—1——广东电力交易中心有限责任公司文件广东交易〔2023〕47号关于发布南方（以广东起步）电力现货市场试运行关键配套实施细则的通知各市场成员：按照《关于审定南方（以广东起步）现货市场试运行关键配套实施细则的复函》（南方监能市场函〔2023〕3号）的要求，经国家能源局南方监管局、广东省能源局审定批准，现发布实施《广东电力市场现货电能量交易实施细则》《广东电力市场中长期电能量交易实施细则》《广东电力现货市场结算实施细则》《广东电力市场信息披露管理实施细则》（见附件），适用于2023年南方（以广东起步）电力现货市场结算运行，请遵照执行。—2——附件：1．广东电力市场现货电能量交易实施细则（另附）2．广东电力市场中长期电能量交易实施细则（另附）3．广东电力现货市场结算实施细则（另附）4．广东电力市场信息披露管理实施细则（另附）广东电力交易中心有限责任公司2023年3月15日抄送：国家能源局南方监管局，广东省能源局。广东电力交易中心有限责任公司2023年3月15日印发资料来源：https://pm.gd.csg.cn/views/page/tzggCont-11152.html广东电力市场现货电能量交易实施细则广东电力市场现货电能量交易实施细则广东电力市场现货电能量交易实施细则目录1总述.................................................................................................................................................12适用范围.........................................................................................................................................13引用文件.........................................................................................................................................14术语定义.........................................................................................................................................25日前电能量市场交易组织.............................................................................................................55.1组织方式.............................................................................................................................55.2交易时间定义.....................................................................................................................65.3机组参数.............................................................................................................................65.3.1运行参数.................................................................................................................65.3.1.1火电机组运行参数....................................................................................65.3.1.2新能源交易单元运行参数........................................................................85.3.1.3独立储能交易单元运行参数....................................................................95.3.2电力调度机构设定的参数..................................................................................105.3.3缺省申报参数......................................................................................................105.3.3.1火电机组缺省申报参数..........................................................................105.3.3.2新能源交易单元缺省申报参数..............................................................125.3.3.3独立储能交易单元缺省申报参数..........................................................125.3.4核定参数...............................................................................................................135.4日前机组运行边界条件准备..........................................................................................165.4.1机组状态约束......................................................................................................165.4.2机组出力上下限约束..........................................................................................175.4.3机组最早可并网时间..........................................................................................185.4.4机组调试及试验计划..........................................................................................185.4.4.1新建机组调试..........................................................................................185.4.4.2在运机组试验（调试）..........................................................................185.4.5热电联产机组供热计划......................................................................................195.4.6发电机组一次能源供应约束..............................................................................205.5日前电网运行边界条件准备..........................................................................................215.5.1负荷预测...............................................................................................................215.5.1.1统调负荷预测..........................................................................................215.5.1.2母线负荷预测..........................................................................................225.5.2外购电出力预测..................................................................................................225.5.3备用约束...............................................................................................................225.5.4输变电设备检修计划..........................................................................................235.5.5输变电设备投产与退役计划..............................................................................235.5.6电网安全约束......................................................................................................235.5.6.1线路极限功率和断面极限功率..............................................................235.5.6.2系统运行原因的机组（群）必开约束..................................................245.5.6.3非系统运行原因的机组（群）必开约束..............................................255.5.6.4系统运行原因的机组（群）必停约束..................................................25广东电力市场现货电能量交易实施细则5.5.6.5非系统运行原因的机组（群）必停约束..............................................265.5.6.6机组（群）出力上下限约束..................................................................265.5.7核电机组发电计划编制......................................................................................275.5.8不直接参与交易的市场机组发电计划编制......................................................275.5.9非市场机组发电计划编制..................................................................................285.6出清前信息发布...............................................................................................................285.7交易申报...........................................................................................................................295.7.1机组申报交易信息..............................................................................................295.7.1.1火电机组申报交易信息..........................................................................295.7.1.2新能源交易单元申报交易信息..............................................................305.7.1.3独立储能交易单元申报交易信息..........................................................315.7.2售电公司与批发用户申报信息..........................................................................315.7.3申报数据审核及处理..........................................................................................325.8日前电能量市场出清......................................................................................................325.8.1日前电能量市场的出清过程..............................................................................325.8.2日前电能量市场与其他类型辅助服务市场的衔接方式另行制定日前电能量市场出清数学模型...........................................................................................................335.8.2.1日前安全约束机组组合（SCUC）模型..................................................335.8.2.2日前安全约束经济调度（SCED）模型..................................................425.8.2.3节点电价（LMP）计算模型....................................................................485.8.2.4特殊节点赋价..........................................................................................535.8.3特殊机组在日前电能量市场中的出清机制......................................................545.8.3.1必开机组..................................................................................................545.8.3.2热电联产机组..........................................................................................555.8.3.3调试（试验）机组..................................................................................555.8.3.4最小连续开机时间内机组......................................................................565.8.3.5处于开/停机过程中的机组....................................................................565.8.3.6深度调峰调用机组..................................................................................575.8.3.7调用测试机组..........................................................................................575.8.4日前电能量市场安全校核..................................................................................595.8.4.1电力平衡校核..........................................................................................595.8.4.2安全稳定校核..........................................................................................595.9日前电能量市场定价......................................................................................................595.9.1发电侧定价...........................................................................................................595.9.2用户侧定价...........................................................................................................605.9.3稀缺定价...............................................................................................................605.10交易结果发布.................................................................................................................615.10.1出清后边界条件更新........................................................................................615.10.2日前交易公有信息发布....................................................................................615.10.3日前交易发电企业私有信息发布....................................................................615.10.4日前交易用户侧私有信息发布........................................................................625.10.5日前市场用户侧统一电价发布........................................................................625.11交易结果调整.................................................................................................................625.11.1竞价日交易结果调整........................................................................................62广东电力市场现货电能量交易实施细则5.11.1.1运行边界变化........................................................................................625.11.1.2其他原因................................................................................................635.11.2竞价日后交易结果调整....................................................................................635.11.2.1运行边界变化........................................................................................635.11.2.2其他原因................................................................................................645.12日前调度计划.................................................................................................................646实时电能量市场交易组织...........................................................................................................656.1组织方式...........................................................................................................................656.2交易时间定义...................................................................................................................656.3实时发电机组物理运行参数变化..................................................................................666.4实时机组运行边界条件准备..........................................................................................666.4.1机组开/停机计划曲线........................................................................................676.4.2机组预计并网/解列时间....................................................................................676.4.3机组出力上/下限约束........................................................................................676.4.4机组故障而要求的出力计划调整......................................................................686.4.5机组调试及试验计划执行..................................................................................686.4.6热电联产机组供热计划执行..............................................................................686.5实时电网运行边界条件准备..........................................................................................686.5.1超短期负荷预测..................................................................................................686.5.2外购电计划...........................................................................................................696.5.3机组及输变电设备检修执行..............................................................................696.5.4运行备用...............................................................................................................696.5.5电网安全约束......................................................................................................706.5.6非市场机组发电计划调整..................................................................................716.6实时电能量市场出清......................................................................................................716.6.1实时电能量市场的出清过程..............................................................................726.6.2实时电能量市场出清数学模型..........................................................................726.6.2.1实时安全约束经济调度（SCED）模型..................................................726.6.2.2节点电价（LMP）计算模型....................................................................786.6.2.3特殊节点赋价..........................................................................................866.6.3特殊机组在实时电能量市场中的出清机制......................................................866.6.3.1必开机组..................................................................................................866.6.3.2热电联产机组..........................................................................................876.6.3.3调试（试验）机组..................................................................................886.6.3.4最小连续开机时间内机组......................................................................886.6.3.5处于开/停机过程中的机组....................................................................886.6.3.6深度调峰调用机组..................................................................................896.6.3.7一次能源供应约束机组..........................................................................896.6.3.8发生故障而要求的调整出力计划的机组..............................................896.6.3.9应急新增开机机组..................................................................................896.6.3.10应急新增停机机组................................................................................906.6.4实时电能量市场安全校核..................................................................................916.7实时电能量市场定价......................................................................................................916.7.1发电侧定价...........................................................................................................91广东电力市场现货电能量交易实施细则6.7.2用户侧定价...........................................................................................................926.7.3稀缺定价...............................................................................................................926.8市场出清出力结果发布..................................................................................................926.9实时电能量市场价格核验..............................................................................................936.9.1价格核验规则......................................................................................................936.9.2价格核验说明......................................................................................................946.10实时运行调整.................................................................................................................947区域电力市场与广东现货电能量市场的衔接方式..................................................................967.1南方区域调频、跨省电力备用辅助服务市场与广东现货电能量市场的衔接方式..967.2南方区域现货电能量市场与广东现货电能量市场的衔接方式..................................978市场力检测与缓解.......................................................................................................................978.1事前措施...........................................................................................................................988.1.1报价行为测试......................................................................................................988.1.2供应紧张情况下的报价限制..............................................................................988.2事中措施...........................................................................................................................998.3事后措施...........................................................................................................................999现货电能量市场中发电机组运行补偿费用处理机制..............................................................999.1运行补偿费用定义...........................................................................................................999.2系统运行补偿费用计算................................................................................................1019.2.1运行成本费用计算............................................................................................1019.2.2报价费用计算....................................................................................................1029.2.3现货电能量市场收益计算................................................................................1039.2.4不纳入系统运行补偿费用计算范围的情形....................................................1039.2.5系统运行补偿费用计算....................................................................................1049.3启动补偿费用计算........................................................................................................1049.3.1启动补偿费用计算............................................................................................1059.3.2不纳入启动补偿费用计算范围的情形............................................................1059.4运行补偿费用支付和分摊............................................................................................10610特殊情况处理机制...................................................................................................................10610.1保供电时期处理机制..................................................................................................10610.2台风等自然灾害影响期处理机制..............................................................................10610.3电能量出清与调峰机制融合......................................................................................10710.3.1深度调峰调用方式..........................................................................................10810.3.2深度调峰补偿费用..........................................................................................11010.4特殊管控要求处理机制..............................................................................................11010.5电力供不应求时段（未启动市场熔断或中止时）处理机制..................................11010.6现货市场熔断与中止..................................................................................................11110.6.1触发条件与程序..............................................................................................11110.6.1.1现货市场熔断的条件和程序..............................................................11110.6.1.2现货市场中止的条件和程序..............................................................11110.6.2处理措施..........................................................................................................11110.6.2.1短期内可恢复......................................................................................11110.6.2.2短期内无法恢复..................................................................................11310.6.3恢复程序..........................................................................................................113广东电力市场现货电能量交易实施细则10.6.3.1现货市场熔断的恢复程序..................................................................11310.6.3.2现货市场中止的恢复程序..................................................................11311现货电能量市场中发电侧市场费用返还及考核机制..........................................................11311.1机组日内临时非计划停运偏差费用返还..................................................................11411.2机组实时发电计划执行偏差费用返还......................................................................11611.3机组限高考核..............................................................................................................11911.4机组限低考核..............................................................................................................12011.5热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核..........................................................12111.6新能源交易单元功率预测考核..................................................................................12411.7独立储能交易单元实时发电计划执行偏差收益回收..............................................12611.8费用返还及考核数据管理..........................................................................................12612现货电能量市场中用户侧允许申报偏差外收益处理机制..................................................127附表日前电能量市场申报信息表单........................................................................................129附表1发电机组电能量报价申报表单.............................................................................129附表2发电机组启动费用申报表单.................................................................................131附表3发电机组最小稳定技术出力费用（最小可调出力费用）申报表单.................132附表4售电公司和批发用户申报表单.............................................................................133广东电力市场现货电能量交易实施细则11总述为规范南方（以广东起步）电力现货市场有序运行，提升电力资源优化配置效率，通过市场交易形成反映成本与供需时空价值的电价信号，促进电力系统的安全稳定运行、电力可靠供应和清洁能源消纳，根据《广东电力市场运营规则（试行）》，制定本细则。2适用范围本细则适用于南方（以广东起步）现货电能量市场的运营。3引用文件电网调度管理条例电力安全事故应急处置和调查处理条例电网调度管理条例实施细则电网运行规则（试行）电力并网运行管理规定电力辅助服务管理办法电力系统安全稳定导则电网运行准则电力系统技术导则广东省热电联产机组节能发电调度管理办法（试行）中国南方电网电力调度管理规程广东电网电力调度管理规程南方电网安全稳定计算分析导则广东电力市场现货电能量交易实施细则2广东电力系统调度规程电力交易安全校核技术规范南方电网有功功率运行备用技术规范南方电网系统运行备用全景监控管理技术规范中国南方电网服务区域高质量发展电力调度操作规则上述文件有修订版本或补充规定的，按照最新文件要求执行。4术语定义（1）电能量市场：指以电能量为交易标的物的市场。（2）统调负荷：指广东省级及以上调度电厂发电负荷、地调电厂发电负荷与同一时间点电网跨区联络线的负荷（联络线输入为正、输出为负）之和。（3）母线负荷：指广东省内220kV变电站的母线下网负荷，即节点负荷。（4）负荷预测：指根据电网运行特性，综合自然条件、经济状况与社会事件等因素，对电力调度机构所辖电网未来特定时刻的负荷需求进行预测的行为。（5）运行备用：指在电力系统运行方式安排及实时调度运行中，为了应对负荷预测误差、设备的意外停运、机组发电故障、可再生能源功率波动等所预留的可随时调用的额外有功容量。（6）安全约束机组组合（Security-ConstrainedUnitCommitment，SCUC）：指在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化等为优化目标，制定多时段广东电力市场现货电能量交易实施细则3的机组开停机计划。（7）安全约束经济调度（Security-ConstrainedEconomicDispatch,SCED）：指在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化为优化目标，制定多时段的机组发电计划。