小稳定技术出力对应的成本形成深度调峰序列，依次调用以满足深度调峰需求，B类发电机组按照南方区域“两个细则”的相关规定计算深度调峰补偿费用。从深度调峰序列的第一台发电机组开始，逐台机组安排至深度调峰出力发电，直至相应时段的负备用容量满足备用要求或负荷平衡约束满足为止。参与深度调峰的发电机组

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的出力固定为机组的深度调峰出力，不参与电能量市场优化；相应的时段内该台机组不参与电能量市场定价，作为电能量市场价格接受者。若深度调峰序列中所有机组的深度调峰出力均已被调用，仍无法满足实时系统备用要求或实时负荷平衡约束无法满足，电力调度机构可根据系统运行情况采取应急停机等措施，保障系统电力平衡和频率稳定。（八）应急开停机机组调用应急开机机组序列根据机组综合报价(冷态/温态/热态启动费用+最小稳定技术出力费用最小连续开机时间）由低到高排序形成，综合报价相同时，参考《广东省能源局关于下达2021年度发电机组基数指导计划的通知》排序形成。运行日，在满足系统安全的基础上，电力调度机构根据应急开机机组序列安排应急开机；原则上只启用燃机。应急停机机组序列根据机组容量加权电能量报价由高到低排序形成，机组容量加权电能量报价相同时，参考《广东省能源局关于下达2021年度发电机组基数指导计划的通知》排序的倒序形成应急停机机组序列。运行日，在满足系统安全的基础上，电力调度机构根据应急停机机组序列安排应急停机。（九）机组调用测试为监测机组状态和发电能力的真实性，调度机构可对以下情况进行机组调用测试：（1）机组开机调用测试。综合加权度电价格超过给定阈值且处于备用停机的机组。当机组最小稳定技术出力费用和第一段报价的综合加权度电价格超过变动成本价格（扣减

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变动成本补贴标准）的K2倍时，调度机构可对机组实施开机调用测试。其中，综合加权度电价格=（最小稳定技术出力费用+第一段电能量报价*第一段报价容量）/(最小稳定技术出力+第一段电能量报价容量)。未在规定时间内按调度指令并网开机的机组视为调用测试失败，相应机组从调度机构下达的并网时间至机组恢复备用期间纳入“两个细则”非计划停运考核，并记为虚报、瞒报设备信息纳入“两个细则”考核。（2）机组出力调用测试。对未向调度机构申报限高、出清结果为开机运行且运行出力未达到最大可调出力的机组，向调度机构申请解除限高的机组，以及频繁低于发电指令运行等情况，调度机构可视需要开展机组出力调用测试。若机组无法在规定时间内达到调度下达的出力指令要求，则视为调用测试失败，测试失败的机组纳入限高考核，并记为虚报、瞒报设备信息纳入“两个细则”考核。具体规则详见附件1.7。（十）信息披露包括周、日前、实时信息披露。其中，日前和实时市场均披露500kV、220kV所有节点各时段的节点电价。机组必开必停信息、应急开停机组调用情况、调用测试情况作为公有信息披露。三、调度执行开展现货连续结算运行期间，调度机构按现货市场有关规则执行现货市场交易结果。其中，核电市场化机组在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照多发、满发原则安排发

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电计划，并作为边界参与现货市场出清。四、交易结算电网企业按照政府核定的输配电价收费，在第二监管周期输配电价发布前执行第一监管周期输配电价；发电企业市场电费包括现货电能量电费、发电成本补偿和系统运行补偿等；零售用户缴纳电费由零售合同电能量电费、需求侧响应分摊电费、超额分摊电费、输配电费及基金附加等组成；售电公司收益为代理零售用户缴纳的电能量电费减去在批发市场支付的电能量电费（含各类分摊返还、补偿）；批发用户缴纳电费由批发市场应支付的电能量电费（含各类分摊返还、补偿）、输配电费及基金附加等组成。（一）批发市场结算日清月结。按照南方（以广东起步）电力现货市场规则体系，开展现货日清月结结算工作。脱硫、脱硝、除尘、超低排放电价。交易中心出具的结算依据单独说明超低排放电费，按照机组全月实际上网电量及超低排放电价计算，超低排放电费按照《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》实行事后兑付、季度结算，并与超低排放情况挂钩。考核补偿。发电侧不执行《广东电力市场交易规则补充规定》（广东交易〔2020〕66号）价差模式下B类机组市场考核，依据《广东现货电能量市场交易实施细则》执行发电机组日内非计划停运偏差收益回收、实时发电计划执行偏差收益回收、限高、限低考核，热电联产机组执行申报供热流