（8）节点边际电价（LocationalMarginalPrice，LMP）：指在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源的工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时所需要增加的边际成本，简称节点电价。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。（9）市场机组：指获得广东电能量市场化直接交易资格或未获得市场化直接交易资格但接受市场价格的发电机组，获得直接交易资格的机组可同时拥有电网代购电量和市场交易电量。除特殊说明外，本细则中市场机组主要指直接交易的市场机组。（10）非市场机组：指广东省内暂未获得广东电能量市场化直接交易资格且暂未接受市场价格的发电机组，执行政府核定的上网电价。（11）日前电能量市场：运行日提前1日（D-1日）进行的决定运行日（D日）资源组合状态和计划的电能量交易市场。（12）实时电能量市场：运行日（D日）进行的决定（D日）未来15分钟最终调度资源分配状态和计划的电能量交易市场。广东电力市场现货电能量交易实施细则4（13）批发用户：指直接参与批发市场交易的电力大用户。（14）市场出清：指电力市场根据市场规则通过竞争方式确定中标电力电量及价格。（15）安全校核：对检修计划、发电计划、市场出清结果和电网运行操作等内容，从电力系统运行安全角度分析其安全性和电力平衡的过程。现货电能量市场交易的安全校核与市场出清同步进行，市场出清结果必须严格满足国家和行业的政策、标准要求，同时满足电网安全稳定运行以及电力电量平衡要求。（16）必开机组、必停机组：在市场出清时强制设置运行或停运状态的机组或机组群。（17）市场力：市场成员操纵市场价格，使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平的能力。（18）需求响应：指用户针对市场价格信号或激励机制做出响应，并主动改变常规电力消费模式的市场行为。（19）负荷管理：指当电力平衡紧张时，供电企业发布错峰预警信号，按照政府批准的负荷管理方案，执行错峰、避峰、轮休、负荷控制等系列措施，达到减少或者推移某时段用电负荷的效果。（20）深度调峰：指系统负备用容量不满足要求或负荷平衡约束不满足时或因系统安全约束，常规燃煤机组低于并网调度协议约定的最小稳定技术出力运行的方式。（21）新能源交易单元：新能源发电企业参与广东电广东电力市场现货电能量交易实施细则5能量市场直接交易的最小单元，纳入市场机组范畴，能够接收并自动执行电力调度机构的有功功率控制指令，具备单独计量结算的技术条件，原则上需与调度单元保持一致。（22）独立储能交易单元：新型储能企业参与广东电能量市场直接交易的最小单元，初期纳入市场机组范畴，能够接收并自动执行电力调度机构的有功功率控制指令，具备单独计量结算的技术条件。5日前电能量市场交易组织5.1组织方式现阶段，采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。市场机组在日前电能量市场中申报运行日的报价信息，其中，新能源交易单元还需申报短期功率预测信息，独立储能交易单元还需申报运行日最后一个时段末期望达到的荷电状态（SOC）数值等。售电公司和批发用户在日前电能量市场中申报运行日的用电需求曲线，不申报价格。电力调度机构综合考虑统调负荷预测、母线负荷预测、外送受电曲线、非市场机组出力曲线（含未直接参与市场交易、仅接受市场价格的机组出力曲线，下同）、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到运行日的机广东电力市场现货电能量交易实施细则6组开机组合、分时发电出力曲线以及分时节点电价。售电公司和批发用户所申报的用电需求曲线即为其日前电能量市场的中标曲线。省外以“点对网”方式向广东省送电的燃煤发电企业（包括桥口电厂、鲤鱼江电厂）参与广东现货电能量市场交易。条件具备前，综合考虑省间年度合同、省间市场化交易结果、清洁能源消纳需求以及电网安全运行要求，省外向广东送电作为广东现货电能量市场交易的边界条件。5.2交易时间定义运行日（D）为执行日前电能量市场交易计划的自然日，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。竞价日为运行日前一日（D-1），竞价日内，发电企业、售电公司和批发用户进行申报，并通过日前电能量市场出清形成运行日的交易结果。5.3机组参数5.3.1运行参数5.3.1.1火电机组运行参数所有省级及以上调度火电机组需向所属电力调度机构提供机组的运行参数，新建火电机组应在首次并网前30天向所属电力调度机构提供机组运行参数，经所属电力调度机构审核批准后生效。如需变更，需通过运行参数变更管理流程进行更改。（1）发电机组额定有功功率，单位为MW，应与并网调度协议保持一致，额定有功功率即调度容量原则上以政府广东电力市场现货电能量交易实施细则7电力主管部门核准备案文件或电力业务许可证为准（两者取最新）。（2）发电机组最小稳定技术出力，单位为MW，应与能源监管机构审核发布的最小稳定技术出力核定结果保持一致。对于装设有AGC装置的机组，最小稳定技术出力不得高于AGC下限；（3）发电机组有功功率调节速率，单位为MW/分钟，为最小技术出力至额定出力负荷段均适用的调节速率。对于装设有AGC装置的机组，发电机组有功功率调节速率取值为AGC调节速率；（4）发电机组日内允许的最大启停次数，单位为次/每天，单日一启一停计为1次；（5）发电机组厂用电率，单位为百分数，发电机组厂用电率取统计期内机组平均综合厂用电率；（6）发电机组冷态启动时间，即机组处于冷态情况下从接到开机通知到机组并网的准备时间，单位为小时；（7）发电机组温态启动时间，即机组处于温态情况下从接到开机通知到机组并网的准备时间，单位为小时；（8）发电机组热态启动时间，即机组处于热态情况下从接到开机通知到机组并网的准备时间，单位为小时；（9）燃气机组月度最大技术出力，单位为MW，最大技术出力不应高于发电机组额定有功功率；初期按夏季（3月至11月）最大技术出力和冬季（12月至次年2月）最大技术出力管理。广东电力市场现货电能量交易实施细则8（10）冷态/温态/热态三组典型开机曲线，即机组在开机过程中，从并网至最小技术出力期间的升功率曲线，时间间隔为15分钟；（11）典型停机曲线，即机组在停机过程中，从最小技术出力至解列期间的降功率曲线，时间间隔为15分钟，停机方式为非打闸停机方式下的最快停机方式；（12）AGC上/下限，单位为MW，AGC上限不应高于发电机组额定有功功率；（13）电力调度机构所需的其他参数。分轴式燃气蒸汽联合循环机组，燃气机组和蒸汽机组（下称“单机”）的额定有功功率、最小稳定技术出力、最大技术出力、AGC上/下限及发电机组有功功率调节速率之和应与整套机组（下称“套机”）的对应参数保持一致。单机与套机的厂用电率、发电机组日内允许的最大启停次数保持一致。其中，非市场机组的运行参数作为编制日前发电计划的默认参数，市场机组的运行参数作为现货电能量市场交易出清的默认参数。5.3.1.2新能源交易单元运行参数所有省级及以上调度新能源交易单元需向所属电力调度机构提供运行参数，新建新能源交易单元应在首次并网前30天向所属电力调度机构提供运行参数，经所属电力调度机构审核批准后生效。如需变更，需通过运行参数变更管理流程进行更改。广东电力市场现货电能量交易实施细则9（1）新能源交易单元额定有功功率，单位为MW，应与并网调度协议保持一致，额定有功功率即调度容量原则上以政府电力主管部门核准备案文件或电力业务许可证为准（两者取最新）。（2）新能源交易单元有功功率调节速率，单位为MW/分钟，为零至额定出力负荷段均适用的调节速率。对于装设有AGC装置的机组，发电机组有功功率调节速率取值为AGC调节速率；（3）内部35kV等值机组额定有功功率，单位为MW，应与35kV母线实际挂接风电机组情况保持一致；（4）电力调度机构所需的其他参数。5.3.1.3独立储能交易单元运行参数所有独立储能交易单元需向所属电力调度机构提供运行参数，经所属电力调度机构审核批准后生效。如需变更，需通过运行参数变更管理流程进行更改。（1）额定容量，单位MWh，应与并网调度协议保持一致；（2）最大、最小充放电功率，单位MW，应与并网调度协议保持一致；（3）最大允许、最小允许荷电状态，单位百分比，指电化学储能过程中储能介质中实际存在的电荷数占额定储能容量对应的储能介质中含有的电荷数的百分率；（4）充电效率和放电效率，单位百分比。充电效率指储能充电时，增加存储电量与输入能量的比；放电效率指广东电力市场现货电能量交易实施细则10储能放电时，输出电量与减少存储电量的比；（5）电力调度机构所需的其他参数。5.3.2电力调度机构设定的参数（1）最小连续开机时间，表示机组开机后，距离下一次停机至少需要连续运行的时间，单位为小时；（2）最小连续停机时间，表示机组停机后，距离下一次开机至少需要连续停运的时间，单位为小时。（3）最小启停机时间间隔，表示一个厂内两台机组的启动或停机时间必须大于该时间间隔，单位为小时。（4）最小连续深度调峰时间，表示未自主申报降低运行下限的机组被调用进行深度调峰至少需要持续的时间，单位为小时；（5）最小深度调峰间隔时间，表示未自主申报降低运行下限的机组退出深度调峰后，距离下一次被调用进行深度调峰需要间隔的时间，单位为小时。5.3.3缺省申报参数缺省申报参数指参与现货电能量市场交易的市场主体需在市场注册时提供的默认申报参数，若市场主体未按时在现货电能量市场中进行申报，则采用默认申报参数进行出清。市场主体向市场运营机构提出申请，通过规定程序后可更改缺省申报参数。5.3.3.1火电机组缺省申报参数现阶段，火电机组缺省申报参数包括电能量缺省报价、缺省启动费用、缺省最小稳定技术出力费用、缺省最小可广东电力市场现货电能量交易实施细则11调出力费用。（1）电能量缺省报价指机组运行在不同出力区间时单位电能量的缺省价格，可最多申报10段，每段需申报出力区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间报价（元/MWh）。若机组未自主申报降低其运行下限，第一段出力区间起点为最小稳定技术出力，若机组自主申报降低其运行下限参与调峰，第一段出力区间起点为机组自主申报的最小可调出力，最后一段出力区间终点为机组的额定有功功率，每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。报价曲线必须随出力增加单调非递减。每段报价段的长度不能小于报价出力段单段最小区间长度。报价出力段单段最小区间长度为Max{（额定有功功率－最小稳定技术出力）×5%，1MW}。每段报价的电能量价格均不可超过本细则5.3.4节规定的电能量申报价格的上下限范围。其中，燃煤机组的电能量缺省报价应包含环保电价（含脱硫、脱硝、除尘以及超低排放电价），市场化电量对应的环保电价不再另行结算。现阶段，发电机组在同一运行日仅允许申报一条电能量报价曲线，同一运行日内的各时段均采用同一条电能量报价曲线进行出清计算。在技术条件具备的情况下，同一运行日内允许发电机组在不同时段申报不同的电能量报价曲线。（2）缺省启动费用指发电机组从冷态/温态/热态启动广东电力市场现货电能量交易实施细则12时分别需要的缺省费用，三种状态下的缺省启动费用不能超过本细则5.3.4节中规定的启动费用上下限范围。（3）缺省最小稳定技术出力费用指发电机组维持最小稳定技术出力运行需要消耗的缺省燃料费用，缺省最小稳定技术出力费用不能超过本细则5.3.4节中规定的最小稳定技术出力费用上下限范围。（4）缺省最小可调出力费用指发电机组维持最小可调出力运行需要消耗的缺省燃料费用，缺省最小可调出力费用不能超过本细则5.3.4节中规定的最小可调出力费用上下限范围。详细的申报信息表单见附表。5.3.3.2新能源交易单元缺省申报参数现阶段，新能源交易单元缺省申报参数包括电能量缺省报价。（1）电能量缺省报价指新能源交易单元运行在不同出力区间时单位电能量的缺省价格。报价曲线第一段出力区间起点为零，最后一段出力区间终点为交易单元的额定有功功率，其余要求参照火电机组电能量报价曲线要求。5.3.3.3独立储能交易单元缺省申报参数现阶段，独立储能交易单元缺省申报参数包括电能量缺省报价和缺省SOC数值。（1）电能量缺省报价指独立储能交易单元运行在不同出力区间时单位电能量的缺省价格。报价曲线第一段出力区间起点为交易单元的最大充电功率（负值），最后一段广东电力市场现货电能量交易实施细则13出力区间终点为交易单元的最大放电功率（正值），其余要求参照火电机组电能量报价曲线要求。（2）缺省SOC数值指独立储能交易单元在运行日最后一个时段末期望达到的SOC数值。5.3.4核定参数核定参数是指参与现货电能量市场交易的市场主体的启动费用上下限、最小稳定技术出力费用上下限、最小可调出力费用上下限、电能量申报价格上下限、市场出清价格上下限、核定成本，作为现货电能量市场申报、出清以及结算依据。相关的核定参数按照市场规则管理的有关办法履行建议、审议和调整等程序。（1）启动费用上下限：机组启动费用上下限包括冷态/温态/热态启动费用上下限，单位为元/次。以各类型发电机组冷态/温态/热态启动成本为基准值，基准值乘以启动费用上下限系数作为机组启动费用上下限。（2）最小稳定技术出力费用上下限：基于各类型机组最小稳定技术出力成本，其中燃气机组最小稳定技术出力成本取燃煤机组中的最大值，乘以机组最小稳定技术出力得到最小稳定技术出力费用基准值，基准值乘以最小稳定技术出力费用上下限系数作为最小稳定技术出力费用上下限，按月滚动更新。（3）最小可调出力费用上下限：基于各类型燃煤机组最小可调出力成本，乘以机组最小可调出力得到机组最小可调出力费用基准值，基准值乘以最小可调出力费用上下广东电力市场现货电能量交易实施细则14限系数作为最小可调出力费用上下限，按月滚动更新。（4）电能量申报价格上下限：综合考虑市场主体运营、市场用户电价承受能力等因素，设置电能量申报价格上下限。电能量申报价格上下限可根据电力供需形势等市场运行情况变化进行动态调整，视市场实际运行情况启动分类型设置机组现货电能量报价上限。市场主体在日前电能量市场中申报的电能量价格不能超过核定电能量申报价格上下限范围。燃煤机组电能量报价上限统一设置，取最高燃料价格对应的各类型燃煤机组发电成本乘以一定比例系数U1后的最大值，每周滚动更新；电能量报价下限按参数设置。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法（试行）》计算最高燃料价格对应的各类型燃煤机组发电成本。当市场运行触发条件一或条件二时，报政府主管部门和能源监管机构同意后，启动分类型设置燃煤机组电能量报价上限：条件一：当最近L1个运行日内，有L2个运行日的现货日前或实时出清均价高于沿海60万燃煤机组发电成本的U2倍，对后续L1个运行日启动分类型设置燃煤机组电能量报价上限。其中，发电成本取最近一个月各类型燃煤机组的度电燃料成本累加脱硫、脱硝、除尘及超低排放电价广东电力市场现货电能量交易实施细则15（0.037元/千瓦时）。若启动分类型设置报价上限后L1个运行日内，有L2个运行日的现货日前和实时出清均价都不高于沿海60万燃煤机组发电成本的U2倍，则L1个运行日后，恢复为统一设置燃煤机组电能量报价上限。条件二：当连续L3个自然周广东中调发布周电力供应预警、且CECI成交价（5500大卡）低于P煤价阈值，则在次周起启动分类型设置燃煤机组电能量报价上限。若连续L3个自然周不满足上述条件，则次周起恢复为统一设置燃煤机组电能量报价上限。燃气机组电能量报价上限取各类型燃煤机组申报价格上限的最大值，电能量报价下限按参数设置。新能源交易单元电能量报价上限取燃煤机组统一报价上限，启动分类型设置燃煤机组报价上限后取沿海100万千瓦级燃煤机组报价上限，电能量报价下限按参数设置。储能交易单元电能量报价上下限另行设置。（5）市场出清价格上下限：综合考虑市场主体运营、市场用户电价承受能力和促进拉大峰谷价差引导灵活调节能力建设等因素，设置市场出清价格上下限。当市场出清得到的节点电价超过市场出清价格上限时，该节点在该交易时段的节点电价用市场出清价格上限代替。当市场出清得到的节点电价低于市场出清价格下限时，该节点在该交易时段的节点电价用市场出清价格下限代替。（6）核定成本：核定成本指基于发电机组的发电成本核定的发电成本价格（单值）或发电成本曲线。核定成本广东电力市场现货电能量交易实施细则16用于计算发电机组运行补偿费用、实时发电计划偏差收益回收等数据，以及用于市场力监测与缓解等环节。5.4日前机组运行边界条件准备5.4.1机组状态约束竞价日上午12:00前，电力调度机构根据机组检修批复情况、调试（试验）计划批复情况以及发电企业燃料供应情况等，确定运行日其调管范围内机组的96点状态，作为日前电能量市场出清的边界条件。机组检修及调试管理按照《广东电网电力调度管理规程》执行。机组状态分为可用及不可用两类。处于可用状态的机组，相应时段内按照本细则要求参与日前电能量市场出清，市场运营机构可通过调用测试验证机组状态的真实性；处于不可用状态的机组，相应时段内不参与日前电能量市场出清。（1）可用状态：机组处于运行状态、备用状态以及调试（试验）状态时均视为可用状态。运行日存在调试时段的机组运行日全天均视为调试状态。当发电机组处于可用状态但实际未能正常调用时，其影响时间纳入机组非计划停运考核。（2）不可用状态：包括机组检修、缺燃料停运以及其他情况。机组检修：按照所属电力调度机构的机组检修批复结果，批复的开工时间与结束时间之间的时段，机组状态为不可用状态。发电设备检修工期不包含检修后的调试阶段，广东电力市场现货电能量交易实施细则17检修后的调试计划申报详见本细则5.4.4节所述。发电机组检修计划变更以所属电力调度机构批复的检修单为准。缺燃料停运：电力调度机构根据其调管范围内发电机组的燃料供应情况，批复相应机组的缺燃料停运单，相应时段内机组状态为缺燃料停运状态。机组缺燃料停运状态以天为单位统计，持续时间纳入非计划停运考核。其他情况：机组不满足发电调度管理并网要求的相关规定时，视为不可用状态。5.4.2机组出力上下限约束竞价日上午12:00前，电力调度机构根据机组的额定有功功率、新能源交易单元的短期功率预测曲线、检修和调试（试验）批复等情况，确定运行日其调管范围内机组的96点机组出力上下限约束，作为日前电能量市场出清的边界条件。正常情况下，若燃煤机组未自主申报降低运行下限，其出力上下限分别为该机组的额定有功功率（燃气机组出力上限为相应月的最大技术出力）、最小稳定技术出力；若火电机组自主申报降低运行下限参与调峰，其出力上下限分别为该机组的额定有功功率（燃气机组出力上限为相应月的最大技术出力）、最小可调出力。新能源交易单元的出力上限为其短期功率预测值，下限为0。独立储能交易单元处于充电状态时，出力上下限分别为0和最大充电功率；独立储能交易单元处于放电状态时，出力上下限分别为最大放电功率和0。电厂自身原因造成的机组限高/限低时段按照本细则广东电力市场现货电能量交易实施细则1811.3、11.4节的规定纳入考核。5.4.3机组最早可并网时间若机组在竞价日处于停机状态且预计运行日具备并网条件，按照日前电能量市场交易出清结果在竞价日17:30发布，往后顺延发电机组的冷态/温态/热态启动时间后，计算得到运行日发电机组最早可并网时间。日前电能量市场出清结果中，相应发电机组的并网时间不早于最早可并网时间。发电机组的启动状态根据调度自动化系统记录的上一次停机时间计算确定。5.4.4机组调试及试验计划5.4.4.1新建机组调试新建的非市场机组和未获得直接交易资格的市场机组在并网调试期间按照调试需求安排发电，完成满负荷试运行后，电力调度机构在保证电力供需平衡以及电网安全的前提下，按照系统运行需要和有关发电调度原则安排发电。新建的获得直接交易资格的市场机组在并网调试期间按照调试需求安排发电；完成满负荷试运行当天（T）的次日（T+1），机组可参与（T+2）日的日前电能量市场申报及出清。市场机组完成满负荷试运行后，在满足系统安全的基础上，原则上按照最小稳定技术出力安排运行，直至机组参与日前电能量市场出清的运行日（T+2）当天零点；（T+2）日起，发电机组按照现货电能量市场交易规则参与出清。5.4.4.2在运机组试验（调试）广东电力市场现货电能量交易实施细则19非系统运行原因处于调试状态的市场机组运行日全天各时段均固定出力，调试时段的出力为经电力调度机构审核同意的出力，在确保电网安全供应的基础上，在现货电能量市场中优先出清。非调试时段，原则上按机组可调出力下限安排。因系统运行原因处于调试状态的市场机组在相应的调试时段固定出力，调试时段的出力为经电力调度机构安排的出力，在确保电网安全供应的基础上，在现货电能量市场中优先出清。非调试时段，按照电能量报价信息参与日前电能量市场出清。5.4.5热电联产机组供热计划竞价日10:30前，经政府认定的热电联产电厂应通过所属电力调度机构的技术支持系统向电力调度机构申报运行日的供热计划，具体内容包括：（1）运行日该电厂计划用于供热的机组名称以及编号；（2）运行日该电厂供热机组的96点供热流量预测曲线，单位为吨/小时；（3）若电厂全厂供热流量超过单机最大供热能力时，可以新增机组进行供热。若电厂全厂实际供热流量超过全厂机组试验实测最大供热流量工况时，机组负荷上下限取实测最大供热流量工况对应的负荷上下限。电力调度机构以发电机组实测供热工况图（热-电负荷对应关系表）为基础，根据电厂申报的机组96点供热流量曲线，计算供热机组电力负荷的上下限曲线。当实际供热广东电力市场现货电能量交易实施细则20工况明显偏离实测工况超过30天时，热电联产电厂可向电力调度机构提交重测申请，获准重测后，电厂应组织有资质的第三方机构对供热工况进行实测，并将实测报告及评审意见提交电力调度机构，报请能源监管机构审核同意后，由所属电力调度机构按照有关工作流程更新实测工况。若机组供热数据发生报送延迟、因系统故障导致数据丢失等异常情况，竞价日按无供热流量数据进行出清；机组可在实时运行中向当值调度申请恢复按供热机组参与实时市场出清，同时需承担热电联产机组申报供热流量曲线偏差考核。5.4.6发电机组一次能源供应约束燃煤、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，每日向所属电力调度机构报送电煤、天然气的采购、储备情况和燃料供应风险情况等一次能源供应数据，出现一次能源供应报送数据与实际调用情况不符等情况，纳入“两个细则”虚报、瞒报信息考核。燃煤电厂厂内存煤可用天数低于阈值时，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，纳入缺燃料停运广东电力市场现货电能量交易实施细则21统计。对于省内大范围天然气供应紧张等特殊情况，电力调度机构可调整燃气机组连续开停机约束等参数，同时每日对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阈值时，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，并向省级政府电力管理部门和能源监管机构报备。对于大鹏LNG接收站配套等燃气存在气量合同照付不议风险时，经向政府报告同意后，调度机构对相关机组设置自身原因必开约束，视情况设置日电量下限约束，可参与市场定价。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按照本细则9.2节的规定计算。对于一次能源供应不足影响发电的情况纳入“两个细则”非计划停运考核。5.5日前电网运行边界条件准备5.5.1负荷预测日负荷预测包括统调负荷预测、母线负荷预测。5.5.1.1统调负荷预测统调负荷预测是指预测运行日零时开始的每15分钟的统调负荷需求，每天共计96个点。广东中调负责开展运行日全省统调负荷预测，预测时需综合考虑但不限于以下因素：历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、用户用电需求、各地区供电企业负荷预测、节假日或社会重大事件影响、需求响应及负荷管理等情况。广东电力市场现货电能量交易实施细则225.5.1.2母线负荷预测母线负荷预测是指预测运行日零时开始的每15分钟的220kV母线节点负荷需求，每天共计96个点。省内各供电企业负责根据综合气象因素、工作日类型、节假日影响、运行方式变化、地方电出力预测、需求响应及负荷管理等因素，预测运行日辖区范围内的母线负荷。如各供电企业提交的母线负荷预测之和与统调负荷预测存在偏差，则由技术支持系统以各节点的负荷预测值为比例分摊偏差。5.5.2外购电出力预测外购电出力预测包括西电东送出力预测和购香港中电电力计划。南网总调负责根据各省区的电力平衡情况、水电和新能源消纳情况、框架协议和省间市场化交易情况，综合考虑广东的负荷特性，于竞价日下达运行日的96点西电送广东受端出力预测曲线。广东中调负责根据广东的电力平衡情况以及电网安全稳定约束需要，于竞价日与香港中华电力协商确定运行日的96点购电计划。5.5.3备用约束广东中调根据《中国南方电网电力调度管理规程》、《南方电网系统运行备用全景监控管理技术规范》和《南方区域电力备用辅助服务市场交易规则》等要求，综合考虑负荷短期内大幅变化、新能源出力波动、跨省备用要求、主要故障预想、重要保供电要求等情况下的系统运行实际广东电力市场现货电能量交易实施细则23需要，制定发电侧运行备用（包括事故备用和负荷备用）要求和负备用要求。日前电能量市场出清结果需同时满足运行日的发电侧运行备用、负备用和D+1日最高负荷点的备用要求。发电侧运行备用的计算应考虑机组自身出力不足、网络受限、调试出力不稳定、区域跨省备用市场交易结果等因素的影响。5.5.4输变电设备检修计划电力调度机构基于月度输变电设备检修计划，结合电网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备检修计划。电网设备检修按照《广东电网电力调度管理规程》执行。5.5.5输变电设备投产与退役计划电力调度机构基于月度输变电设备投产与退役计划，结合电网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备投产与退役计划。5.5.6电网安全约束电力调度机构基于所掌握的运行日基础边界条件，提出各自调管范围内的电网安全约束，作为现货电能量市场优化出清的边界条件。各电力调度机构安全约束条件存在相互影响的情况时，应相互通报并协调一致。电网安全约束边界条件包括但不限于线路极限功率、断面极限功率、发电机组（群）必开必停约束、发电机组（群）出力上下限约束等。5.5.6.1线路极限功率和断面极限功率出现以下情况时，电力调度机构可设置线路极限功率、广东电力市场现货电能量交易实施细则24断面极限功率：（1）因系统安全约束，需要将线路、断面潮流控制在指定值以内；（2）因保供电、防范极端自然灾害或提高对港澳等地区供电可靠性，需要提高安全裕度将线路、断面潮流控制在指定值以内；（3）其他保障电网安全可靠供应需要将线路、断面潮流控制在指定值以内。为应对运行边界的不确定性，确保电网安全稳定运行和可靠供应，须将安全稳定断面的限值留出一定的控制裕度。原则上，按照在断面极限值基础上扣除3％-5％后的限值作为控制要求。5.5.6.2系统运行原因的机组（群）必开约束出现以下情况时，电力调度机构可设置系统运行原因的必开机组（群）：（1）因系统安全约束，需要提前开出的燃煤机组，以及必须维持运行状态的机组；（2）因电压、惯量支撑要求，需要增开或维持开机状态的机组；（3）因保供电、保民生或政府要求，需要提高安全裕度而增开或维持开机状态的机组；（4）根据电网安全运行要求需要进行调试的机组；（5）根据电网安全运行要求需要在运行日某些时段固定出力的机组；广东电力市场现货电能量交易实施细则25（6）其他保障电力安全可靠供应需要增加开机或维持运行状态的机组。电力调度机构在竞价日事前信息发布截止时间前，通知其调管范围内的必开机组，明确相应的必开时段。对于出清过程中为满足安全校核要求需增加开出、提前开出或取消停机计划维持运行状态的机组，在日前出清结果发布时随信息披露更新，并通知调管范围内的必开机组，明确相应的必开时段。必开机组应提前做好开机准备，确保在运行日能够正常开机运行。5.5.6.3非系统运行原因的机组（群）必开约束出现以下情况时，在满足系统安全的基础上，发电企业可向电力调度机构申请设置非系统运行原因的必开机组（群）：（1）在启备变故障期为保障厂用电需求无法停机的机组；（2）合同年累计欠提气量达到预警阈值，需强制消纳气量的大鹏LNG接收站配套燃气电厂。其中，强制消纳气量需求以大鹏LNG接收站出具的正式文件为准；（3）无启动锅炉的机组；（4）为落实政府掺烧污泥等要求需开机运行的机组；（5）其他因非系统运行原因需开机运行的机组。5.5.6.4系统运行原因的机组（群）必停约束若存在因系统安全约束需要停机的机组时，电力调度机构可设置系统运行原因的必停机组（群），必停机组视广东电力市场现货电能量交易实施细则26为不可用状态。电力调度机构在竞价日事前信息发布截止时间前，通知其调管范围内的必停机组，明确相应的必停时段。5.5.6.5非系统运行原因的机组（群）必停约束出现以下情况时，在满足系统安全的基础上，电力调度机构可设置非系统运行原因的必停机组（群），必停机组视为不可用状态：（1）不具备并网条件的机组；（2）供水管道或供气管道等设备受外力破坏导致无法开机的机组；（3）启动锅炉检修的机组；（4）环保排放限制的机组；（5）已纳入政府当年关停计划的机组；（6）能源监管机构及政府主管部门下达的停机要求；（7）日前未申报供热的背压式机组；（8）其他因非系统运行原因需停机的机组。电厂需在竞价日事前信息发布截止时间前向调度机构申请设置自身原因必停约束，并与调度机构明确相应的必停时段。5.5.6.6机组（群）出力上下限约束出现以下情况时，电力调度机构可设置机组（群）出力上下限约束：（1）因系统安全约束，需要限制出力上下限的发电机组（群）；广东电力市场现货电能量交易实施细则27（2）因保供电、保民生或政府要求，需要提高安全裕度将出力控制在上下限值以内的发电机组（群）；（3）根据电网安全运行要求或可再生能源消纳需求，需要在运行日某些时段限制出力上下限的发电机组（群）；（4）其他保障电网安全可靠供应需要限制出力上下限的发电机组（群）。5.5.7核电机组发电计划编制在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照多发、满发原则安排核电市场机组日调度计划，现阶段作为边界参与现货市场出清，分月电量不作为调度执行依据，在技术条件成熟后作为自调度机组参与现货出清。核电非市场机组的调度原则与市场机组保持一致。当出现以下场景时，在充分考虑火电机组调节能力的情况下，电力调度机构可根据系统运行需要安排核电减载乃至停机配合，并以公开信息方式按周进行信息披露：1）系统安全需要。包括安全稳定断面越限、配合低负荷期频率稳定控制或调压需要等。2）电力平衡需要。包括节假日、强降雨和台风等极端天气影响期、配合可再生能源消纳等调峰需要。5.5.8不直接参与交易的市场机组发电计划编制（1）地调热电联产火电机组：原则上按照“以热定电”安排发电。（2）自备电厂煤机：优先满足自备电厂所需负荷，余量部分根据系统运行需要安排发电。广东电力市场现货电能量交易实施细则285.5.9非市场机组发电计划编制（1）水电机组：综合来水情况、水利枢纽安全、以及上下游灌溉、航运、民生用水等综合需求，在满足系统安全的基础上，优先安排发电。编制机组发电计划时，应避开机组振动区安排发电。（2）新能源场站：根据新能源场站申报的次日96点短期功率预测曲线，在满足系统安全和电力平衡的基础上，作为现货市场组织的边界条件。（3）蓄能电厂：根据电力供需平衡以及电网安全约束情况，按照蓄能电厂的调度运行规程，形成蓄能电厂的水库水量控制要求，编制蓄能电厂的发电计划。（4）地调气电机组：原则上按照“以热定电”原则安排发电计划。（5）其他非市场机组：综合机组实际情况、系统供需平衡以及电力调度机构相关规程等综合要求，编制机组发电计划。5.6出清前信息发布竞价日12:00前，市场运营机构通过电力市场交易系统，按照《广东电力市场信息披露实施细则》的要求，向相关市场成员发布运行日的边界条件信息。主要信息包括但不限于：（1）统调负荷预测曲线；（2）省内非市场机组出力预测曲线；（3）省内不直接参与交易的市场机组出力预测曲线；广东电力市场现货电能量交易实施细则29（4）西电东送电力预测曲线；（5）购香港中电电力计划曲线；（6）发电机组检修总容量；（7）正备用要求、负备用要求；（8）输变电设备检修计划；（9）电网关键断面约束情况；（10）必开必停机组（群）及原因。5.7交易申报现货电能量市场为每日均运行的市场，各市场主体需每日向市场运营机构提交申报信息。对于发电侧市场主体，迟报、漏报或不报者均默认采用缺省值作为申报信息；对于用户侧市场主体，迟报、漏报或不报者均默认日前市场申报量为零。详细的申报信息表单见附表。5.7.1机组申报交易信息竞价日13:00前，所有获得直接交易资格的市场主体必须通过电力市场交易系统体系进行日前电能量市场交易申报。若该市场主体未按时申报，则按照缺省申报信息参与市场出清。5.7.1.1火电机组申报交易信息火电机组申报交易信息包括以下内容：（1）机组电能量报价：发电机组电能量报价表示机组运行在不同出力区间时单位电能量的价格，申报要求与本细则5.3.3节中电能量缺省报价的要求相同。初期仅允许广东电力市场现货电能量交易实施细则30机组每日申报一组电能量报价；根据市场需要，逐步允许机组分时段申报多组电能量报价。（2）启动费用：发电机组启动费用表示发电机组从冷态/温态/热态启动时分别需要的费用，申报要求与本细则5.3.3节中缺省启动费用的要求相同。发电机组实际的启动状态根据调度自动化系统记录的启停机时间信息进行认定。（3）最小稳定技术出力费用：发电机组未自主申报降低运行下限时需要申报的参数，表示发电机组维持最小稳定技术出力运行需要消耗的燃料费用，申报要求与本细则5.3.3节中缺省最小稳定技术出力费用的要求相同。（4）最小可调出力费用：发电机组自主申报降低运行下限参与调峰时需要申报的参数，表示发电机组维持最小可调出力运行需要消耗的燃料费用，申报要求与本细则5.3.3节中缺省最小可调出力费用的要求相同。5.7.1.2新能源交易单元申报交易信息新能源交易单元申报交易信息包括以下内容：（1）短期功率预测曲线：初期，竞价日9:00前，新能源交易单元申报96点短期功率预测曲线。场站集电线、主变等设备检修期间，相应时段的功率预测曲线须剔除相应检修容量后进行申报，若未按时申报，则按0处理。条件具备后，新能源交易单元在竞价日9:00至13:00间可重新申报96点短期功率预测曲线。（2）电能量报价：竞价日13:00前，新能源交易单元申报运行日的报价信息，申报要求与本细则5.3.3节中电广东电力市场现货电能量交易实施细则31能量缺省报价的要求相同。（3）新能源交易单元的启动费用、最小可调出力费用、最小连续开机/停机时间默认按0处理。5.7.1.3独立储能交易单元申报交易信息独立储能交易单元申报交易信息包括以下内容：（1）电能量报价：竞价日13:00前，独立储能交易单元申报运行日的报价信息，申报要求与本细则5.3.3节中电能量缺省报价的要求相同。（2）竞价日13:00前，独立储能交易单元申报运行日最后一个时段末期望达到的荷电状态（SOC）数值。（3）独立储能交易单元的启动费用、最小可调出力费用、最小连续开机/停机时间默认按0处理。5.7.2售电公司与批发用户申报信息竞价日13:00前，售电公司和批发用户在电力市场交易系统中申报下述信息：（1）售电公司在电力市场交易系统中申报其零售用户运行日的用电需求曲线，即运行日每小时内的平均用电负荷（数值上等于该小时内的用电量）；（2）批发用户在电力市场交易系统中申报其运行日的用电需求曲线，即运行日每小时内的平均用电负荷（数值上等于该小时内的用电量）。售电公司和批发用户申报的用电需求曲线作为日前电能量市场结算依据，不作为日前电能量市场出清的边界条件。售电公司和批发用户申报的日前需求曲线与实际用电广东电力市场现货电能量交易实施细则32曲线出现较大偏差时，按照本细则第12章有关规定处理。5.7.3申报数据审核及处理市场主体的申报信息、数据应满足规定要求，由技术支持系统根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过将不允许提交。市场主体提交申报信息后，由市场运营机构对申报信息进行审核及处理。若发电机组逾时未申报报价信息，以缺省信息参与市场出清。5.8日前电能量市场出清竞价日17:30前，电力调度机构基于市场成员申报信息以及运行日的电网运行边界条件，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序进行优化计算，出清得到日前电能量市场交易结果。日前电能量市场出清计算的电网拓扑包括广东省所辖范围内省级及以上电力调度机构（包含南网总调、广东中调、深圳中调）调管的以220kV及以上电压等级接入电网的发、输、变电设备，包括省外以“点对网”专线输电方式向广东省送电的发电机组，以及参与电力现货市场交易的省内部分以110kV电压等级接入电网的发电机组等。5.8.1日前电能量市场的出清过程现阶段，日前电能量市场的出清计算过程如下：（1）采用安全约束机组组合（SCUC）程序计算运行日的96点机组开机组合。（2）在运行日机组开机组合基础上，根据本细则第7章的规定，计算辅助服务市场的预出清结果，修改相应机广东电力市场现货电能量交易实施细则33组的出力上下限。（3）修改相应机组的出力上下限之后，采用安全约束经济调度（SCED）程序计算运行日的96点机组出力曲线以及分时节点电价。（4）对运行日的机组开机组合、机组出力曲线进行交流潮流安全校核，若不满足交流潮流安全约束，则在计算模型中添加相应的约束条件，重新进行上述第一步至第四步的计算过程，直至满足交流潮流安全约束，得到日前电能量市场的出清结果。5.8.2日前电能量市场与其他类型辅助服务市场的衔接方式另行制定日前电能量市场出清数学模型5.8.2.1日前安全约束机组组合（SCUC）模型日前电能量市场出清SCUC的目标函数如下所示：min,,,,1111,,1111min()+[]NTNLTUpititititllitltNSTESTdisdischchssesesteseststestCPCCMSLSLMSLSLPP其中：N表示机组的总台数，包括非市场机组与市场机组，不包括独立储能交易单元；T表示所考虑的总时段数，其中D日每15分钟一个时段，考虑96个时段，D+1日考虑负荷高峰、低谷2个时段，故T为98；,itP表示机组i在时段t的出力；,,()ititCP、,UitC、min,pitC分别表示机组i在时段t的运行费广东电力市场现货电能量交易实施细则34用、启动费用、最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用），其中机组运行费用,,()ititCP是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；机组启动费用,UitC是与火电机组停机时间有关的函数，以表示火电机组在不同状态（冷态/温态/热态）下的启动费用；最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用）在火电机组开机的时段纳入计算；M表示用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子；lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS为断面总数；ES表示独立储能交易单元的总数量；ches、dises分别表示储能申报的充、放电价格，,disestP、,chestP分别表示储能出清的充放电功率。机组出力,itP表达式为:,,,,min1+NMititmimPPPminmax,,,,imitmimPPP其中，NM表示机组报价总段数，,,itmP表示机组i在时段t第m个出力区间中的中标电力，max,imP、min,imP分别表示机组i申报的第m个出力区间上、下界。机组运行费用,,()ititCP表达式为:,,,,,1()NMititimitmmCPCP广东电力市场现货电能量交易实施细则35其中，NM表示机组报价总段数，,,itmC表示机组i申报的第m个出力区间对应的能量价格。日前电能量市场出清SCUC的约束条件包括：（1）系统负荷平衡约束对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为：,,,,11s11+NNTESESdischitjtestesttijeesPTPPD其中，,itP表示机组i在时段t的出力，,jtT表示联络线j在时段t的计划功率（送入为正、输出为负），NT表示联络线总数，tD表示时段t的系统负荷，,chestP和,disestP为独立储能单元es在t时段充、放电功率，ES表示独立储能单元的个数。非市场机组的出力已包含在等式左侧。（2）系统正备用容量约束在确保系统功率平衡的前提下，为了防止系统负荷预测偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波动，一般整个系统需要留有一定的容量备用。需要保证每天的总开机容量满足系统的最小备用容量。系统正备用容量约束可以描述为：Fmaxsingle,max,maxmax,,,,,111+()NNPNHNTpumpredUftftptphtttjttfphjPPNPRDTR其中，NF表示火电机组的数量，,ft表示机组f在时段t的启停状态，,0ft表示机组停机，,1ft表示机组开机；max,ftP为机组f在时段t的最大出力；NP表示抽蓄电厂的数量，single,max,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的单机容量，pump,maxpN表示抽蓄电厂最大开机台数，NH表示常规水电机组数量，广东电力市场现货电能量交易实施细则36max,htP为常规水电机组h在时段t内的容量，redtR表示时段t的机组不稳定出力减扣值；UtR表示时段t的系统正备用容量要求；正常时期需同时满足D+1日最高负荷点的备用要求，在电力供应紧张等特殊时期，电力调度机构可按要求启动特殊时期运行备用。（3）系统负备用容量约束系统负备用容量约束可以描述为：minsingle,minunit,maxmin,,,,,1111()NFNPNHNTDftftptphttjttfphjPPNPDTR其中，min,ftP表示机组f在时段t的最小稳定技术出力（或最小可调出力）；single,min,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的单机最小出力，unit,maxpN表示抽蓄电厂最大开泵台数，min,htP表示常规水电机组的最小出力，DtR表示时段t的系统负备用容量要求。（4）系统一次调频备用容量约束系统一次调频备用容量约束可以描述为：,,,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstftpthttfphPPPR其中，firsttR表示时段t的系统一次调频备用容量要求；,firstftP、,firstptP、,firsthtP分别表示火电机组i、抽蓄电厂p、水电机组h（仅包括开机机组）在时段t提供的一次调频备用容量，其中，maxmax,,,,,min(,6%)firstftftftftftPPPPon,maxon,max,,,,min(,10%)firstptptptptPPPP广东电力市场现货电能量交易实施细则37maxmax,,,,min(,10%)firsththththtPPPPon,max,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的开机容量。（5）特殊机组状态约束必开机组、热电联产机组、调试机组应处于开机状态。,1,itsiI其中，sI表示必开机组、热电联产机组、调试机组的全集。（6）机组出力上下限约束机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,,,itititititPPP对于新能源交易单元，在其正常运行时，要求,1it，且上式中max,itP、min,itP取为对应时段的短期功率预测数值和零；在其停运时段内，要求,0it。对于非市场机组，由电力调度机构安排计划出力，在其开机时段内，要求,1it，且上式中min,itP、max,itP均取为对应时段的非市场机组计划出力；在其停机时段内，要求,0it。对于必开机组，在其必开时段内，要求,1it，若有最低出力要求，则上式中min,itP取为对应时段的必开最低出力。对于热电联产机组，在其热电联产运行时段内，要求,1it，且上式中min,itP取为对应时段的计划供热流量折算的机组出力下限，max,itP取为对应时段的计划供热流量折算的机组出力上限。对于调试机组，在其调试时段内，要求,1it，且上式广东电力市场现货电能量交易实施细则38中min,itP、max,itP均取为对应时段的机组调试计划出力。对于自由优化机组，机组出力下限建模为：,,min,,,1,1111()DDUDUDitiititttitttUitttttttttPPPtt,,min,,,1,1111()DDUDDDitiititttitttDitDDttttttttPPPtt机组出力上限建模为：,,1,max,,111()UDUDitUitttiititttttttPPttP,,1,max,,11()DDDDitDitDDttiititttttttPPttPUD为启动过程持续时间，计算到最小出力；DD为停机过程持续时间，从最小出力开始计算；和分别是表示机组启动和停机的0-1变量。,miniP为机组i的最小稳定技术出力（或最小可调出力），,maxiP为机组i的最大容量。（7）机组群出力上下限约束机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,jtitjtijPPP其中，max,jtP、min,jtP表示机组群j在时段t的最大、最小出力。（8）机组爬坡约束机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束可描述为：广东电力市场现货电能量交易实施细则39,,1,max,1,,111UDUDititiitttiititttttttPPPRU,1,,max,1,1,111DDDDititiitttiititttttttPPPRD其中，UiP表示机组i最大上爬坡速率，DiP表示机组i最大下爬坡速率。（9）机组最小连续开停时间约束由于火电机组的物理属性及实际运行需要，要求火电机组满足最小连续开机/停机时间。最小连续开停时间约束可以描述为：,,,1()0DitititDTT,,1,()0UitititUTT其中，,it表示机组i在时段t的启停状态；UT、DT表示机组的最小连续开机时间和最小连续停机时间；,UitT、,DitT表示机组i在时段t时已经连续开机的时间和连续停机的时间，可以用状态变量,(1~,1~)itiNtT来表示：1,,UtUitikktTT1,,(1)DtDitikktTT（10）机组最大启停次数约束首先定义启动与停机的切换变量。定义,it表示机组i在时段t是否切换到启动状态；定义,it表示机组i在时段t是否切换到停机状态，,it、,it满足如下条件：,,1,1100ititit仅当且其余情况广东电力市场现货电能量交易实施细则40,,1,1010ititit仅当且其余情况相应机组i的启停次数限制可表达如下：max,1Tititmax,1Titit（11）线路潮流约束线路潮流约束可以描述为：,,maxmax,,,1111+()estestNESNTKdischlliitleleljjtlkktllliesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，maxlP表示线路l的潮流传输极限；liG表示机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；leG表示独立储能es所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；ljG表示联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K表示系统的节点数量；lkG表示节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；,ktD表示节点k在时段t的母线负荷值。lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量。（12）断面潮流约束考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为：,,minmax,,,1111+()estestNESNTKdischssiitsesesjjtskktsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分别表示断面s的潮流传输极限；siG表示机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；seG表示独立储能es所在节点对断面s的发电机输广东电力市场现货电能量交易实施细则41出功率转移分布因子；sjG表示联络线j所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；skG表示节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子。sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量。（13）储能充放电功率约束储能出清的充放电功率需要在储能申报的最大最小充放电功率范围内，,est和,est是控制机组充放状态的0-1变量。,min,max,,,,max,min,,,,,,min,max010,0disdisdisestesestesteschchchestesestestesestestchchesesPPPPPPPP（14）储能荷电状态约束储能在优化时段初始时刻和结束时刻的荷电状态需要满足储能上一个优化周期末尾和储能申报的参数。,,1,,,,,/chchdisdisestestestesestesestestestEEPtPtEEE（）其中ches、dises表示充放电效率，,estE、,estE表示荷电状态在时段t的上下限。（15）储能运行日初始与末尾时段荷电状态约束：,0,iniesesfinesTesEEEE其中，0esE，代表用于计算的初始荷电状态，iniesE代表前一天最后时段的荷电状态，,esTE代表用于计算的最后一时段目广东电力市场现货电能量交易实施细则42标荷电状态，finesE代表申报的最后一个时段的荷电状态。（16）储能充放电持续时间约束。充电持续时间约束：ch1,,1,ch()0teskestestktTT放电持续时间约束：dis1,,1,()0teskestestdisktTT其中，Tch为最小充电持续时间，Tdis为最小放电持续时间。5.8.2.2日前安全约束经济调度（SCED）模型日前电能量市场出清SCED的目标函数如下所示：,,111111,,11min()[]NTNLTNSTititllssitltstESTdisdischchesestesestestCPMSLSLMSLSLPP其中：N表示机组的总台数，包括非市场机组与市场机组，不包括独立储能交易单元；T表示所考虑的总时段数，其中D日每15分钟一个时段，考虑96个时段，D+1日考虑负荷高峰、低谷2个时段，故T为98；,itP表示机组i在时段t的出力；,,()ititCP表示机组i在时段t的运行费用，是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；M表示用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子；广东电力市场现货电能量交易实施细则43lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL表示线路总数；sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；ES表示独立储能交易单元个数；ches、dises分别表示独立储能申报的充、放电价格，,chestP、,disestP分别表示独立储能出清的充放电功率。日前电能量市场出清SCED的约束条件包括：（1）系统负荷平衡约束对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为：,,,,11s11+NNTESESdischitjtestesttijeesPTPPD其中，,itP表示机组i在时段t的出力，,jtT表示联络线j在时段t的计划功率（送入为正、输出为负），NT表示联络线总数，tD表示时段t的系统负荷。非市场机组的出力已包含在等式左侧。（2）系统正备用容量约束在确保系统功率平衡的前提下，为了防止系统负荷预测偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波动，一般整个系统需要留有一定的容量备用。需要保证每天的总开机容量满足系统的最小备用容量。系统正备用容量约束可以描述为：Fmaxsingle,max,maxmax,,,,,111+()NNPNHNTpumpredUftftptphtttjttfphjPPNPRDTR其中，NF表示火电机组的数量，,ft表示机组f在时段广东电力市场现货电能量交易实施细则44t的启停状态，,0ft表示机组停机，,1ft表示机组开机；max,ftP为机组f在时段t的最大出力；NP表示抽蓄电厂的数量，single,max,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的单机容量，pump,maxpN表示抽蓄电厂最大开机台数，NH表示常规水电机组数量，max,htP为常规水电机组h在时段t内的容量，redtR表示时段t的机组不稳定出力减扣值；UtR表示时段t的系统正备用容量要求；正常时期需同时满足D+1日最高负荷点的备用要求，在电力供应紧张等特殊时期，电力调度机构可按要求启动特殊时期运行备用。（3）系统负备用容量约束系统负备用容量约束可以描述为：minsingle,minunit,maxmin,,,,,1111()NFNPNHNTDftftptphttjttfphjPPNPDTR其中，min,ftP表示机组f在时段t的最小稳定技术出力（或最小可调出力）；single,min,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的单机最小出力，unit,maxpN表示抽蓄电厂最大开泵台数，min,htP表示常规水电机组的最小出力，DtR表示时段t的系统负备用容量要求。（4）系统一次调频备用容量约束系统一次调频备用容量约束可以描述为：,,,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstftpthttfphPPPR其中，firsttR表示时段t的系统一次调频备用容量要求；,firstftP、,firstptP、,firsthtP分别表示火电机组i、抽蓄电厂p、水电机广东电力市场现货电能量交易实施细则45组h（仅包括开机机组）在时段t提供的一次调频备用容量，其中，maxmax,,,,min(,6%)firstftftftftPPPPon,maxon,max,,,,min(,10%)firstptptptptPPPPmaxmax,,,,min(,10%)firsththththtPPPPon,max,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的开机容量。（5）机组出力上下限约束火电机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,itititPPP对于SCUC优化结果中停机的火电机组，上式中min,itP、max,itP均取为零；在SCUC结果中处于开停机过程中的火电机组，其上下限均为开停机过程中的定值。对于新能源交易单元，其日前市场出清的电力值应不大于新能源机组申报短期功率预测值：,,0()itiFtPPiE其中，E为新能源交易单元集合，,iFtP为新能源交易单元i在时段t的短期功率预测值。（6）机组群出力上下限约束机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,jtitjtijPPP其中，max,jtP、min,jtP表示机组群j在时段t的最大、最小广东电力市场现货电能量交易实施细则46出力。（7）机组爬坡约束机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束可描述为：,,1UititiPPP,1,DititiPPP其中，UiP表示机组i最大上爬坡速率，DiP表示机组i最大下爬坡速率。（8）线路潮流约束线路潮流约束可以描述为：,,maxmax,,,1111+()estestNESNTKdischlliitleleljjtlkktllliesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，maxlP表示线路l的潮流传输极限；liG表示机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；leG表示独立储能es所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；ljG表示联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K表示系统的节点数量；lkG表示节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；,ktD表示节点k在时段t的母线负荷值。lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量。（9）断面潮流约束考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为：,,minmax,,,1111+()estestNESNTKdischssiitsesesjjtskktsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分别表示断面s的潮流传输极限；siG广东电力市场现货电能量交易实施细则47表示机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；seG表示独立储能es所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；sjG表示联络线j所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；skG表示节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子。sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量。（10）储能充放电功率约束储能出清的充放电功率需要在储能申报的最大最小充放电功率范围内，,est和,est是控制机组充放状态的0-1变量。,min,max,,,,max,min,,,,,,min,max010,0disdisdisestesestesteschchchestesestestesestestchchesesPPPPPPPP（11）储能荷电状态约束储能在优化时段初始时刻和结束时刻的荷电状态需要满足储能上一个优化周期末尾和储能申报的参数。,,1,,,,,/chchdisdisestestestesestesestestestEEPtPtEEE（）其中ches、dises表示充放电效率，,estE、,estE表示荷电状态在时段t的上下限。（12）储能运行日初始与末尾时段荷电状态约束：,0,iniesesfinesTesEEEE其中，,0esE代表用于计算的初始荷电状态，iniesE代表前一广东电力市场现货电能量交易实施细则48天最后时段的荷电状态，,esTE代表用于计算的最后一时段目标荷电状态，finesE代表申报的最后一个时段的荷电状态。（13）储能充放电持续时间约束。充电持续时间约束：ch1,,1,ch()0teskestestktTT放电持续时间约束：dis1,,1,()0teskestestdisktTT其中，Tch为最小充电持续时间，Tdis为最小放电持续时间。5.8.2.3节点电价（LMP）计算模型日前电能量市场采用节点电价定价机制。节点电价（LMP）计算模型如下：目标函数：,,111111,,11min()[]NTNLTNSTititllssitltstESTdisdischchesestesestestCPMSLSLMSLSLPP其中：N表示机组的总台数，包括非市场机组与市场机组，不包括独立储能交易单元；T表示所考虑的总时段数，其中D日每15分钟一个时段，考虑96个时段，D+1日考虑负荷高峰、低谷2个时段，故T为98；广东电力市场现货电能量交易实施细则49,itP表示机组i在时段t的出力；,,()ititCP表示机组i在时段t的运行费用，是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；M表示用于节点电价计算的网络潮流约束松弛罚因子；lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL表示线路总数；sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；ES表示独立储能交易单元总数；ches、dises分别表示独立储能es在时段t申报的充放电价格，,chestP、,disestP分别表示独立储能es出清的充放电功率。节点电价计算模型的约束条件包括：（1）系统负荷平衡约束对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为：,,,,1111+NNTESESdischitjtestesttijesesPTPPD其中，,itP表示机组i在时段t的出力，,jtT表示联络线j在时段t的计划功率（送入为正、输出为负），NT表示联络线总数，tD表示时段t的系统负荷。非市场机组的出力已包含在等式左侧。（2）系统一次调频备用容量约束系统一次调频备用容量约束可以描述为：,,,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstftpthttfphPPPR其中，firsttR表示时段t的系统一次调频备用容量要求；广东电力市场现货电能量交易实施细则50,firstftP、,firstptP、,firsthtP分别表示火电机组i、抽蓄电厂p、水电机组h在时段t的一次调频备用容量，其中maxmax,,,,min(,6%)firstftftftftPPPPon,maxon,max,,,,min(,10%)firstptptptptPPPPmaxmax,,,,min(,10%)firsththththtPPPPon,max,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的开机容量。（3）机组出力上下限约束机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,itititPPP对于SCUC优化结果中停机的机组，上式中min,itP、max,itP均取为零；对于不可定价机组，上式中min,itP、max,itP均取SCED优化结果中机组i在时段t的中标出力,SCEDitP；对于可定价机组，上式中min,itP、max,itP取如下数值：minmin,,,max{(1),()}SCEDSCEDitititPPPmaxmax,,,min{(1),()}SCEDSCEDitititPPP其中，表示LMP模型中允许机组偏离日前SCED优化结果的比例，min,()SCEDitP、max,()SCEDitP分别表示日前SCED模型中的机组最大、最小出力。储能出力上下限约束参照以上描述设置。（4）机组群出力上下限约束机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：广东电力市场现货电能量交易实施细则51minmax,,,jtitjtijPPP其中，max,jtP、min,jtP表示机组群j在时段t的最大、最小出力。（5）机组爬坡约束机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束可描述为：,,1UititiPPP,1,DititiPPP其中，UiP表示机组i最大上爬坡速率，DiP表示机组i最大下爬坡速率。（6）线路潮流约束线路潮流约束可以描述为：,,maxmax,,,1111+()estestNESNTKdischlliitleleljjtlkktllliesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，maxlP表示线路l的潮流传输极限；liG表示机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；leG表示独立储能es所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；ljG表示联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K表示系统的节点数量；lkG表示节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；,ktD表示节点k在时段t的母线负荷值。lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量。（7）断面潮流约束考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为：广东电力市场现货电能量交易实施细则52,,minmax,,,1111+()estestNESNTKdischssiitsesesjjtskktsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分别表示断面s的潮流传输极限；siG表示机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；seG表示独立储能es所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；sjG表示联络线j所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；skG表示节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子。sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量。（8）储能荷电状态约束储能在优化时段初始时刻和结束时刻的荷电状态需要满足储能上一个优化周期末尾和储能申报的参数。,,1,,,,,/chchdisdisestestestesestesestestestEEPtPtEEE（）其中ches、dises表示充放电效率，,estE、,estE表示荷电状态在时段t的上下限。（9）储能运行日初始与末尾时段荷电状态约束：,0,iniesesfinesTesEEEE其中，,0esE代表用于计算的初始荷电状态，iniesE代表前一天最后时段的荷电状态，,esTE代表用于计算的最后一时段目标荷电状态，finesE代表申报的最后一个时段的荷电状态。求解上述节点电价计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路和断面潮流约束的拉格朗日乘子，则节点i在时段t的节点电价为：广东电力市场现货电能量交易实施细则53maxminmaxmin,,,,,11+LSkttltltlkststsktlsLMPGG其中：t：时段t系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子；max,lt：线路l最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；min,lt：线路l最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；max,st：断面s最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；min,st：断面s最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；lkG：节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；skG：节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子；t：时段t触发稀缺定价时的价格增量。5.8.2.4特殊节点赋价对于不带电设备等特殊节点，由于出清模型无法计算节点对线路及断面的输出功率转移分布因子，特殊节点的节点电价需要采用赋价方式得到。系统按照母线、负荷、机组的顺序依次进行赋价。对于变电站不带电母线，按照以下顺序搜索带电母线广东电力市场现货电能量交易实施细则54进行赋价：（1）同一厂站内同电压等级的带电母线（若有多个，选取建模编号最小的带电母线）；（2）同一场站内更高电压等级的带电母线（若有多个，选取建模编号最小的带电母线）；（3）将与不带电母线所属厂站相连的输电线路按照阻抗从小到大排列，电厂选取对侧变电站带电母线。对于电厂内不带电母线，直接执行上述步骤（3）。对于负荷类和机组类特殊节点，将其节点电价设置为与设备所相连母线的节点电价（若有多个，选取建模编号最小的母线）。5.8.3特殊机组在日前电能量市场中的出清机制5.8.3.1必开机组必开机组在必开时段内的机组状态为开机，不参与SCUC优化；必开最小出力优先出清。若电力调度机构未指定必开机组的必开最小出力，则必开最小出力为该台机组的可调出力下限。必开最小出力之上的发电能力根据发电机组的电能量报价参与优化出清。对于存在启动锅炉不可用的情形或机组全停后启动时间需超过最大启动通知时间的电厂或电厂群（具备相互提供启动蒸汽的多个电厂），由相关发电企业向能源监管机构报告，并由能源监管机构核实同意后发布启动锅炉不可用机组清单，清单作为调度机构设置电厂/电厂群自身原因必开约束依据。默认对相关机组群设置1台自身原因必开广东电力市场现货电能量交易实施细则55约束，并进行信息披露。在春节假期或清洁能源大发期等具备连续停机条件的时期，调度机构可视系统运行需要取消无启动锅炉机组的必开设置。5.8.3.2热电联产机组申报了运行日供热计划的热电联产机组，在供热时段内的机组状态为开机，不参与SCUC优化。电力调度机构以发电机组实测供热工况图（热-电负荷对应关系表）为基础，根据电厂申报的机组96点供热流量曲线，计算供热机组电力负荷的上下限曲线，在确保电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等基本需要的前提下，供热电力负荷下限优先出清；供热电力负荷下限至供热电力负荷上限之间的发电能力，根据发电机组申报的电能量价格参与优化出清。5.8.3.3调试（试验）机组（1）调试阶段的新建机组调试阶段的非市场机组按照调试需求安排发电，作为电能量市场出清的边界条件。调试阶段的市场机组按照调试需求安排发电，作为电能量市场出清的边界条件。在完成满负荷试运行之前，视为非市场机组，不参与现货电能量市场的定价与结算。在新建市场机组完成满负荷试运行后，在满足系统安全的基础上，原则上按照最小稳定技术出力安排运行，直至机组参与日前电能量市场出清的运行日（T+2）当天零点；（T+2）日起，发电机组按照现货电能量市场的交易规则参与出清。广东电力市场现货电能量交易实施细则56（2）调试（试验）的在运机组申报了运行日调试（试验）计划的在运发电机组，在调试（试验）时段内的机组状态为开机，不参与优化。对于非系统运行原因的调试（试验）机组，在调试时段内，在确保电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等基本需要的前提下，调试时段内该台发电机组的发电出力为其申报的调试（试验）出力曲线，非调试时段内原则上该台机组的发电出力为机组的可调出力下限，不参与市场优化。若机组的调试（试验）计划不满足电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等要求，电力调度机构可根据需要对机组的发电出力曲线进行调整。在运行日全天的交易时段内，非系统运行原因的调试（试验）机组均不参与市场定价，作为市场价格接受者。对于系统运行原因的调试（试验）机组，在调试时段内，机组的发电出力为电力调度机构所安排的调试出力，调试时段内机组出力不参与优化出清和市场定价。在非调试时段内，按照机组在日前电能量市场中申报的量价信息，根据市场规则参与优化出清和市场定价。5.8.3.4最小连续开机时间内机组发电机组开机运行后，在其最小连续开机时间内，原则上安排其连续开机运行，按照其电能量报价参与市场出清，确定其发电出力。5.8.3.5处于开/停机过程中的机组处于开机状态的发电机组，在机组并网后升功率至最广东电力市场现货电能量交易实施细则57小稳定技术出力期间，发电出力为其对应状态下的典型开机曲线，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。处于停机状态的发电机组，在机组从最小稳定技术出力降功率至与电网解列期间，发电出力为其典型停机曲线，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。5.8.3.6深度调峰调用机组因系统负备用或负荷平衡需要，在发电机组自主申报降低运行下限以外，电力调度机构调用发电机组低于最小稳定技术出力运行，则该台机组为深度调峰调用机组。深度调峰调用机组处于深度调峰的时段内，机组出力为其深度调峰出力，现阶段不参与市场优化，相应的时段内该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。5.8.3.7调用测试机组（1）机组开机调用测试。当处于备用停机状态的机组最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用）和第一段报价的综合加权度电价格超过变动成本价格（扣减变动成本补贴标准）的一定倍数时，电力调度机构可对机组实施开机调用测试，开机调用测试遵循审慎规范和按需调测的原则。其中，综合加权度电价格=（最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用）+第一段电能量报价第一段报价容量）/(最小稳定技术出力（或最小可调出力）+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广东电力市场现货电能量交易实施细则58组视为调用测试失败，相应机组从电力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，同时纳入“两个细则”虚报、瞒报信息考核。（2）机组出力调用测试。对向电力调度机构申请解除限高的机组，以及出力频繁低于发电指令运行等情况，电力调度机构可视需要实施机组出力调用测试。电力调度机构还可根据电力保供需要，对未向电力调度机构申报限高、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实施出力调用测试。机组出力调用测试结合整体及局部的电力供应形势开展：结合整体供应形势开展的调用测试按照省能源局《负荷管理实施方案》中设置的系统供应预警信号等级确定每日调用测试机组数量，非供应紧张时期，原则上每日调用测试机组数量不超过1台，供应紧张时期，可视需要适度增加测试机组数量；结合局部供应形势开展的调用测试在广东电网电力调度控制中心发布局部电力供应紧张预警期间，针对预警区域内顶峰机组轮流开展，原则上顶峰机组每两周应至少开展一次调用测试。局部区域机组顶峰能力的调用测试与结合整体电力供应形势的调用测试可同时开展。调用测试机组的选取应遵循公平原则，避免短期内对同一机组反复调用，单次出力调用测试时间一般不超过1小时。机组达到最大可调出力且持续时长在30分钟以上的，认为调用测试通过，否则视为调用测试失败，测试失败的机组纳入机组限高费用返还，并纳入“两个细则”虚报、瞒报信息考核。广东电力市场现货电能量交易实施细则595.8.4日前电能量市场安全校核5.8.4.1电力平衡校核电力平衡校核指分析各时段备用是否满足备用约束、是否存在电力供应风险或调峰安全风险等情况。若存在平衡约束无法满足要求的时段，电力调度机构可以采取调整运行边界、增加机组约束、组织负荷管理以及电力调度机构认为有效的其他手段，并重新出清得到满足安全约束的交易结果。5.8.4.2安全稳定校核安全稳定校核包括基态潮流校核与静态安全分析。基态潮流校核采用交流潮流模型校核基态潮流下线路/断面传输功率不超过极限值、系统母线电压水平不越限。静态安全分析基于预想故障集，采用交流潮流模型进行开断分析，确保预想故障集下设备负载不超过事故后限流值、系统母线电压不越限。各级电力调度机构依据调管范围开展安全稳定校核。若存在安全约束无法满足要求的时段，电力调度机构可以采取调整运行边界、增加机组约束、组织负荷管理以及电力调度机构认为有效的其他手段，并重新出清得到满足安全约束的交易结果。5.9日前电能量市场定价5.9.1发电侧定价日前电能量市场出清形成每15分钟的节点电价，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每广东电力市场现货电能量交易实施细则60小时的平均节点电价。日前电能量市场中，市场机组以机组所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的结算价格。5.9.2用户侧定价日前电能量市场中，售电公司和批发用户以每小时的用户侧统一电价作为相应时段的结算价格。现阶段，用户侧统一电价按照下式计算：,,,,,,,,,,,mmtmtmtmtmmtmtmQQLMPLMPQQ市场机组日前日前代购日前市场机组日前代购其中，,tLMP日前表示第t小时的日前用户侧统一电价；,,mtQ日前表示市场机组m在第t小时的日前中标电量；,,mtQ代购表示市场机组m第t小时的电网代购市场电量；上述,,mtQ日前、,,mtQ代购以交易中心首次发布的D日日清算电量数据为准，后续电量如有调整，不进行重算；,,mtLMP日前表示第t小时市场机组m所在节点的日前结算价格，即第t小时内每15分钟日前节点电价的算术平均值；mm市场机组表示对所有市场机组求和。5.9.3稀缺定价具备条件的情况下，可根据市场运行需要启动稀缺定价机制。在供应紧张时段应用尖峰稀缺定价机制，基于不同缺口程度计算尖峰稀缺价格增量并计入节点电价。在调峰困难时段应用低谷稀缺定价机制，基于不同缺广东电力市场现货电能量交易实施细则61口时的调峰资源价值评估计算低谷稀缺价格增量并计入节点电价。5.10交易结果发布原则上，竞价日17:30前，广东中调出具运行日的日前电能量市场交易出清结果，按照有关程序通过技术支持系统发布。5.10.1出清后边界条件更新对于在日前出清过程中调整的边界条件，随日前出清结果发布时更新发布，主要信息包括：（1）统调负荷预测曲线；（2）省内非市场机组出力预测曲线；（3）省内不参与直接交易的市场机组出力预测曲线；（4）西电东送电力预测曲线；（5）购香港中电电力计划曲线；（6）发电机组检修总容量；（7）正备用要求、负备用要求；（8）输变电设备检修计划；（9）电网关键断面约束情况；（10）必开必停机组（群）及原因。5.10.2日前交易公有信息发布日前交易公有信息为全省所有500kV节点、220kV节点各时段的节点电价，以及日前电能量市场出清的概况信息。5.10.3日前交易发电企业私有信息发布发电企业私有信息具体包括：广东电力市场现货电能量交易实施细则62（1）运行日的机组开机组合；（2）运行日发电机组每小时的中标电量；（3）运行日发电机组每小时的电价。5.10.4日前交易用户侧私有信息发布日前交易用户侧私有信息包括售电公司和批发用户每小时的中标用电量，数值上等于其在日前电能量市场中申报的每小时的平均用电负荷。5.10.5日前市场用户侧统一电价发布日前市场用户侧统一电价根据本细则5.9.2节所述方法进行计算，并于D+5日前作为公有信息向全部市场主体发布。5.11交易结果调整5.11.1竞价日交易结果调整当发生包括但不限于以下情况时，广东中调可在竞价日重新出清，并按最新发布的出清结果作为日前调度计划与日前结算依据，原则上重新发布出清结果的时间应不晚于竞价日22点。5.11.1.1运行边界变化电网运行边界条件在出清结果发布后发生变化，并且可能影响电网安全稳定运行、电力正常有序供应和清洁能源消纳。主要边界条件变化情况包括但不限于：（1）因天气条件、当日实际负荷走势等发生较大变化而需调整次日的负荷预测；（2）发生机组非计划停运（含出力受限）情况；广东电力市场现货电能量交易实施细则63（3）发电机组检修计划延期或调整；（4）外购电因电网故障、送端电源故障、清洁能源消纳等原因出现计划外调整；（5）水电或新能源出力较预测发生较大变化；（6）电网输变电设备出现故障、临时检修或计划检修延期；（7）电网输变电设备检修因前序检修工作未按期进行或存在青赔、物资到货、设备缺陷、机组跳闸等因素，导致运行日计划检修无法开展。5.11.1.2其他原因因技术支持系统出现临时缺陷等原因，导致出清结果大面积异常。5.11.2竞价日后交易结果调整当发生运行边界变化或技术支持系统异常等非电厂自身原因，导致部分市场机组出清结果异常或无法满足电网运行需求时，广东中调事后重新发布对应机组的日前电能量市场出清结果。其他市场机组的日前电能量市场成交结果和价格不作联动调整。5.11.2.1运行边界变化在出清结果发布后，电网运行边界条件发生变化，或关键通道、机组非计划停运，影响局部地区电网安全稳定运行、电力正常有序供应和清洁能源消纳，需要调整相关机组运行日开停及出力结果。其中主要边界条件变化的定义与5.11.1.1相同。广东电力市场现货电能量交易实施细则645.11.2.2其他原因因技术支持系统出现临时缺陷等非电厂自身原因，导致部分机组出清结果异常，影响机组供热、调试等刚性需求。5.12日前调度计划日前电能量市场原则上基于竞价日交易申报前发布的电网运行边界条件进行计算，一般情况下，日前电能量市场的发电侧出清结果（包含机组开机组合以及机组出力计划）即为运行日的发电调度计划。若电网运行边界条件在运行日之前发生变化，并且可能影响电网安全稳定运行、电力正常有序供应和清洁能源消纳，或技术支持系统出现临时缺陷，导致出清结果异常,电力调度机构可采取以下两种措施之一调整运行日的发电调度计划，以保证电力供应平衡、电网安全运行以及清洁能源消纳：（1）根据电网运行的最新边界条件，基于发电机组的日前报价，采用日前电能量市场的出清算法进行优化计算；（2）根据本细则6.6.3.9及6.6.3.10规定的排序，安排新增开机或停机的机组，并相应调整机组出力计划，对运行日的发电调度计划进行调整。发电计划调整完成后，需通过技术支持系统向相关市场成员发布相关信息，并将调整后的发电调度计划下发至各发电企业。日前电能量市场形成的成交结果和价格不进行调整。广东电力市场现货电能量交易实施细则656实时电能量市场交易组织6.1组织方式在实时运行时，现阶段在满足系统安全的基础上，电力调度机构根据应急新增开机机组序列结合机组冷态/温态/热态并网通知时间安排新增开机机组，根据应急新增停机机组序列安排新增停机机组，作为实时电能量市场出清的边界条件。应急新增开机机组序列、应急新增停机机组序列排序原则详见本细则6.6.3.9及6.6.3.10的相关内容。条件具备时，电力调度机构基于日前电能量市场封存的发电机组申报信息，根据超短期负荷预测等电网运行边界条件，基于安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED），对日内机组启停状态进行优化决策，作为实时电能量市场出清的边界条件。实时电能量市场以发电成本最小为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。省外以“点对网”方式向广东省送电的燃煤发电企业（包括桥口电厂、鲤鱼江电厂）视同广东省内电厂（机组）参与广东现货电能量市场交易。综合考虑省间年度合同、省间市场化交易结果、清洁能源消纳需求以及电网安全运行要求，省外向广东送电作为广东现货电能量市场交易的边界条件。根据市场发展情况，逐步将省间年度合同外的增送电量纳入现货市场交易。6.2交易时间定义广东电力市场现货电能量交易实施细则66电力调度机构在系统实际运行前15分钟开展实时电能量市场交易出清。6.3实时发电机组物理运行参数变化实时电能量市场采用日前电能量市场封存的发电侧申报信息进行出清，新能源交易单元需要在T-15分钟以前申报未来四小时场站端超短期功率预测，若某时刻超短期功率预测为空，则优先按时间由近及远依次递补沿用前序完整申报文件中该时刻预测值，其次应用当前实际功率作为超短期预测值，即认为后续计算时段申报功率为当前实际功率。售电公司和批发用户在实时电能量市场中均无需进行申报。当机组的物理运行参数与日前电能量市场相比发生较大变化时，发电企业需及时通过所属电力调度机构的技术支持系统向所属电力调度机构进行报送，经所属电力调度机构审核同意，并由广东中调确认后生效。主要包括以下信息：（1）最新的预计并网/解列时间；（2）机组出力上/下限变化情况；（3）调试（试验）机组出力变化情况；（4）机组发生故障，需对机组实时发电出力计划进行调整的情况；（5）其他可能影响电力供应以及电网安全运行的物理参数变化情况。6.4实时机组运行边界条件准备广东电力市场现货电能量交易实施细则67实时电能量市场中，机组报送相应的运行参数变化信息并经所属电力调度机构审核同意，由广东中调确认后，在技术支持系统中对实时电能量市场的相关运行参数进行修改，以修改之后的参数进行实时电能量市场出清计算。6.4.1机组开/停机计划曲线发电机组开机过程中，电力调度机构根据机组申报的预计并网时间及冷态/温态/热态典型开机曲线，滚动修改机组未来发电计划，直至机组出力上升至最小稳定技术出力。发电机组停机过程中，电力调度机构根据机组申报的预计解列时间及典型停机曲线，滚动修改机组未来发电计划，直至机组出力降为零并与电网解列。6.4.2机组预计并网/解列时间电力调度机构根据机组最新的预计并网/解列时间，在技术支持系统中对机组并网/解列时间参数进行修改，以修正后的参数进行实时电能量市场出清计算。6.4.3机组出力上/下限约束当机组因设备故障、温度、燃料供应等原因发生出力限高/限低时，电厂应及时向所属电力调度机构提交出力限制申请，经所属电力调度机构审核同意后，电力调度机构在技术支持系统中将该台发电机组的出力上/下限约束值修改为变化之后的数值，按照修改之后的出力上/下限进行实时电能量市场出清计算。实时运行中机组因非系统运行原因出力上/下限未能达到并网调度协议中额定有功功率（燃气机组为相应月的最广东电力市场现货电能量交易实施细则68大技术出力）/最小稳定技术出力的时段，计为发电机组限高/限低时段，按照本细则11.3、11.4节的规定计算考核费用。6.4.4机组故障而要求的出力计划调整机组发生故障后，若要对机组出力计划进行调整，需明确具体的发电出力计划对应的时间段，由电力调度机构审核同意后执行。6.4.5机组调试及试验计划执行原则上，发电机组调试及试验计划应按照日前发电计划执行，电力调度机构可根据不同情况进行调整，包括：因发电机组自身要求、电力电量平衡或电网安全稳定约束要求调整调试及试验计划等情况。6.4.6热电联产机组供热计划执行电力调度机构以发电机组实测供热工况图（热-电负荷对应关系表）为基础，根据实时采集的机组供热流量，计算供热机组实际供热电力负荷的上下限。日前确定的热电联产机组在日内原则上不允许更换、调整。实时运行中若热电联产机组发生故障或非计划停运导致不具备供热条件时，电厂可向电力调度机构申请切换为厂内其他经政府主管部门认定的供热机组。发生故障（未停运）的热电联产机组视同非供热机组参与实时电能量市场出清，机组出力上下限相应变更。6.5实时电网运行边界条件准备6.5.1超短期负荷预测广东电力市场现货电能量交易实施细则69超短期统调负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未来1至4小时统调负荷需求。电力调度机构根据实际情况对超短期负荷预测结果进行调整，调整需综合考虑但不仅限于以下因素：实时负荷走势、历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、用户用电需求、节假日或社会大事件影响等情况。超短期母线负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未来1至4小时220kV母线节点负荷需求。广东中调综合气象因素、工作日类型、节假日影响等因素，基于历史相似日预测母线负荷。6.5.2外购电计划南网总调基于日前西电东送计划，综合考虑电力平衡、电网安全约束、西部省区清洁能源消纳、西电东送输电通道运行情况等，更新实时西电东送计划并下发。根据广东电网或香港中华电力的电力电量平衡等情况，广东中调与香港中华电力经双方协商，实时更新购中电的电力计划。6.5.3机组及输变电设备检修执行电力调度机构基于发电机组及输变电设备日前检修计划，综合考虑电网实时运行要求、不同检修设备停送电顺序衔接、现场设备状态、现场操作准备等，执行发输变电设备停、送电操作，并做好相应记录。6.5.4运行备用电网实时运行应满足南网总调每日下达的运行备用要广东电力市场现货电能量交易实施细则70求，若发生变化，需以更新后的运行备用要求作为边界条件，调整机组组合。当运行备用容量无法满足要求时，实时控制原则如下：（1）若广东电网系统备用容量无法满足要求，在南方电网全网备用容量满足要求以及送电通道不受限制的前提下，广东中调可向南网总调申请备用支援。（2）若广东电网系统备用容量无法满足要求，且南网总调无法提供支援时，广东中调可立即采取措施以保证备用容量满足要求，包括新增开机、执行负荷管理等。（3）发生机组跳闸、直流闭锁等事故后，应立即调出系统备用，尽快恢复系统频率，控制联络线输送功率在规定范围内。事故发生后30分钟以内，系统备用应恢复正常。6.5.5电网安全约束实时市场出清使用的安全约束条件原则上与交易前安全校核所提出约束条件保持一致。如果其他边界条件发生变化、电网保电期间、恶劣天气预警期间或其他情况，经电力调度机构评估影响系统安全运行时，可对电网安全约束条件进行更新，并在事后将相关信息向市场主体进行发布。在实时运行中，为应对运行边界的不确定性，确保电网安全稳定运行和可靠供应，须将安全稳定断面的限值留出一定的控制裕度。原则上，按照在断面极限值基础上扣除3％-5％后的限值作为实时控制要求。当实时断面潮流发生越限，为确保电网安全，可根据断面越限比例，进一步广东电力市场现货电能量交易实施细则71增加控制裕度。6.5.6非市场机组发电计划调整蓄能电厂：参照日前发电计划，结合系统实时运行情况对蓄能电厂出力进行灵活调整，并确保日内实际发用水量与日前计划发用水量基本一致。特殊时期、时段（含法定节假日、保电时期、极端天气、系统事故处理等）可灵活运用抽水蓄能电厂，但应及时披露相关运行信息。水电机组、新能源场站根据消纳需要动态调整实时发电计划。其余非市场机组和不直接参与交易的市场机组实时发电计划原则上按照日前发电计划执行。6.6实时电能量市场出清电力调度机构以15分钟为周期，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，以购电成本最小化为目标，在日前发电调度计划以及日内机组组合调整确定的开机组合基础上，采用安全约束经济调度（SCED）程序进行优化计算，滚动优化机组出力，形成各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价等信息。实时电能量市场出清计算的电网拓扑包括广东省所辖范围内省级及以上电力调度机构（包含南网总调、广东中调、深圳中调）调管的以220kV及以上电压等级接入电网的发、输、变电设备，包括省外以“点对网”专线输电方式向广东省送电的发电机组，以及准入参与电力现货市场交易的广东省内部分以110kV电压等级接入电网的发电机组等。广东电力市场现货电能量交易实施细则726.6.1实时电能量市场的出清过程现阶段，实时电能量市场的出清计算过程如下：（1）在实时开机组合基础上，根据本细则第7章的规定，计算辅助服务市场的出清结果，修改相应机组的出力上下限。（2）修改相应机组的出力上下限之后，采用安全约束经济调度（SCED）程序计算发电机组的实时出力计划。（3）对实时电能量市场优化计算时间窗口内的机组出力曲线进行交流潮流安全校核，若不满足交流潮流安全约束，则在计算模型中添加相应的约束条件，重新进行SCED计算，直至满足交流潮流安全约束，得到实时电能量市场的出清结果。实时电能量市场与其他类型辅助服务市场的衔接方式另行制定。6.6.2实时电能量市场出清数学模型6.6.2.1实时安全约束经济调度（SCED）模型实时安全约束经济调度（SCED）的目标函数如下所示：,,,,111111111111min()[]+[]NTESTNLTdisdischchititesestesestllitestltNSTTTNETssloadloadprccstttctCPPPMSLSLMSLSLMLSLSLMRSLMSL其中：N表示机组的总台数，包括非市场机组与市场机组，不包含独立储能交易单元；T表示所考虑的总时段数，其中D日每15分钟一个时段；广东电力市场现货电能量交易实施细则73,itP表示机组i在时段t的出力；,,()ititCP表示机组i在时段t的运行费用，是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；M表示用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子，ML表示用于市场出清优化的系统负荷平衡约束松弛罚因子，MR表示用于市场出清优化的备用约束松弛罚因子，Mc表示新能源的弃电约束松弛罚因子；loadSL、loadSL分别表示系统负荷的正、反向松弛变量；prSL表示紧急备用的松弛变量；lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL表示线路总数；sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；SLc表示新能源交易单元c的弃电量；NE表示新能源交易单元的总数量；ES表示独立储能交易单元的总数量；ches、dises分别表示储能申报的充、放电价格，,chestP、,disestP分别表示储能出清的充放电功率。实时电能量市场出清SCED的约束条件包括：（1）系统负荷平衡约束对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为：,,,,1111+NNTESESdischitjtestesttloadloadijesesPTPPDSLSL其中，,itP表示机组i在时段t的出力，,jtT表示联络线j在时段t的计划功率（送入为正、输出为负），NT为联广东电力市场现货电能量交易实施细则74络线总数，tD为时段t的系统负荷。非市场机组的出力已包含在等式左侧。loadSL、loadSL分别为负荷的正、反向松弛变量。（2）系统一次调频备用容量约束系统一次调频备用容量约束可以描述为：,,,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstftpthttfphPPPR其中，firsttR表示时段t的系统一次调频备用容量要求；,firstftP、,firstptP、,firsthtP分别表示火电机组i、抽蓄电厂p、水电机组h（仅包括开机机组）在时段t提供的一次调频备用容量，其中，maxmax,,,,min(,6%)firstftftftftPPPPon,maxon,max,,,,min(,10%)firstptptptptPPPPmaxmax,,,,min(,10%)firsththththtPPPPon,max,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的开机容量。（3）机组出力上下限约束机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,itititPPP对于停机的机组，上式中min,itP、max,itP均取为零。对于新能源交易单元，上式中max,itP取为新能源交易单元i在时段t的超短期功率预测值，min,itP取为0。（4）机组群出力上下限约束机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其广东电力市场现货电能量交易实施细则75约束条件可以描述为：minmax,,,jtitjtijPPP其中，max,jtP、min,jtP表示机组群j在时段t的最大、最小出力。（5）机组爬坡约束机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束可描述为：,,1UititiPPP,1,DititiPPP其中，UiP表示机组i最大上爬坡速率，DiP表示机组i最大下爬坡速率。