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量曲线偏差率考核，具体规则详见附件1.7。B类机组不执行现行“两个细则”中发电计划偏差考核、启停调峰补偿、冷备用辅助服务补偿、机组限高等效非停考核以及限低考核；按照现行“两个细则”和《关于严肃发电调度纪律强化运行调度管理工作的通知》（粤能电力[2021]82号）有关规定，执行非计划停运考核和燃料预警考核。用户侧执行偏差收益转移机制。系统运行补偿。除附件1.6所明确的情形外，机组系统运行补偿费用根据其发电收入与运行成本（含最小稳定技术出力成本）的差值进行计算。若发电收入小于运行成本，予以补偿，否则不予补偿。其中，机组发电收入根据全电量现货收益计算，不考虑机组机组代购市场电量及转让收益、中长期电量及转让收益和变动成本补偿；机组运行成本取机组发电成本或机组电能量报价费用的较小值；考虑机组发电收入和报价费用中均不包含变动成本补偿，机组发电成本暂由最近一个月的偏差2结算价格（不考虑自身原因）累加机组自身脱硫、脱硝、除尘及超低排放电价后，扣除变动成本补偿确定。系统运行补偿费用按照机组现货结算电量占总上网电量的比例支付，现货结算电量按照机组上网电量扣减转让前年度、月度中长期和机组代购市场电量统计（全天现货结算电量小于0时按0计）。机组的启动费用按照机组实际启动状态对应的启动成本和当日现货结算电量占总上网电量的比例单独进行补偿，以月度为单位由售电公司按当月用电量比例分摊，不纳入系统运行补偿费用计算。

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系统运行补偿费用按日计算，以月度为单位由售电公司按用电量比例分摊。售电公司月度分摊设置上限，达到上限后，对各机组系统运行补偿进行等比例打折。突破最小连续停机时间约束的机组补偿。因系统运行原因突破最小连续停机时间约束的机组，按照机组申报的启动费用的给定倍数计算启动补偿费用。需求响应结算。中标需求响应资源按有效响应容量计算需求响应调用收益，现阶段，市场用户的需求响应收益由需求地区市场用户（包括直接参与批发市场的大用户和零售用户）分摊，对月度市场用户分摊费用按度电标准设置上限。详见附件1.5。机组中长期阻塞费用。各机组的年度、月度中长期（不含发电市场合同转让挂牌交易）阻塞费用不予单独结算，年度、月度中长期（不含发电市场合同转让挂牌交易）合同阻塞总费用由B类机组按上网电量比例分摊或分享；月度发电市场合同转让挂牌交易、周中长期阻塞费用予以单独结算；非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、机组代购市场电量集中转让交易对应的转让阻塞费用，参照中长期阻塞费用公式予以单独结算：机组代购市场电量转让阻塞费用=（非关停机组代购市场电量双边协商转让交易和机组代购市场电量集中转让交易总电量）*（机组日前现货节点电价-日前用户侧统一结算点电价），其中，受让方电量为正，出让方电量为负。阻塞盈余。市场阻塞盈余全部由发电侧分摊或分享，用

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户侧不再参与分摊或分享，机组代购市场电量转让阻塞费用对应的盈余纳入市场阻塞盈余结算。同时，调整用户侧统一结算价计算公式，用户侧统一结算价=发电侧市场总电费/发电侧市场总上网电量。市场发用电量不平衡偏差电费。根据“按小时统计、按月分摊”的原则，由发电企业、售电公司分摊或分享。当发电日前加权平均电价高于实时加权平均电价时：若该小时偏差电费为负，累计至发电侧；若该小时偏差电费为正，累计至用户侧。当发电日前加权平均电价低于实时加权平均电价时：若该小时偏差电费为负，累计至用户侧；若该小时偏差电费为正，累计至发电侧。其中，日前、实时加权平均电价根据机组日前市场电量按小时加权计算。用户侧月度偏差电费总金额由售电公司按全月用电量比例分摊或分享，发电侧月度偏差电费总金额由发电企业按全月上网电量比例分摊或分享。放开全部市场化燃煤、燃气机组发电电量上网电价。取消政府年初分配的12月市场化燃煤、燃气机组基数电量，转为电网代购市场机组电量。代购市场机组电量参照燃煤燃气机组原基数电量“以用定发”的原则分配至机组，按照市场月度加权平均价格结算，不再执行政府核定的上网电价。月度加权平均价取超额电费疏导前的售电公司批发市场度电支出（含年、月、周、现货市场电能量支出及各项分摊返还）。日清算时，代购市场机组电量先按照参考基准价结算；月结时，按照月度加权平均价与参考基准价之差，计算代购

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电量差额电费，叠加机组代购电量日清算电费后作为代购电量实结电费。（二）零售市场结算1、建立价格临时疏导机制。12月，将批发价格超过基准价0.463元/千瓦时部分，传导至市场购电用户。售电公司和零售用户侧，先按现行规则开展正常结算，同时，以月度为周期统计售电公司超额电费。当售电公司月度竞价、周集中竞争和现货偏差电量电费折算的月度综合价超过0.463元/千瓦时，计算售电公司高于0.463元/千瓦时的超额电费，该部分费用为正时，由全体市场购电用户分摊，该部分费用为负时，由全体市场购电用户分享；当售电公司月度竞价、周集中竞争和现货偏差电量电费折算的月度综合价不超过基准价0.463元/千瓦时，按照现货结算规则正常结算，不作调整。超额电费具体计算方法如下：售电公司月度超额电费=（月度竞价电量+周集中竞争电量+日前现货偏差电量+实时现货偏差电量）*max[（月度综合价格-0.463）,0]其中，月度综合价格={月度竞价电费+周集中竞争电费+日前现货偏差电费+实时现货偏差电费-∑[(实际用电量-日前申报电量)*（实时统一结算价-日前统一结算价）]}/（月度竞价电量+周集中竞争电量+日前现货偏差电量+实时现货偏差电量）。超额电费以月度为周期，由全部市场购电用户按照用电