（6）线路潮流约束线路潮流约束可以描述为：,,maxmax,,,1111+()estestNESNTKdischlliitleleljjtlkktllliesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，maxlP表示线路l的潮流传输极限；liG表示机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；leG表示独立储能es所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；ljG表示联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K表示系统的节点数量；lkG表示节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；,ktD表示节点k在时段t的母线负荷值。lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量。（7）断面潮流约束广东电力市场现货电能量交易实施细则76考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为：,,minmax,,,1111+()estestNESNTKdischssiitsesesjjtskktsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分别表示断面s的潮流传输极限；siG表示机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；seG表示独立储能es所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；sjG表示联络线j所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；skG表示节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子。sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量。（8）系统紧急备用容量约束为应对系统负荷预测偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波动，需保证各时段开机容量满足系统的最小紧急备用容量要求。该约束可以描述为：,,,,,,+THFPUreditititititplttprttiNTiNHiNFpltNPRRRRSLRR其中，UtR表示时段t的系统紧急备用容量需求；redtR表示系统备用减扣值。NT表示非固定出力火电机组集合；,it表示机组i在时段t的启停状态，,0it表示机组停机，,1it表示机组开机；,TitR表示非固定出力火电机组i在时段t的紧急备用。NH表示常规水电机组集合，,HitR表示常规水电机组i在时段t的紧急备用。NF表示固定出力火电机组集合，,FitR表示固定出力火电机组i在时段t的紧急备用。NP表示抽蓄电厂集合，,PplttR表示抽蓄电厂plt在时段t的紧急广东电力市场现货电能量交易实施细则77备用。prSL表示正备用的松弛变量。各类机组或电厂紧急备用需满足以下条件：（a）非固定出力火电机组紧急备用需满足10min爬坡限制，可以描述为：max,,,',,TitititTUitiPRPiNTRP其中，'UiP表示机组i的10min爬坡能力。（b）常规水电机组紧急备用需满足约束如下：max,,,,HitititRPCapiNH其中，max,itCap表示常规水电机组i在时段t的容量。（c）固定出力火电机组紧急备用需满足10min爬坡限制，可以描述为：max,,,',,FitititFUitiFRPiNFRP其中，,itF表示机组i在时段t的固定出力。（d）若某蓄能厂的计划总出力为非负数，紧急备用为限开机容量减计划总出力；若蓄能厂的计划总出力为负数，紧急备用为计划总出力取负，可以描述为：,,,,,,,,0,,0PmaxplttplttititipltipltPmaxplttplttitipltRPPPpltNPRPP其中，,itipltP表示蓄能厂plt在时段t的计划总出力；广东电力市场现货电能量交易实施细则78,maxplttP表示限开机容量。（9）独立储能交易单元荷电状态变动约束将独立储能日前出清的96点调度曲线浮动一定上下限作为约束条件，对独立储能交易单元状态进行优化。该约束可以描述为：0,,,,,,,,(1)(1)inieskeskDARTDAestestestRTestestestEEExEExEEE其中，0,eskE代表第k轮滚动计算时用于计算的初始荷电状态，,inieskE代表第k轮滚动计算时传给算法的荷电状态，该值应为上一轮滚动计算最后一时段的荷电状态，其中,DAestE为储能机组在日前市场出清得到的每时段t末的电荷量，x为0至1间的扰动量，,RTestE为实时市场的优化量。（10）新能源交易单元弃电约束,,=FctctcPPSL其中，,FctP和,ctP分别为新能源交易单元c在t时刻的超短期功率预测值和实时出清出力值。6.6.2.2节点电价（LMP）计算模型实时电能量市场采用节点电价定价机制。实时电能量市场出清形成每15分钟的节点电价，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每小时的平均节点电价。实时电能量市场采用事前定价方式，即结算价格为实时电能量市场的事前出清价格，结算电量为实际发、用电广东电力市场现货电能量交易实施细则79量。实时电能量市场节点电价（LMP）的目标函数如下：,,,,111111111111min()[]''+''[]NTESTNLTdisdischchititesestesestllitestltNSTTTNETssloadloadprccstttctCPPPMSLSLMSLSLMLSLSLMRSLMSL其中：N表示机组的总台数，包括非市场机组与市场机组，不包括独立储能交易单元；T表示所考虑的总时段数，其中D日每15分钟一个时段；,itP表示机组i在时段t的出力；,,()ititCP表示机组i在时段t的运行费用，是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；'M表示用于节点电价计算的网络潮流约束松弛罚因子，'ML表示节点电价计算的系统负荷平衡约束松弛罚因子，'MR表示节点电价计算的备用约束松弛罚因子，Mc表示新能源的弃电约束松弛罚因子；loadSL、loadSL分别表示系统负荷的正、反向松弛变量；prSL表示紧急备用的松弛变量；lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL表示线路总数；sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；SLc表示新能源交易单元c的弃电量；NE表示新能源交易单元的总数量；广东电力市场现货电能量交易实施细则80ES表示独立储能交易单元的总数量；ches、dises分别表示储能申报的充、放电价格，,chestP、,disestP分别表示储能出清的充放电功率。节点电价计算模型的约束条件包括：（1）系统负荷平衡约束对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为：,,,,1111+NNTESESdischitjtestesttloadloadijesesPTPPDSLSL其中，,itP表示机组i在时段t的出力，,jtT表示联络线j在时段t的计划功率（送入为正、输出为负），NT表示联络线总数，tD表示时段t的系统负荷。非市场机组的出力已包含在等式左侧。loadSL、loadSL分别表示负荷的正、反向松弛变量。（2）系统一次调频备用容量约束系统一次调频备用容量约束可以描述为：,,,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstftpthttfphPPPR其中，firsttR表示时段t的系统一次调频备用容量要求；,firstftP、,firstptP、,firsthtP分别表示火电机组i、抽蓄电厂p、水电机组h（仅包括开机机组）在时段t提供的一次调频备用容量，其中，maxmax,,,,min(,6%)firstftftftftPPPPon,maxon,max,,,,min(,10%)firstptptptptPPPPmaxmax,,,,min(,10%)firsththththtPPPPon,max,ptP表示抽蓄电厂p在时段t内的开机容量。广东电力市场现货电能量交易实施细则81（3）机组出力上下限约束机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,itititPPP对于停机的机组，上式中min,itP、max,itP均取为零；对于不可定价机组，上式中min,itP、max,itP均取SCED优化结果中机组i在时段t的中标出力,SCEDitP；对于可定价机组，上式中min,itP、max,itP取如下数值：minmin,,,max{(1),()}SCEDSCEDitititPPPmaxmax,,,min{(1),()}SCEDSCEDitititPPP其中，表示LMP模型中允许机组偏离日前SCED优化结果的比例，min,()SCEDitP、max,()SCEDitP分别表示日前SCED模型中的机组最大、最小出力。独立储能交易单元出力上下限约束参照以上描述设置。（4）机组群出力上下限约束机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：minmax,,,jtitjtijPPP其中，max,jtP、min,jtP表示机组群j在时段t的最大、最小出力。（5）机组爬坡约束机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束可描述为：广东电力市场现货电能量交易实施细则82,,1UititiPPP,1,DititiPPP其中，UiP表示机组i最大上爬坡速率，DiP表示机组i最大下爬坡速率。（6）线路潮流约束线路潮流约束可以描述为：,,maxmax,,,1111+()estestNENTKdischlliitleleljjtlkktllliesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，maxlP表示线路l的潮流传输极限；liG表示机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；leG表示独立储能es所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；ljG表示联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K表示系统的节点数量；lkG表示节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；,ktD表示节点k在时段t的母线负荷值。lSL、lSL分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量。（7）断面潮流约束考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为：,,minmax,,,1111+()estestNENTKdischssiitsesesjjtskktsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分别表示断面s的潮流传输极限；siG表示机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；seG表示独立储能es所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；sjG表示联络线j所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；skG表示节点k对断面s的广东电力市场现货电能量交易实施细则83发电机输出功率转移分布因子。sSL、sSL分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量。（8）系统紧急备用容量约束为应对系统负荷预测偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波动，需保证各时段开机容量满足系统的最小紧急备用容量要求。该约束可以描述为：,,,,,,+THFPUreditititititplttprttiNTiNHiNFpltNPRRRRSLRR其中，UtR表示时段t的系统紧急备用容量需求；redtR表示系统备用减扣值。NT表示非固定出力火电机组集合；,it表示机组i在时段t的启停状态，,0it表示机组停机，,1it表示机组开机；,TitR表示非固定出力火电机组i在时段t的紧急备用。NH表示常规水电机组集合，,HitR表示常规水电机组i在时段t的紧急备用。NF表示固定出力火电机组集合，,FitR表示固定出力火电机组i在时段t的紧急备用。NP表示抽蓄电厂集合，,PplttR表示抽蓄电厂plt在时段t的紧急备用。prSL表示正备用的松弛变量。各类机组或电厂紧急备用需满足以下条件：（a）非固定出力火电机组紧急备用需满足10min爬坡限制，可以描述为：max,,,',,TitititTUitiPRPiNTRP其中，'UiP表示机组i的10min爬坡能力。广东电力市场现货电能量交易实施细则84（b）常规水电机组紧急备用需满足约束如下：max,,,,HitititRPCapiNH其中，max,itCap表示常规水电机组i在时段t的容量。（c）固定出力火电机组紧急备用需满足10min爬坡限制，可以描述为：max,,,',,FitititFUitiFRPiNFRP其中，,itF表示机组i在时段t的固定出力。（d）若某蓄能厂的计划总出力为非负数，紧急备用为限开机容量减计划总出力；若蓄能厂的计划总出力为负数，紧急备用为计划总出力取负，可以描述为：,,,,,,,,0,,0PmaxplttplttititipltipltPmaxplttplttitipltRPPPpltNPRPP其中，,itipltP表示蓄能厂plt在时段t的计划总出力；,maxplttP表示限开机容量。（9）独立储能交易单元荷电状态变动约束现阶段，考虑将独立储能日前出清的96点调度曲线浮动一定上下限作为约束条件，对独立储能交易单元状态进行优化。该约束可以描述为：广东电力市场现货电能量交易实施细则850,,,,,,,,(1)(1)inieskeskDARTDAestestestRTestestestEEExEExEEE其中，0,eskE代表第k轮滚动计算时用于计算的初始荷电状态，,inieskE代表第k轮滚动计算时传给算法的荷电状态，该值应为上一轮滚动计算最后一时段的荷电状态，其中,DAestE为储能机组在日前市场出清得到的每时段t末的电荷量，x为0至1间的扰动量，,RTestE为实时市场的优化量。（10）新能源交易单元弃电约束,,=FctctcPPSL其中，,FctP和,ctP分别为新能源交易单元c在t时刻的超短期功率预测值和实时出清出力值。求解上述节点电价计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路和断面潮流约束的拉格朗日乘子，则节点i在时段t的节点电价为：maxminmaxmin,,,,,11++LtSkttltltlkststsktlsLMPGG其中：t：时段t系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子，当负荷平衡约束被松弛时，该拉格朗日乘子为负荷平衡约束松弛罚因子；t：时段t系统紧急备用约束的拉格朗日乘子，当紧急备用约束被松弛时，该拉格朗日乘子为紧急备用约束松弛广东电力市场现货电能量交易实施细则86罚因子；max,lt：线路l最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；min,lt：线路l最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；max,st：断面s最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；min,st：断面s最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；lkG：节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；skG：节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子；t：时段t触发稀缺定价时的价格增量。6.6.2.3特殊节点赋价特殊节点在实时电能量市场中的赋价机制与本细则5.8.2.4节一致。6.6.3特殊机组在实时电能量市场中的出清机制6.6.3.1必开机组在日前电能量市场中指定为必开机组的发电机组，在实时电能量市场中的相应时段同样视为必开机组。必开机组在实时电能量市场中的出清机制与本细则广东电力市场现货电能量交易实施细则875.8.3.1节一致。6.6.3.2热电联产机组在日前电能量市场中申报了供热计划的热电联产机组，在实时电能量市场中同样视为热电联产机组。电力调度机构以发电机组实测供热工况图（热-电负荷对应关系表）为基础，根据热负荷在线监测系统中的实时供热流量曲线监测值，计算供热机组电力负荷的实时上下限，在确保电力有序供应、电网安全稳定、调峰调频等基本需要的前提下，供热电力负荷下限优先出清；供热电力负荷下限至供热电力负荷上限之间的发电能力，根据发电机组申报的电能量价格参与优化出清。热电联产机组的实际供热流量曲线与日前申报的供热流量预测曲线之间发生较大偏差时，按照本细则11.5节的规定纳入考核。实时电能量市场中热电联产机组的定价机制与本细则5.8.3.2节一致。若机组供热数据在实时运行中发生中断等异常情况，电厂应及时通知所属电力调度机构，同时，按该台机组日前申报的供热流量数据计算其在实时电能量现货市场的供热电力负荷上下限。日前申报的热电联产机组原则上在实时运行中不允许更换。当日前申报的热电联产机组在实时运行中发生故障或非计划停运而不具备供热条件时，发电厂可向所属电力调度机构申请更换供热机组，经许可后可进行更换，更换后的供热机组按照本条的规定参与实时电能量市场出清。广东电力市场现货电能量交易实施细则88发生故障或非计划停运的供热机组视同纯凝机组参与实时电能量市场出清。6.6.3.3调试（试验）机组（1）调试阶段的新建机组调试阶段的新建机组在实时电能量市场中按照调试需求安排发电，出清机制与本细则5.8.3.3节一致。（2）试验（调试）的在运机组在日前电能量市场中申报了运行日调试（试验）计划的在运发电机组，在实时电能量市场中同样视为调试（试验）机组，在实时电能量市场中的出清机制与本细则5.8.3.3节一致。6.6.3.4最小连续开机时间内机组最小连续开机时间内机组在实时电能量市场中的出清机制与本细则5.8.3.4节一致。6.6.3.5处于开/停机过程中的机组处于开机状态的发电机组，在机组并网后升功率至最小稳定技术出力期间，发电出力为其实时报送的开机曲线，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。机组发电出力达到最小稳定技术出力之后，从下一个交易时段开始，按照其电能量报价参与实时电能量市场优化出清。处于停机状态的发电机组，在机组从最小稳定技术出力降功率至与电网解列期间，发电出力为其实时报送的停机曲线，不参与优化。相应时段内，该台机组不参与市场广东电力市场现货电能量交易实施细则89定价，作为市场价格接受者。6.6.3.6深度调峰调用机组深度调峰调用机组在实时电能量市场中的调用机制与本细则5.8.3.6节一致。6.6.3.7一次能源供应约束机组在日前电能量市场中存在一次能源供应约束的发电机组，在实时电能量市场中同样视为存在一次能源供应约束。对于采用价格干预的情况，相关发电机组在实时电能量市场中的出清机制与本细则5.4.6节一致。对于采用机组群电量约束设置的情况，原则上相关发电机组按照日前调度计划作为固定出力参与实时电能量市场出清。6.6.3.8发生故障而要求的调整出力计划的机组若发电机组在实时运行中发生故障，并且需要对机组出力进行调整时，在故障处理的时段内，机组出力固定为机组申报并经所属电力调度机构同意的发电出力值，相应时段内该台机组不参与市场定价，作为市场价格接受者。故障处理结束后，从下一个交易时段开始，按照机组电能量报价参与实时电能量市场优化出清。6.6.3.9应急新增开机机组应急新增开机机组指在日前电能量市场中未被列入机组开机组合，在日前调度计划编制环节（本细则5.11节）或实时运行调整环节，由电力调度机构安排新增开机的机组。电力调度机构根据机组综合报价(冷态/温态/热态启动广东电力市场现货电能量交易实施细则90费用+最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用）最小连续开机时间）由低到高排序形成应急新增开机机组序列，若机组综合报价相同时，参考政府主管部门下达的能耗排序形成应急新增开机机组序列。运行日，在满足系统安全的基础上，电力调度机构根据应急新增开机机组序列结合机组的冷态/温态/热态启动时间安排新增开机机组，原则上只启用燃机。调度机构也可根据系统运行需要临时取消机组停机计划。实时电能量市场中，应急新增开机机组根据其电能量报价参与市场优化出清。突破最小连续停机时间约束的应急新增开机机组根据本细则9.2节的相关规定，按照机组申报的启动费用的0倍（01）计算启动补偿费用。6.6.3.10应急新增停机机组应急新增停机机组指在日前电能量市场中被列入机组开机组合，在日前调度计划编制环节（本细则5.11节）或实时运行调整环节，由电力调度机构安排新增停机的机组。电力调度机构根据机组容量加权电能量报价由高到低排序形成应急停机机组序列。机组容量加权电能量报价相同时，参考政府主管部门下达的发电标煤耗及能耗排序的倒序形成应急新增停机机组序列。运行日，在满足系统安全的基础上，电力调度机构根据应急新增停机机组序列安排新增停机机组。原则上，在日前电能量市场中已经出清列入机组组合的机组，不在日前调度计划编制环节或实时运行调整环节广东电力市场现货电能量交易实施细则91安排停机。若由于电网安全需要安排已出清机组停机的，分以下两种情况处理：（1）机组在竞价日（D-1）处于开机状态，在日前电能量市场出清结果中机组开机状态保持不变，被列入机组组合，在日前调度计划编制环节或日内滚动调度计划编制环节安排停机。此种情况下，机组按照电力调度机构安排停机，相应的电能量偏差按照实时电能量市场的偏差结算原则进行处理。（2）机组在竞价日（D-1）处于停机状态，在日前电能量市场出清结果中机组变为开机状态，被列入机组组合，在日前调度计划编制环节或日内滚动调度计划编制环节安排停机。此种情况下，若调度计划重新下发时机组已经完成点火工作，则机组按照调度计划停机，并根据申报的启动费用，按照本细则9.2节的相关规定计算启动补偿费用；若调度计划重新下发时机组未完成点火工作，则机组按照调度计划停机，不获得启动费用补偿。机组完成点火工作的时间，以调度台同意机组点火的时间为准。相应的电能量偏差按照实时电能量市场的偏差结算原则进行处理。6.6.4实时电能量市场安全校核实时电能量市场安全校核与本细则5.8.4节一致。6.7实时电能量市场定价6.7.1发电侧定价实时电能量市场出清形成每15分钟的节点电价，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每广东电力市场现货电能量交易实施细则92小时的平均节点电价。实时电能量市场中，市场机组以机组所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的结算价格。6.7.2用户侧定价实时电能量市场中，售电公司和批发用户以每小时的用户侧统一电价作为相应时段的结算价格。现阶段，用户侧统一电价按照下式计算：,,,,,,,,,,,mmtmtmtmtmmtmtmQQLMPLMPQQ市场机组实时代购实时实时市场机组实时代购其中，,tLMP实时表示第t小时的实时用户侧统一电价；,,mtQ实时表示市场机组m在第t小时的实时中标电量，以电力市场交易系统发布的实时交易结果为准；,,mtQ代购表示市场机组m第t小时的电网代购市场电量，以交易中心首次发布的D日日清算电量数据为准，后续电量如有调整，不进行重算；,,mtLMP实时表示第t小时市场机组m所在节点的实时结算价格，即第t小时内每15分钟实时节点电价的算术平均值；mm市场机组表示对所有市场机组求和。6.7.3稀缺定价稀缺定价与本细则5.9.3节一致。6.8市场出清出力结果发布电力调度机构将实时电能量市场每15分钟出清的发电计划通过调度数据网下发至各发电机组。若由于技术支持广东电力市场现货电能量交易实施细则93系统缺陷等客观原因，造成实时市场无法在系统实际运行前15分钟完成出清时，电力调度机构可沿用最近一次有效出清时段的出力计划或根据电网实时运行需要进行人工调整，确定受影响发电机组的实时发电计划，并尽可能缩短发布市场出清结果的延迟时间，事后及时向市场主体发布出清延迟公告并说明原因。6.9实时电能量市场价格核验6.9.1价格核验规则实时电能量市场价格以小时为单位计算，经价格核验流程后，原则上于D+1日发布运行日实时市场的正式结果，作为结算依据。如出现系统临时故障等情况，可视需要延迟至D+2日发布。电力调度机构在价格核验过程中检查运行日实时电能量市场临时结果中节点电价计算的完整性及正确性，如果节点电价计算不完整或不正确，电力调度机构需对受影响的节点电价进行修正，包括以下情况：（1）如果实时电能量市场出清的边界条件数据准备未完成导致节点电价计算未能启动，当1个小时内受影响的时段不超过2个时，使用上一个成功时段的节点电价数据替换受影响的时段；当1个小时内受影响的时段超过2个时，首先消除数据准备过程中的故障，完成边界条件数据准备，重新调用节点电价计算程序对受影响的时段进行计算，若不能及时消除故障，则采用可用数据源（包括但不限于能量管理系统、现货市场备用系统、调度员日志、原始遥测数据等）的数据完成边界条件数据准备，重新调用广东电力市场现货电能量交易实施细则94节点电价计算程序对受影响的时段进行计算。（2）如果实时电能量市场出清的计算程序故障导致节点电价计算未能启动，当计算程序未能及时修复或1个小时内受影响的时段不超过2个时，使用上一个成功时段的节点电价数据替换受影响的时段；当计算程序及时修复且1个小时内受影响的时段超过2个时，采用与运行日计算同样的边界条件数据，重新调用节点电价计算程序对受影响的时段进行计算。（3）如果实时电能量市场出清的边界条件数据准备有误（包括但不限于负荷预测数据错误、设备状态数据错误、安全约束数据错误、非市场机组及联络线功率错误等）导致节点电价计算不正确，则采用最佳可用数据源修正有误的边界条件数据，重新调用节点电价计算程序对受影响的时段进行计算。（4）如果出现其他导致节点电价计算不正确的情况，则采用可实现的方式修正错误原因，重新调用节点电价计算程序对受影响的时段进行计算。6.9.2价格核验说明按照信息披露有关要求向市场主体发布实时电能量市场价格核验的说明。6.10实时运行调整电网实时运行应按照系统运行有关规定，保留合理的调频、调峰、调压及备用容量以及各输变电断面合理的潮流波动空间，满足电网风险防控措施要求，保障系统安全广东电力市场现货电能量交易实施细则95稳定运行和电力电量平衡。电网实时运行中，当系统发生事故或紧急情况时，电力调度机构应按照安全第一的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时电能量市场出清计算，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等信息，通过周信息披露向市场成员通报。发生下列情况之一时，电力调度机构可根据系统运行需要进行调整：（1）电力系统发生事故可能影响电网安全时；（2）系统频率或电压超过规定范围时；（3）系统调频容量、备用容量和无功容量无法满足电力系统安全运行的要求时；（4）输变电设备过载或超出稳定限额时；（5）继电保护及安全自动装置故障，需要改变系统运行方式时；（6）气候、水情、新能源出力发生极端变化可能对电网安全造成影响时；（7）为保证省间联络线输送功率在正常允许范围而需要调整时；（8）电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。在出现上一条所述情况时，电力调度机构可以采取以下措施调整运行方式：广东电力市场现货电能量交易实施细则96（1）改变机组的发电计划；（2）让发电机组投入或者退出运行；（3）调整设备停复电计划；（4）调整省间联络线的送受电计划；（5）调用市场化可中断负荷；（6）采取错峰限电方式控制负荷；（7）暂停实时电能量市场交易；（8）电力调度机构认为有效的其他手段。实时运行过程中机组或用户出现违反系统安全和相关规程规定或明确不具备并网运行技术条件情况时，电力调度机构应对机组、用户行为及时记录并按相关规定进行处罚，严重情况可建议能源监管机构、政府部门对相应机组、用户实施强制退出调度运行，由此造成的偏差由机组、用户自行承担。7区域电力市场与广东现货电能量市场的衔接方式7.1南方区域调频、跨省电力备用辅助服务市场与广东现货电能量市场的衔接方式现阶段，南方区域调频、跨省电力备用辅助服务市场与广东现货电能量市场分开独立运行，采用分步出清的方式衔接。竞价日，根据系统供需情况评估跨省备用需求及省内备用需求，并在系统备用约束中予以考虑，首先开展日前电能量市场安全约束机组组合（SCUC）计算，然后根据机组组合结果开展调频辅助服务市场日前预出清和跨省备用广东电力市场现货电能量交易实施细则97辅助服务市场日前交易，最后根据调频、跨省备用辅助服务市场交易结果开展日前电能量市场经济调度（SCED）计算。调频、跨省备用辅助服务市场日前中标机组的可调出力上、下限分别按以下公式调整：P日前上限=P机组出力上限-P调频预出清中标容量-P跨省备用中标容量P日前下限=P机组出力下限+P调频预出清中标容量其中，P机组出力上限、P机组出力下限分别为考虑机组限高、限低、供热后的机组可调出力上限和可调出力下限。实时运行期间，根据南方区域调频、跨省备用辅助服务市场交易结果开展实时电能量市场经济调度（SCED）计算。调频、跨省备用辅助服务市场实时中标机组的可调出力上、下限分别按以下公式调整：P实时上限=P机组出力上限-P调频出清中标容量-P跨省备用中标容量P实时下限=P机组出力下限+P调频出清中标容量其中，P机组出力上限、P机组出力下限分别为考虑机组限高、限低、供热后的机组可调出力上限和可调出力下限。7.2南方区域现货电能量市场与广东现货电能量市场的衔接方式南方区域电力现货市场结算试运行期间，按南方区域电力现货市场结算试运行相关方案执行。8市场力检测与缓解为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，需进行广东电力市场现货电能量交易实施细则98市场力检测与缓解，根据市场运行需要和技术条件，可采取包括但不限于下述事前、事中和事后措施中的一项或多项。8.1事前措施8.1.1报价行为测试（1）对比发电机组电能量报价与行为测试参考价格，当发电机组电能量报价小于等于行为测试参考价格时，该发电机组被认定通过行为测试；当发电机组电能量报价大于行为测试参考价格时，该发电机组被认定不通过行为测试，将发电机组电能量报价超过行为测试参考价格的部分替换为行为测试参考价格，作为该机组报价参与现货市场出清。行为测试参考价格作为市场参数管理，分不同类型机组设置。（2）计算发电机组电能量平均报价与自身近30天平均报价水平的比值，当该比值不超过阈值时，该发电机组被认定通过行为测试；当该比值超过阈值时，该发电机组被认定不通过行为测试，将发电机组电能量报价乘以该比值的倒数，作为该机组报价参与市场出清。阈值作为市场参数管理，分不同类型机组设置。8.1.2供应紧张情况下的报价限制电力调度机构发布的电力供应风险预警生效期间等电力供应紧张时期，可视需要调整影响区域机组运行日的市场申报上限，将各类型机组的变动成本（扣除变动成本补广东电力市场现货电能量交易实施细则99偿标准）乘以一定比例系数作为该类型机组的申报价格上限。比例系数作为市场参数管理。8.2事中措施具备技术条件后开展影响测试与市场力缓解：在市场出清过程中，基于松弛部分网络约束对比、寡头测试等方法计算发电机组对市场价格的影响，对影响超过价格阈值的机组，将其电能量报价超过影响测试参考价格（低于行为测试参考价格）的部分替换为影响测试参考价格，重新进行出清。以上计算迭代过程不超过2次。价格阈值、影响测试参考价格等作为市场参数管理，影响测试参考价格分不同类型机组进行设置。8.3事后措施研究开展电厂超额收益测算与回收。根据发电成本和合理收益水平，视市场运行情况采取事后超额收益回收等措施。发电侧超额收益回收是指按月度或季度等周期计算各电厂的综合收入，并基于与其合理收益相比较计算其超额收益，对超额收益进行回收后返还至用户侧。9现货电能量市场中发电机组运行补偿费用处理机制9.1运行补偿费用定义当出现下述情况时，可能造成发电机组在现货电能量市场中的收益不能覆盖发电机组产生的运行成本费用（含最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用），下同）或发电机组的电能量报价费用（含最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用），下同）及启动费用：广东电力市场现货电能量交易实施细则100（1）当发电机组出力达到出力上下限约束限值时，机组未参与现货市场定价，现货市场价格可能低于机组成本（或报价）；（2）当发电机组出力达到有功功率调节速率约束限值时，机组未参与现货市场定价，现货市场价格可能低于机组成本（或报价）；（3）由于电力平衡原因或电力系统安全原因临时增加发电机组出力或临时安排发电机组开机，现货市场价格可能低于机组成本（或报价）；（4）由于电力平衡原因或电力系统安全原因临时压减发电机组出力或临时安排发电机组停机，造成发电机组在现货市场偏差结算中亏损；（5）由于系统运行需要安排发电机组在运行日开机，产生了相应的启动费用，发电机组在电能量市场中的收益无法覆盖启动费用；（6）其他可能的情况。现阶段，当发电机组每小时生产运行所产生的成本费用（或发电机组报价费用）与发电机组在现货电能量市场中的收益之差大于零时，根据两者之差及现货正偏差结算电量占小时总上网电量的比例计算发电机组系统运行补偿费用，单独计算和补偿启动费用。在市场结算环节对相关补偿费用进行补偿。市场机组不再按照南方区域“两个细则”的相关规定计算启停调峰补偿、冷备用补偿费用。广东电力市场现货电能量交易实施细则1019.2系统运行补偿费用计算发电机组系统运行补偿费用以小时为单位进行计算，新能源市场主体和独立储能暂不计算系统运行补偿费用。9.2.1运行成本费用计算在第t小时，发电机组i的运行成本费用按照下式计算：_cos,,,,min,,,,,,,max1P11,0optititiiitiiitiRQCCdhQC实际核定成本核定成本实际变动成本补偿标准其中，_cos,,optitR表示发电机组i在第t小时的机组运行成本费用；,,itQ实际表示发电机组i在第t小时的实际上网电量；,iC核定成本为发电机组i的核定平均发电成本价格（单值）；,miniP表示发电机组i的最小稳定技术出力（或最小可调出力）；id表示发电机组i的厂用电率；1h表示时长为1小时；变动成本补偿标准,iC表示若机组i被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准，iC为机组i的变动成本补偿标准；若机组i未被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准,iC为0。变动成本补偿机组范围以及变动成本补偿标准按有关规定执行；,it表示发电机组i在第t小时最小稳定技术出力（或最小可调出力）成本补偿系数。发电机组在第t小时内的八个现货交易时段中（包括日前电能量市场的四个交易时段以及实时电能量市场的四个交易时段）出现下述情况时，第t小时的最小稳定技术出力成本（或最小可调出力成本）不广东电力市场现货电能量交易实施细则102纳入运行补偿费用的计算范围，,it取值为0，未出现下述情况时取值为1。1）热电联产机组处于供热状态时段；2）非系统运行原因调试机组调试时段；3）非系统运行原因必开机组运行日内所有小时。9.2.2报价费用计算,min,,,minmax,min,,pmin_,,,,,min(1)+dP1hiitiPPiitopofferitiiitofferiPiminPPRdCCP实际（发电）实际（发电）,,,,=1ititiQQd实际实际（发电）其中，_,,opofferitR表示发电机组i在第t小时的报价费用；,,itQ实际表示发电机组i在第t小时的实际上网电量；,,itQ实际（发电）表示发电机组i在第t小时的实际发电量；,,itP实际（发电）表示发电机组i实际发电量,,itQ实际（发电）对应的平均发电负荷，数值上等于,,itQ实际（发电）；,miniP表示发电机组i的最小稳定技术出力（或最小可调出力）；id表示发电机组i的厂用电率；pminiC为机组申报的最小稳定技术出力费用（或最小可调出力费用）；1h表示1小时；,offeriC表示发电机组i的报价曲线，报价曲线对应的机组出力范围为最小稳定技术出力（或最小可调出力）至额定有功功率。当发电机组i在第t小时的实际发电量对应的平均发电负荷（数值上等于实际发电量）大于机组的额定有功广东电力市场现货电能量交易实施细则103功率时，超出额定有功功率部分的报价值等于发电机组的最后一段报价，并以此计算报价曲线的积分值。9.2.3现货电能量市场收益计算在第t小时，发电机组i的现货电能量市场收益按照下式计算：,,,,,,,,,,,+ititititititRQLMPQQLMP日前日前日前实际实时其中，,itR表示发电机组i在第t小时的现货电能量市场收益；,,itQ日前表示发电机组i第t小时的日前中标电量；,,itLMP日前表示第t小时内机组i所在节点的日前结算价格（每15分钟日前节点价格的算术平均值）；,,itQ实际表示发电机组i在第t小时的实际上网电量；,,itLMP实时表示第t小时内机组i所在节点的实时结算价格（每15分钟实时节点价格的算术平均值）。9.2.4不纳入系统运行补偿费用计算范围的情形一般情况下，发电机组每小时的系统运行补偿费用根据该小时发电机组运行成本费用（或报价费用）与该小时现货电能量市场收益的差值进行计算。当发电机组i在第t小时内出现下述情况时，八个现货交易时段中（包括日前电能量市场的四个交易时段以及实时电能量市场的四个交易时段），若有一个及以上交易时段出现如下情形，则第t小时的相关费用不纳入系统运行补偿费用的计算范围。1）当热电联产机组处于供热电力负荷下限时；广东电力市场现货电能量交易实施细则1042）当发电机组在运行日内存在非系统运行原因的调试（试验）时段时；3）当发电机组在运行日被设置为非系统运行原因必开机组时；4）当发电机组因非系统运行原因发生限低时；5）当发电机组因非系统运行原因发生限高时；6）当发电机组由于自身原因发生非计划停运（包括未按照电力调度机构要求的时间并网）或发电机组出现临时故障需要固定出力时；7）当发电机组实时发电计划执行偏差率不满足要求时；8）当机组处于一次能源约束时。9.2.5系统运行补偿费用计算发电机组各小时系统运行补偿费用按照下式计算：0,,minmax,,,,_,,cos_,,_tititiofferoptitopticompensateopmRRRR0/1max,1min,,,,,,,，实际转让前中长期转让前代购titititiQQQm其中，ticompensateopR,,_表示发电机组i在第t小时应获得的运行补偿费用。tim,表示发电机组i在第t小时的补偿系数，按小时计算；转让前代购,,tiQ表示发电机组i在第t小时转让前的机组代购市场电量合约结算电量；转让前中长期,,tiQ表示发电机组i在第t小时转让前的年度、月度中长期合约电量；实际,,tiQ表示发电机组i在第t小时的实际上网电量。9.3启动补偿费用计算广东电力市场现货电能量交易实施细则1059.3.1启动补偿费用计算在运行日内，发电机组从停机状态变为开机状态，计为一次启动，每次启动均计算相应的启动费用。发电机组在运行日的启动费用根据其在日前市场申报的启动费用进行计算。发电机组的实际并网时间在运行日内时，根据相应的启动费用计算该运行日的启动补偿费用。发电机组实际的启动状态（冷态/温态/热态）根据调度自动化系统记录的停机时间信息进行认定，机组启动时对应的停机时间为调度自动化系统中所记录的从上一次解列到本次并网之间的时间。当停机时间＜热态启动停机时间时，启动费用为发电机组在日前市场中申报的热态启动费用；当热态启动停机时间≤停机时间≤温态启动停机时间时，启动费用为发电机组在日前市场中申报的温态启动费用；当停机时间＞温态启动停机时间时，启动费用为发电机组在日前市场中申报的冷态启动费用。若发电机组在运行日内出现一次以上的启动过程，根据每一次启动的实际停机时间信息计算相应的启动费用。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。9.3.2不纳入启动补偿费用计算范围的情形当发电机组出现下述情况时，机组在运行日产生的启动费用不纳入启动补偿费用的计算范围：广东电力市场现货电能量交易实施细则106（1）发电机组申报了运行日的供热计划；（2）发电机组申报了非系统运行原因调试（试验）计划；（3）机组上一次停机属于机组在日前电能量市场中标且纳入机组组合，因自身原因发生的临时跳闸停运；（4）发电机组在运行日由于非系统运行原因必须开机运行。9.4运行补偿费用支付和分摊运行补偿费用以月度为单位由售电公司（含批发用户）及代理购电用户按当月用电量比例分摊，并对系统运行补偿费用设置度电分摊上限，超出上限后按照上限确定的总费用与应支付总费用的比例支付，具体按照《广东电力市场现货结算实施细则》的相关规定执行。10特殊情况处理机制10.1保供电时期处理机制保供电时期，为保证电网安全和保供电区域的供电可靠性，不安排单一故障导致电网稳定破坏、导致一般及以上电力安全事故、导致重大不良影响的用户停电事件和超过设计能力和运行规定的运行方式。根据保供电等级要求，原则上保持保供电区域的电网全接线运行，不新增发输变电检修工作并减少设备操作，不安排对电网安全有影响的涉网试验和设备启动，不安排操作量大、施工作业复杂、大型机械作业的检修工作。10.2台风等自然灾害影响期处理机制广东电力市场现货电能量交易实施细则107台风、冰灾、山火、洪水、地震等恶劣极端自然灾害时期，为了保障受灾地区的人民生活和重要用户用电，根据灾害影响的范围和程度，可采取开机、停机、临时安排输变电设备停运、临时中止输变电检修恢复送电等措施。为增强电网抵御极端灾害的能力，保障电网安全运行，台风登陆前3天及登陆期间，电力调度机构可视系统运行需要设置台风影响区域的沿海燃煤机组为系统运行原因的必开机组；台风登陆前1天及登陆期间，电力调度机构可视系统运行需要设置台风影响区域的沿海燃气机组为系统运行原因的必开机组，由此造成其他区域的燃气机组存在燃料供应约束时，相应机组可设置为必停机组。台风登陆后，在系统安全风险可控的情况下，电力调度机构解除必开设置。雨雪冰冻灾害风险或山火风险生效期间，电力调度机构可根据系统运行需要，将对灾害影响区域有网络支撑或能配合发挥融冰作用的机组设置为系统运行原因的必开机组。10.3电能量出清与调峰机制融合鼓励燃煤机组开展灵活性改造、降低最小稳定技术出力，完成改造并具备运行条件的，由能源监管机构核定后，按照新的最小稳定技术出力常态参与现货电能量交易出清。允许具备在最小稳定技术出力以下一定范围内平稳运行条件的燃煤机组，按月自主选择将首段报价出力区间起点调整为低于最小稳定技术出力的最小可调出力（发电企业自主申报），并将最小稳定技术出力作为首段报价出力终点，广东电力市场现货电能量交易实施细则108在日前市场申报最小可调出力费用，在调度机构预测的系统存在深度调峰缺口时段参与现货电能量交易出清，其余时段按最小稳定技术出力参与现货电能量交易出清。现阶段，计算最小可调出力费用基准值时，机组最小可调出力成本参照最小稳定技术出力成本乘以修正系数得到。若考虑各类优化手段后系统仍然存在调峰需求，则可基于燃煤机组最小稳定技术出力费用除以最小稳定技术出力得到成本单价，并按成本单价由高到低形成调峰序列，依次调用未自主申报参与调峰的机组，将其出力安排至深调出力，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，相应时段机组出力固定，不参与电能量优化出清和定价。其中，深调出力参数根据机组类型统一设置，视市场运行情况调整。10.3.1深度调峰调用方式（1）当运行日存在负备用容量不满足备用要求或负荷平衡约束不满足的时段时，相应时段可启动深度调峰调用机制。（2）若日前电能量市场存在负备用容量不满足负备用要求或负荷平衡约束不满足的时段，根据相应时段安全约束机组组合（SCUC）程序计算得到的机组组合结果，在状态为开机且未自主申报降低运行下限的常规燃煤机组中，剔除相应时段在调频辅助服务市场预出清及由于电网安全运行要求不能压减出力的发电机组，按照机组最小稳定技术出力费用除以最小技术出力的值由高到低形成深度调峰广东电力市场现货电能量交易实施细则109调用序列。当机组最小稳定技术出力费用除以最小技术出力的值相等时，按照政府主管部门下达的当年发电标煤耗及能耗排序的倒序调用。（3）若实时电能量市场存在负备用容量不满足备用要求或负荷平衡约束不满足的时段，根据当前时段的实际机组组合结果，在状态为开机且未自主申报降低运行下限的常规燃煤机组中，剔除相应时段在调频辅助服务市场出清及由于电网安全运行要求不能压减出力的发电机组，按照机组最小稳定技术出力费用除以最小技术出力的值由高到低形成深度调峰调用序列。机组最小稳定技术出力费用除以最小技术出力的值相等时，按照政府主管部门下达的当年发电标煤耗及能耗排序的倒序调用。（4）从深度调峰调用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。参与深度调峰调用的发电机组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。（5）若深度调峰调用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。应急新增停机机组按照本细则6.6.3.10的相关规定安排。深度调峰调用机组在电能量市场中作为固定出力机组，广东电力市场现货电能量交易实施细则110按照本细则5.8.3.6、6.6.3.6节的相关规定参与现货电能量市场出清。10.3.2深度调峰补偿费用按照南方区域“两个细则”的相关规定计算燃煤机组的深度调峰补偿费用。独立储能交易单元暂不计算“两个细则”深度调峰补偿费用。10.4特殊管控要求处理机制为落实政府主管部门能源消费总量和强度控制等特殊管控要求，部分时期存在需要对特定区域电厂进行发电管控的情况，管控期内该区域机组在现货电能量市场出清时按照电能量申报价格上限参与日前市场和实时市场优化出清，不参与市场定价；若管控要求体现为机组出力上限或下限要求，则管控期内该机组在现货电能量市场出清时需同时满足出力约束；若管控要求体现为机组固定出力，则管控期内该机组设置固定出力，不参与市场优化。若管控要求体现为机组政府指令性停机，则管控期内该机组设置为必停机组。10.5电力供不应求时段（未启动市场熔断或中止时）处理机制在日前电能量市场、实时电能量市场组织环节，当预测部分时段存在电力供不应求情况且未达到启动市场中止的条件时，电力调度机构可按照需求响应优先、负荷管理保底的原则采取需求侧控制措施，并按照削减电力缺口后的统调负荷曲线进行现货电能量市场出清计算。广东电力市场现货电能量交易实施细则11110.6现货市场熔断与中止10.6.1触发条件与程序10.6.1.1现货市场熔断的条件和程序为及时有效消除短期内可恢复的异常情况对系统运行及现货市场影响，保证电力系统安全稳定运行，电力调度机构可视情况触发现货市场熔断并发布公告，向市场主体发布相关说明，报告省级政府电力管理部门和能源监管机构。10.6.1.2现货市场中止的条件和程序在现货市场熔断超过一定时间仍未恢复运行，或者市场运营机构在现货市场动态监控中预见或者发现需要建议中止现货市场的情形时，市场运营机构应向省级政府电力管理部门和能源监管机构报告有关情况，经研究评估市场影响及后续趋势，并采取应急措施后，视情况做出中止现货市场的决定。现货市场中止后，运营机构应向市场主体发布公告，说明市场中止的原因、市场中止开始时间和市场中止预期结束时间。10.6.2处理措施10.6.2.1短期内可恢复短期内可恢复的情形一般为市场熔断或市场中止7天及以下，采用如下的处理措施：（1）日前电能量市场熔断或中止时，电力调度机构在当前机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障广东电力市场现货电能量交易实施细则112电网安全运行为原则，综合考虑运行日统调负荷预测、非市场机组计划、外购电计划等边界条件，编制下达运行日的日前发电调度计划。若运行日的实时电能量市场正常运行，以运行日实际执行的结果以及实时电能量市场价格作为运行日的日前电能量市场出清结果。