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量比例分享或分摊，度电费用=月度总超额电费/月度市场总用电量。同时，对市场购电用户超额电费度电分摊设置上限，超出部分金额由发电侧按照各B类机组月度实发电量扣除年度合同后的偏差电量比例分摊（核电按照月度实发电量扣除基数和年度合同后的偏差电量比例参与分摊，2021年11月参照此原则执行），机组偏差电量为负时置零。2、零售合同转换及结算结算试运行期间，保持零售合同代理关系不变，将售电公司与所代理用户的零售价差统一转换为绝对价格，并据此对售电公司及其代理的用户进行结算。对于已签订的部分零售合同中与月竞量、价联动的部分，当月竞成交价差为正或月竞无成交时，对于分成模式零售合同，按照让利价差为0进行结算。对于参与需求响应市场的售电公司及代理用户，根据已签订的需求响应零售合同条款开展结算。（1）零售用户。零售用户终端到户价格包括转换后零售合同电能量价格、输配电价、基金附加和功率因数调整电费等，并按绝对价格模式出具结算单。其中，基金附加维持原有方式不变，转换后零售合同电能量价格计算公式为：转换后零售合同电能量价格=加权平均原目录电价-输配电价-零售用户度电收益其中，加权平均原目录电价为零售用户峰平谷电量加权平均的原目录电价；零售用户度电收益按全月价差模式计算，

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计算公式为：零售用户度电收益=零售用户全月价差收益/零售用户全月用电量。零售用户功率因数调整电费依据《功率因数调整电费办法》（〔83〕水电财字第215号）计算，具体公式为：功率因数调整电费=（转换后零售合同电能量电费+输配电费）×全月功率因数调整率。其中，全月功率因数调整率为通过功率因数调整电费表所确定百分数。（2）售电公司。对售电公司进行全电量平衡结算。当差额资金单价为正时，向售电公司收取相应差额资金；当差额资金单价为负时，向售电公司支出相应差额资金。平衡结算产生的差额资金代数和由全部市场购电用户按照用电量比例分摊或分享。计算公式如下：各售电公司的差额资金单价=∑[（所代理零售用户加权平均原目录电价-输配电价）×该零售用户电量]/所代理零售用户总电量-中长期合同转换参考基准价0.463各售电公司的差额资金=各售电公司的差额资金单价×各售电公司所代理用户实际用电量3、其他费用及损益处理机制。（1）省内抽水蓄能电站的容量费用由全体工商业用户按月度用电量比例分摊，市场购电用户按照分摊单价及月度用电量确定的费用进行结算。（2）电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按照广东省保障居民、农业等民生用电价格稳定

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有关规定计算，由全体工商业用户按照月度用电量比例分摊或分享，市场购电用户按照分摊或分享单价及月度用电量确定的费用进行结算。（三）地方电网（增量配电网）及其市场购电用户结算（1）地方电网（增量配电网）市场购电用户参照执行所在地区政府核定的输配电价，并据此计算电能量电价。（2）省级电网与地方电网（增量配电网）的市场化电量按趸售关口电价减去市场购电用户让利价差进行结算。五、其他关键机制（一）发电侧变动成本补偿具体计算方法按照附件1.3《广东电力现货市场2021年变动成本补偿管理办法（试行）》执行。（二）售电公司中长期交易偏差收益回收按照《国家发展改革委国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）的文件精神，对售电公司实施中长期交易偏差收益回收，不执行价差模式下用户侧偏差考核及需求削减考核规则，具体如下：（1）在中长期电量按合同价格结算、现货偏差电量按现货价格结算的基础上，售电公司的年度、月度中长期成交电量（含价差年度合同、月度竞价交易、月度双边协商、月度挂牌交易）应不小于其月度实际用电量95%，允许负偏差（5%）范围内的偏差电量不进行收益回收。对允许负偏差范围外的电量部分，以月度为周期，按度电回收价格进行收益

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回收，具体计算公式如下：度电回收价格=（月度竞价交易价格-日前市场月度加权平均综合电价）×h，当度电回收价格为负时取0,h取1.0。其中，日前市场月度加权平均综合电价指日前市场当月内所有统一结算点电价按对应时段市场总电量占比进行加权计算值。（2）所有售电公司中长期交易偏差收益回收资金原则上由发电侧机组按其全月市场电量的（当机组全月市场电量为负时，将其置0）比例分享。（3）月度结算结果发布以后，日前市场月度加权平均综合电价和考核分摊电费不作调整。（三）机组中长期交易偏差收益回收按照《国家发展改革委国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）的文件精神，对机组实施中长期交易偏差收益回收，具体如下：（1）在中长期电量按合同价格结算、现货偏差电量按现货价格结算的基础上，机组年度、月度中长期成交电量（含价差年度合同、月度竞价交易、月度双边协商、月度挂牌、发电市场合同转让挂牌交易）应不小于其市场电量交易上限和全月市场电量（为负时置零）中较小值的87%，不足电量部分，以月度为周期，按度电回收价格进行结算。具体计算公式如下：机组度电回收价格=[机组日前市场月度加权平均综合电

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价-月度竞价交易价格]×h，当度电回收价格为负时取0,h取1.0。其中，机组日前市场月度加权平均综合电价指日前市场当月内该机组所有节点电价按对应时段实际上网电量占比进行加权计算值。（2）机组中长期偏差收益回收资金纳入售电公司超额电费结算。（3）按照市场购电用户当月实际用电量重新计算机组市场电量交易上限，作为机组中长期偏差收益回收资金的结算依据。（4）月度结算结果发布以后，机组日前市场月度加权平均综合电价和考核分摊电费不作调整。（四）用户参与市场交易要求按照《广东省发展改革委关于进一步深化我省电价改革有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕402号）文件精神，零售用户未建立12月零售关系的，由电网企业代理购电，其中对于已参与2021年市场交易的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。（五）分时电量与月度总电量现货交易结算以每小时计量（或拟合）的电量开展结算，月度电量由每小时电量累加得到，月度峰平谷电量按照峰、平、谷时段对小时电量进行累加计算。（六）电费退补调整结算试运行期间对于档案差错及电量差错进行退补调

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整，除此以外的其他情况不作退补调整，退补调整追溯有效期为6个月。退补结算不平衡资金计入实施退补的月份平衡资金，由售电公司按全月用电量比例分摊。（七）用电户号注册及变更结算试运行期间，电力用户新增注册用电户号纳入市场交易时间以交易中心通知为准。交易中心每日完成用电户号注册及变更核验，核对并固化日清算计量点清单。（八）结算周期调整因结算流程调整，适度延长结算试运行月份的结算周期，具体以交易中心通知为准。（九）新进市场的机组和售电公司新建机组在完成满负荷试运行且符合市场准入条件的情况下可参与后续交易，参照同类型机组市场电量上限平均小时数，并考虑机组投产日期计算其中长期交易上限。机组的全月代购市场电量按照交易前公布的典型曲线统一分解至日，机组自完成满负荷试运行当天（T）的次日（T+1）,可参与运行日（T+2）日的日前电能量市场申报及出清，自（T+2）日起执行代购市场电量，（T+1）日及之前的代购市场电量不予执行、不能转让。新建机组进入商运前的实际上网电量，按照新建发电项目调试电价结算；进入商运后、未参与交易前的实际上网电量，按照政府核定上网电价结算。未按承诺时间正式投产的机组，自完成满负荷试运行当天（T）的第二日（T+2）日起执行年度合同电量，（T+1）日及之前的年度合同电量不予执行、不能转让，相关违约责任根据双

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方合同约定执行。对于月度用户需求调查截止后进入市场的售电公司，从次月开始按交易时序参与中长期交易及现货交易。（十）核电参与现货方式核电的市场化机组月度基数电量不参与全省基数系数调整，不作年内滚动。月度基数电量按照典型分解曲线月分日权重分解至日，日内按直线分解至小时，偏差电量按所在节点日前或实时现货电价结算。参与市场化交易的核电机组暂不纳入系统运行补偿，不执行B类机组市场考核，仍按“两个细则”执行发电机组考核。岭澳、阳江核电不参与非关停机组代购市场电量集中转让交易、非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、发电市场合同转让挂牌交易、月度、周中长期交易；在满足电网安全供应的基础上，不参与现货市场报价并优先出清。对核电基数计划电量全额按照批复上网电价结算，执行月清月结，暂不执行B类机组以用定发、事后打折的结算规则。中长期合同按照中长期价格结算，现货偏差电量按照现货价格结算。

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参数名燃气机组现货电能量燃煤机组现货电能量整。现货电能量申报价格制市场出清价格上下限发电企业机组报价的分段数报价出力段区间每段报价起始终止出止出力最小单位中线路/断面约束或电电价惩罚因子参数取值取各类型燃煤机组申报价格上限的最大值1.50元/千瓦时出清价格上限：1.5元/千瓦时出清价格下限：0.07元/千瓦时10段Max{（额定出力－最小技术出力）×5%，1MW}0.01MW力平衡约束松弛时，相说明日前市场燃气机组报价限制价限制，视运行情况调日前市场机组报价限限制市场出清价格限制日前市场中发电机组报价的单段最小参数名燃气机组现货电能量燃煤机组现货电能量整。现货电能量申报价格制市场出清价格上下限发电企业机组报价的分段数报价出力段区间每段报价起始终止出止出力最小单位中线路/断面约束或电电价惩罚因子参数取值取各类型燃煤机组申报价格上限的最大值1.50元/千瓦时出清价格上限：1.5元/千瓦时出清价格下限：0.07元/千瓦时10段Max{（额定出力－最小技术出力）×5%，1MW}0.01MW力平衡约束松弛时，相说明日前市场燃气机组报价限制价限制，视运行情况调日前市场机组报价限限制市场出清价格限制日前市场中发电机组报价的单段最小机组报价段的起始终

结算试运行参数取值

编号

1申报价格上限日前市场燃煤机组报2申报价格上限系数U1

3下限

4

5电能量报价分段数限制日前市场中发电6单段最小区间

限制日前市场中发电7力最小单位

当现货市场出清过程

1000元/MWh8应的约束影子价格即为电价惩罚因子。

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参数名近一次机组解列时间为起点，统计累计停机时长。连续最小开停机约束突破连续停机约束提前开机，开机当天视同参数取值参数名近一次机组解列时间为起点，统计累计停机时长。连续最小开停机约束突破连续停机约束提前开机，开机当天视同参数取值说明