（2）实时电能量市场熔断或中止时，相应时段内不开展实时电能量市场出清，电力调度机构在当前机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，对发电机组的实时发电计划进行调整。在市场中止期间所对应的结算时段，若日前电能量市场正常运行，以日前电能量市场中相同时段的价格作为实时电能量市场价格。（3）若日前和实时电能量市场均熔断或中止时，相应时段内不开展日前和实时电能量市场出清，电力调度机构在当前机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，综合考虑运行日统调负荷预测、非市场机组计划、外购电计划等边界条件，编制下达运行日的日前发电调度计划。运行日电力调度机构在当前机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，对发电机组的实时发电计划进行调整。在市场中止期间所对应的结算时段，以运行日实际执行的结果以及最近30天所有现货运行日各结算时段用户侧统一结算点价格的算术平均值作为运行日的日前和实时电能量市场出清结广东电力市场现货电能量交易实施细则113果。10.6.2.2短期内无法恢复短期内无法恢复的情形一般为市场中止7天以上，采用如下的处理措施：（1）电力调度机构以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，综合考虑运行日统调负荷预测、省间送受电计划等边界条件，编制下达运行日的日前发电调度计划。运行日电力调度机构在当前机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，对发电机组的实时发电计划进行调整。（2）电力交易机构按照应急预案，参照非现货模式下的交易结算原则，对实际发电、用电进行结算。10.6.3恢复程序10.6.3.1现货市场熔断的恢复程序在灾害预警或故障解除后、系统安全供应风险可控受控的情况下，调度机构可恢复现货市场交易并发布公告。10.6.3.2现货市场中止的恢复程序市场运营机构持续跟踪研判市场风险，并在市场从熔断或中止恢复前完善市场方案、参数或应急措施。具备市场恢复条件后，市场运营机构应向省级政府电力管理部门和能源监管机构提出恢复现货市场运行申请，经批准同意后，发布现货市场恢复公告并恢复市场运行。11现货电能量市场中发电侧市场费用返还及考核机制广东电力市场现货电能量交易实施细则11411.1机组日内临时非计划停运偏差费用返还出现以下情况之一时，认定为机组日内临时非计划停运：（1）机组在日前电能量市场中中标且纳入机组组合，因自身原因发生临时跳闸，影响运行日的开机运行；（2）机组在日前电能量市场中中标且纳入机组组合，因自身原因未按照日前电能量市场中出清的并网时间或电力调度机构在实时运行中要求的并网时间按时并网，且延迟并网时间超过30分钟。临时非计划停运的时段按照如下规则进行认定：（1）机组因自身原因临时跳闸时，从发生跳闸时刻的上一个整点时刻起，至机组重新并网后的下一个整点时刻，之间的时段计为临时非计划停运时段。若机组在竞价日内发生自身原因临时跳闸且影响运行日的开机运行，临时非计划停运时段的起点时刻计为运行日的0:00。若机组因自身原因跳闸后，在运行日内机组向电力调度机构报备恢复可用状态，临时非计划停运时段的终点时刻计为机组向电力调度机构报备恢复可用状态时刻的下一个整点时刻。若机组因自身原因跳闸后，在运行日内机组未向电力调度机构报备恢复可用状态且未重新并网，临时非计划停运时段的终点时刻计为运行日的24:00。（2）机组因自身原因未按照日前电能量市场中出清的并网时间或电力调度机构在实时运行中要求的并网时间按时并网且延迟并网时间超过30分钟时，从日前电能量市场广东电力市场现货电能量交易实施细则115出清的并网时刻（或电力调度机构在实时运行中要求的并网时刻）顺延30分钟的上一个整点时刻起，至机组实际并网时刻的下一个整点时刻，之间的时段计为临时非计划停运时段。若机组在运行日内因电厂自身原因未并网，临时非计划停运时段的终点时刻计为运行日的24:00。当机组在实时运行中出现日内临时非计划停运时，应将临时非计划停运时段内对应的现货电能量市场结算收益返还。机组完成大修后调试期间发生的跳闸，不纳入机组日内非计划停运偏差费用返还计算。机组临时非计划停运所对应的结算费用按照如下公式计算：,,,,,,titittitQQRLMPCC临时非计划停运时段日前实际临时非计划停运收益实时度电补偿标准,i核定成本,i其中，t为机组i发生临时非计划停运的时段，以小时为单位进行累计；,,itQ日前为机组i日前电能量市场中第t小时的中标电量；,,itQ实际为机组i实际运行后第t小时的实际上网电量；,,itLMP实时为第t小时内机组i所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；,iC核定成本为发电机组i的核定平均发电成本价格（单值）；iC,变动成本补偿标准为机组i的变动成本补偿标准。当0R临时非计划停运收益时，发电机组参与现货电能量市场偏差广东电力市场现货电能量交易实施细则116结算，不另行计算返还费用；当0R临时非计划停运收益时，发电机组参与现货电能量市场偏差结算，并将R临时非计划停运收益的等额资金返还。发电侧产生的返还费用按照《广东电力市场现货结算实施细则》的相关规定执行。背压式机组因未向调度机构申报自身原因必停约束而出清中标开机、实际未开机时段造成的日内临时非计划停运偏差费用返还按市场规则照旧执行，对应时段不纳入启动费用补偿计算。机组因自身原因临时跳闸导致的临时非计划停运后，下一次开机所产生的启动费用不纳入启动补偿费用计算。11.2机组实时发电计划执行偏差费用返还发电机组i的实时发电计划在时段t的偏差率,it按如下公式计算：,,,,,,,-ititititPPP指令实际指令其中，t为所计算的时段，以15分钟为一个时段；,,itP指令为第t时段中电力调度机构向发电机组下达的出力指令；,,itP实际为第t时段中发电机组的实际出力。当i时（为发电计划允许的执行偏差率），实时发电计划执行偏差时段内，对应的现货电能量市场结算费用返还。市场机组不再按照南方区域“两个细则”的相关广东电力市场现货电能量交易实施细则117规定计算发电计划偏差考核费用。发电机组的发电计划运行执行偏差率分为非实时调频中标时段允许的执行偏差率非实时调频中标和实时调频中标时段允许执行偏差率实时调频中标。实时调频中标时段允许执行偏差率实时调频中标按照以下公式计算：=+/实时调频中标非实时调频中标实时调频中标容量实时发电计划指令实时发电计划执行偏差时段按照如下规则进行认定：从机组不满足实时发电计划允许偏差率时刻的上一个整点时刻起，至机组重新满足实时发电计划允许偏差率时刻的下一个整点时刻，之间的时段计为实时发电计划执行偏差时段。机组实时发电计划执行偏差所对应的结算费用按照如下公式计算：发电计划执行偏差时段核定成本变动成本补偿标准，实时实际实时发电计划执行偏差ttiitiitttttiCCLMPhdPPPPQR3,,,4_3_2_1_,,114其中，t为机组i实时发电计划执行偏差时段，以小时为单位进行累计；,,itQ实际为机组实际运行后第t小时的实际上网电量；_1tP、_2tP、_3tP、_4tP分别为第t小时内每个15分钟电力调度机构向发电机组i下达的出力计划指令；id为机组i的综合厂用电率；1h为1小时；,,itLMP实时为第i小时内机组所在节点的实时电能量市场结广东电力市场现货电能量交易实施细则118算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；,iC核定成本为机组核定发电成本价格（单值），现阶段，新能源发电企业核定发电成本价格按0处理；β3为调整系数；若机组i被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准,iC为机组i的变动成本补偿标准；若机组i未被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准,iC为0。具体的变动成本补偿机组范围以及变动成本补偿标准另行制定。当0实时发电计划执行偏差收益R时，发电机组参与现货电能量市场偏差结算，不另行计算费用返还；当0实时发电计划执行偏差收益R时，发电机组参与现货电能量市场偏差结算，并将实时发电计划执行偏差收益R的等额资金返还。并网发电机组有如下情况之一时，相应的时段不计为实时发电计划执行偏差时段，不进行本节所述实时发电计划执行偏差费用返还：（1）一次调频正确动作导致的偏差；（2）机组启动和停运过程中的偏差；（3）机组发生日内临时非计划停运所导致发电计划执行偏差时，按照本细则11.1节的规定处理；（4）因系统安全需要调整的发电计划曲线变动率超出机组调节能力或非深度调峰时段，因系统安全需要调整的发电计划高于机组可调出力上限或低于机组可调出力下限时；广东电力市场现货电能量交易实施细则119（5）机组处于深度调峰状态的前30分钟或后30分钟时。发电侧产生的实时发电计划偏差返还费用按照《广东电力市场现货结算实施细则》的相关规定执行。11.3机组限高考核机组发生限高指机组的出力上限未达到并网调度协议中额定有功功率（燃气机组为相应月的最大技术出力）的情况。机组发生一次限高是指机组向电力调度机构申报限高后，又申报解除限高的过程。热电联产机组处于供热状态时的出力上限不纳入限高考核。发生限高的市场机组不再按照南方区域“两个细则”的相关要求计算等效停运时间。发电机组实际发生限高的时段，按以下公式计算考核费用：max1,,1=ntittRPPTLMP限高限高实时其中，n为机组发生实际限高的时段，以小时为单位进行累计；maxP为机组的额定有功功率（燃气机组为相应月的最大技术出力，若机组为供热机组，maxP为实际供热上限）；P限高为机组的限高最大出力；tT为第t小时内机组实际发生限高的时间长度；,,itLMP实时为第t小时内机组所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均广东电力市场现货电能量交易实施细则120值）；1为限高考核系数。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和超过N次，超出N次的次数按照上述公式计算得到的限高/限低考核费用的2倍进行结算。机组限高考核费用按照《广东电力市场现货结算实施细则》的相关规定执行。11.4机组限低考核机组发生限低指机组的出力下限未达到并网调度协议中最小稳定技术出力的情况。机组发生一次限低是指机组实际发生限低后，向电力调度机构申报解除限低的过程。热电联产机组处于供热状态时的出力下限、必开机组由电力调度机构指定的必开出力下限等情况不纳入限低考核。市场机组不再执行南方区域“两个细则”的限低考核。在发电机组实际发生限低的时段，按照如下公式计算考核费用：min2,,1=ntittRPPTLMP限低限低实时其中，n为机组实际发生限低的时段，以小时为单位进行累计；minP为机组的最小稳定技术出力（若机组为供热机组，minP为实际供热下限，若机组自主申报降低运行下限参与调峰，minP为最小可调出力）；P限低为机组的限低最小出力；广东电力市场现货电能量交易实施细则121tT为第t小时内机组实际发生限低的时间长度；,,itLMP实时为第t小时内机组所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；2为限低考核系数。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和超过N次，超出N次的次数按照上述公式计算得到的限高/限低考核费用的2倍进行结算。机组限低考核费用按照《广东电力市场现货结算实施细则》的相关规定执行。11.5热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核热电联产机组i日前申报的供热负荷下限在某小时的偏差率,it下限按如下公式计算：,,,,,,,-ititititPPP申报下限实际下限下限实际下限其中，t为所计算的小时；,,itP申报下限为热电联产机组i在日前电能量市场申报的第t小时各时段的供热量对应的出力下限算术平均值；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构申请更换供热机组，更换后的供热机组以更换前的供热机组在第t小时各时段日前申报的供热量对应的出力下限算术平均值计算偏差率；,,itP实际下限为热电联产机组在运行日第t小时各时段的实际供热量对应的出力下限算术平均值。广东电力市场现货电能量交易实施细则122热电联产机组日前申报供热负荷下限的日平均偏差率为：,1=nittin下限下限其中，n为机组实际供热的时段，以小时为单位进行累计；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构申请更换供热机组，换机过程中存在更换前与更换后的两台机组同时供热，更换后的供热机组以日前申报的供热机组停止供热的时段作为该机组实际供热的起始时段。热电联产机组i日前申报的供热负荷上限在某小时的偏差率,it上限按如下公式计算：,,,,,,,-ititititPPP申报上限实际上限上限实际上限其中，t为所计算的小时；,,itP申报上限为热电联产机组i在日前电能量市场申报的第t小时各时段的供热量对应的出力上限算术平均值；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构申请更换供热机组，更换后的供热机组以更换前的供热机组在第t小时各时段日前申报的供热量对应的出力上限算术平均值计算偏差率；,,itP实际上限为热电联产机组在运行日第t小时各时段的实际供热量对应的出力上限算术平均值。热电联产机组日前申报供热负荷上限的日平均偏差率为：广东电力市场现货电能量交易实施细则123,1=nittin上限上限其中，n为机组实际供热的时段，以小时为单位进行累计；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构申请更换供热机组，换机过程中存在更换前与更换后的两台机组同时供热，更换后的供热机组以日前申报的供热机组停止供热的时段作为该机组实际供热的起始时段。对于因机组自身原因出现的日前申报供热而实际未供热时段，实际上下限,,itP实际上限、,,itP实际下限按0计算，偏差率认定为100%。对于因机组自身原因出现的日前未申报供热而实际供热时段，申报上下限,,itP申报上限、,,itP申报下限按0计算，偏差率认定为100%。热电联产机组申报的供热计划应满足自身机组状态约束（包括调试计划、检修计划、最早可并网时间等），供热计划与自身机组状态约束冲突时，冲突时段的供热计划视为无效申报，对应时段的申报上下限,,itP申报上限、,,itP申报下限按0计算。当0i上限或0i下限时，需对其申报偏差率进行考核。0为允许的热电联产机组申报供热流量曲线偏差率。当0i上限且0i下限时，热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核费用按以下公式计算：3,,,,,,1-1nititittRPPLMPh供热流量曲线偏差率考核申报上限实际上限实时广东电力市场现货电能量交易实施细则124当0i上限且0i下限时，热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核费用按以下公式计算：3,,,,,,1-1nititittRPPLMPh供热流量曲线偏差率考核申报下限实际下限实时当0i上限且0i下限时，热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核费用按以下公式计算：,,,,,,,,13,,max(-,-)1nitititittitPPPPRLMPh申报下限实际下限申报上限实际上限供热流量曲线偏差率考核实时其中，,,itLMP实时为第t小时内机组i所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；3为热电联产机组供热流量曲线偏差率考核系数。热电联产机组开展供热参数实测试验期间不纳入供热流量曲线偏差率考核。热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核按照《广东电力市场结算实施细则》的相关规定执行。11.6新能源交易单元功率预测考核对新能源交易单元的短期功率预测和超短期功率预测进行偏差考核。新能源交易单元i的短期功率预测偏差计算公式如下：capiticapititicapitititititiPPPPPPPPPP,ky,,,ky,,dq,,,ky,,ky,,ky,,dq,,,,2.02.0-2.0-，，其中，t、τ为所计算的时段，τ为t小时内15分钟的时段，dq,,tiP为t小时内第τ个15分钟的短期功率预测值，ky,,tiP为广东电力市场现货电能量交易实施细则125参考值，capiP,为新能源交易单元i的装机容量。若新能源交易单元实时出清出力不受限，则参考值取每15分钟的实际功率；若新能源交易单元实时出清出力受限，初期对应时段不纳入考核，具备条件后参考值取每15分钟的可用功率值计算考核，风电场站可用功率参照《风电场理论可发电量与弃风电量评估导则》（NB/T31055-2014）中理论可发功率计算方式得到，光伏电站可用功率参照《光伏发电站功率控制系统技术要求》（GB/T40289-2021）中可用发电功率计算方式得到。短期为短期功率预测允许偏差率，若短期,,ti，则对该时段短期功率预测偏差部分按照新能源交易单元日前出清价格的一定比例进行考核。从新能源交易单元不满足短期功率预测允许偏差率时的上一个整点时刻起，至新能源交易单元重新满足短期功率预测允许偏差率时的下一个整点时刻，之间的时段计为短期功率预测偏差时段，对应的结算费用按照以下公式计算。执行预测偏差考核时段日前短期短期功率预测偏差，tttitikytiLMPhPR1,,4,,,,410max其中β1为短期功率预测偏差考核系数。新能源交易单元i的超短期功率预测偏差计算公式如下：capiticapititicapitititititiPPPPPPPPPP,ky,,,ky,,cdq,,,ky,,ky,,ky,,cdq,,,,2.02.0-2.0-，，广东电力市场现货电能量交易实施细则126其中，cdq,,tiP为t小时内第τ个15分钟的超短期功率预测值，ky,,tiP为参考值，若新能源交易单元实时出清出力不受限，则参考值取每15分钟的实际功率；若新能源交易单元实时出清出力受限，初期对应时段不纳入考核，具备条件后参考值取每15分钟的可用功率值计算考核。超短期为超短期功率预测允许偏差率，若超短期,,ti，则对该时段超短期功率预测偏差部分按照新能源交易单元实时出清价格的一定比例进行考核。从新能源交易单元不满足超短期功率预测允许偏差率时的上一个整点时刻起，至新能源交易单元重新满足超短期功率预测允许偏差率时的下一个整点时刻，之间的时段计为超短期功率预测偏差时段，对应的结算费用按照以下公式计算。执行预测偏差考核时段实时超短期超短期功率预测偏差，tttitikytiLMPhPR2,,4,,,,410max其中β2为超短期功率预测偏差考核系数。11.7独立储能交易单元实时发电计划执行偏差收益回收对独立储能交易单元实时发电计划执行偏差收益进行回收，具体计算方式另行制定。11.8费用返还及考核数据管理（1）D+1日16:00前，调度机构在运行管理系统上发布运行日D日的考核补偿数据。（2）D+2日17:00前电厂需完成考核补偿数据的申诉，逾期不予受理。（3）D+3日16:00前调度机构完成所有考核补偿数据广东电力市场现货电能量交易实施细则127审核，在17:30前将数据发送交易中心。12现货电能量市场中用户侧允许申报偏差外收益处理机制现货电能量市场中，售电公司和批发用户在日前电能量市场中申报的用电需求曲线与其实际用电曲线之间的偏差不得超出允许偏差范围。当实际偏差率高于允许最大申报偏差率时，应将对应的现货电能量市场结算收益回收。售电公司和批发用户i日前申报的用电需求在某小时的偏差率t按如下公式计算：,,,,,,-itittitQQQ申报实际实际其中，t为所计算的小时；,,itQ申报为售电公司和批发用户i在日前电能量市场中申报的第t小时的用电量；,,itQ实际为售电公司和批发用户i在运行日第t小时的实际用电量。当0t时，需计算申报偏差所对应的收益，并将所得收益回收。0为用户侧允许最大申报偏差率。偏差收益计算公式如下：当0,,,,(1+)ititQQ申报实际，且,,ttLMPLMP实时日前时，回收收益金额为：,,0,,,,=(1)()ttititRQQLMPLMP实时日前回收申报实际当0,,,,(1-)ititQQ申报实际，且,,ttLMPLMP实时日前时，回收收益金额为：,,0,,,,=(1)()ttititRQQLMPLMP日前实时回收实际申报广东电力市场现货电能量交易实施细则128其中，,tLMP日前为日前电能量市场中第t小时内用户侧统一电价，,tLMP实时为实时电能量市场中第t小时内用户侧统一电价。当出现上述情况时，用户侧按照《广东电力市场现货结算实施细则》的要求参与现货电能量市场偏差结算，并将R回收的等额资金回收。用户侧产生的收益回收费用按照《广东电力市场现货结算实施细则》的相关规定执行。广东电力市场现货电能量交易实施细则129附表日前电能量市场申报信息表单附表1发电机组电能量报价申报表单电厂名称机组编号第一段报价第二段报价……第N段报价起始出力P1_b（MW）结束出力P1_e（MW）电能量报价C1（元/MWh）起始出力P2_b（MW）结束出力P2_e（MW）电能量报价C2（元/MWh）起始出力PN_b（MW）结束出力PN_e（MW）电能量报价CN（元/MWh）XX电厂#1机组XX电厂#2机组XX电厂……XX电厂#N机组说明：1、发电机组第一段报价的起始出力P1_b；2、发电机组最后一段报价的结束出力PN_e应等于发电机组并网调度协议中约定的额定有功功率；3、发电机组每一段报价的起始出力应等于上一段报价的结束出力，即P2_b=P1_e，以此类推；4、两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价；广东电力市场现货电能量交易实施细则1305、随着出力增加，发电机组电能量报价应单调非递减，即C1≤C2≤……≤CN；6、发电机组各段报价不可超过申报价格的上、下限限制；7、每段报价段的长度不能低于Max{（最大技术出力－最小稳定技术出力）×5%，1MW}；8、报价段数N≤10；9、机组的电能量报价应包含环保电价（含脱硫、脱硝、除尘以及超低排放电价），机组市场化电量对应的环保电价不再另行结算；10、考虑变动成本补偿后，燃气机组、燃煤机组的申报价格上下限均参照常规燃煤机组的发电成本水平进行设置。广东电力市场现货电能量交易实施细则131附表2发电机组启动费用申报表单电厂名称机组编号冷态启动费用（元/次）温态启动费用（元/次）热态启动费用（元/次）XX电厂#1机组XX电厂#2机组XX电厂……XX电厂#N机组说明：1、每台发电机组必须分冷态、温态、热态三种状态进行申报；2、发电机组申报的冷态/温态/热态启动费用不能超过相应状态的核定启动费用上下限范围；3、发电机组实际的启动状态根据调度自动化系统记录的启停机时间信息进行认定。广东电力市场现货电能量交易实施细则132附表3发电机组最小稳定技术出力费用（最小可调出力费用）申报表单电厂名称机组编号最小稳定技术出力费用（最小可调出力费用）（元/小时）XX电厂#1机组XX电厂#2机组XX电厂……XX电厂#N机组说明：发电机组申报的最小稳定技术出力费用（最小可调出力费用）不能超过核定最小稳定技术出力费用（最小可调出力费用）上下限范围。广东电力市场现货电能量交易实施细则133附表4售电公司和批发用户申报表单售电公司/用户名称第1小时电力需求（MW）第2小时电力需求（MW）……第24小时电力需求（MW）XXX公司说明：1、本表单适用于“发电侧报量报价，用户侧报量不报价”的日前电能量市场组织模式；2、售电公司和批发用户申报的每小时电力需求代表该小时内的平均用电负荷，数值上等于该小时的用电量。广东电力市场信息披露管理实施细则广东电力市场信息披露管理实施细则目录广东电力市场信息披露管理实施细则1总述.................................................................................................................................................12适用范围.........................................................................................................................................13术语定义.........................................................................................................................................14总体要求.........................................................................................................................................15信息分类.........................................................................................................................................26市场主体信息披露.........................................................................................................................37电网企业信息披露.........................................................................................................................78市场运营机构信息披露.................................................................................................................89依申请披露信息...........................................................................................................................1110信息披露变更.............................................................................................................................1311其他.............................................................................................................................................1312信息保密和封存.........................................................................................................................1413工作机制.....................................................................................................................................16附录...................................................................................................................................................18广东电力市场信息披露管理实施细则11总述为指导、规范、明确广东电力市场信息披露工作，维护市场主体合法权益，根据国家能源局《电力现货市场信息披露办法（暂行）》（国能发监管〔2020〕56号）和《广东电力市场运营规则（试行）》等文件规定，制定本细则。2适用范围本细则适用于广东电力市场的市场信息披露管理。3术语定义3.1信息披露指信息披露主体向社会公众、行业内其他市场主体提供、发布与电力市场相关数据和信息的行为。3.2信息披露主体指参与广东电力市场的市场成员，主要包括发电企业、售电公司、电力用户、电网企业和市场运营机构等。其中，市场运营机构指广东电力交易中心（简称交易中心）和广东省电力调度中心（简称广东中调）。3.3信息披露平台主要指广东电力市场交易系统，信息披露主体须通过信息披露平台按本办法规定履行信息披露义务。4总体要求4.1信息披露应遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则。广东电力市场信息披露管理实施细则24.2市场竞争所需信息应充分披露，涉密市场信息应严格保密，市场干预信息应及时封存。4.3信息披露主体应当根据法律、法规、规章和规范性文件以及市场管理制度的要求，配合提供相关数据和信息，并对信息披露的真实性、准确性、完整性负责，不得有虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏。4.4电力交易机构总体负责电力市场信息披露的实施，会同电力调度机构设立信息披露平台，为信息披露主体创造良好的信息披露条件，制定信息披露标准格式，开放数据接口。为保证市场信息安全，电力交易机构应设置市场成员访问权限，市场成员按照权限获取信息。4.5信息披露主体按照标准格式通过信息披露平台向电力交易机构提供信息，由电力交易机构通过信息披露平台发布信息。5信息分类5.1按照披露对象分类披露的信息按照信息公开范围分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。（1）公众信息：是指向社会公众披露的信息。（2）公开信息：是指向所有市场成员披露的信息。（3）私有信息：是指向特定的市场成员披露的信息。（4）依申请披露信息：是指仅在履行申请、审核程序后向申请人披露的信息。5.2按照信息内容分类广东电力市场信息披露管理实施细则3披露的信息按照信息内容和主要用途分为基本信息和运营信息。（1）基本信息：是指市场成员提供的本单位工商注册信息、市场属性信息等。（2）运营信息：是指市场成员根据市场规则和市场运行情况，定期向市场发布和披露的有关市场信息。包括交易信息、运行信息、结算信息和市场管理信息。6市场主体信息披露6.1发电企业6.1.1应披露的基本信息主要包括：（1）企业全称、企业性质、所属发电集团、工商注册时间、营业执照、统一社会信用代码（以下简称信用代码）、法人代表人（以下简称法人）、联系方式、电源类型、装机容量、所在地区等。（公众信息）（2）企业变更情况，包括企业减资、合并、分立、解散及申请破产的决定；或者依法进入破产程序、被责令关闭等重大经营信息。（公众信息）（3）与其他市场主体之间的关联企业信息。（公众信息）（4）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。（公众信息）（5）电厂机组信息，包括电厂调度名称、电力业务许可证（发电类）编号、机组调度管辖关系、投运机组台数及编号、单机容量及类型、投运日期、接入电压等级；单机最广东电力市场信息披露管理实施细则4大出力、核定最低技术出力、核定深调极限出力；机组出力受限的技术类型，如流化床、高背压供热等。（公开信息）6.1.2应披露的运营信息主要包括：（1）机组出力受限情况、机组检修及设备改造计划等。（私有信息）（2）中长期交易结算曲线、电力市场申报电能量价曲线、机组启动费用、机组最小稳定技术出力费用、辅助服务报价信息等。（私有信息）（3）机组爬坡速率、机组边际能耗曲线、机组最小开停机时间、冷温热三态启动通知时间、机组启停出力曲线、机组调试计划曲线、调频、调压、日内允许启停次数、厂用电率、热电联产机组供热信息等机组性能参数。（私有信息）（4）机组运行情况，包括出力及发电量等。（私有信息）（5）各新能源发电企业日前、实时发电预测。（私有信息）（6）发电企业燃料、燃气供应情况、存储情况、燃料供应风险等。（私有信息）（7）非国际河流水电企业来水情况、水库运行情况等。（私有信息）（8）年度报告，内容包括但不限于企业基本情况，财务状况，发电机组可用系数情况，交易合同签订及履约情况，遵守调度纪律和市场规则的情况，是否存在被监管机构行政处罚或采取其他监管措施的情况，是否存在其他违反法律法规被政府部门或司法机关处理的情况等。（公开信息）广东电力市场信息披露管理实施细则56.2售电公司6.2.1应披露的基本信息主要包括：（1）企业全称、企业性质、售电公司类型、工商注册时间、注册资本金、营业执照、信用代码、法人、联系方式、信用承诺书、资产总额、股权结构等。（公众信息）（2）企业资产证明、从业人员相关证明材料、资产总额验资报告等。（公众信息）（3）企业变更情况，企业减资、合并、分立、解散及申请破产的决定；或者依法进入破产程序、被责令关闭等重大经营信息。（公众信息）（4）与其他市场主体之间的关联关系信息。（公众信息）（5）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。（公众信息）（6）拥有配电网运营权的售电公司应当披露电力业务许可证（供电类）编号、配电网电压等级、配电区域、配电价格等信息。（公开信息）6.2.2应披露的运营信息主要包括：（1）与资产总额相匹配的年最大售电量。（公开信息）（2）履约担保缴纳信息（如有）。（公开信息）（3）中长期交易结算曲线、电力市场申报电能量价曲线、与代理电力用户签订的相关合同或者协议信息、与发电企业签订的交易合同信息。（私有信息）（4）年度报告，内容包括但不限于企业基本情况，持广东电力市场信息披露管理实施细则6续符合国家准入要求情况、财务状况，交易合同签订及履约情况，遵守市场规则的情况，是否存在被监管机构行政处罚或采取其他监管措施的情况，是否存在其他违反法律法规被政府部门或司法机关处理的情况等。（公开信息）6.3电力用户6.3.1应披露的基本信息主要包括：（1）企业全称、企业性质、行业分类、用户类别（大用户或一般用户）、工商注册时间、营业执照、信用代码、法人、联系方式、主营业务、所属行业等。（公众信息）（2）企业变更情况，企业减资、合并、分立、解散及申请破产的决定；或者依法进入破产程序、被责令关闭等重大经营信息。（仅限批发用户，公众信息）（3）与其他市场主体之间的关联关系信息。（仅限批发用户，公众信息）（4）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。（公众信息）（5）企业用电类别、接入地区、用电电压等级、供电方式、自备电源（如有）、变压器报装容量以及最大需量等。（公开信息）6.3.2应披露的运营信息主要包括：（1）大型电力用户计划检修信息，包括起始时间、终止时间、停机容量等。（公开信息）（2）电力用户用电信息，包括用电户号、用电户名、结算户号、计量点信息、用户电量信息、用户用电曲线等。广东电力市场信息披露管理实施细则7（私有信息）（3）中长期交易结算曲线、批发用户电力市场申报电能量价曲线、可参与系统调节的响应能力和响应方式等。（仅限批发用户，私有信息）7电网企业信息披露7.1基本信息（1）企业全称、企业性质、工商注册时间、营业执照、信用代码、法人、联系人、联系方式、供电区域、政府核定的输配电线损率等。（公众信息）（2）与其他市场主体之间的关联关系信息。（公众信息）（3）政府定价类信息，包括输配电价、各类政府性基金及其他市场相关收费标准等。（公众信息）（4）电网主要网络通道示意图。（公众信息）（5）电力业务许可证（输电类）、电力业务许可证（供电类）编号。（公开信息）（6）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。（公众信息）7.2运营信息（1）市场结算收付费总体情况及市场主体欠费情况。（公开信息）（2）电网企业代理优先购电、代理购电用户每月预测和实际用电量等。（公开信息）（3）各类型发电机组装机总体情况，各类型发用电负广东电力市场信息披露管理实施细则8荷总体情况等。（公开信息）（4）电网设备信息，包括线路、变电站等输变电设备投产、退出和检修情况等。（公开信息）（5）全社会用电量、三大产业用电量等。（公开信息）8市场运营机构信息披露8.1基本信息机构全称，机构性质、机构工商注册时间，股权结构、营业执照、信用代码、法人，组织机构、业务流程、服务指南、联系方式、办公地址、网站网址等。（公众信息）8.2运营信息8.2.1交易信息（1）交易公告，包括交易品种、交易主体、交易规模、交易方式、交易准入条件、交易开始时间及终止时间、交易参数、出清方式、交易约束信息、交易操作说明、其他准备信息等。（公开信息）（2）市场主体申报信息和交易结果，包括参与交易的主体数量、交易总申报电量、成交的主体数量、最终成交电量、成交均价等。（公开信息）（3）零售市场代理关系，场内交易市场主体的最终成交明细（私有信息）（4）市场边界信息，包括电网安全运行的主要约束条件、输电通道可用容量、关键输电断面及线路传输限额、必开必停机组组合及原因、非市场机组机出力曲线、备用及调频等辅助服务需求、抽蓄电站出力计划、参与市场新能源总广东电力市场信息披露管理实施细则9出力预测等。（公开信息）（5）市场参数信息，包括市场出清模块算法及运行参数、价格限制、约束松弛惩罚因子等。（公开信息）（6）市场暂停、中止、重新启动等情况。（公众信息）（7）市场干预情况原始日志，包括干预时间、干预人员、干预操作、干预原因，涉及《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（中华人民共和国国务院令第599号）规定电力安全事故等级的事故处理情形除外。（公开信息）8.2.2运行信息（1）中长期系统运行预测信息，包括：年度、月度电力电量预测，年度、月度新机组投产计划，年度、月度装机情况，年度、月度电网建设计划，年度、月度外购电送电计划，年度、月度机组检修总容量，年度、月度输变电设备检修预安排等。（公开信息）（2）中长期系统运行实际信息，包括：发电机组检修计划执行率、发电机组非计划停运情况、输变电设备检修计划执行率、输变电设备非计划停运情况、实际新机组投产情况等。（公开信息）（3）运行日系统运行预测信息，包括：日前统调负荷预测、日前广东购西电计划曲线、日前购港电计划曲线、省内A类电源总出力预测、正负备用要求、日前机组计划检修总容量、日前输变电设备检修计划、电网主要断面约束情况、运行日必开机组（群）/必停机组（群）等。日前市场出清后发布用于日前市场出清的边界条件。（公开信息）广东电力市场信息披露管理实施细则10（4）运行日系统运行实际信息，包括：系统实际统调负荷曲线、实际广东购西电曲线、实际购港电曲线、实际省内A类电源出力、实际高峰正备用、实际低谷负备用、停电/限电和事故抢修处理情况、实时运行调整情况、实际输电断面负载情况等。（公开信息）（5）参与现货市场机组分电源类型中长期合约占比、合约平均价格、总上网电量等。（公开信息）（6）市场出清类信息，包括各时段出清节点电价、出清电量，备用要求，输电断面约束及阻塞情况等。（公开信息）8.2.3结算信息（1）以月度为周期发布的电力市场结算通告，包括月度电力市场结算总体电量电费情况、补偿及考核费用情况以及不平衡资金分摊情况等。（公开信息）（2）以日为周期发布的电力市场日清算总体电量电费情况。（公开信息）（3）中长期结算曲线、分时段中长期交易结算电量及结算电价，日前偏差结算电量及日前结算电价，实时偏差结算电量及实时结算电价。（私有信息）（4）市场主体日清算电费单以及月结算电费单、电费结算依据等。（私有信息）8.2.4市场管理信息（1）电力市场适用的法律法规、政策文件。（公众信息）广东电力市场信息披露管理实施细则11（2）电力市场规则类信息，包括交易规则、交易相关收费标准，制定、修订市场规则过程中涉及的解释性文档，对市场主体问询的答复等。（公众信息）（3）市场主体基本情况，包括发电企业、售电公司、电力用户的数量及成员名单、编号、所在地等市场主体注册信息。（公众信息）（4）信用评价类信息，包括市场主体电力交易信用信息、售电公司违约情况等。（公众信息）（5）市场主体的信用评价指标数据及评价过程信息、市场主体履约担保详细信息。（私有信息）（6）公告类信息，包括电力交易机构财务审计报告、信息披露报告等定期报告、经国家能源局派出机构或者地方政府电力管理部门认定的违规行为通报、市场干预情况、第三方校验报告等。（公开信息）（7）运营总结信息。市场运营机构向市场成员发布半年度报告和年度报告。报告内容包括但不限于：市场管理相关工作制度建设情况，电力供需情况，市场准入及退出情况，市场交易组织、交易执行、交易结算情况、交易费用收缴和支付情况，市场违规，市场运营成效评估分析等。（公开信息）（8）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。（公众信息）9依申请披露信息9.1市场成员应当报送的依申请披露信息包括：广东电力市场信息披露管理实施细则12（1）电网企业报送市场用户进入市场前的用电信息。（2）电网企业报送经过信息脱敏，与市场主体所在区域密切相关的历史边界信息（原则上为180天及以前），包括220kV及以上输电设备（输电线路和变压器）联结关系、输电断面潮流情况等。。9.2依申请披露信息纳入特定管理流程。申请人应当为参与电力现货市场的市场成员，经书面向广东省能源局发起申请，由广东省能源局组织相关单位审核通过，履行保密承诺书签订手续后方可查阅相关信息。具体流程如下：（1）市场成员编制信息披露书面申请，申请内容包括但不限于申请人单位信息、申请披露的具体内容、申请信息、必要性说明、联系方式、盖章签字等。申请披露信息不得超过本细则规定范围。（2）市场成员在信息披露平台提交信息披露书面申请，由市场运营机构按月汇总后向广东省能源局报告，由广东省能源局会同南方能源监管局组织市场运营机构和相关信息披露主体研究讨论并在15个工作日内形成受理意见。不予披露的申请信息包括但不限于：非市场交易必要信息、存在行使市场力风险的信息、不具备技术条件披露的信息、存在信息安全风险的信息等。如披露信息范围需要调整，市场运营机构应及时通知申请人修改。（3）信息披露申请审核通过且申请人签订保密协议后，信息披露主体应在15个工作日内组织相关市场主体前往信息披露主体指定地点现场查阅依申请披露信息，原则上不能广东电力市场信息披露管理实施细则13拷贝、拍摄或抄录信息数据。如不能按时披露申请人提出的相关信息，应当向申请人明确延期披露的原因及时限，并在信息披露平台上专栏公示。（4）市场成员申请披露信息的数量、频次明显超过合理范围，市场运营机构可以要求申请人说明理由。经广东省能源局确认申请理由不合理的，告知申请人不予受理；认为申请理由合理，但是无法在规定的期限内披露的，可以确定延迟期限并告知申请人。10信息披露变更10.1发现披露信息有误或需要变更的，信息披露主体应在5个工作日内进行勘误或变更。10.2信息披露主体变更已披露信息，该变更行为对市场交易未造成实际影响的，该变更行为经电力交易机构确认后生效。10.3信息披露主体变更已披露信息，该变更行为对市场交易造成实际影响的，由电力交易机构会同电力调度机构对该变更行为进行影响评估。评估认定该变更行为不会妨碍市场交易正常开展的，该变更行为经电力交易机构确认后生效。评估认定该变更行为对市场交易正常开展产生较大影响的，由电力交易机构报南方能源监管局和广东省能源局研究处理。11其他11.1征得电力用户同意后，电网企业和市场运营机构应广东电力市场信息披露管理实施细则14当允许售电公司和发电企业获取电力用户历史分时用电数据、用电信息等有关信息，并约定信息开放内容、频率、时效性，以满足市场主体参与现货交易的要求。11.2市场成员可申请扩增信息，应当将书面申请发送至信息披露平台，电力交易机构收到扩增信息披露申请后应及时通知所有受影响的市场主体，并报广东省能源局审核同意后披露。扩增信息披露申请及审核结果应当通过信息披露平台专栏公示。11.3信息披露文档形式以可导出的、常规文件格式为主。11.4电力交易机构应当定期向市场主体出具信息披露报告，内容应当包含但不限于电网概况、电力供需及预测情况、市场准入、市场交易、市场结算、市场建设、违规情况、市场干预情况等。12信息保密和封存12.1公开信息向全体市场成员提供，市场成员有义务保守获取的信息，不向市场以外的单位或个人透露。12.2私有信息向特定市场成员提供。在保密期限内，市场成员应对私有信息承担保密义务，不得向第三方提供。12.3通过场内平台集中交易涉及的申报信息和最终成交明细等私有信息的保密期限为12个月；保密期满后，电力交易机构可以采用匿名的形式将市场主体申报信息向市场成员公开。12.4场外双边协商的交易结果需要提交电力交易机构确认或备案的，电力交易机构应对有关信息进行保密，未经交广东电力市场信息披露管理实施细则15易主体同意不得向第三方提供。12.5任何市场成员不得违规获取或者泄露未经授权披露的信息。市场成员的工作人员未经许可不得公开发表可能影响市场成交结果的言论。市场成员应当建立健全信息保密管理制度，定期开展保密培训，明确保密责任，必要时应当对办公系统、办公场所采取隔离措施。12.6因信息泄露影响电力市场正常运行的，报请能源监管机构和政府部门调查并追究泄密责任人相关责任。12.7信息泄露导致相关市场主体产生损失的，该市场主体可向能源监管机构和政府部门提出申诉，或通过法律途径追究泄密责任。12.8涉及以下情形的，不认定为信息泄露：（1）应监察、公安、司法、仲裁、审计等机构要求透露、使用或者提供相关信息的；（2）应能源监管机构、政府电力管理部门履行市场监管职责要求透露、使用或者提供相关信息的；（3）市场信息超过保密期限的；（4）市场主体自行将其私有信息提供给他人的。12.9信息封存是指对关键信息的记录留存，任何有助于还原运行日（指执行日前电力市场交易计划，保证实时电力平衡的自然日）情况的关键信息应当记录、封存。封存信息包括但不限于：（1）运行日市场出清模型信息；（2）市场申报量价信息；广东电力市场信息披露管理实施细则16（3）市场边界信息，包括外来（外送）电曲线、检修停运类信息、预测信息、新能源发电曲线、电网约束信息等；（4）市场干预行为，包括修改计划机组出力、修改外来（外送）电出力、修改市场出清参数、修改预设约束条件、调整检修计划、调整既有出清结果等，应当涵盖人工干预时间、干预人员、干预操作、干预原因、受影响主体以及影响程度信息等；（5）实时运行数据，包括机组状态及机组出力曲线、电网实时频率等。（6）市场结算数据、计量数据。12.10电力交易机构、电力调度机构应当建立市场干预记录管理机制，明确记录保存方式。任何单位或者个人不得违法违规更改已封存信息。市场干预情况按周向市场主体进行披露，定期报政府电力管理部门和能源监管机构备案，保证市场干预行为的公平性。12.11封存的信息应当以易于访问的形式存档，并且存储系统应满足访问、数据处理和安全方面的要求。信息的封存期限为5年，特殊情形除外。13工作机制13.1电力交易机构会同电力调度机构指定具体负责信息披露的部门和人员，公开咨询电话和电子邮箱。13.2其他信息披露义务人应设置专人负责信息披露相关业务，并将相关人员名单、联系方式报电力交易机构。人员变动时应在15个工作日内进行更新并报电力交易机构。广东电力市场信息披露管理实施细则1713.3市场主体对披露的信息内容、时限等有异议或者疑问，可向电力交易机构提出，由电力交易机构责成信息披露主体予以解释及配合。13.4本细则中信息披露内容根据电力市场运营情况进行动态调整或补充完善，相关修改履行必要的程序后生效。13.5电力交易机构会同电力调度机构独立或配合能源监管机构组织的专业机构，对市场信息披露总体情况作出评价，从信息披露的有效性、易于使用性和保密性等方面对信息披露情况进行分析。13.6电力交易机构会同电力调度机构可依据本细则编制中长期电能量市场和现货电能量市场涉及的市场信息披露指引或作业指导书并予以公布。广东电力市场信息披露管理实施细则18附录广东电力市场信息披露基本内容一、公众信息信息编号信息类型发布时间颗粒度提供方1.1电力市场适用的法律法规、政策文件相关法规政策制定后-电力交易机构1.2市场规则（细则）相关规则制定后-电力交易机构1.3市场主体注册流程市场启动前包括注册申请表范本、服务指南等电力交易机构1.4市场成员企业基本信息市场启动前（及时更新）企业全称、企业性质、信用代码、股权结构等市场成员1.5市场主体注册、注销或者变更类别的详细信息发生时-市场主体1.6关联企业信息市场启动前电网企业的关联企业，市场主体之间的关联关系市场成员1.7政府定价类信息市场启动前（及时更新）目录电价、输配电价、政府性基金电网企业1.8市场主体费用组成市场启动前费用说明以及核定方式电力交易机构1.9信用评价类信息市场启动前（及时更新）市场主体电力交易信用信息、售电公司违约情况等电力交易机构1.10争议解决流程市场启动前-电力交易机构1.11市场力检测市场启动前-电力交易机构1.12《电网运行方式编制流程》市场启动前-电力调度机构1.13负荷预测方法和流程市场启动前-电力调度机构1.14外来（外送）电预测及其在连接点电量的分配方法市场启动前-电网企业/电力调度机构1.15电网主要网络通道示意图市场启动前电压等级覆盖220kV及以上电网企业/电力调度机构1.16调频、各类备用等辅助服务需求计算方法以及采购流程市场启动前-电力调度机构1.17数据通信格式流程细则市场启动前-电力交易机构广东电力市场信息披露管理实施细则19二、公开信息信息编号信息类型发布时间颗粒度提供方2.1电厂机组信息市场启动前（及时更新）电厂调度名称，电力业务许可证（发电类）编号，机组调度管辖关系，投运机组台数以及编号，单机容量及类型，投运日期，接入电压等级；单机最大出力、核定最低技术出力、核定深调极限出力；机组出力受限的技术类型，如流化床、高背压供热等发电企业2.2各发电单元的发电能力每年发布未来3到10年的数据每年发电企业2.3机组总检修容量日前申报结束前每个交易时间单元发电企业2.4机组停运信息（起始时间，终止时间，停机容量）尽快发布每个交易时间单元发电企业2.5售电公司履约保函缴纳信息（如有）滚动更新履约保函缴纳情况，并结合资产总额确定其售电量规模限额售电公司/电力交易机构2.6拥有配电网运营权售电公司基本信息市场启动前（及时更新）电力业务许可证（供电类）编号、配电网电压等级、配电区域、配电价格等信息拥有配电网运营权售电公司2.7企业用电信息市场启动前（及时更新）企业用电类别、接入地区、用电电压等级、供电方式、自备电源（如有）、变压器报装容量以及最大需量等电力用户2.8大型电力用户计划检修信息（起始时间，终止时间，停机容量）尽快发布每个交易时间单元电力用户2.9电网企业基本信息市场启动前（及时更新）电力业务许可证（输电类）、电力业务许可证（供电类）编号电网企业2.10市场主体欠费情况滚动更新欠费周期、欠费金额等电网企业2.11优先购电、代理购电用户每月预测和实际用电量尽快发布每月电网企业广东电力市场信息披露管理实施细则20信息编号信息类型发布时间颗粒度提供方2.12电网基本情况市场启动前（及时更新）各类型发电机组装机总体情况，各类型发受电负荷总体情况等电网企业2.13全社会用电量、三大产业用电量每年、每季度发布次年、下一季度预测每年、每季度电网企业2.14电力交易机构财务审计报告次年5月31日前-电力交易机构2.15市场日历市场启动前多年、年、月、周、多日、日各类交易计划安排电力交易机构2.16交易公告滚动更新交易品种、交易主体、交易规模、交易方式、交易准入条件、交易开始时间以及终止时间、交易参数、交易约束信息、交易操作说明、其他准备信息等电力交易机构2.17市场交易情况交易完成后公布交易规则允许的交易颗粒度，包括交易的主体数量、交易总申报电量、成交主体数量、最终成交电量、成交均价、安全校核结果等电力交易机构2.18市场交易执行情况交易周期结束后交易规则允许的交易颗粒度，包括交易结算电量、交易结算均价等电力交易机构2.19不平衡资金分摊情况根据结算规则确定-电力交易机构2.20信息披露报告等定期报告每月电网概况、电力供需及预测情况、市场准入、市场交易、市场结算、市场建设、违规情况、市场干预情况等。详细信息包含但不限于设备检修及投退役情况、电能量及辅助服务市场交易情况、断面约束及阻塞情况、边界条件重大变化情况、不平衡资金明细及分摊方式等。电力交易机构2.21争议解决结果争议解决后-电力交易机构广东电力市场信息披露管理实施细则21信息编号信息类型发布时间颗粒度提供方2.22年度电网运行计划（风险防范内容除外）每年发布次年每年电力调度机构2.23经国家能源局派出机构或者地方政府电力管理部门认定的违规行为通报、市场干预情况等发生时-电力交易机构2.24年度负荷预测每年发布次年预测，至少留存10年每月电网企业2.25年前系统间联络线输电能力预测（考虑所有已知影响）每年发布次年预测每年电力调度机构2.26电网设备检修计划每年发布次年计划（每日更新）每日电网企业/电力调度机构2.27重要线路实际停运及其影响的发用电设备（包括计划检修与非停）计划检修在每年发布次年情况（及时更新）；非停在停运后尽快发布每个交易时间单元电力调度机构2.28月度电网运行计划（风险防范内容除外）每月发布次月每月电力调度机构2.29月前系统间联络线输电能力预测（考虑所有已知影响）次月至未来12月（初期可按次月至年底）滚动更新每周（分峰谷平段）电力调度机构2.30周前负荷预测滚动预测未来1到8周负荷每个交易时间单元（初期可按每小时）电力调度机构2.31周前系统间联络线输电能力预测（考虑所有已知影响）每周发布下一周预测每个交易时间单元电力调度机构2.32重要线路与变压器平均潮流与热稳定极限值（可视化）每周发布上一周数据每小时电力调度机构2.33周前新能源总出力预测发布来三天预测每个交易时间单元电力调度机构2.34周前水电（含抽蓄）总出力预测每周发布下一周预测每个交易时间单元电力调度机构2.35市场参数信息日前申报结束前市场出清模块算法及运行参数、价格限值、约束松弛惩罚因子电力调度机构广东电力市场信息披露管理实施细则22信息编号信息类型发布时间颗粒度提供方2.36电网安全约束条件日前申报结束前运行方式安排、关键输电断面及线路传输限额等电力调度机构2.37必开必停机组名单以及原因日前申报结束前必开必停机组明细及原因电力调度机构2.38电网设备信息日前申报结束前线路、变电站等输变电设备投产、退出和检修情况电网企业/电力调度机构2.39日前负荷预测运行日日前发布，至少留存一周每个交易时间单元电力调度机构2.40日前系统间联络线输电曲线预测（考虑所有已知影响）日前申报结束前每个交易时间单元电力调度机构2.41发电出力预测（总出力、非市场机组出力）日前申报结束前每个交易时间单元电力调度机构2.42市场出清电量、节点边际电价出清后尽快发布披露所有节点的节点边际电价、市场总出清电量电力调度机构2.43机组状态及实际发电出力（总出力、非市场机组出力）实时运行结束后尽快发布每个交易时间单元电力调度机构2.44参与现货市场机组中长期合约占比、合约平均价格、总上网电量（分电源类型）实时运行结束后尽快发布每日电力交易机构2.45实时运行信息实时运行结束后尽快发布，至少留存2年每个交易时间单元的实际负荷、系统备用信息，重要通道实际输电情况、实际运行输电断面约束及其影子价格波动范围、联络线潮流，输变电设备检修计划执行率、发电机组检修计划执行率、非市场机组实际出力曲线等电网企业/电力调度机构2.46第三方校验报告正式运行前，正式运行的按照市场管理委员会指定的时间-市场运营机构广东电力市场信息披露管理实施细则23信息编号信息类型发布时间颗粒度提供方2.47市场运营机构采取的任何对市场交易产生影响的操作，包括市场干预情况（涉及《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（中华人民共和国国务院令第599号）规定电力安全事故等级的事故处理情形除外）等潮流以及操作应当在实时运行后尽快发布，其他信息可在运行次日发布每个交易时间单元电力调度机构/电力交易机构2.48日前、实时市场出清的输电断面约束及阻塞情况实时运行结束后尽快发布每个交易时间单元-电力调度机构广东电力市场中长期电能量交易实施细则广东电力市场中长期电能量交易实施细则广东电力市场中长期电能量交易实施细则1目录1总述.................................................................................................................................................32适用范围.........................................................................................................................................33术语定义.........................................................................................................................................34市场主体.........................................................................................................................................45基本要求.........................................................................................................................................55.1交易方式..............................................................................................................................55.1.1双边协商交易...........................................................................................................55.1.2集中竞价交易...........................................................................................................55.1.3滚动撮合交易...........................................................................................................55.1.4挂牌交易...................................................................................................................65.2交易品种..............................................................................................................................65.2.1市场合约交易品种...................................................................................................65.2.2电网代购市场电量合约交易等品种.......................................................................65.3合约要素..............................................................................................................................65.3.1交易单元...................................................................................................................65.3.2合约周期...................................................................................................................75.3.3合约电量...................................................................................................................75.3.4分解曲线...................................................................................................................75.3.5交易价格...................................................................................................................75.3.6结算参考点...............................................................................................................75.4分解曲线..............................................................................................................................75.4.1自定义分解曲线.......................................................................................................75.4.2常用分解曲线...........................................................................................................86交易价格机制.................................................................................................................................86.1价格成交机制......................................................................................................................86.1.1集中竞价...................................................................................................................86.1.2滚动撮合...................................................................................................................96.1.3双边协商和挂牌.......................................................................................................96.2价格上下限约束................................................................................................................107交易电量约束...............................................................................................................................107.1月度净合约量约束............................................................................................................107.1.1月度净合约量计算.................................................................................................117.1.2月度净合约量上限.................................................................................................117.1.3发布与调整.............................................................................................................137.2月度累计交易量约束........................................................................................................137.2.1月度累计交易量计算.............................................................................................147.2.2月度累计交易量上限.............................................................................................147.2.3发布与调整.............................................................................................................147.3可申报电量约束................................................................................................................157.3.1基本要求.................................................................................................................15广东电力市场中长期电能量交易实施细则27.3.2可申报电量额度.....................................................................................................157.4分时段电量约束................................................................................................................168双边协商交易组织.......................................................................................................................178.1交易要求............................................................................................................................178.2交易流程............................................................................................................................179挂牌交易组织...............................................................................................................................189.1交易要求............................................................................................................................189.2交易流程............................................................................................................................199.2.1交易前信息发布.....................................................................................................199.2.2挂牌申报.................................................................................................................199.2.3摘牌交易.................................................................................................................209.2.4交易校核.................................................................................................................209.2.5结果发布.................................................................................................................2010集中竞争交易组织.....................................................................................................................2010.1交易要求..........................................................................................................................2010.2交易流程..........................................................................................................................2110.2.1交易前信息发布...................................................................................................2110.2.2集中竞价...............................................................................................................2210.2.3滚动撮合...............................................................................................................2210.2.4月度集中竞争交易综合价格计算.......................................................................2310.2.5交易校核...............................................................................................................2410.2.6结果发布...............................................................................................................2411电网代购市场电量合约交易.....................................................................................................2511.1电网代购市场电量交易..................................................................................................2511.1.1用户电量预测.......................................................................................................2511.1.2交易要求...............................................................................................................2511.1.3可申报电量额度...................................................................................................2611.1.4成交机制...............................................................................................................2611.1.5交易流程...............................................................................................................2611.2电网代购市场电量合约双边协商转让交易..................................................................2611.2.1交易要求...............................................................................................................2611.2.2可申报电量额度...................................................................................................2711.2.3交易流程...............................................................................................................2711.3电网代购市场电量合约挂牌转让交易..........................................................................2711.3.1交易要求...............................................................................................................2711.3.2可申报电量额度...................................................................................................2711.3.3交易流程...............................................................................................................2811.4其他..................................................................................................................................28广东电力市场中长期电能量交易实施细则31总述为规范开展场内集中交易与场外协商交易互补、常用曲线合约与自定义曲线合约相结合的中长期电能量市场交易，提供多频次组织的年、月、周及多日等交易品种，实现广东电力中长期电能量市场与南方（以广东起步）电力现货电能量市场有效衔接，根据《广东电力市场运营规则（试行）》，制定本细则。2适用范围本细则适用于现货市场环境下的中长期电能量交易。3术语定义（1）中长期电能量交易（以下简称中长期交易），是指中长期电能量市场（以下简称中长期市场）中以多年、年、月、周及日以上为交易组织周期，以电能量为标的开展的市场化交易，交易结果经交易校核通过后生效，交易形成的市场合约和电网代购市场电量合约按《广东电力市场结算实施细则》规定进行结算。（2）交易单元，指市场主体参加中长期各交易品种的基本单位。（3）标的月，指中长期交易电量所属的月份。（4）交易日，对中长期集中交易，是指交易中心统一组织开放交易的日历日；对中长期双边协商交易，是指交易申报与确认的日历日。（5）统一结算点，全部市场用户的结算节点，目前也是用于中长期合约结算的虚拟节点。广东电力市场中长期电能量交易实施细则4（6）市场合约电量，指市场主体在中长期市场中所成交的市场化电量。（7）电网代购市场电量合约，指电网企业为满足代理购电用户需求，从市场机组购买并接受市场价格的电量合约。（8）基数电量合约，指政府主管部门下达的年度基数电量、执行政府核定上网电价。（9）可申报电量额度，指市场主体参加中长期交易时可申报交易电量的额度，该额度按不同品种、不同标的分别计算。（10）交易价格，指市场主体在参加中长期交易时成交的电能量价格，采用绝对价格形式。（11）综合价格，指根据集中竞争交易中所有成交量价计算出的电能量价格，采用绝对价格形式，按标的分别计算。（12）交易系统。指中长期交易子系统。4市场主体参与中长期交易的市场主体包括符合准入条件并完成准入注册的发电企业、售电公司和批发用户等。符合准入条件的新建机组可以参加中长期市场，其中年度双边协商合约的起始时间不得早于机组承诺完成成套启动试运行时间，其他交易品种在完成成套启动试运行后方可参加。广东电力市场中长期电能量交易实施细则5参加中长期市场的售电公司须与零售用户签订零售合同并提交广东电力交易中心（以下简称交易中心）登记备案、建立零售关系后方可参与交易。5基本要求5.1交易方式中长期交易采用双边协商交易和集中交易两种方式，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。5.1.1双边协商交易双边协商交易是指市场主体间通过自主协商形成交易结果的交易方式，由合约双方在规定时间节点前通过交易系统完成交易申报与确认，采用自定义分解曲线，经交易校核通过后生效。5.1.2集中竞价交易集中竞价交易是指设置交易报价截止时间，交易系统汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果，采用常用分解曲线，经交易校核通过后生效。5.1.3滚动撮合交易滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，交易系统按照价格优先、时间优先的原则进行滚动撮合成交，采用常用分解曲线，经交易校核通过后生效。广东电力市场中长期电能量交易实施细则65.1.4挂牌交易挂牌交易是指市场主体通过交易系统，将需求电量或者可提供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。采用自定义分解曲线，经交易校核通过后生效。5.2交易品种5.2.1市场合约交易品种市场合约交易品种主要包括双边协商交易、集中竞争交易（采用集中竞价+滚动撮合交易方式）及挂牌交易等。5.2.2电网代购市场电量合约交易等品种电网代购市场电量合约交易等品种主要包括：电网代购市场电量交易、电网代购市场电量合约双边协商转让交易、电网代购市场电量合约挂牌转让交易、核电基数转让交易、关停机组电量转让交易。其中，关停机组电量转让交易仅限于提前关停机组的关停补偿电量交易，交易电量按合同结算，不作调整。5.3合约要素5.3.1交易单元（1）发电企业以法人单位、机组为交易单元参与中长期交易，以各交易品种要求为准。一套联合循环机组视为单一机组。（2）售电公司和批发用户以法人单位为交易单元参与中长期交易，非独立法人的批发用户经法人单位授权，可作广东电力市场中长期电能量交易实施细则7为交易单元参与中长期交易。（3）中长期交易的成交双方不能为同一交易单元。5.3.2合约周期中长期合约的起止时间，以完整日历日为基本单位。5.3.3合约电量中长期合约周期内交易的总电量。5.3.4分解曲线合约电量的分解曲线，用于合约电量在合约周期内的分解。5.3.5交易价格中长期合约电量的成交价格，采用绝对价格形式。5.3.6结算参考点中长期合约电量的结算节点，该节点的日前电能量市场价格作为中长期合约的结算依据。现阶段中长期交易市场合约的结算节点均选取为统一结算点；条件成熟后，允许市场主体自行选择结算参考点。5.4分解曲线包括自定义分解曲线和常用分解曲线两类。5.4.1自定义分解曲线自定义分解曲线由市场主体自主提出，将合约电量在合约周期内转换为分时电量。广东电力市场中长期电能量交易实施细则85.4.2常用分解曲线常用分解曲线由交易中心会同调度机构制定发布，将合约电量转换为分时电量。（1）年度分月电量比例（Y）：年度分月电量比例。（2）分日电量比例（M）：工作日、周六、周日、法定节假日、调休节假日等多种典型日的电量比例。（3）日分时电量比例（D）：将日电量平均分解至交易标的内各小时的电量比例。交易中心可根据市场需要采用其他日分时电量比例，具体以交易中心发布的交易公告为准。6交易价格机制6.1价格成交机制6.1.1集中竞价集中竞价采用边际出清方式形成价格。将买方申报按价格由高到低排序、卖方申报按价格由低到高排序，依次配对形成交易对。交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。以最后一个成交对的买方申报价格、卖方申报价格的算数平均值作为集中竞价阶段的统一成交价格。广东电力市场中长期电能量交易实施细则96.1.2滚动撮合交易系统按不同标的进行即时自动匹配撮合，对于提交的买方申报，将未成交的卖方申报按价格由低到高排序，依次与之配对形成交易对。对于提交的卖方申报，将未成交的买方申报按价格由高到低排序，依次与之配对形成交易对。交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格，当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。滚动撮合阶段可成交交易对的成交价格计算方法如下：（1）前一笔交易成交价格大于等于买方申报价格时，成交价格为买方申报价格；（2）前一笔交易成交价格小于等于卖方申报价格时，成交价格为卖方申报价格；（3）前一笔交易成交价格小于买方申报价格且大于卖方申报价格时，成交价格为前一笔交易成交价格；（4）集中竞价成交价格作为滚动撮合阶段第一笔交易成交价格。当集中竞价阶段未形成成交价格时，滚动撮合阶段首个可成交交易对的买方申报价格和卖方申报价格的算术平均值作为滚动撮合阶段第一笔交易成交价格。6.1.3双边协商和挂牌双边协商成交价格（含价格形成机制）由双方在合同中协商确定；挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成交的价格机制。广东电力市场中长期电能量交易实施细则106.2价格上下限约束综合考虑发电企业运营成本、市场用户电价承受能力等因素，对中长期交易设置市场申报、成交价格上下限，各交易品种对应执行。其中，月度集中竞争交易考虑现货价格水平分时段设置市场申报、成交价格上下限，具体计算方法如下：（1）按照一定加权比例对上一年同期月份、最近月份的24个时段日前市场统一结算点电价按小时分别加权计算平均值，得到24小时现货平均价格曲线。根据实际运行情况，可对该24小时现货平均价格曲线进行调整。（2）按比例缩放修正。对24小时现货平均价格求算术平均值P均，计算参考基准价与P均的比例，将24小时现货平均价格曲线逐时段价格乘该比例，使该现货平均曲线进行缩放使其算术平均值为参考基准价，得到标的月参考价格曲线。（3）标的月参考价格曲线按其逐时段价格扣除超低排放价格后的上下浮动得到逐时段限价区间，即：时段i的价格上限=Pi+（Pi-超低排放价格）×上浮比例时段i的价格下限=Pi-（Pi-超低排放价格）×下浮比例7交易电量约束7.1月度净合约量约束月度净合约量是指市场主体所交易标的月合约电量的代数和。广东电力市场中长期电能量交易实施细则117.1.1月度净合约量计算发电机组标的月净合约量=标的月电网代购市场电量（核电为基数计划，下同）+Σ卖出标的月电网代购市场电量-Σ买入标的月电网代购市场电量+Σ卖出标的月市场合约电量-Σ买入标的月市场合约电量批发用户/售电公司标的月净合约量=Σ买入标的月市场合约电量-Σ卖出标的月市场合约电量。独立储能标的月净合约量按照买入、卖出电量分别统计。7.1.2月度净合约量上限市场主体的月度净合约量上限按照以下方法确定。（1）发电侧1）年度（分月）交易年度交易分月平均小时数＝（年度电量总规模-核电年度市场电量规模）×分月电量比例/（∑直接参与市场交易的机组（简称直接交易机组，下同）分月有效装机容量（不含核电机组）×容量系数）燃煤发电机组月度净合约量上限＝年度交易分月平均小时数×机组有效装机容量×容量系数×[k0－k1×（机组发电煤耗－全省分月平均发电煤耗）/全省分月平均发电煤耗]直接交易机组中除核电外的其他类型发电机组参照煤耗最低的燃煤发电机组确定交易电量上限。核电机组年度交易分月电量上限=核电机组年度市场电量规模×分月电量比例广东电力市场中长期电能量交易实施细则122）月度（含月内）交易发电机组月度净合约量上限=发电机组月度交易申报电量上限+年度市场合约分月电量+标的月电网代购市场电量（计划）+Σ卖出标的月电网代购市场电量-Σ买入标的月电网代购市场电量其中：月度市场交易平均小时数=（月度市场用户总用电需求-可再生能源成交电量-核电机组月度市场电量上限）/（∑直接交易机组机组装机容量（不含核电机组）×容量系数）其中：核电机组月度市场电量上限=核电月度全电量上限-已有基数电量（含合同转让交易结果）燃煤发电机组月度市场电量上限＝燃煤发电机组装机容量×容量系数×月度市场交易平均小时数×[k0－k1×（机组发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗]k0根据当月供需形势计算得到，直接交易机组中除核电外的其他类型发电机组参照煤耗最低的燃煤发电机组确定市场电量上限。除核电外的发电机组月度交易申报电量上限=月度市场电量上限－已有市场电量（不含合同转让交易结果），为负取0。核电发电机组月度交易申报电量上限=核电月度全电量上限-已有基数和市场电量（含合同转让交易结果），为负取0。发电机组净合约量下限为0。广东电力市场中长期电能量交易实施细则13（2）用户侧1）年度交易售电公司/批发用户月度净合约量上限=历史同期月份实用电量×y22）月度（含月内）交易售电公司/批发用户月度净合约量上限=所申报次月用电需求。批发用户/售电公司月度净合约量下限均为0。（3）独立储能月度净合约量上限=额定容量×当月天数×单日平均充放电次数×y3。7.1.3发布与调整交易中心按月计算发布市场主体月度净合约量上限。因净合约量上限调整，导致市场主体已持有月度净合约量超过上限时，由交易中心负责通知市场主体在规定时间内处理。交易中心对零售关系变更及其合约进行监控，发现零售关系异常的，按相关规定及时处置，并报能源监管机构和政府主管部门。其他因生产实际情况确需调整交易上限的，由市场主体向交易中心提出申请，交易中心组织调度机构、供电企业等相关单位核实后，提出处理建议，经能源监管机构和政府主管部门同意后执行。7.2月度累计交易量约束月度累计交易量是指市场主体买入和卖出标的月合约广东电力市场中长期电能量交易实施细则14电量的绝对值之和。7.2.1月度累计交易量计算发电机组标的月累计交易量=Σ标的月电网代购市场电量（计划）+卖出标的月电网代购市场电量+Σ买入标的月电网代购市场电量+Σ卖出标的月市场合约电量+Σ买入标的月市场合约电量批发用户/售电公司/独立储能标的月累计交易量=Σ买入标的月市场合约电量+Σ卖出标的月市场合约电量7.2.2月度累计交易量上限除核电外发电机组月度累计交易量上限=（发电机组月度交易申报电量上限+年度合同分月电量）×调整参数f2+标的月电网代购市场电量（计划）+Σ卖出标的月电网代购市场电量+Σ买入标的月电网代购市场电量核电发电机组月度累计交易量上限=max（核电月度全电量上限-已有基数和市场电量（含合同转让交易结果），已有基数和市场电量（含合同转让交易结果））×调整参数f2用户侧月度累计交易量上限=月度净合约量上限×调整参数f2独立储能月度累计交易量上限=月度净合约上限×调整系数f3。7.2.3发布与调整交易中心按月计算发布市场主体月度累计交易量上限，于交易前发布市场主体月度累计交易量上限。广东电力市场中长期电能量交易实施细则157.3可申报电量约束7.3.1基本要求（1）市场主体应在可申报电量额度范围内参加中长期市场交易。（2）交易中心根据市场主体月度净合约量上下限、月度累计交易量上限、信用额度对应可交易电量及历史交易情况，计算并发布其可申报电量额度。已申报未成交电量视同已成交电量纳入可申报电量计算，交易结束后根据交易结果更新。（3）市场主体在进行交易申报时，月以上合约电量分解至月度后须满足各月可申报电量额度，跨月合约电量按日所属月份计入月度合约电量后须满足月度可申报电量额度。（4）中长期交易实行大额申报制度。单个交易日内，市场主体任一月度净合约量减少值不得超过该月净合约量上限的一定比例s%（大额申报比例参数）。7.3.2可申报电量额度（1）发电侧发电机组可申报卖出电量额度=min{（月度净合约量上限-本次交易前持有月度净合约量-本次交易申报卖出月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}发电机组可申报买入电量额度=min{（本次交易前持有月内市场合约电量-本次交易申报买入月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}广东电力市场中长期电能量交易实施细则16（2）用户侧批发用户/售电公司可申报买入电量额度=min{(月度净合约量上限-本次交易前持有月度净合约量-本次交易申报买入月内市场合约电量），（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}批发用户/售电公司可申报卖出电量额度=min{（本次交易前持有月内市场合约电量-本次交易申报卖出月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}（3）独立储能独立储能可申报卖出电量额度=min{（月度净合约量上限-本交易日申报卖出月内市场合约电量-本交易日前已卖出月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}独立储能可申报买入电量额度=min{（月度净合约量上限-本交易日申报买入月内市场合约电量-本交易日前已买入月内市场合约电量）,（月度累计交易量上限-已发生月度累计交易量）}7.4分时段电量约束月度及多日分时段集中竞争交易在月度净合约量约束和累计合约量约束的基础上，应用分时段电量约束。发电机组、售电公司/批发用户在参与分时段交易时，需确保其各时段净合约电量大于等于0。发电机组、独立储能参与分时段交易需确保各时段成交电量（分解后）不大于装机容量的一定倍数。售电公司/批发广东电力市场中长期电能量交易实施细则17用户参与分时段交易需确保各时段成交电量（分解后）不大于月度申报电量需求对应平均负荷的一定倍数。8双边协商交易组织8.1交易要求（1）双边协商交易可按年度、月度、周为周期开展，其中，年度双边协商交易的标的为次年市场合约电量；月度双边协商交易的标的为次月市场合约电量；周双边协商交易的标的为D+3日起的市场合约电量，以7天为最小合约周期。双边协商采用自定义分解曲线。（2）发电企业以法人单位为交易单元签订双边协商交易合同，合同需分解至机组。（3）双边协商合约内容应包括合约周期、交易电量、交易价格、分解曲线等要素。（4）年度、月度双边协商交易中，发电企业只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司只可作为市场合约买方参加交易，独立储能可同时作为合约的买方、卖方参加交易。周双边协商交易中，可允许市场主体同时作为合约的买方、卖方参与交易。（5）交易双方应在其可申报电量额度范围内开展交易，交易电量应满足最小交易电量要求且为基本单位电量的整数倍，交易价格应满足最小价格单位，不得超过市场成交价格上下限。8.2交易流程双边协商交易包括交易申报与确认、交易校核和结果发广东电力市场中长期电能量交易实施细则18布等环节：交易双方达成意向后，由一方在交易系统提交交易申报，另一方对申报内容进行确认。申报提交后，计入提交方已申报未成交电量；申报确认后，计入确认方已申报未成交电量。交易双方应于交易公告发布的截止日期前完成交易申报与确认。交易中心根据已发布的市场主体交易电量约束对已确认的申报信息进行校核，通过交易校核后，生成正式交易结果并作为结算依据。交易中心通过交易系统发布年度双边协商交易正式结果，交易双方依据正式结果签订线上合同并作为结算依据。9挂牌交易组织9.1交易要求（1）挂牌交易可按年度、月度、周为周期开展，其中，年度挂牌交易的标的为次年年度市场合约电量；月度挂牌交易的标的为次月市场合约电量；周挂牌交易的标的为次周开始的市场合约电量，以7日为最小合约周期；挂牌交易采用自定义分解曲线。（2）发电企业以机组为交易单元参加挂牌交易。（3）年度、月度挂牌交易中，发电企业只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司只可作为市场合约买方参加交易，独立储能可同时作为合约的买方、卖方参加交易。周挂牌交易中，可允许市场主体同时作为合约的买方、卖方参与交易。广东电力市场中长期电能量交易实施细则19（4）挂牌交易中，市场主体可以只挂牌或只摘牌，也可同时挂牌和摘牌。（5）挂牌交易实行单向交易制度，市场主体在单个交易日内，对相同合约周期内电量只可进行单方向的买入或卖出（包括挂牌和摘牌操作），以其合约周期内第一笔成交电量的方向为准。（6）挂牌交易的合约周期、交易电量、交易价格、分解曲线等信息由挂牌方确定。（7）挂牌交易视情况启动大宗交易制度。对申报成交电量超过一定规模的，挂牌方需提前向交易中心进行申报，经同意后，由挂牌方在交易系统实名进行申报。9.2交易流程挂牌交易包括交易前信息发布、挂牌申报、摘牌交易、交易校核、结果发布等环节。9.2.1交易前信息发布交易中心在不迟于交易日的1个工作日前，通过交易系统发布交易相关信息，包括但不限于：（1）交易时段、交易代码；（2）最小交易电量、基本单位电量、最小价格单位、市场成交价格上下限等。9.2.2挂牌申报市场主体在交易时段内申报挂牌，挂牌内容包括合约周期、交易电量、交易价格、分解曲线等内容。挂牌采用匿名机制。