燃气机组：连续最小开机时间约束设置6小时、连3、若因系统运行需要1、连续开机时间以最近一次并网时间为起点，统计累计并网时长；2、连续停机时间以最燃煤机组：连续最小开机时间约束设置3天、连续最小停机时间约束2天；9续最小停机时间约束5小时。

系统运行原因的必开机组进行结算。4、节假日等特殊时期可临时调整该参数设置，并于日前信息披露进行公告。

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参数名冷态启动费温态启动热态启动（万元）20406080发电机组核定参数61081.0不变，1.1调整为1.3，大鹏1.1不变。参数名冷态启动费温态启动热态启动（万元）20406080发电机组核定参数61081.0不变，1.1调整为1.3，大鹏1.1不变。参数取值费（万元）费（万元）16324864机组类型4.886.4说明12243648冷态启动温态启动费热态启动费（万元）（万元）3.664.8费（万元）

1、燃煤机组启动成本：燃煤机组启动成本基准值如下：

装机容量

150MW级及以

下

200~300MW

600MW

1000MW考虑到机组差别及燃料成本价格变化等，燃煤机组各态启动费用上限取基准值1.2倍，下限取基准值0.8倍。燃煤机组的启动工况标准：停机时间10小时以内为热态启动，10小时（含）至72小时（含）为温态启动，72小时以上为冷态启动。2、燃气机组启动成本：

10

9E非大鹏供气9F、9H

大鹏供气9F机组各态启动费用上限取基准值1.2倍，下限取基准值0.8倍。燃气机组的启动工况标准：停机时间24小时以内为热态启动，24小时（含）至72小时（含）为温态启动，72小时以上为冷态启动。3、变动成本：按照附件1.8《广东电力现货市场机组发电成本测算办法》计算的最近一个月各类型机组度电燃料成本（即上一月不考虑上限的偏差2结算价格）累加机组自身脱硫、脱硝、除尘及超低排放电价。其中12月燃煤机组计算参数j1保持非大鹏燃气机组计算参数j2由机组j2保持4、最小稳定技术出力费用申报上下限

34

参数名发电机组核定参数最小稳定技术出力的综合平均发348g/kWh327g/kWh317g/kWh300g/kWh327参数名发电机组核定参数最小稳定技术出力的综合平均发348g/kWh327g/kWh317g/kWh300g/kWh327g/kWh用户侧日前市场允许益转移结算参数取值

成本度电补偿标准×各燃煤机组最小稳定技术出力）/20%说明侧允许申报偏差外收按照附件1.8《广东电力现货市场2021年机组发电成本测算办法（试行）》，基于各类型燃煤机组在最小稳定技术出力的综合平均发电能耗（如下表），计算各燃煤机组最小稳定技术出力成本，扣减变动成本补偿（详见附件1.3）后，乘以上下限参数，得到最小稳定技术出力费用申报上下限。其中实测能耗以及政府发布能耗的加权权重各取50%，申报上限参数取1.2，申报下限参数取0.1，即：燃煤机组最小稳定技术出力费用申报上限=（最小稳定技术出力成本-变动成本度电补偿标准×最小稳定技术出力）×1.2燃煤机组最小稳定技术出力费用申报下限=（最小稳定技术出力成本-变动成本度电补偿标准×最小稳定技术出力）×0.1燃气机组最小稳定技术出力成本及申报上下限参照燃煤机组成本最大值设置，具体计算方法为：燃气机组最小稳定技术出力费用申报上限=max[（各类型燃煤机组最小稳定技术出力成本-变动11各燃煤机组最小稳定技术出力]×燃气机组最小稳定技术出力×1.2燃气机组最小稳定技术出力费用申报下限=max[（各类型燃煤机组最小稳定技术出力成本-变动成本度电补偿标准×各燃煤机组最小稳定技术出力）/各燃煤机组最小稳定技术出力]×燃气机组最小稳定技术出力×0.1

机组类型电能耗

燃煤30万以下级

燃煤30万级燃煤60万级

燃煤100万级资源综合利用用于现货市场中用户12申报偏差比例

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参数名月竞供需比月度中长期交易成交时周集中竞争交易常用D1：全日24小时平曲线，D2：10:00-19:00（共10非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、机组代购市场电场合同转让挂牌交易成交价格约束周中长期交易成交价时周集中竞争交易开盘D2：价格0.463元/千瓦时参考基准价交易基本单位电量参数取值1.1计算上限取值0.554元/千瓦时，下限取值0.372元/千瓦代购市场电量集中转日）期内转换为分时电量上限取值参数名月竞供需比月度中长期交易成交时周集中竞争交易常用D1：全日24小时平曲线，D2：10:00-19:00（共10非关停机组代购市场电量双边协商转让交易、机组代购市场电场合同转让挂牌交易成交价格约束周中长期交易成交价时周集中竞争交易开盘D2：价格0.463元/千瓦时参考基准价交易基本单位电量参数取值1.1计算上限取值0.554元/千瓦时，下限取值0.372元/千瓦代购市场电量集中转日）期内转换为分时电量上限取值0.644元/千瓦时，下限取值0元/千瓦时上限取值0.554元/千瓦时，下限取值0.372元/千瓦周中长期交易成交价格约束D1：价格0.463元/千瓦时标的申报价格范围0.463元/千瓦时1千瓦时说明用于月竞发电侧上限机组代购市场电量双边协商转让交易、机组将合约电量在合约周易、机组代购市场电量集中转让交易、发电市计算周集中竞争交易用于合同转换和变动成本补偿计算交易时的基本单位电