广东电力市场中长期电能量交易实施细则20市场主体应在可申报电量额度范围内开展交易申报，申报电量应满足最小交易电量要求且为基本单位电量整数倍，满足最小价格单位，不得超过相关价格约束。9.2.3摘牌交易市场主体根据交易系统发布的挂牌信息进行摘牌操作，接受挂牌方全部或部分挂牌电量、挂牌价格、分解曲线等信息。摘牌操作生效后形成初步结果，由交易中心即时发布。9.2.4交易校核挂牌交易结束后，交易中心对初步交易结果进行校核，未通过交易校核的异常成交结果按照相关规定处理。9.2.5结果发布交易中心通过交易系统发布挂牌交易正式结果。挂牌交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。10集中竞争交易组织10.1交易要求（1）集中竞争交易交易可按年度、月度、多日等为周期开展，其中，年度集中竞争交易的标的为次年分月、分峰平谷的市场合约电量；月度集中竞争交易采用分24小时分时段交易的形式，标的为次月24个小时的市场合约电量；多日交易标的为D+2至D+4分时段的电量（周一二三组织的交易标的为D+2至D+4，周四五的标的为D+2至D+5，如遇国家法定节假日则做相应调整）。年度、月度集中竞争交易广东电力市场中长期电能量交易实施细则21采用常用曲线分解。（2）发电企业以机组为交易单元参加集中竞争交易。（3）年度集中竞争交易中，发电企业只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司和批发用户只可作为市场合约买方参加交易，独立储能可同时作为合约的买方、卖方参加交易；月度集中竞争交易中，发电企业只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司、批发用户和独立储能可同时作为市场合约买方、卖方参加交易；多日分时段集中竞争交易中，可允许市场主体同时作为合约的买方、卖方参与交易。（4）集中竞争交易实行单向交易制度。市场主体单个交易日内对相同标的只可进行单方向买入或卖出，以其第一笔成交合约电量的方向为准。当第一笔成交交易为买入电量，则当天只可继续提交买入电量申报；当第一笔成交交易为卖出电量，则当天只可继续提交卖出电量申报。相同标的买入电量申报和卖出电量申报不能同时存在。10.2交易流程集中竞争交易包括交易前信息发布、集中竞价、滚动撮合、交易校核、结果发布等环节。10.2.1交易前信息发布交易中心在不迟于交易日的1个工作日前，通过交易系统发布交易相关信息，包括但不限于：（1）交易时段、交易标的、交易代码、曲线形式等；（2）最小交易电量、基本单位电量、最小价格单位、广东电力市场中长期电能量交易实施细则22市场成交价格上下限、集中竞争交易申报价格约束等。10.2.2集中竞价集中竞价阶段先于滚动撮合阶段开展，包括集中申报、集中撮合、结果发布等环节。（1）集中申报。市场主体在申报时间窗口内，按标的申报拟买入或卖出的交易电量与价格，申报信息不公开。市场主体应在可申报电量额度范围内开展交易申报，申报电量应满足最小交易电量要求且为基本单位电量整数倍，满足最小价格单位，不得超过相关价格约束。（2）集中撮合。集中申报结束后，交易系统按不同标的分别进行集中撮合，原则如下:将买方申报按价格由高到低排序、卖方申报按价格由低到高排序，依次配对形成交易对。交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。（3）初步结果发布。集中竞争交易阶段结束后，由交易中心发布初步交易结果。集中竞价阶段未成交的交易申报自动进入滚动撮合阶段。10.2.3滚动撮合滚动撮合阶段包括交易申报、滚动撮合、结果发布等环节。（1）交易申报。市场主体在交易时段内，按标的申报广东电力市场中长期电能量交易实施细则23拟买入或卖出的交易电量与价格，申报信息匿名即时公布。市场主体应在可申报电量额度范围内开展交易申报，申报电量应满足最小交易电量要求且为基本单位电量整数倍；申报价格采用绝对价格形式，满足最小价格单位，不得超过相关价格约束。市场主体未成交的交易申报可在交易窗口时间内撤销，已成交的交易申报不能撤销。（2）滚动撮合。交易系统按不同标的进行即时自动匹配撮合，原则如下：对于提交的买方申报，将未成交的卖方申报按价格由低到高排序，依次与之配对形成交易对。对于提交的卖方申报，将未成交的买方申报按价格由高到低排序，依次与之配对形成交易对。交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。（3）初步结果发布由交易中心即时发布滚动撮合阶段初步交易结果。10.2.4月度集中竞争交易综合价格计算分时段成交价格浮动比例={[（集中竞价阶段成交电量×集中竞价阶段出清价格）+Σ（滚动撮合阶段成交电量×滚动撮合阶段成交价格）]/（集中竞价阶段成交电量+滚动撮合阶段成交电量）-分时段参考价格}/（分时段参考价格-0.01元/广东电力市场中长期电能量交易实施细则24千瓦时）。月度集中竞争交易加权浮动比例=Σ（分时段成交电量×分时段成交价格浮动比例）/Σ分时段成交电量若某时段成交的电量或市场主体数量不满足认定要求，则该时段的成交结果不纳入月度集中交易加权浮动比例的计算；若24个时段均未纳入月度集中交易加权浮动比例的计算，则取上月月度集中竞争交易加权浮动比例作为本月月度集中竞争交易加权浮动比例。根据参考基准价、月度集中竞争交易加权浮动比例计算得到月度集中竞争交易加权综合价。根据分时段参考价格、成交价格浮动比例计算月度分时段综合价。其中对于成交的电量或市场主体数量不满足认定要求，以月度集中竞争交易加权浮动比例代替该时段成交价格浮动比例计算分时段综合价。10.2.5交易校核集中竞争交易结束后，交易中心对集中竞价阶段和滚动撮合阶段的初步交易结果进行校核，未通过交易校核的异常成交结果按照相关规定处理。10.2.6结果发布交易中心通过交易系统发布集中竞争交易正式结果。集中竞争交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。广东电力市场中长期电能量交易实施细则2511电网代购市场电量合约交易11.1电网代购市场电量交易11.1.1用户电量预测优先购电用户、代理购电用户用电量均按整体进行预测。（1）优先购电用户用电量预测。年度层面，原则上按照近三年优先购电用户实际用电量平均增速预测年度总电量，以近三年分月平均用电量为比例分解至月。月度层面，原则上按照优先购电用户近三个月当年、上年的两年平均增速对预测量进行修正。（2）代理购电用户用电量预测。年度、月度原则上均按照“统调购电量－市场购电用户总需求电量－优先购电用户预测用电量－线损”的计算方式进行预测。考虑近年历史数据受极端天气、新冠疫情、社会经济环境等影响呈弱规律性，电网企业在开展电量预测过程中，若判断用户用电量可能存在较大不确定性，必要时可在上述原则基础上，进一步综合省级气象台预测，以及本省疫情、经济政策调整等客观情况，对预测结果进行修正。11.1.2交易要求（1）采用挂牌交易的形式组织代购市场电量交易，由电网企业预测采购市场机组电量需求，乘以上限系数后作为挂牌电量，由直接参与市场交易的燃煤、燃气机组摘牌。（2）电网代购市场电量交易中，发电企业以法人单位或机组为交易单元参加交易，若以法人单位为交易单元，电广东电力市场中长期电能量交易实施细则26量需分解至机组。11.1.3可申报电量额度机组可摘牌电量额度=电网企业挂牌电量×机组代购电量上限比例。11.1.4成交机制若机组总摘牌电量小于电网企业代购市场电量需求，则成交不足部分按照各机组剩余可摘牌电量空间分配至机组；若机组总摘牌电量超过电网企业代购市场电量需求，则按照各机组摘牌电量比例确定其成交电量。11.1.5交易流程电网代购市场电量交易包括交易前信息发布、电网企业挂牌、机组摘牌、电量分配、交易校核、结果发布等环节，参见挂牌交易组织。11.2电网代购市场电量合约双边协商转让交易11.2.1交易要求（1）电网代购市场电量合约双边协商转让交易的标的为次月电网代购市场电量，通过绝对价格模式交易，无需曲线分解。（2）电网代购市场电量双边协商转让交易中，发电企业以法人单位或机组为交易单元参加交易，若以法人单位为交易单元，电量需分解至机组。广东电力市场中长期电能量交易实施细则2711.2.2可申报电量额度机组可受让卖出电量额度=发电机组可用装机容量×负荷率上限×24×当月天数×（1-厂用电率）-本交易日前持有月度净合约量-本交易日申报受让月内电网代购市场电量机组可申报出让电量额度=本交易日前持有月内电网代购市场电量-本交易日申报出让月内电网代购市场电量11.2.3交易流程电网代购市场电量双边协商交易包括合同提交与确认、交易校核和结果发布等环节，参见双边协商交易。11.3电网代购市场电量合约挂牌转让交易11.3.1交易要求（1）电网代购市场电量合约挂牌转让交易的标的为次月电网代购市场电量，通过绝对价格模式交易，无需曲线分解。（2）电网代购市场电量挂牌转让交易中，发电企业以机组为交易单元参加交易。11.3.2可申报电量额度机组可受让卖出电量额度=发电机组可用装机容量×负荷率上限×24×当月天数×（1-厂用电率）-本交易日前持有月度净合约量-本交易日申报受让月内电网代购市场电量机组可申报出让电量额度=本交易日前持有月内电网代购市场电量-本交易日申报出让月内电网代购市场电量广东电力市场中长期电能量交易实施细则2811.3.3交易流程电网代购市场电量挂牌交易包括交易前信息发布、挂牌申报、摘牌交易、交易校核、结果发布等环节，参见挂牌交易组织。11.4其他核电机组基数电量、代购电量可参照本细则11.2通过双边协商的方式在核电机组间进行转让交易；关停机组补偿电量可参照本细则11.2通过双边协商的方式与其他机组进行转让交易。广东电力现货市场结算实施细则广东电力现货市场结算实施细则广东电力现货市场结算实施细则目录1总述......................................................................................................................................................12适用范围..............................................................................................................................................13术语定义..............................................................................................................................................14市场结算主要权责..............................................................................................................................45结算原则..............................................................................................................................................76结算流程..............................................................................................................................................97批发市场结算....................................................................................................................................118零售市场及终端用户结算...............................................................................................................279退补管理............................................................................................................................................2810分摊及返还电费..............................................................................................................................3211网间平衡结算..................................................................................................................................6012辅助服务结算..................................................................................................................................6013电费结算流程..................................................................................................................................6114其他事项..........................................................................................................................................62附件........................................................................................................................................................65广东电力市场现货结算实施细则第1页1总述为规范南方（以广东起步）电力现货市场结算工作，根据《广东电力市场运营规则（试行）》，制定本细则。2适用范围本细则适用于广东电力市场电能量交易结算，主要内容包括：市场结算主要权责、结算原则、结算流程、批发市场结算、零售市场及终端用户结算、退补管理、分摊及返还电费、网间平衡结算、电费结算流程及其他事项等。涉及非现货可再生能源交易、需求响应等项目的结算，按照《广东省可再生能源交易规则（试行）》、《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》等相关文件执行。3术语定义（1）交易中心：指广东电力交易中心有限责任公司。（2）交易系统：指交易中心负责建设、运营和管理的电力市场技术支持系统，即广东电力交易系统。（3）交易电量：是指根据交易规则对市场合约电量分解，形成对应交易日24时合约分时电量。（4）结算电费：批发市场用户、零售用户、售电公司或发电企业支付或获取的电能量总电费，包含电能量电费、退补电费、分摊或返还电费等。（5）节点边际电价：指在满足当前输电网络设备约束条件和各类其它资源的工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时所需要增加的边际成本，简称节点电价。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。广东电力市场现货结算实施细则第2页（6）参考基准价：指变动成本补偿、用户侧峰谷平衡等结算用的参考基准。（7）统一结算点电价：统一结算点是用于现货三部制结算的虚拟节点。现阶段，对批发市场用户，日前（或实时）市场的每小时统一结算点电价为直接参与交易的机组总市场电能量电费除以直接参与交易的机组总市场电量得到。（8）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购电用户总电量占比进行加权计算值。（9）实时市场月度加权平均综合电价：指实时市场当月内所有统一结算点电价按对应时段市场购电用户总用电量占比进行加权计算值。（10）零售合同：指售电公司与零售市场用户签订的明确双方权利义务以及量、价、费等交易结算条款的合同。（11）结算合同：指省级电网企业与售电公司签订的明确结算关系、结算计量点、结算周期等合同，或市场主体注册时签订的结算协议条款。（12）机组返还电费：根据《广东电力市场现货电能量交易实施细则》，当燃煤、燃气机组存在热电联产机组申报供热流量曲线偏差率、机组日内临时非计划停运、机组实时发电计划执行偏差、运行日限高限低等情形被考核且需要返还现货偏差结算收益的电费；当参与现货的新能源交易单元存在功率预测偏差、实时发电计划执行偏差等情形被考核且需要返还现货偏差结算收益的电费；当参与现货的独立储能广东电力市场现货结算实施细则第3页存在实时发电计划执行偏差需要返还现货偏差结算收益的电费。（13）电网企业：省级电网企业及其下属供电企业和增量配网企业。（14）批发市场用户：指售电公司和直接参与批发市场的电力用户，也称用户侧。（15）零售市场用户：指通过售电公司代理参与批发市场交易的电力用户。（16）市场购电用户：指直接从电力市场购电（直接向发电企业或售电公司购电）的用户。（17）代理购电用户：指未直接从电力市场购电、由电网企业代理购电的工商业用户。（18）优先购电用户：指执行居民（含执行居民电价的公益性事业用户）、农业目录销售电价政策和标准的用户。（19）日期：本细则所指的“日清算”和“月结算”时间为自然日，实际操作中以交易中心发布的结算日期为准。（20）市场发用电量不平衡偏差电费：现货模式下，市场发电按日前市场出清电量结算，用户侧按日前申报电量结算，发用两侧结算电量存在不平衡，从而产生的偏差电费。（21）中长期合约：是指以多年、年、月、周及日以上为周期的合约(含代购市场电量、核电基数及代购电量等）。（22）中长期合约阻塞电费：是指中长期合约发电节点与合约电量结算参考点间的价差引起的阻塞电费。广东电力市场现货结算实施细则第4页（23）中长期交易电量正负符号定义：发电侧（含参与现货的新能源交易单元、独立储能）卖出电量为正、买入电量为负；用户侧买入电量为正、卖出电量为负。（24）净合约电量：是指交易后市场主体原有净合约电量与交易电量的代数和。（25）净合约综合价格：是指交易后市场主体持有的净合约量单价。（26）代购市场电量：指发电企业通过参与电力批发交易或作为市场价格接受者、对应电网企业代理购电用户的市场化电量。（27）现货市场月度均价：指日前市场月度加权平均综合电价和实时市场月度加权平均综合电价的算术平均值；用于优先购电用户和代理购电用户月度偏差损益电费。4市场结算主要权责4.1市场购电用户主要权责：4.1.1按照市场规则参与市场交易，履行交易合同或零售合同及与供电企业签订的供用电合同，享受输配电服务。4.1.2支付电能量电费、输配电费和政府性基金及附加等费用，获取相关方履行合同的信息、资料及查阅计量数据，根据合同约定按时足额缴纳电费，其中违约金起征日期统一为电费发行后第八天。4.1.3在交易系统填写、确认用电户号和计量点号，确认与售电公司的零售关系、结算方式和价格等信息。广东电力市场现货结算实施细则第5页4.1.4在临时结算结果公示后审核确认本企业结算结果并反馈意见。4.2售电公司主要权责：4.2.1按照规则参与市场交易，履行交易合同、结算合同及零售合同，向电网企业支付或收取电费，在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信息、资料及查阅计量数据。4.2.2在交易系统上完成电子合同签订与备案，并填写及确认零售结算方式、价格等信息，在临时结算结果公示后审核确认本企业结算结果并反馈意见。4.3发电企业主要权责：4.3.1按照市场规则参与市场交易，履行交易合同、与电网企业签订的购售电合同，向电网企业收取或支付电费。4.3.2在临时结算结果公示后审核确认本企业结算结果并反馈意见。4.4电网企业主要权责：4.4.1提供输配电服务，无歧视向电力用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务，按规定收取输配电费等。4.4.2负责向交易中心提供每天24小时各时段机组上网电量和历史上网电量、机组上网电价、市场购电用户每天24小时各时段实际用电量和历史用电量、优先购电用户、代理购电用户的预测月度总电量需求与实广东电力市场现货结算实施细则第6页际月度总用电量等结算准备数据。其中，广东电网公司负责计量数据的汇总。4.4.3接受日清算电量电费信息，对网间平衡的日清月结临时结算结果进行审查确认并及时反馈意见。4.4.4根据交易中心出具的结算依据，按照政府性基金及附加等政策要求，出具市场主体的电费账单，负责市场主体的电费结算及收付，负责零售用户电费账单解释，及时向交易中心反馈市场电费缴付情况。其中，省级电网企业负责代收代付发电企业、售电公司电费。4.5电力调度机构主要权责：4.5.1向交易中心提供日前及实时市场96点出清电量及出清价格、机组启停次数、必开及热电联产等特殊机组标签、代购市场电量月前调整系数、机组返还电费等相关结算准备数据。4.5.2配合交易中心出具结算依据，参与协调交易结算问题。4.6交易中心主要权责：4.6.1负责根据市场规则（细则）拟定市场结算操作性规范、指引等结算业务管理制度。4.6.2负责出具电力市场结算依据。4.6.3负责电力市场电能量电费计算，发布临时结算结果。4.6.4披露电力市场年度、月度、日结算电量电费等信息。4.6.5建设和运维交易系统，负责结算功能开发、算法维广东电力市场现货结算实施细则第7页护等工作。4.6.6组织协调交易结算问题。5结算原则5.1结算周期批发市场采用“日清月结”工作模式，电费计算周期为日，以小时为基本计算时段，出具日清算临时结算结果；以月度为周期开展电费结算，出具结算依据，其中月度指自然月1日0时整至月末最后1日24时整（下同）。零售市场以月度为周期开展电费结算，出具结算依据。5.2结算模式5.2.1批发市场采取三部制结算模式：中长期合约全电量结算（含中长期合约阻塞电费），日前市场与中长期市场的偏差电量按日前市场价格结算，实时市场与日前市场的偏差电量按实时市场价格结算。5.2.2中长期市场根据合同约定价格（即按规则分解后的净合约综合价）对中长期合约电量做全电量结算；中长期合约阻塞电费承担方由合同双方约定，现阶段按照有关方案规定执行。5.2.3日前市场根据日前市场交易结果与中长期合约电量的差值做偏差结算，偏差结算价格为日前市场价格。5.2.4实时市场根据实际上网电量（或实际用电量）与日前市场交易结果的差值做偏差结算，偏差结算价格为实时市场价格。5.2.5代购市场电量价格取中长期年度、月度交易的月度广东电力市场现货结算实施细则第8页加权均价（不含核电中长期合约）。5.2.6对于直接参与交易的市场机组，总市场结算电量根据市场购电用户总实际用电量确定，总代购市场结算电量根据代理购电用户总实际用电量确定，并设置代购市场电量进度系数上下限，对系数超出限值的电费损益进行补偿或回收。5.2.7优先购电用户（含线损，下同）实际月度总用电量与预测月度总用电量的偏差，按现货市场月度均价与代购市场电量价格的差值计算月度偏差损益电费。5.2.8代理购电用户实际月度总用电量与预测月度总用电量的偏差，按现货市场月度均价与代购市场电量价格的差值计算月度偏差损益电费。5.2.9按照市场主体“权责对等”的原则，分科目对机组启动补偿电费、机组返还电费、市场盈余等电费项独立记录，明确分摊（返还）方式。5.3结算电价5.3.1发电侧现货市场结算电价为机组所在物理节点的节点电价，用户侧现货市场结算电价采用统一结算点电价进行结算，发、用电两侧每小时的节点电价等于该时段内每15分钟节点电价的算术平均值。5.3.2脱硫、脱销、除尘及超低排放电价按照《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广东电力市场现货结算实施细则第9页题的通知》（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；实际未支付的超低排放电费按季度返还给全体工商业用户。5.3.3本细则电费计算公式涉及的结算参数以发布的现货试运行实施方案或者相关政府文件为准。6结算流程6.1结算数据准备6.1.1中长期交易电量按照《广东电力市场现货电能量交易实施细则》规定，在日前市场开市前进行分解上报。具体包括：年度、月度、周等为周期的中长期交易价格和分时电量，分时电量以1小时为时间间隔。6.1.2运行日提前1日（D-1日）完成日前市场出清，运行日（D日）完成实时市场出清。D-1日获取D日的日前市场交易结果，D+1日获取D日实时市场交易结果。具体包括:发电侧的所有节点日前、实时市场出清上网电量、出清价格，用户侧各节点的出清价格，以15分钟为时间间隔；日前机组组合安排；必开、热电联产等特殊机组标签；启停及机组返还电费相关结算准备数据等。6.1.3交易系统在获取运行日（D日）的日前市场及实时市场出清数据后，按照相应的规则拟合形成日前市场和实时市场发用电两侧分时结算电价。6.1.4运行日后第2天（D+2日），电网企业以机组和计量点为最小单位，采集全部市场购电用户、机组的分广东电力市场现货结算实施细则第10页时表码；在运行日后第3天（D+3日），电网企业以机组和计量点为最小单位，将运行日（D日）的机组、市场购电用户每小时电量数据推送给交易系统，包括机组分时电量和用户计量点分时电量。6.1.5分时计量数据采集失败时，由供电企业提供电量拟合数据用于市场化结算，拟合办法详见附件。6.2日清算6.2.1运行日后第4天（D+4日），交易系统计算运行日（D日）的结算电费；运行日后第5天（D+5日），经审核后发布日清算临时结算结果。具体包括：各市场主体当日每小时不同交易类型的结算电量、电价、电费，当月累计电量电费情况。6.2.2市场主体在日清算临时结算结果发布后，对结算电量、电价、电费进行确认，在2日内反馈意见，在规定时间内无反馈的视同确认无异议。6.2.3交易中心根据各方处理意见，对当月需调整的日清算临时结算结果进行重算，并重新发布。6.3月结算6.3.1电网企业每月5日12时前完成全月修正电量推送，每月8日完成优先购电用户月度总用电量预测值及实际值、代理购电用户月度总用电量预测值及实际值的推送；交易中心每月11日根据上一月日清算结果、零售市场结算结果以及历史月份的退补结算结果，出具上月月结算初步结算结果，并发布给市场主体查询广东电力市场现货结算实施细则第11页核对。具体包括：各市场主体当月累计结算电量、电价、电费，考核电费，分摊、返还等电费明细。6.3.2市场主体在月结算初步结算结果发布后，对结算数据进行核对，在规定时间内反馈意见，无反馈的视同核对无异议。6.3.3交易中心于每月12日前形成上一月的月结算正式结算结果，发布至市场主体和供电企业。6.3.4电网企业收到交易中心结算依据后，按本细则和合同约定开展电费结算。6.3.5在日清、月结结果确认过程中，交易中心负责对市场主体市场结算电费异常进行处理，电网企业负责对电量异常进行处理。7批发市场结算7.1用户侧结算用户侧（售电公司和批发用户）电能量电费支出包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、分摊电费、返还电费等。计算公式如下：C支出=C中长期合约+C日前+C实时+C分摊+C返还其中：C支出为用户侧电费支出；C中长期合约为用户侧中长期合约电能量电费；C日前为用户侧日前市场偏差电能量电费；C实时为用户侧实时市场偏差电能量电费；C分摊为用户的系统运行补偿等分摊电费，具体见10章；广东电力市场现货结算实施细则第12页C返还为用户的用户侧偏差收益转移等返还电费，具体见10章。7.1.1中长期合约全电量结算用户侧中长期合约以小时为周期开展全电量结算，按照净合约分时电量、合约分时价格（净合约综合价）计算中长期电能量电费。公式为：C中长期合约=ΣQ中长期净合约,t×P中长期净合约,t其中：C中长期合约为用户中长期电能量电费；Q中长期净合约,t为T时段中长期净合约电量；P中长期净合约,t为T时段中长期净合约综合价格。7.1.2日前市场偏差结算市场起步初期，日前市场出清采用发电侧单边报价模式，批发市场用户根据日前市场申报的分时电量（双边报价模式下为用户日前市场所出清的T时段电量）与中长期合约电量之间的差额，以日前市场统一结算点电价计算偏差电费。公式为:C日前=Σ[(Q日前,t－Q中长期净合约,t)×P日前统一,t]其中：C日前为用户日前市场偏差电能量电费支出；Q日前,t为用户日前市场所申报的T时段需求电量（双边报价模式下，为用户日前市场所出清的T时段电量）,已扣减该时段需求侧响应中标容量折算的电量；Q中长期净合约,t为T时段中长期净合约电量；广东电力市场现货结算实施细则第13页P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。7.1.3实时市场偏差结算用户侧根据用户实际分时用电量与日前市场申报的分时电量之间的差额，以及实时市场统一结算点电价计算偏差电费。公式为：C实时=Σ[(Q实时,t－Q日前,t)×P实时统一,t]其中：C实时为用户实时市场偏差电能量电费支出；Q实时,t为用户实时市场T时段实际用电量，已扣减该时段可再生合同电能量结算电量；Q日前,t为用户日前市场申报的T时段需求电量；P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价。7.2发电侧结算7.2.1批发市场电费总收入直接参与交易的市场机组总电费由代购市场电量电费与市场化电费总收入构成，其中市场化电费总收入包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期合约阻塞电费、补偿电费、返还电费及考核电费。计算公式如下：R=R代购市场电量+R市场化=R代购市场电量+R中长期合约+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R补偿+R返还及考核其中：广东电力市场现货结算实施细则第14页R为直接参与交易的市场机组电费收入；R代购市场电量为代购市场电量电费收入，参与现货的新能源交易单元为基数电量电费收入，核电为相应的基数及代购市场电量电费收入；R中长期合约为机组中长期合约电能量电费收入；R日前为机组日前市场偏差电能量电费收入；R实时为机组实时市场偏差电能量电费收入；R中长期合约阻塞为机组中长期合约阻塞电费收入；R补偿为机组运行补偿等电费，具体见10章；R返还及考核为机组日内临时非计划停运偏差费用返还、机组热电联产考核等返还考核电费，具体见10章。7.2.2代购市场电量电费结算（1）发电侧根据代购市场电量实结电量和代购市场电量净合约综合价格计算全电量电费。公式为：R代购市场电量=ΣQ代购市场电量,t×P综合,t其中：R代购市场电量为代购市场电量电费；Q代购市场电量,t为机组T时段代购市场电量实结电量，核电机组为相应的基数电量和代购市场电量，现货新能源交易单元为相应的基数电量；P综合,t为机组T时段代购市场电量综合价格，核电机组、现货新能源交易单元的基数电量为相应的批复上网电价（不含补贴），核电代购市场电量为参考基准价；（2）各机组T时段机组的代购市场电量需按照进度系广东电力市场现货结算实施细则第15页数进行统一调整，得到实结电量。公式为：Q代购市场电量实结电量,t=(Q总上网,t-Q总用电,t)×（Q代购市场电量计划,t/Q总代购市场电量计划,t)其中:Q代购市场电量实结电量,t为该机组T时段代购市场电量的实结电量；Q总上网,t为直接参与交易的市场机组T时段实际总上网电量；Q总用电,t为市场购电用户T时段实际总用电量；Q代购市场电量计划,t为该机组T时段代购市场电量计划值；Q总代购市场电量计划,t为直接参与交易的机组T时段代购市场电量计划值之和。本计算公式均不含省外水电受让电量、核电基数电量、核电代购市场电量、现货新能源交易单元基数电量。计算直接参与交易的市场机组代购市场电量实结电量时，优先保证跨省转让、省内核电基数电量、核电代购市场电量、现货新能源交易单元基数电量刚性执行（100%结算），再计算整体直接参与交易的市场机组剩余代购市场电量计划的完成进度系数。（3）省外水电机组作为代购市场电量受让方时，受让电量刚性还原至出让方，即指出让方出让电量不受市场用电量波动影响，100%结算。省内核电机组作为代购市场电量或基数电量出让方时，出让电量不受市场用电量波动影响，100%结算。广东电力市场现货结算实施细则第16页7.2.3中长期合约电费结算发电侧按照机组中长期合约分时电量和净合约综合价格计算全电量电费。公式为：R中长期合约=ΣQ中长期净合约,t×P中长期净合约,t其中：R中长期合约为机组中长期合约电能量电费；Q中长期净合约,t为机组T时段中长期净合约电量；P中长期净合约,t为机组T时段中长期净合约综合价格。7.2.4日前市场偏差结算机组根据日前市场出清电量与中长期合约电量之间的差额，以日前市场节点电价计算偏差电费。公式为：R日前=Σ（Q日前,t－Q中长期净合约,t－Q代购市场电量,t）×P日前,t其中：R日前为机组日前市场偏差电能量电费；Q日前,t为机组日前市场T时段出清电量；Q代购市场电量,t为机组T时段净代购市场电量实结电量，核电机组为相应的基数及代购市场电量、现货新能源交易单元为相应的基数电量；Q中长期净合约,t为机组T时段中长期净合约电量；P日前,t为机组所在节点日前市场T时段结算电价。7.2.5实时市场偏差结算发电侧根据机组实际分时上网电量与日前市场出清的分时电量之间的差额，以及实时市场节点电价计算偏差电费。公式为：广东电力市场现货结算实施细则第17页R实时=Σ[（Q上网,t－Q日前,t）×P实时,t]其中：R实时为机组实时市场偏差电能量电费；Q上网,t为机组实时市场T时段上网电量；Q日前,t为机组日前市场T时段出清电量；P实时,t为机组所在节点实时市场T时段结算价格。7.2.6中长期合约阻塞电费结算发电侧中长期合约阻塞电费按照机组中长期分时净合约电量，以机组日前市场节点电价和日前市场统一结算点电价的差值结算，计算公式为：R中长期合约阻塞=Σ[Q中长期净合约,t×(P日前,t－P日前统一,t)]其中：R中长期合约阻塞为机组中长期合约阻塞电费；Q中长期净合约,t为机组T时段中长期分时净合约电量；P日前,t为日前市场机组所在节点的T时段结算电价；P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。7.3独立储能结算独立储能电能量市场电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、日前偏差电费、实时偏差电费、中长期阻塞电费、考核电费和分摊返还电费组成。计算公式如下：R＝R中长期合约＋R日前偏差＋R实时偏差＋R中长期阻塞+R考核+R分摊返还式中：R为独立储能电能量市场电费；广东电力市场现货结算实施细则第18页R中长期合约为独立储能中长期合约电费；R日前偏差为独立储能日前偏差电费；R实时偏差为独立储能实时偏差电费；R中长期阻塞为独立储能中长期阻塞电费；R考核为独立储能考核电费，具体见10章；R分摊返还为独立储能分摊返还电费，初期暂不计算分摊返还电费，后续视运行情况另行发文明确。7.3.1独立储能中长期合约电费独立储能按照中长期合约分时电量和净合约综合价格计算全电量电费。公式为：R中长期合约=ΣQ中长期净合约,t×P中长期净合约,t其中：R中长期合约为独立储能中长期合约电能量电费；Q中长期净合约,t为独立储能T时段中长期净合约电量；P中长期净合约,t为独立储能T时段中长期净合约综合价格。7.3.2独立储能日前偏差电费独立储能每小时日前市场出清电量与中长期合约电量的偏差，按照所在节点日前市场分时价格结算。R日前=Σ（Q日前,t－Q中长期净合约,t）×P日前,t其中：R日前为独立储能日前市场偏差电能量电费；Q日前,t为独立储能日前市场T时段出清电量；Q中长期净合约,t为独立储能T时段中长期净合约电量；广东电力市场现货结算实施细则第19页P日前,t为独立储能所在节点日前市场T时段结算电价。7.3.3独立储能实时偏差电费独立储能每小时实际充放电量与日前市场出清电量的偏差，按照所在节点实时市场分时价格结算。R实时=Σ[（Q实际,t－Q日前,t）×P实时,t]其中：R实时为独立储能实时市场偏差电能量电费；Q实际,t为T时段实际充放电量，放电电量为正、充电电量为负；Q日前,t为独立储能日前市场T时段出清电量；P实时,t为独立储能所在节点实时市场T时段结算价格。7.3.4独立储能中长期阻塞电费独立储能单独结算中长期阻塞电费，按照中长期分时净合约电量，以独立储能日前市场节点电价和日前市场统一结算点电价的差值结算。公式为：R中长期合约阻塞=Σ[Q中长期净合约,t×(P日前,t－P日前统一,t)]其中：R中长期合约阻塞为独立储能中长期合约阻塞电费；Q中长期净合约,t为独立储能T时段中长期分时净合约电量；P日前,t为日前市场独立储能所在节点的T时段结算电价；P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。7.4配套机制7.4.1变动成本补偿根据机组实际月度上网电量（核电机组、参与现货交易广东电力市场现货结算实施细则第20页的新能源交易单元取扣减转让前基数电量后的实际月度上网电量）和度电补偿标准计算变动成本补偿电费，度电补偿标准为机组批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）叠加超低排放电价后，与参考基准价之差。机组批复上网电价按政府最新价格政策文件执行。变动成本补偿费用由全体工商业用户按照月度用电量比例分摊。R变动成本补偿=P度电补偿标准×Q实际上网电量其中：R变动成本补偿为机组获得的变动成本补偿电费；P度电补偿标准为机组的度电补偿标准；Q实际上网电量为机组实际上网电量，参与市场交易的核电机组为上网电量扣减转让前基数电量，参与现货的新能源交易单元为上网电量扣减基数电量。市场代购电源及应急电源的上网电量参照上述规则计算变动成本补偿。7.4.2用户侧峰谷平衡机制建立临时性用户侧峰谷平衡机制，按照峰平谷f1：1：f2的比例要求，基于基准价，对售电公司按照其零售用户高峰时段电量收取基准价的（f1-1）倍，对售电公司按照所代理用户低谷时段电量补偿基准价的（1-f2）倍，f1、f2具体数值由现货试运行方案明确；峰谷时段按照《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕331号）的规定及后续政策规定执行，深圳市用户的峰谷时广东电力市场现货结算实施细则第21页段划分按深圳市峰谷分时电价政策执行；执行峰谷价格政策的批发用户参照售电公司应用峰谷平衡机制，原不执行峰谷价格政策的用户不应用峰谷平衡机制。应用峰谷平衡机制所产生的损益纳入峰谷平衡费用，以月度为单位，按用电量比例由用户侧分摊；市场购电用户的输配电价按照《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕331号）及后续政策规定执行，深圳市用户按深圳市峰谷分时电价政策执行，蓄冷用户按照《关于我省电网企业开展代理购电问题的批复》（粤发改价格函〔2021〕2348号）及后续政策规定执行；市场购电用户缴纳的输配电费与电网公司按照政府核定标准收取的输配电费差额之间的差额资金纳也入用户侧峰谷平衡费用。后续市场成熟后，可优化或取消用户侧峰谷平衡机制。7.4.3用户侧尖峰加价电费用户侧尖峰加价电费包括尖峰电能量加价电费和尖峰输配电价加价电费，向原执行峰谷价格政策的市场购电用户收取。尖峰电能量加价电费方面，按照市场月度加权平均价×峰段系数f1×0.25收取尖峰加价费用，其中市场月度加权平均价取售电公司（含批发市场大用户）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）；深圳峰段系数f1暂定1.53、其他地市峰段f1暂定1.7、蓄冷用户广东电力市场现货结算实施细则第22页峰段f1暂定1.65，视市场运行情况动态调整。尖峰输配电价加价电费方面，按照对应各类别、各电压等级峰段输配电价的0.25倍收取，深圳用户尖峰输配电价按深圳市峰谷分时电价政策执行。市场购电用户尖峰加价电费的用途将另行制定。市场购电用户尖峰电价的实施范围、执行时间、执行时段按照有关文件规定执行。7.4.4优先购电用户偏差结算优先购电用户总体按月偏差结算，对其实际月度总用电量与预测月度总用电量的偏差结算损益电费，包括偏差损益电费和预测差额损益返还电费。（1）偏差损益电费优先购电用户实际月度总用电量与预测月度总用电量的偏差，按现货市场月度均价与代购市场电量价格的差价结算损益电费。计算公式如下：C优购偏差损益＝(Q优购实际－Q优购预测)×(P现货－P代购)式中：C优购偏差损益为优先购电用户偏差损益电费，对于优先购电用户正数表示支出、负数表示收入；Q优购实际为优先购电用户实际月度总用电量，以电网公司次月8号推送的数据为准，不作退补修正；Q优购预测为优先购电用户预测月度总用电量；P现货为现货市场月度均价；P代购为代购市场电量价格。广东电力市场现货结算实施细则第23页（2）预测差额损益返还电费对优先购电用户预测月度总用电量超出实际月度总用电量L%至U%范围的差额电量，按照代购市场电量价格与现货市场月度均价的差价返还损益电费。计算公式如下：C优购预测差额损益返还＝Q优购预测差额×(P代购－P现货)Q优购预测差额＝max{Q优购实际×L%－Q优购预测，0}＋min{Q优购实际×U%－Q优购预测，0}式中：C优购预测差额损益返还为优先购电用户预测差额损益返还电费，对于优先购电用户正数表示支出、负数表示收入；P现货为现货市场月度均价；P代购为代购市场电量价格；Q优购预测差额为优先购电用户预测差额电量；Q优购实际为优先购电用户实际月度总用电量，以电网公司次月8号推送的数据为准，不作退补修正；Q优购预测为优先购电用户预测月度总用电量；L%为预测电量允许下限比例，U%为预测电量允许上限比例。7.4.5代理购电用户偏差结算代理购电用户总体按月偏差结算，对其实际月度总用电量与预测月度总用电量的偏差结算损益电费，包括偏差损益电费和预测差额损益返还电费。（1）偏差损益电费代理购电用户实际月度总用电量与预测月度总用电量广东电力市场现货结算实施细则第24页的偏差，按现货市场月度均价与代购市场电量价格的差价结算损益电费。计算公式如下：C代购偏差损益＝(Q代购实际－Q代购预测)×(P现货－P代购)式中：C代购偏差损益为代理购电用户偏差损益电费，对于代理购电用户正数表示支出、负数表示收入；Q代购实际为代理购电用户实际月度总用电量，以电网公司次月8号推送的数据为准，不作退补修正；Q代购预测为代理购电用户预测月度总用电量；P现货为现货市场月度均价；P代购为代购市场电量价格。（2）预测差额损益返还电费对代理购电用户预测月度总用电量超出实际月度总用电量L%至U%范围的差额电量，按照代购市场电量价格与现货市场月度均价的差价返还损益电费。计算公式如下：C代购预测差额损益返还＝Q代购预测差额×(P代购－P现货)Q代购预测差额＝max{Q代购实际×L%－Q代购预测，0}＋min{Q代购实际×U%－Q代购预测，0}式中：C代购预测差额损益返还为代理购电用户预测差额损益返还电费，对于代理购电用户正数表示支出、负数表示收入；P现货为现货市场月度均价；P代购为代购市场电量价格；Q代购预测差额为代理购电用户预测差额电量；广东电力市场现货结算实施细则第25页Q代购实际为代理购电用户实际月度总用电量，以电网公司次月8号推送的数据为准，不作退补修正；Q代购预测为代理购电用户预测月度总用电量；L%为预测电量允许下限比例，U%为预测电量允许上限比例。7.4.6代购系数超限返还电费设置市场机组代购市场电量进度系数上下限，对限值范围以外电量的电费损益进行补偿或回收。代购市场电量分时调整系数超出限值范围的时段，按照机组所在节点日前市场分时价格与代购市场电量价格之差乘以超系数限值电量计算机组分时补偿（回收）电费，按月累计得到机组月度超限返还电费，予以全额补偿或回收，记为代购系数超限返还电费。计算公式如下：R代购系数超限返还电费＝ΣQ超系数限值,t×(P日前,t－P代购)Q超系数限值,t＝(min{k－k1，0}＋max{k－k2，0})×Q代购计划,t式中：R代购系数超限返还电费为机组全月累计代购系数超限返还电费，正数表示收入、负数表示支出；P日前,t为机组所在节点日前市场T时段结算电价；P代购为代购市场电量价格；Q超系数限值,t为机组T时段调整系数超限值对应电量；Q代购计划,t为机组T时段转让前代购市场电量计划值；k为代购市场电量分时调整系数；k1为代购市场电量调整系数下限，k2为代购市场电量调广东电力市场现货结算实施细则第26页整系数上限。7.4.7煤机超发电能力返还电费燃煤机组（关停机组除外）转让前年度、月度中长期电量以及代理购电结算电量之和超出机组发电能力的时段，按照机组所在节点日前市场分时价格与代理购电交易价格之差乘以调整系数限值范围内的超发电能力电量计算机组分时补偿（回收）电费，按月累计得到月度煤机超发电能力返还电费，予以全额补偿或回收，记为煤机超发电能力返还电费。计算公式如下：R煤机超发电能力返还＝ΣQ超发电能力,t×(P日前,t－P代购)Q超发电能力,t＝max{Q中长期,t＋min{k，k2}×Q代购计划,t－Q发电能力,t，0}式中：R煤机超发电能力返还为机组全月累计煤机超发电能力返还电费；P日前,t为机组所在节点日前市场T时段结算电价；P代购为代购市场电量价格；Q超发电能力,t为机组T时段中长期及代购市场电量超发电能力电量；Q代购计划,t为机组T时段转让前代购市场电量计划值；Q发电能力,t为机组T时段发电能力，按装机容量或供热上限换算的分时电量（扣除厂用电），其中机组供热上限取当日各时段实时供热负荷上限的算术平均值，按日计算；k为代理购电电量分时调整系数，k2为代理购电电量调广东电力市场现货结算实施细则第27页整系数上限。分时煤机超发电能力返还电费按月累计得到月度煤机超发电能力返还电费，予以全额补偿或回收。所有煤机的超发电能力返还电费合计得到全市场月度煤机超发电能力返还电费。8零售市场结算8.1零售市场电能量费用结算8.1.1交易中心负责零售合同登记和结算的统一管理，根据电力零售市场需求，建立零售市场结算管理制度，编制零售合同文本，并在交易系统开发零售合同管理、结算等功能模块。8.1.2售电公司和零售用户开展电能量零售交易必须签订零售合同，并在交易系统登记备案。8.1.3售电公司和零售用户须依照零售合同文本在交易系统填制生成电子化合同文本，线上签订电子化合同。8.1.4售电公司和零售用户应根据签订的零售合同在交易系统固化零售结算模式，确保合同刚性执行。零售合同有修改或变更，应由双方及时在交易系统重新生成电子化合同。8.1.5交易中心以月度为周期开展电能量零售结算，根据实际用电量及交易系统固化的零售结算模式计算零售用户电能量电费。8.2售电公司按照电能量交易净收益结算。售电公司在零售市场中应收取的零售用户电能量电费总额，减去售电广东电力市场现货结算实施细则第28页公司在批发市场应支付的电能量电费，作为售电公司月度电能量交易毛利。8.3零售用户因其对应的售电公司被强制退出市场等情形启动保底售电的，由保底售电公司为其提供保底售电服务，按默认保底交易合同参与零售结算。8.4电力用户（包括批发用户和零售用户）终端到户价格包括批发电能量价格（适用批发用户）或零售合同电能量价格（适用零售用户）、输配电价、辅助服务费用、市场化需求响应费用、居民农业及线损购电损益分摊（分享）电费、峰谷平衡损益分摊电费、变动成本分摊电费、并轨不平衡资金分摊电费、政府性基金及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。近期，市场化需求响应费用、输配电价未考虑的抽水蓄能费用按有关规定执行。8.5电力用户（包括批发用户和零售用户）的输配电费、政府性基金及附加费用等按照用电电压等级、用电类别按实收取，上述费用均由电网企业根据国家和广东省有关规定进行结算。8.6电力用户（包括批发用户和零售用户）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，以用户到户电费（不含政府性基金及附加）为基础，乘以全月功率因素调整率得到。其中，全月功率因素调整率通过查询功率因素调整电费表确定。9退补管理广东电力市场现货结算实施细则第29页9.1由于历史发用电量计量差错等原因需要进行电费退补调整的，由交易中心根据供电企业推送的修正电量等结算准备数据，重新计算有关市场主体的结算电费。结算运行期间对于档案差错、电量差错、考核豁免等进行退补调整，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12个月。