13

月度中长期交易成交价格约束（不含非关停

14价格上下限

让交易、发电市场合同转让挂牌交易）M=1：0.9：0.8：0.6（工作日：周六：周日：节假

15曲线比例参数个小时）非关停机组代购市场电量双边协商转让交

16量集中转让交易、发电市场合同转让挂牌交易成交价格上下限

17格上下限

18价

19

市场主体参加中长期20量

36

参数名交易最小电量交易价格最小变动价动价位。机组限高考核系数机组限低考核系数启动额外考核的限高/限低次数（次）2启动额外考核的限高/限低次数344用于现货市场中热电申报供热流量曲线偏量曲线偏差率考核。用于现货市场中热电量曲线偏差率考核系量曲线偏差率考核。用电企业单段最小申小申报电量参数取值1万千瓦时0.01厘/千瓦时0.10.1在同一自然月内，若同一电厂的发电机组发生限高与限低次数之34式计算得到的限高/限低考核费用的2倍进参数名交易最小电量交易价格最小变动价动价位。机组限高考核系数机组限低考核系数启动额外考核的限高/限低次数（次）2启动额外考核的限高/限低次数344用于现货市场中热电申报供热流量曲线偏量曲线偏差率考核。用于现货市场中热电量曲线偏差率考核系量曲线偏差率考核。用电企业单段最小申小申报电量参数取值1万千瓦时0.01厘/千瓦时0.10.1在同一自然月内，若同一电厂的发电机组发生限高与限低次数之34式计算得到的限高/限低考核费用的2倍进行考核。5%0.4200万千瓦时说明交易时的每笔最小电交易时报价的最小变最大出力能力未达到并网调度协议约定的

网调度协议约定的最23联产机组申报供热流联产机组申报供热流用电企业参与月竞最和超过N次，超出N次的次数按照上述公市场主体参加中长期21量市场主体参加中长期22位

应用于发电机组在现货市场中出现限高（即

23

最大技术出力的情况）时考核费用的计算。用于发电机组在现货市场中出现限低（即最小出力能力未达到并24小稳定技术出力的情况）时考核费用的计算。全厂发电机组台（台）2

25567

热电联产机组允许的26差率热电联产机组供热流27数

28报电量

37

参数名机组容量系数用于计算售电公司中偏差收益回收成交比收允许负偏差范围内的收益回收允许负偏差回收。收益回收成交比例下燃煤电厂厂内存煤可结算试运行期间，循环厂、浈江厂、雄州厂、发电计划允许的执行4%；水煤浆机组允许偏差率为6%；同时符合上述厂#5#6机组；水煤浆机组包括：万丰厂、新田A厂。突破最小连续停机时间约束机组启动额外的额外补偿。用户侧系统运行补偿参数取值场年度交易有关工作的通知》（粤能电力[2020]8695%5%87%交易偏差收益回收7天单机容量20万千瓦及以下燃煤机组允许偏差率为园厂、东糖乙厂、云浮1.1偿费用给予一定倍数参数名机组容量系数用于计算售电公司中偏差收益回收成交比收允许负偏差范围内的收益回收允许负偏差回收。收益回收成交比例下燃煤电厂厂内存煤可结算试运行期间，循环厂、浈江厂、雄州厂、发电计划允许的执行4%；水煤浆机组允许偏差率为6%；同时符合上述厂#5#6机组；水煤浆机组包括：万丰厂、新田A厂。突破最小连续停机时间约束机组启动额外的额外补偿。用户侧系统运行补偿参数取值场年度交易有关工作的通知》（粤能电力[2020]8695%5%87%交易偏差收益回收7天单机容量20万千瓦及以下燃煤机组允许偏差率为园厂、东糖乙厂、云浮1.1偿费用给予一定倍数0.004元/千瓦时说明用于月竞发电侧上限计算长期交易偏差收益回偏差电量不进行收益用于计算机组中长期双水厂、华粤厂、荷树间的机组，计算启动补

按照《广东省能源局关于做好2021年广东电力市29号）执行。

售电公司中长期交易30例下限

售电公司中长期偏差31范围机组中长期交易偏差32限

33用天数阈值

发电机组非实时调频中标时段允许的执行偏差率取值：常规并网发电厂（机组）、核电厂（机组）允许偏差率为2.5%；热电联产、循环流化床、燃-流化床机组包括：坪石蒸联合循环、煤矸石发电机组允许偏差率为3%；

34偏差率多种技术特性的机组执行最大允许偏差率。发电机组实时调频中标时段允许执行偏差率等于非实时调频中标时段允许的执行偏差率加实时调频中标容量与实时发电计划的比值。

突破最小连续停机时35补偿系数

36度电分摊上限

38

参数名调用测试首段报价偏市场购电用户超额电参数取值35%0.06元/千瓦时说明视情况调整

参数名调用测试首段报价偏市场购电用户超额电参数取值35%0.06元/千瓦时说明视情况调整

37离阀值K2

38费度电分摊上限

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附件1.3广东电力现货市场2021年变动成本补偿管理办法（试行）

第一章总则第一条[目的和依据]根据《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司印发〈关于深化电力现货市场建设试点工作的意见〉的通知》（发改办能源规〔2019〕828号）和国家发展改革委体改司、国家能源局法改司印发的《电力市场建设工作指引》（第3期）等文件要求，为推进南方（以广东起步）电力现货市场建设工作，促进市场化机组成本回收，制定本办法。第二条[适用范围]本办法适用于南方（以广东起步）电力现货市场本次结算试运行期间变动成本补偿费用的计算和结算。第三条[各方职责]广东省能源局会同国家能源局南方监管局指导和监督变动成本补偿工作开展情况。广东电力交易中心（以下简称“交易中心”）负责根据办法计算变动成本补偿费用，出具结算依据等。广东省电力调度中心（以下简称“调度中心”）负责根据本办法提供相关计算数据。

第二章变动成本补偿第四条[补偿对象]补偿对象为参与广东电力市场化交易

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的市场化机组和需求侧响应资源等。现阶段，补偿的对象为参与广东电力市场化交易的燃煤、燃气、核电发电机组。第五条[补偿原则]基于机组批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘，下同）加超低排放电价后，与参考基准价之间差额，对发电企业进行补偿。补偿费用由全部工商业用户按照用电量比例分摊。第六条[发电侧补偿标准]发电企业按照机组实发电量计算变动成本补偿，度电补偿标准为批复上网电价加超低排放电价后，与参考基准价0.463元/千瓦时之差。机组批复上网电价按政府最新价格政策文件执行。B类机组中，批复上网电价加超低排放电价等于参考基准价的，不予补偿；批复上网电价加超低排放电价高于参考基准价的，收取相应补偿；批复上网电价加超低排放电价低于参考基准价的，支出相应补偿。第七条[补偿费用支付]月度结算时，根据以下公式按月计算机组变动成本补偿金额。燃煤、燃气机组补偿金额=实际上网电量×度电补偿标准。核电机组补偿金额=[实际上网电量－基数结算电量]×度电补偿标准。第三章结算机制第八条[结算周期]发电成本补偿费用以月度为周期进行结算，由电力交易机构按月出具相关结算依据。第九条[电费收付]各市场主体的发电成本补偿电费保持与电网企业的电费结算支付方式不变。

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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），春节天（农历正月初一、初二、初三），清明节周日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法定节假日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调休节假日0.8

典型分解曲线

月分日权重日期类型日权重

日分时权重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

备注：1.法定节假日为：元旦当天（11当天（农历清明当日），劳动节当天（5月日），端午节当天（农历端午当日），中秋节当天（农历中秋当日），国庆节天（10月日至日），共计天。2.调休节假日为：全年节假日对应的假期安排中，除法定节假日外的部分，具体日期安排以政府正式发布的年度节假日安排为准。

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附件1.5

广东省市场化需求响应2021年实施方案

（试行）

为深入贯彻落实《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）文件精神，按照《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）有关要求，探索建立市场化需求响应工作机制，培育用户优化负荷、主动参与系统调节的意识，积极平衡我省电力供需形势，特制定本方案。一、工作目标和原则按照需求响应优先、有序用电保底的原则，遵循电网运行和市场经济客观规律，探索市场化需求响应竞价模式，研究建立广东省市场化需求响应交易体系。以日前邀约型需求响应起步，逐步开展需求响应资源常态参与现货电能量市场交易和深度调峰，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进源网荷储友好互动，提升电力系统调节能力，推动能源消费的高质量发展。为实现全网资源优化配置，更好满足市场化建设需要，按照“全省统一市场、一套机制、一个平台”的原则，省、地两级（含广州、深圳）的需求响应组织和激励标准统一按本方案执行，地市不另行组织需求响应。

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二、市场成员市场成员包括市场主体、市场运营机构和电网企业三类。（一）市场主体。市场主体包括负荷集成商、电力用户等。负荷集成商聚合各类电力用户需求响应资源，参与市场化需求响应。电力用户分为市场用户和非市场用户。市场用户分为直接参与批发市场的电力大用户（简称“批发用户”，下同）和零售用户，批发用户可视同负荷集成商直接参与市场化需求响应，零售用户需由负荷集成商聚合参与市场化需求响应。所在地区具有地区财政专项资金的非市场用户，暂由所在地市供电局聚合参与市场化需求响应。地区财政专项资金使用完毕后，非市场用户暂停参与市场化需求响应。现阶段，暂由售电公司注册为负荷集成商，聚合其电能量零售用户的需求响应资源。（二）市场运营机构。市场运营机构包括广东省电力调度中心和广东电力交易中心（以下分别简称“调度中心”和“交易中心”）。调度中心负责组织市场主体注册的安全校核、交易出清、评价考核；负责建设、运维职责范围相关技术支持系统；负责组织直控资源的接入和监控。交易中心负责需求响应市场主体的注册、申报和合同管理、信息披露、出具结算依据；负责建设、运维职责范围相关技术支持系统。（三）电网企业。

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广东电网有限责任公司和深圳供电局有限公司按经营范围负责与市场主体签订需求响应服务合同，开展基线负荷认定、需求响应交易结算；配合开展需求响应评价。具有地区财政专项资金的地市供电局负责聚合非市场用户参与需求响应，包括协议签订、基线负荷认定、执行评价、信息披露；负责配合地市政府主管部门开展非市场用户的资格审查、公示、出具结算依据；负责建设职责范围相关技术支持系统。三、市场主体参与条件（一）资源类型。需求响应资源包括用户侧储能装置、充电桩、工业生产、制冷、制热等用户可调节负荷资源，逐步引入独立储能参与，鼓励具备直控条件的需求响应资源（以下简称“直控资源”）参与市场化需求响应。（二）聚合方式。需求响应资源聚合为虚拟电厂，以虚拟电厂为单元参与需求响应。各负荷集成商聚合的非直控资源和直控资源分别按地区聚合为独立虚拟电厂，地市供电局聚合所在地区非市场用户资源为虚拟电厂。（三）技术条件。1.负荷集成商聚合的单个虚拟电厂响应能力不低于1MW，单个需求响应资源响应能力不低于0.2MW，响应时长均不低于1小时。2.需求响应资源须安装小时计量表计，且将计量数据传

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送至电网企业。3.负荷集成商的虚拟电厂调度直控条件包括：经过符合要求的加密认证装置接入电网；优先采用专用光纤线路通信，如不具备条件，可暂时采用无线方式；具备遥信、遥测信息上送主站的能力，具备接收遥控指令、接收有功曲线并执行的能力。直控条件需通过电网企业组织的响应性能校验。地市供电局聚合的非市场用户资源可参照上述条款执行。四、市场主体注册和变更市场主体通过交易系统进行注册，注册包括负荷集成商注册和需求响应资源注册，需求响应资源以用电户号为单元。（一）负荷集成商的注册信息。1.负荷集成商的基本信息：现阶段暂参照售电公司的注册要求制定。2.负荷集成商聚合的虚拟电厂基本信息：虚拟电厂根据需求响应资源的属性自动聚合建档，包括所聚合需求响应资源清单和需求响应资源的基本信息。3.负荷集成商聚合的虚拟电厂技术信息：所聚合需求响应资源的技术信息。虚拟电厂的最大响应能力不得大于聚合需求响应资源最大响应能力之和，最小响应能力不得小于聚合需求响应资源最小响应能力之和。（二）需求响应资源的注册信息。1.需求响应资源的基本信息：用电户号、用电户名、计量点号、结算户名、电压等级、用电性质、资源类型、是否

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为直控资源（需经调度中心认证）、资源位置等。现阶段资源位置为所处地区。若资源类型为用户侧储能，须申报充放电功率、投产年份、储能类型等信息。2.需求响应资源的技术信息：最大响应能力、最小响应能力、最大响应时长、最小响应时长、可响应时段等技术信息。五、非市场用户资源参与条件1.资格审查。地市供电局对参与市场化需求响应的非市场用户资源开展资格审查，汇总后报备地市政府主管部门。2.公示和签订协议。地市政府主管部门对非市场用户资源予以公示，公示无异议后，地市供电局与非市场用户签订协议。六、合同管理（一）需求响应零售交易合同。负荷集成商与电力用户签订需求响应零售交易合同，可参考市场运营机构发布的需求响应零售交易合同模板，合同登记生效后响应资源归到负荷集成商名下，作为零售侧交易及结算的执行依据。合同信息应包括收益分成及费用分摊方式等。（二）需求响应服务合同。负荷集成商与电网企业签订需求响应服务合同，作为负荷集成商参与需求响应的执行依据，与需求响应交易出清结果共同作为需求响应交易批发侧结算的依据。合同需明确双方权责、结算依据、费用复核、付款方式和聚合用户信息等

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事项，其中聚合用户信息以交易系统为准。七、邀约型需求响应日前削峰邀约型需求响应是指预计全省或局部存在电力平衡风险时，需求响应资源按照交易结果削减负荷的行为。（一）启动条件。1）预计运行日全省存在电力供应不足风险，且日前预测电力缺口小于给定阈值（暂定当日全省最高统调负荷预测的10%，后续视情况调整）；2）预计运行日局部区域存在断面、变压器、线路、馈线、台区重过载风险；3）其它系统安全需要。（二）负荷计算规则。基线负荷、测量负荷以小时平均功率计算，即小时电量/1h。小时电量按《广东省内市场化交易结算工作规范》计算。如个别时点采集数据缺失，按《现货交易电量拟合规则》处理。单个需求响应资源的负荷，按用电户号下所有参与市场化交易计量点的负荷直接累加计算。（三）基线负荷制定。基线负荷指未实施需求响应和有序用电时电力用户的小时平均用电负荷，是判定需求响应执行效果的依据。基线负荷制定分工作日、周六、周日和节假日四种类型。工作日选取最近5个经拟合后的不参与响应和有序用电的同类型日负荷作为负荷样本，作为评价及结算采用的基线负荷。剔除日电量低于5个样本日均电量25%或高于5个样本

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日均电量200%的样本，剩余样本求取小时平均值得到基线负荷。周六、周日和节假日的基线负荷制定参照工作日，其中样本数调整为3个。当电力缺口持续时间超过30天时，视情况根据当期全省最高统调负荷需求水平与电力供应满足需求的同类型日全省最高统调负荷需求水平的比值，对全部用户基线负荷进行等比例调整