9.2月度结算前发生的当月电量差错或政策调整退补，根据供电企业推送的修正电量，按日重新计算后并入当月结算依据。9.3对于跨月电量差错退补事项，机组或用户当日分时电量偏差绝对值超实际电量±10%时，进行退补结算，具体按照以下规则处理：9.3.1用户侧或发电侧分时电量差错绝对值累计值小于等于该月用户侧总用电量累计值2%时，发电侧不作联动调整。在差错退补月份结算时，对相关机组分时差错电量按差错月份机组实时市场分时价格进行退补结算；对相关批发市场用户分时差错电量按差错月份用户侧实时市场统一结算点分时价格进行退补结算。9.3.2用户侧或发电侧分时电量差错绝对值累计值大于该月用户侧总用电量累计值2%时，发电侧作联动调整结算。在差错退补月份结算时，对相关批机组分时差错电量按差错月份机组实时市场分时价格进行退补结算；对相关批发市场用户分时差错电量按差错月份用户侧实时市场统一结算点分时价格进行退补结算；广东电力市场现货结算实施细则第30页发电侧联动调整金额按照差错发生月份的机组月度实结转让前代购电量比例分摊，发电侧联动调整调整金额计算公式为：C联动退补=Q退补×（P日前-－P代购）其中：C联动退补为差错电量需联动调整的发电侧电费；Q退补为月度差错退补电量；P日前为发电侧日前市场月度加权平均综合电价；－P代购为发电侧代购电量结算价格。9.3.3根据零售用户差错月份的零售合同重新计算电费，与差错月份已结电费的差额，作为零售用户退补电费。9.3.4售电公司批发侧退补电费与其代理零售用户退补电费的差额，作为售电公司的退补电费。9.3.5上述各项退补电费纳入退补实施月份一并结算；退补造成的不平衡纳入居民农业损益疏导。9.4月度正式结算结果发布后，对档案、电量等差错引起的售电公司差错月份峰谷平衡电费进行重算退补，该退补产生的新增损益由退补实施月份的市场购电用户按电量比例分摊或分享；尖峰加价退补费用，纳入退补实施月份峰谷平衡费用，由全体市场购电用户分摊或分享。9.5因市场交易和结算规则（细则）、电价政策等发生变化，需要调整电费的，由交易中心依照相应规则（细则）或政策开展电费退补。广东电力市场现货结算实施细则第31页9.6月度结算前发生的因电量差错等引起的机组返还电费、变动成本补偿电费、机组运行补偿等电费调整，根据重新推送的结算数据，按日重新计算后并入当月结算依据。月度结算后发生的不予退补。9.7原则上每季度开展一次集中退补计算和分摊，具备条件后逐步按月度开展退补。9.8因电量变化引起差错月份电力市场各主体分摊比例的差异不作电费调整。市场形成价格不因事后电量调整进行重算。9.9市场主体需按照规定开展发电侧考核申诉及退补申请，除技术系统故障等原因导致考核边界数据差错外，原则上不开展发电侧考核退补。9.9.1市场主体须在规定时间内通过调度机构技术系统进行首次申诉，由调度机构审核处理并批准考核结果。市场主体对考核结果存在疑义的，需在日清算临时结果反馈截时间止之前通过交易系统提交二次申诉。市场主体因自身原因未及时在调度机构技术系统提交申诉理由或未正确填写申诉理由导致申诉未通过，二次申诉原则上均不予受理，默认为同意考核结果。9.9.2在月度结算前，调度机构对二次申诉开展数据复核、修正及重推，交易中心按照日清重算处理。9.9.3若需跨月退补，由市场主体向交易中心提出发电侧考核退补申请，由调度中心核查并出具意见；为了与现有批发市场退补机制衔接，机组考核电费原则上不广东电力市场现货结算实施细则第32页重算，直接采用原有分时考核电费结果计算单台机组考核单一品种单日退补金额。9.9.4交易中心依据调度中心出具的意见开展跨月退补结算，其中跨月退补造成的不平衡资金纳入退补实施月份变动成本补偿，由全体工商业用户分享或分摊。9.9.5调度机构定期将机组考核退补情况向能源监管机构和政府主管部门报备。10分摊及返还电费月度结算时，有运行补偿电费、启动补偿电费、热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核电费、机组日内临时非计划停运偏差费用返还、机组实时发电计划执行偏差费用返还、机组限高考核电费、机组限低考核电费、新能源市场主体功率预测偏差考核、独立储能实时发电计划执行偏差收益回收、用户偏差收益转移电费、用户侧用电偏差考核、发电侧中长期交易偏差收益回收、阻塞盈余、市场发用电量不平衡偏差电费、居民农业及线损购电损益分摊（分享）电费、分摊未付款项、四舍五入差额、煤机超发电能力返还电费分摊、并轨不平衡资金分摊电费、售电公司的核电中长期差价回收、核电代购电量发用差额电费等分摊及返还电费。10.1运行补偿电费10.1.1运行补偿电费当出现下述情况时，可能造成发电机组在现货电能量市场中的收益不能覆盖发电机组产生的运行成本费用（含最小广东电力市场现货结算实施细则第33页稳定技术出力成本或最小可调出力成本，下同）或发电机组的电能量报价费用（含最小稳定技术出力费用或最小可调出力费用，下同）及启动费用：（1）当发电机组出力达到出力上下限约束限值时，机组未参与现货市场定价，现货市场价格可能低于机组成本（或报价）；（2）当发电机组出力达到有功功率调节速率约束限值时，机组未参与现货市场定价，现货市场价格可能低于机组成本（或报价）；（3）由于电力平衡原因或电力系统安全原因临时增加发电机组出力或临时安排发电机组开机，现货市场价格可能低于机组成本（或报价）；（4）由于电力平衡原因或电力系统安全原因临时压减发电机组出力或临时安排发电机组停机，造成发电机组在现货市场偏差结算中亏损；（5）由于系统运行需要安排发电机组在运行日开机，产生了相应的启动费用，发电机组在电能量市场中的收益无法覆盖启动费用；（6）其他可能的情况。初期，运行补偿结算周期为小时，当发电机组每小时生产运行所产生的成本费用（或发电机组报价费用）与发电机组在现货电能量市场中的收益之差大于零时，根据两者之差及该小时现货结算电量占比计算发电机组系统运行补偿费用，机组每小时现货结算电量按照机组上网电量扣减转让前广东电力市场现货结算实施细则第34页年度、月度中长期和机组代购市场电量（为负时置0）统计，现货结算电量小于0时按0计算，后续研究优化系统运行补偿费用计算方式，考虑机组各小时发电收入与运行成本差值的盈亏互补，按日进行补偿。直接参与交易的市场机组不再按照南方区域“两个细则”的相关规定计算启停调峰补偿、冷备用补偿费用。10.1.2不纳入运行补偿费用计算范围的情形当出现下述情况时，相关时段不纳入运行补偿费用的计算范围。1、当发电机组i在第t小时内，八个现货交易时段中（包括日前电能量市场的四个交易时段以及实时电能量市场的四个交易时段），若有一个及以上交易时段出现如下情形，则第t小时的相关费用不纳入运行补偿费用的计算范围。1）当热电联产机组处于供热电力负荷下限时；2）当发电机组在运行日内存在非系统运行原因的调试（试验）时段时；3）当发电机组在运行日被设置为非系统运行原因必开机组时；4）当发电机组因非系统运行原因发生限低时；5）当发电机组因非系统运行原因发生限高时；6）当发电机组由于自身原因发生非计划停运（包括未按照电力调度机构要求的时间并网）或发电机组出现临时故障需要固定出力时；7）当发电机组实时发电计划执行偏差率不满足要求时；广东电力市场现货结算实施细则第35页8）当机组处于一次能源约束时。2、当发电机组出现下述情况时，机组在运行日产生的启动费用不纳入启动补偿费用的计算范围：（1）发电机组申报了运行日的供热计划；（2）发电机组申报了非系统运行原因调试（试验）计划；（3）机组上一次停机属于机组在日前电能量市场中标且纳入机组组合，因自身原因发生的临时跳闸停运；（4）发电机组在运行日由于非系统运行原因必须开机运行。10.1.3发电机组运行成本费用计算在第t小时，发电机组i的运行成本费用按照下式计算：_cos,,,,min,,,,,,,max1P11,0optititiiitiiitiRQCCdhQC实际核定成本核定成本实际变动成本补偿标准其中，_cos,,optitR表示发电机组i在第t小时的机组运行成本费用；,,itQ实际表示发电机组i在第t小时的实际上网电量；,iC核定成本为发电机组i的核定平均发电成本价格（单值）；,miniP表示发电机组i的最小稳定技术出力或最小可调出力；id表示发电机组i的厂用电率；1h表示时长为1小时；变动成本补偿标准,iC表示若机组i被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准，iC为机组i的变动成本补偿标准；若机组i未被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准,iC为0。具体的变动成本补偿机组范围以及变动成本补偿标准另行制定；广东电力市场现货结算实施细则第36页,it表示发电机组i在第t小时最小技术出力（或最小可调出力）成本补偿系数。发电机组在第t小时内的八个现货交易时段中（包括日前电能量市场的四个交易时段以及实时电能量市场的四个交易时段）出现下述情况时，第t小时的最小稳定技术出力成本不纳入运行补偿费用的计算范围，,it取值为0，未出现下述情况时取值为1。1）热电联产机组处于供热状态时段；2）非系统运行原因调试机组调试时段；3）非系统运行原因必开机组运行日内所有小时。10.1.4发电机组报价电费计算,min,,,minmax,min,,pmin_,,,,,min(1)+dP1hiitiPPiitopofferitiiitofferiPiminPPRdCCP实际（发电）实际（发电）,,,,=1ititiQQd实际实际（发电）其中，_,,opofferitR表示发电机组i在第t小时的报价费用；,,itQ实际表示发电机组i在第t小时的实际上网电量；,,itQ实际（发电）表示发电机组i在第t小时的实际发电量；,,itP实际（发电）表示发电机组i实际发电量,,itQ实际（发电）对应的平均发电负荷，数值上等于,,itQ实际（发电）；,miniP表示发电机组i的最小稳定技术出力或最小可调出力；id表示发电机组i的厂用电率；pminiC为机组申报的最小稳定技术出力费用；1h表示1小时；,offeriC表示发电机组i的报价曲线，报价曲线对应的机组出广东电力市场现货结算实施细则第37页力范围为最小稳定技术出力（或最小可调出力）至额定有功功率。当发电机组i在第t小时的实际发电量对应的平均发电负荷（数值上等于实际发电量）大于机组的额定有功功率时，超出额定有功功率部分的报价值等于发电机组的最后一段报价，并以此计算报价曲线的积分值。10.1.5发电机组现货电能量市场收益计算在第t小时，发电机组i的现货电能量市场收益按照下式计算：,,,,,,,,,,,+ititititititRQLMPQQLMP日前日前日前实际实时其中，,itR表示发电机组i在第t小时的现货电能量市场收益；,,itQ日前表示发电机组i第t小时的日前中标电量；,,itLMP日前表示第t小时内机组i所在节点的日前结算价格（每15分钟日前节点价格的算术平均值）；,,itQ实际表示发电机组i在第t小时的实际上网电量；,,itLMP实时表示第t小时内机组i所在节点的实时结算价格（每15分钟实时节点价格的算术平均值）。10.1.6发电机组运行补偿电费计算发电机组运行补偿费用以小时为单位进行计算，具体步骤如下：NttticompensateopicompensateopRR,,_,_0,,minmax,,,,_,,cos_,,_tititiofferoptitopticompensateopmRRRR0/1max,1min,,,,,,,，实际转让前中长期转让前代购titititiQQQm广东电力市场现货结算实施细则第38页其中，_,opcompensateiR表示发电机组i在运行日内应获得的运行补偿费用，ticompensateopR,,_表示发电机组i在运行日时刻t应获得的预先补偿费用。tim,表示发电机组i在运行日时刻t的补偿系数，按小时计算；转让前代购,,tiQ表示发电机组i在运行日时刻t转让前的机组代购市场电量合约结算电量，为负时置0；转让前中长期,,tiQ表示发电机组i在运行日时刻t转让前的年度、月度中长期合约电量；实际,,tiQ表示发电机组i在运行日时刻t的实际上网电量，当实际,,tiQ=0时，打折系数tim,直接置零；N表示发电机组i在运行日内纳入运行补偿费用计算时段的集合，需扣除本细则10.1.2节所述的不纳入计算范围的时段；10.1.7现货独立储能、核电、新能源交易单元的运行补偿现货初期，暂不计算独立储能、核电机组、现货新能源交易单元、的运行补偿。10.1.8运行补偿电费分摊运行补偿费用以月度为单位，由售电公司（含直接参与批发市场的电力用户）以及代理购电用户按当月用电量比例分摊，并设置度电分摊上限，达到上限后，对各机组系统运行补偿进行等比例打折。上述代理购电用户承担的分摊费用纳入代理购电用户购电成本。10.2启动费用计算广东电力市场现货结算实施细则第39页现货初期，启动补偿单独计算，后续条件具备后纳入运行补偿计算。在运行日内，发电机组从停机状态变为开机状态，计为一次启动，每次启动均计算相应的启动费用。发电机组在运行日的启动费用根据其在日前市场申报的启动费用进行计算。发电机组的实际并网时间在运行日内时，根据相应的启动费用计算该运行日的启动补偿费用。发电机组实际的启动状态（冷态/温态/热态）根据调度自动化系统记录的停机时间信息进行认定，机组启动时对应的停机时间为调度自动化系统中所记录的从上一次解列到本次并网之间的时间。当停机时间＜热态启动停机时间时，启动费用为发电机组在日前市场中申报的热态启动费用；当热态启动停机时间≤停机时间≤温态启动停机时间时，启动费用为发电机组在日前市场中申报的温态启动费用；当停机时间＞温态启动停机时间时，启动费用为发电机组在日前市场中申报的冷态启动费用。若发电机组在运行日内出现一次以上的启动过程，根据每一次启动的实际停机时间信息计算相应的启动费用。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。发电机组i的启动成本费用按照下式计算：0/1max,1min,,,1,,,cos_,，实际转让前中长期转让前代购启动补偿iiiiUuuiuitoniiQQQkRkR广东电力市场现货结算实施细则第40页ki表示发电机组i在运行日内的补偿系数，按日计算；U表示发电机组i在运行日内纳入运行补偿费用计算的总启动次数，需扣除本细则10.1.2节所述的不纳入计算范围的情形；_cos,,ontiuR表示发电机组i在运行日内第u次启动对应的启动费用；,iu表示发电机组i的启动补偿系数，当发电机组i第u次启动突破最小连续停机时间时，,iu取值为0（01），未突破最小连续停机时间时，,iu取值为1；当实际,iQ=0时，打折系数im直接置零。现货初期，暂不计算独立储能、现货新能源交易单元的启动费用。启动费用以月度为单位，由售电公司（含直接参与批发市场的电力用户）以及代理购电用户按当月用电量比例分摊。上述代理购电用户承担的分摊费用纳入代理购电用户购电成本。10.3机组返还电费及考核电费10.3.1热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核热电联产机组i日前申报的供热负荷下限在某小时的偏差率,it下限按如下公式计算：,,,,,,,-ititititPPP申报下限实际下限下限实际下限其中，t为所计算的小时；,,itP申报下限为热电联产机组i在日前电能量市场申报的第t小时各时段的供热量对应的出力下限算术平均值；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构广东电力市场现货结算实施细则第41页申请更换供热机组，更换后的供热机组以更换前的供热机组在第t小时各时段日前申报的供热量对应的出力下限算术平均值计算偏差率；,,itP实际下限为热电联产机组在运行日第t小时各时段的实际供热量对应的出力下限算术平均值。热电联产机组日前申报供热负荷下限的日平均偏差率为：,1=nittin下限下限其中，n为机组实际供热的时段，以小时为单位进行累计；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构申请更换供热机组，换机过程中存在更换前与更换后的两台机组同时供热，更换后的供热机组以日前申报的供热机组停止供热的时段作为该机组实际供热的起始时段。热电联产机组i日前申报的供热负荷上限在某小时的偏差率,it上限按如下公式计算：,,,,,,,-ititititPPP申报上限实际上限上限实际上限其中，t为所计算的小时；,,itP申报上限为热电联产机组i在日前电能量市场申报的第t小时各时段的供热量对应的出力上限算术平均值；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构申请更换供热机组，更换后的供热机组以更换前的供热机组在第t小时各时段日前申报的供热量对应的出力上限算术平广东电力市场现货结算实施细则第42页均值计算偏差率；,,itP实际上限为热电联产机组在运行日第t小时各时段的实际供热量对应的出力上限算术平均值。热电联产机组日前申报供热负荷上限的日平均偏差率为：,1=nittin上限上限其中，n为机组实际供热的时段，以小时为单位进行累计；若实时运行中由于发生故障或非计划停运发电厂向所属电力调度机构申请更换供热机组，换机过程中存在更换前与更换后的两台机组同时供热，更换后的供热机组以日前申报的供热机组停止供热的时段作为该机组实际供热的起始时段。对于因机组自身原因出现的日前申报供热而实际未供热时段，实际上下限,,itP实际上限、,,itP实际下限按0计算，偏差率认定为100%。对于因机组自身原因出现的日前未申报供热而实际供热时段，申报上下限,,itP申报上限、,,itP申报下限按0计算，偏差率认定为100%。热电联产机组申报的供热计划应满足自身机组状态约束（包括调试计划、检修计划、最早可并网时间等），供热计划与自身机组状态约束冲突时，冲突时段的供热计划视为无效申报，对应时段的申报上下限,,itP申报上限、,,itP申报下限按0计算。当0i上限或0i下限时，需对其申报偏差率进行考核电广东电力市场现货结算实施细则第43页费。0为允许的热电联产机组申报供热流量曲线偏差率。当0i上限且0i下限时，热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核电费按以下公式计算：3,,,,,,1-1nititittRPPLMPh供热流量曲线偏差率考核申报上限实际上限实时当0i上限且0i下限时，热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核电费按以下公式计算：3,,,,,,1-1nititittRPPLMPh供热流量曲线偏差率考核申报下限实际下限实时当0i上限且0i下限时，热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核电费按以下公式计算：,,,,,,,,13,,max(-,-)1nitititittitPPPPRLMPh申报下限实际下限申报上限实际上限供热流量曲线偏差率考核实时其中，,,itLMP实时为第t小时内机组i所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；3为热电联产机组供热流量曲线偏差率费用考核系数。热电联产机组申报供热流量曲线偏差率考核电费以月度为单位，按当月用电量比例由全体工商业用户分享。10.3.2机组日内临时非计划停运偏差费用返还根据《广东电力市场现货电能量交易实施细则》，开展机组日内临时非计划停运偏差费用返还认定及计算。机组日内临时非计划停运所对应的结算费用按照如下公式计算：,,,,,,titittitQQRLMPCC临时非计划停运时段日前实际临时非计划停运收益实时度电补偿标准,i核定成本,i广东电力市场现货结算实施细则第44页其中，t为机组i发生日内临时非计划停运的时段，以小时为单位进行累计；,,itQ日前为机组i日前电能量市场中第t小时的中标电量；,,itQ实际为机组i实际运行后第t小时的实际上网电量；,,itLMP实时为第t小时内机组i所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；,iC核定成本为发电机组i的核定平均发电成本价格（单值）；iC,变动成本补偿标准为机组i的变动成本补偿标准。当0R临时非计划停运收益时，发电机组参与现货电能量市场偏差结算，不另行计算返还费用；当0R临时非计划停运收益时，发电机组参与现货电能量市场偏差结算，并将R临时非计划停运收益的等额资金返还。机组因自身原因临时跳闸导致的临时非计划停运后，下一次开机所产生的启动费用不纳入启动补偿费用计算。机组日内临时非计划停运偏差费用返还以月度为单位，按当月用电量比例由全体工商业用户分享。10.3.3机组实时发电计划执行偏差费用返还发电机组i的实时发电计划在时段t的偏差率,it按如下公式计算：,,,,,,,-ititititPPP指令实际指令其中，t为所计算的时段，以15分钟为一个时段；,,itP指令为第t时段中电力调度机构向发电机组下达的出力指令；,,itP实际为第t时段中发电机组的实际出力。广东电力市场现货结算实施细则第45页当i时（为发电计划允许的执行偏差率），实时发电计划执行偏差时段内，对应的现货电能量市场结算费用返还。市场机组不再按照南方区域“两个细则”的相关规定计算发电计划偏差考核费用。发电机组的发电计划运行执行偏差率分为非实时调频中标时段允许的执行偏差率非实时调频中标和实时调频中标时段允许执行偏差率实时调频中标。实时调频中标时段允许执行偏差率实时调频中标按照以下公式计算：=+/实时调频中标非实时调频中标实时调频中标容量实时发电计划指令实时发电计划执行偏差时段按照如下规则进行认定：从机组不满足实时发电计划允许偏差率时刻的上一个整点时刻起，至机组重新满足实时发电计划允许偏差率时刻的下一个整点时刻，之间的时段计为实时发电计划执行偏差时段。机组实时发电计划执行偏差所对应的结算费用按照如下公式计算：发电计划执行偏差时段核定成本变动成本补偿标准，实时实际实时发电计划执行偏差ttiitiitttttiCCLMPhdPPPPQR3,,,4_3_2_1_,,114其中，t为机组i实时发电计划执行偏差时段，以小时为单位进行累计；,,itQ实际为机组实际运行后第t小时的实际上网电量；_1tP、_2tP、_3tP、_4tP分别为第t小时内每个15分钟电力调度机构向发电机组i下达的出力计划指令；广东电力市场现货结算实施细则第46页id为机组i的综合厂用电率；1h为1小时；,,itLMP实时为第i小时内机组所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；,iC核定成本为机组核定发电成本价格（单值），新能源发电企业核定发电成本价格按0处理；β3为调整系数；若机组i被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准,iC为机组i的变动成本补偿标准；若机组i未被纳入变动成本补偿范围，变动成本补偿标准,iC为0。变动成本补偿机组范围以及变动成本补偿标准按有关规定执行。当0实时发电计划执行偏差收益R时，发电机组参与现货电能量市场偏差结算，不另行计算费用返还；当0实时发电计划执行偏差收益R时，发电机组参与现货电能量市场偏差结算，并将实时发电计划执行偏差收益R的等额资金返还。并网发电机组有如下情况之一时，相应的时段不计为实时发电计划执行偏差时段，不进行本节所述实时发电计划执行偏差费用返还：（1）一次调频正确动作导致的偏差；（2）机组启动和停运过程中的偏差；（3）机组发生日内临时非计划停运所导致发电计划执行偏差时，按照本细则10.3.2节的规定处理；（4）因系统安全需要调整的发电计划曲线变动率超出机组调节能力或非深度调峰时段，因系统安全需要调整的发广东电力市场现货结算实施细则第47页电计划高于机组可调出力上限或低于机组可调出力下限时；（5）机组处于深度调峰状态的前30分钟或后30分钟时。直接参与交易的机组实时发电计划执行偏差费用返还以月度为单位，按当月用电量比例由全体工商业用户分享。10.3.4机组限高考核电费机组发生限高指机组的出力上限未达到并网调度协议中额定有功功率（燃气机组为相应月的最大技术出力）的情况。机组发生一次限高是指机组向电力调度机构申报限高后，又申报解除限高的过程。热电联产机组处于供热状态时的出力上限不纳入限高费用返还。直接参与交易的市场机组不再按照南方区域“两个细则”的相关要求计算等效停运时间。发电机组实际发生限高的时段，按以下公式计算考核费用：max1,,1=ntittRPPTLMP限高限高实时其中，n为机组发生实际限高的时段，以小时为单位进行累计；maxP为机组的额定有功功率（燃气机组为相应月的最大技术出力，若机组为供热机组，maxP为实际供热上限）；P限高为机组的限高最大出力；tT为第t小时内机组实际发生限高的时间长度；,,itLMP实时为第t小时内机组所在节点的实时电能量市场结算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；1为限高考核系数。广东电力市场现货结算实施细则第48页在同一自然月内，若同一电厂的发电机组发生限高与限低次数之和超过N次，超出N次的次数按照上述公式计算得到的限高/限低费用返还的2倍进行费用返还。机组限高考核电费以月度为单位，按当月用电量比例由全体工商业用户分享。10.3.5机组限低考核电费机组发生限低指机组的出力下限未达到并网调度协议中最小稳定技术出力的情况。机组发生一次限低是指机组实际发生限低后，向电力调度机构申报解除限低的过程。热电联产机组处于供热状态时的出力下限、必开机组由电力调度机构指定的必开出力下限等情况不纳入限低考核。直接参与交易的市场机组不再执行南方区域“两个细则”的限低考核，相关的考核费用不再纳入“两个细则”结算。在发电机组实际发生限低的时段，按照如下公式计算费用返还：min2,,1=ntittRPPTLMP限低限低实时其中，n为机组实际发生限低的时段，以小时为单位进行累计；minP为机组的最小稳定技术出力（或最小可调出力，若机组为供热机组，minP为实际供热下限）；P限低为机组的限低最小出力；tT为第t小时内机组实际发生限低的时间长度；,,itLMP实时为第t小时内机组所在节点的实时电能量市场结广东电力市场现货结算实施细则第49页算价格（每15分钟实时电能量市场节点价格的算术平均值）；2为限低考核系数。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和超过N次，超出N次的次数按照上述公式计算得到的限高/限低费用返还的2倍进行结算。机组限低考核电费以月度为单位，按当月用电量比例由全体工商业用户分享。10.3.6新能源市场主体功率预测偏差考核对新能源市场主体的短期功率预测和超短期功率预测进行偏差考核。新能源市场主体i的短期功率预测偏差计算公式如下：capiticapititicapitititititiPPPPPPPPPP,ky,,,ky,,dq,,,ky,,ky,,ky,,dq,,,,2.02.0-2.0-，，其中，t、τ为所计算的时段，τ为t小时内15分钟的时段，dq,,tiP为t小时内第τ个15分钟的短期功率预测值，ky,,tiP为参考值，capiP,为新能源市场主体i的装机容量。若新能源市场主体实时出清出力不受限，则参考值取每15分钟的实际功率；若新能源市场主体实时出清出力受限，初期对应时段不纳入考核，具备条件后参考值取每15分钟的可用功率值计算考核，风电场站可用功率参照《风电场理论可发电量与弃风电量评估导则》（NB/T31055-2014）中理论可发功率计算方式得到，光伏电站可用功率参照《光伏发电站功率控制系统技术要求》（GB/T40289-2021）中可用发电功率计算方式得到。广东电力市场现货结算实施细则第50页短期为短期功率预测允许偏差率，若短期,,ti，则对该时段短期功率预测偏差超过阈值的部分按照新能源市场主体日前出清价格的一定比例进行考核。从新能源市场主体不满足短期功率预测允许偏差率时的上一个整点时刻起，至新能源市场主体重新满足短期功率预测允许偏差率时的下一个整点时刻，之间的时段计为短期功率预测偏差时段，对应的结算费用按照以下公式计算。执行预测偏差考核时段日前短期短期功率预测偏差，tttitikytiLMPhPR1,,4,,,,410max其中β1为短期功率预测偏差考核系数。新能源市场主体i的超短期功率预测偏差计算公式如下：capiticapititicapitititititiPPPPPPPPPP,ky,,,ky,,cdq,,,ky,,ky,,ky,,cdq,,,,2.02.0-2.0-，，其中，cdq,,tiP为t小时内第τ个15分钟的超短期功率预测值，ky,,tiP为参考值，若新能源市场主体实时出清出力不受限，则参考值取每15分钟的实际功率；若新能源市场主体实时出清出力受限，初期对应时段不纳入考核，具备条件后参考值取每15分钟的可用功率值计算考核。超短期为超短期功率预测允许偏差率，若超短期,,ti，则对该时段超短期功率预测偏差超过阈值的部分按照新能源市场主体实时出清价格的一定比例进行考核。从新能源市场主体不满足超短期功率预测允许偏差率时的上一个整点时刻起，至新能源市场主体重新满足超短期广东电力市场现货结算实施细则第51页功率预测允许偏差率时的下一个整点时刻，之间的时段计为超短期功率预测偏差时段，对应的结算费用按照以下公式计算。执行预测偏差考核时段实时超短期超短期功率预测偏差，tttitikytiLMPhPR2,,4,,,,410max其中β2为超短期功率预测偏差考核系数。新能源市场主体功率预测偏差考核电费以月度为单位，按当月用电量比例由全体工商业用户分享。10.3.7独立储能实时发电计划执行偏差收益回收对独立储能交易单元实时发电计划执行偏差收益进行回收，具体计算方式另行制定。10.4用户侧偏差收益转移对于用户侧实时市场分时偏差电量进行事后计算判断，超出允许偏差范围的，将用户允许偏差外的实时市场与日前市场分时价格的价差收益，用户偏差收益转移电费以月度为单位，按用电量比例返还给用户侧。允许偏差范围为实际分时电量0及以内。偏差收益计算公式如下：当Q申报,t>Q用电,t×（1+0），且P实时统一,t>P日前统一,t时，C=Σ[Q申报,t-Q用电,t×（1+0）]×(P实时统一,t-P日前统一,t)；当Q申报,t<Q用电,t×（1-0），且P实时统一,t<P日前统一,t时，C=Σ[(Q用电,t×（1-0）-Q申报,t]×(P日前统一,t-P实时统一,t)。其中:C为需转移的用户偏差收益；广东电力市场现货结算实施细则第52页Q用电,t为T时段用户实际用电量，已扣减该时段可再生合约分解电量；Q申报,t为日前市场申报的该时段需求电量，已扣减该时段需求侧响应中标容量折算电量；P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价；P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；0为允许的偏差比例。10.5用户侧用电偏差考核用户侧当月偏差考核电费按中长期交易偏差考核电费与用电需求申报考核电费两者较大值进行结算，由发电侧机组（不含新能源交易单元）按其全月市场电量（当机组全月市场电量为负时，将其置0）的比例分享。10.5.1用户侧中长期交易偏差考核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，用户侧的年度、月度中长期成交电量以及月度集中竞争交易滚动撮合阶段结束时报顶价未成交的申报买入电量需求（报顶价未成交的申报买入电量需求以滚动撮合交易结束15分钟前提交的申报为准；顶价指月度集中竞争交易成交价格上限）之和应不小于其月度实际用电量（不含非现货可再生）的D1%。不足电量部分以月度为周期，以月度为周期，按度电回收价格进行收益回收，具体计算公式如下：P度电回收价格=(P月竞均价-P日前市场月度加权平均综合电价)×h1。其中：广东电力市场现货结算实施细则第53页P度电回收价格为用户侧度电回收价格，该价格为负时置零；P月竞均价为当月月度集中竞争交易平均价；P日前市场月度加权平均综合电价为各售电公司（含批发市场大用户）的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；h1为调整系数。10.5.2用户侧用电需求申报偏差考核用户侧应准确预测其当月用电需求，需求申报偏差在允许范围内的，不进行考核；需求申报偏差超出允许范围内的，超出部分电量按照度电考核价格进行结算：R需求申报偏差考核=Q需求申报偏差考核×P度电考核价格Q需求申报偏差考核=Q实际用电-Q需求申报-Q实际用电×D3P度电考核价格=P月度集中竞争交易价格-P日前市场月度加权平均综合电价×h2R需求申报偏差考核为需求申报偏差考核电费；Q需求申报偏差考核为申报用电需求在允许偏差范围外的电量；P度电考核价格为用户侧需求申报偏差考核度电价格；Q实际用电为用户侧当月实际用电量；Q需求申报为用户侧当月需求申报电量；D3为用户侧申报全月用电需求超出月度实际用电量的允许偏差范围；h2为调整系数。10.5.3用户侧需求申报偏差考核豁免广东电力市场现货结算实施细则第54页在用户侧需求申报截止后至实际用电月期间，因政策影响（去产能、环保停产等）、不可抗力（台风、地震等自然灾害）、公共卫生事件或有序用电等原因导致企业用电行为产生较大影响的，同时当月实时市场月度加权平均综合电价低于全市场零售结算均价时，对售电公司需求申报负偏差考核进行豁免处理。计算售电公司相应月份需求申报考核电费时，分别剔除售电公司申报受影响用户的需求电量与实际用电量。对于已结算月份，且售电公司用电偏差考核取值为需求申报偏差考核电费的，按照重新计算的考核电费和已结考核电费的差额进行退补。如售电公司未在月度需求申报时申报该受影响用户用电需求，则该用户不纳入考核豁免范围。用户侧月度需求申报偏差考核豁免操作规范由交易中心按程序制定发布。10.5.4月度结算结果发布以后，不因电量差错等退补，对日前市场月度加权平均综合电价和用户侧用电偏差考核电费进行调整。10.6发电侧中长期交易偏差收益回收按照国家和广东省有关电力中长期合同签订履约工作的规定，对机组（暂不含新能源交易单元、核电机组）实施中长期交易偏差收益回收，具体如下：10.6.1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、月度中长期广东电力市场现货结算实施细则第55页成交电量以及月度集中竞争交易滚动撮合阶段结束时报底价未成交的申报卖出电量需求之和（报底价未成交的申报卖出电量需求以滚动撮合交易结束15分钟前提交的申报为准；底价指月度集中竞争交易成交价格下限）之和应不小于其市场电量月度交易上限和全月市场电量（为负时置零）中较小值的D4%。不足电量部分以月度为周期，以月度为周期，按度电回收价格进行收益回收。具体计算公式如下：P机组度电回收价格=(P机组日前市场月度加权平均综合电价-P月竞均价)×h1其中：P度电回收价格为发电侧度电回收价格，该价格为负时置零；P月竞均价为当月月度集中竞争交易综合价；P日前市场月度加权平均综合电价为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；h1为调整系数。10.6.2机组中长期偏差收益回收电费以月度为单位，按用电量比例返还给用户侧。10.6.3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收益回收电费不作调整。10.7市场盈余市场盈余等于用户侧按统一结算点电价支付全电量能量电费与直接参与交易的市场机组对应市场化交易电量所收取的能量电费之间的差额，具体包括市场发用电量不平衡偏差电费、市场部分阻塞盈余两部分。广东电力市场现货结算实施细则第56页10.7.1市场发用电量不平衡偏差电费（1）市场发用电量不平衡偏差电费由日前市场出清时用户申报结算电量与B类机组日前出清电量不同引起，计算公式如下R发用电量不平衡偏差,t=（Q用户日前申报,t-Q日前机组出清市场电量,t）×（P日前统一结算价,t-P实时统一结算价,t）其中：Q用户日前申报,t为用户日前T时申报总电量，已扣除需求侧响应中标容量折算电量；Q日前机组出清市场电量,t为直接参与交易的市场机组日前T时出清总市场电量，含参与现货的核电、新能源交易单元出清市场电量；P日前统一结算价,t为用户侧日前T时统一结算价；P实时统一结算价,t为用户侧实时T时统一结算价。（2）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，由发电侧、用户侧按全月上网电量（参与交易的核电机组、现货新能源交易单元按照上网电量减去转让前基数电量后的数值（为负时置零））比例或全月用电量比例分摊或返还。其中：当P发电日前加权,t＞P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＞0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至用户侧分摊或分享；当P发电日前加权,t＞P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＜0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至发电侧分摊或分享；广东电力市场现货结算实施细则第57页当P发电日前加权,t＜P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＜0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至用户侧分摊或分享；当P发电日前加权,t＜P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＞0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至发电侧分摊或分享。上式中，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。10.7.2市场部分阻塞盈余市场部分阻塞盈余等于市场盈余扣减发用不平衡电费得到，以月度为周期，由发电侧按上网电量比例分摊或分享，其中参与交易的核电机组、现货新能源交易单元按照上网电量减去转让前基数电量的数值（为负时置零）进行上述费用的分摊或分享。机组代购市场电量、核电基数转让阻塞费用对应的盈余纳入市场阻塞盈余结算。10.8居民农业及线损购电损益分摊（分享）电费每年安排优先发电电量时，按优先发电电源上网电价由低到高排列，优先满足居民、农业用户用电及线损电量，如优先发电电源不足，再通过电力市场购买。居民农业及线损平均购电价与输配电价核定时对应购电价的差值和相应的购电量相乘部分、特殊电价用户代理购电价格按1.5倍加收部分，作为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按月由全体工商业用户分享或分摊。计算公式为：P居民农业用电新增损益=R居民农业用电新增损益/Q全体工商业电量其中，R居民农业用电新增损益量=（P居民农业用电及线损平均上网电价-P输配电价核定购电价）Q居民农业用电及线损-R特殊电价用户加价收入广东电力市场现货结算实施细则第58页10.9四舍五入差额在结算过程中，因四舍五入导致的不平衡电费以月度为单位，按用电量比例由用户侧分摊。10.10煤机超发电能力返还电费分摊全市场煤机超发电能力返还电费纳入变动成本补偿，按照月度用电量比例向全体工商业用户分摊或分享。10.11并轨不平衡资金的分摊全市场机组代购系数超限返还电费优先由优先购电用户和代理购电用户的偏差损益电费及预测差额损益返还电费（以下简称优购代购用户偏差损益电费）、参与偏差结算的优先发电机组偏差损益电费（现阶段仅考虑省间送电降价资金，若每月8日前未明确该部分资金，则纳入后续月份一并处理）冲抵，具体方式如下：（1）全市场机组代购系数超限返还电费为向市场机组补偿时：1）若优购代购用户偏差损益电费、优先发电机组偏差损益电费合计为上述主体的电费支出，该费用向市场机组支付，优先冲抵市场机组代购系数超限总补偿电费。合计偏差损益电费支出大于市场机组总补偿电费的，偏差损益电费剩余部分由直接参与市场交易的燃煤、燃气机组按转让前月度代购结算电量比例分享；合计偏差损益电费支出小于市场机组总补偿电费的，补偿电费不足部分纳入用户购电成本由全体工商业用户按月度实际用电量比例分摊。2）若优购代购用户偏差损益电费、优先发电机组偏差广东电力市场现货结算实施细则第59页损益电费合计为上述主体的电费收入，该费用从市场机组收取，由直接参与市场交易的燃煤、燃气机组按转让前月度代购结算电量比例分摊；市场机组代购系数超限总补偿电费纳入用户购电成本由全体工商业用户按月度实际用电量比例分摊。（2）全市场机组代购系数超限返还电费为向市场机组回收时：1）若优购代购用户偏差损益电费、优先发电机组偏差损益电费合计为上述主体的电费收入，该费用从市场机组收取，优先冲抵市场机组代购系数超限总回收电费。合计偏差损益电费收入大于市场机组总回收电费的，偏差损益电费不足部分由直接参与市场交易的燃煤、燃气机组按转让前月度代购结算电量比例分摊；合计偏差损益电费收入小于市场机组总回收电费的，回收电费剩余部分向纳入用户购电成本由全体工商业用户按月度实际用电量比例分摊。2）若优购代购用户偏差损益电费、优先发电机组偏差损益电费合计为上述主体的电费支出，该费用向市场机组支付，由直接参与市场交易的燃煤、燃气机组按转让前月度代购结算电量比例分享；市场机组代购系数超限总回收电费纳入用户购电成本由全体工商业用户按月度实际用电量比例分摊。10.12售电公司的核电中长期差价回收对售电公司的核电中长期合约电量，按照中长期批发侧市场均价（年度、月度交易加权均价，不含核电）并综合考广东电力市场现货结算实施细则第60页虑市场运行风险等情况确定参考均价，与市场参考基准价之差的一定比例进行回收（负值置零）。售电公司的核电中长期差价回收电费的参考均价及回收电费使用按有关规则执行。10.13核电代购电量发用差额电费对于核电代购电量，发电侧按照参考基准价结算，用户侧（代理购电用户）按照代购市场电量价格结算，发用侧结算价格不一致导致的差额电费纳入变动成本补偿，由全体工商业用户分享或分摊。11网间平衡结算11.1平衡原则网间平衡结算适用于广东电网公司与深圳供电局之间的结算。由于跨营业区市场化交易结算，导致省级电网企业之间的市场化电能量收入与支出不一致时，通过网间平衡转移结算，保证两家电网市场化电费收支平衡。11.2网间平衡电费按月度随广东电网与深圳电网趸售电能量电费一起结算。12辅助服务结算调频、备用等辅助服务费用按国家有关政策规定和辅助服务市场规则执行。现阶段，调频市场、“两个细则”等辅助服务电费暂由电力调度机构计算并出具结算依据，发至省级电网企业开展结算，暂不纳入交易中心网间平衡计算；条件具备时，由交易中心计算并出具结算依据，纳入网间平衡计算。广东电力市场现货结算实施细则第61页13电费结算流程13.1市场交易电费由电网企业负责结算，其中用户用电费由所在地区供电企业（含增量配网企业）收取；发电企业上网电费按其购售电合同关系由相关省级电网企业结算；售电公司费用根据零售用户所属供电营业区由相关省级电网企业结算。13.2电费发行现阶段，市场主体电能量电费结算纳入电网企业购售电结算管理流程分别如下：对于发电企业和售电公司，电网企业收到交易中心出具的结算依据后，按购售电合同或结算合同（协议）执行，不迟于每月14日前出具电费账单。对于市场购电用户，电网企业收到交易中心出具的结算依据后，累加输配电价、政府性基金及附加、功率因数考核等电费项，不迟于每月14日前出具电费账单。代理购电用户参照市场购电用户执行。13.3资金收付各市场主体收到电费账单后，在法规、政策文件或合同（协议）约定的期限内完成电费结算资金的收付。13.4电费催缴如果市场主体未在法规、政策文件或合同（协议）约定的期限内完成电费支付，由电网企业负责催缴。售电公司未及时足额缴纳电费，保函受益人按有关程序使用其提交的结算保函等信用担保物。广东电力市场现货结算实施细则第62页13.5发票催交市场主体未在法规、政策文件或合同（协议）约定的期限内提交发票的，由电网企业负责催交；逾期仍未提供的，由交易中心定期进行通报。14其他事项14.1结算履约义务市场主体在中长期电能量市场成交结果（包括中长期合约、代购市场电量合约）、电能量现货市场、辅助服务市场结果以及在交易中心登记的零售合同，在执行过程中出现以下情形的，除合同双方约定一致外，交易中心仍按《广东电力市场现货结算实施细则》进行结算，市场主体仍应当承担结算履约义务：（1）输配电设施出现检修或者强迫停运的；（2）因台风、雷暴、高温等原因影响发电、用电的；（3）因政策原因影响发电、用电的。本款所称合同双方约定一致仅指合同双方就其所登记备案的合同有关结算内容调整达成一致。14.2其他营销事项14.2.1违章用电用户窃电或违章用电，相关退补电量不纳入市场结算范畴，由供电企业按照有关规定开展电费结算。14.2.2计量故障用户计量设备故障且不配合修复的，在供电企业发出故障通知书的规定期限（3日）后，电网企业按照电广东电力市场现货结算实施细则第63页量拟合规则提供分时拟合电量，其实际用电量（含计量电量和退补电量）与拟合电量之间的电量差额不纳入市场化退补结算范畴，由电网企业按照电网代理购电用户电价开展电费结算。14.2.3用户过户对于市场购电用户之间的过户，用户间电量以月为最小间隔单位，从双方签名确认过户后的次月1日0:00起，计量电量并入过户后的新用户开展结算。14.2.4变损电量对于“高供低计”的市场购电用户，其变损电量以月度为计算周期，按照全月各时段电量比例（执行峰谷分时政策用户，按照全月峰谷电量比例），叠加计入最后一个用电日各时段用电量中，纳入当日市场化电费结算。14.2.5计量电量现货电能量交易结算以每小时计量（或拟合）的电量开展结算。其中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。14.2.6功率因数考核电费以月度为周期计算电力用户相应的功率因素考核电费，计算步骤为：（1）按照当月总有功、无功电量折算出该用户当月功率因数；（2）在功率因数调整电费表中查找相应的全月功率因素调整率；（3）以用户到户电费（不含政府性基金及附加）为基础，乘以全月功率因广东电力市场现货结算实施细则第64页素调整率得到用户当月的功率因数考核电费。14.3规则调整生效时间与电费结算周期的衔接机制为保障市场电费按期结算、电费资金正常周转，市场结算规则和月度结算依据发布时间原则上不作临时性调整。因国家政策变化、市场规则确需调整或遇重大节假日等影响结算流程时，可适度延后结算发布，具体以电力交易机构通知为准。原则上规则调整应在结算月次月5号前完成相关调整文件发布，或研究后续月份结算执行方案。广东电力市场结算实施细则第65页附件：电量数据拟合办法对于参与市场交易的用户，截至T+2天12：00时，计量系统仍无法采集到其电表数据，则由供电企业提供电量拟合数据用于市场化结算，拟合规则如下：1.当主计量自动化终端采集主表数据缺失时，切换至备终端采集的主表数据；当主、备终端采集主表数据均缺失时，如主终端采集副表成功有电量数据，则所缺电量数据采用主终端采集副表数据进行近似拟合；如主终端采集副表无数据，备终端采集副表成功有电量数据，则所缺电量数据采用备终端采集副表数据进行近似拟合。2.当双表采集均失败无电量数据时,电量拟合规则如下：2.1当连续时间点内缺点数小于等于2小时，取主表缺点区间内前后时间点的区间电量算术平均值做为电量拟合值。2.2当连续时间点内缺点数大于等于3个时：2.2.1客户配合确认拟合期间发生过停电的,若停电时间区间内存在度差，则度差值作为区间内第一个点的拟合电量，区间内其它点按0电量拟合处理；若无度差，则区间内所有点按0电量拟合处理。2.2.2属于非暂停、非自停、非停电的，取主表同比同属性日期的电量/表码数据进行近似拟合。按时间属性，日期暂定分为三种：工作日、双休日、国家法定节假日(节假日分为小长假（元旦、五一、清明等）和大长假（春节、国庆）两类)；每天内的时间区段定义为（D日1:00-D+1日0:00），即D+1广东电力市场结算实施细则第66页号0:00点数据为定义为D号数据。具体拟合规则如下：2.2.2.1如果缺点时间段区间在工作日内，按上一个月份工作日数据的平均值拟合处理。2.2.2.2如果缺点时间段区间在双休日内，按上一个月份双休日区间数据的平均值拟合处理。2.2.2.3如果缺点时间段区间在法定节假日内，按最近一个同类型节假日区间数据拟合处理。其中：节假日分为小长假（元旦、五一、清明等）和大长假（春节、国庆）两类，小长假数据参照最近三个假期的数据均值拟合处理，大长假数据取同一假期上年数据均值拟合处理。无历史类比数据的参照上一个假期日数据拟合处理。2.2.2.4缺点时间段区间在横跨工作日/双休日和法定节假日时间段内，则先将该区间段分别工作日/双休日和法定节假日分开，再分别按上述工作日/双休日、去年法定节假日的数据拟合处理。2.2.3分时电量累计值原则上应与用于月结算的总抄表电量保持一致。各费率时段尖、峰、平、谷电量以对应时段的小时电量累加计算2.2.4台风、用户自停等由于无法及时获知用户实际现场是否正常用电情况，按照以上规则照常以工作日、双休日、节假日进行拟合。2.2.5计量自动化系统数据已采集或拟合推送后，如发现存在计量装置故障、窃电等造成电量损失的，可在营销系统按照广东电力市场结算实施细则第67页追退补要求进行电量追退补。2.2.6换表事件处理。由于换表期间造成表码缺失，根据换表起止时间，若换表前最后一个整点表码缺失，则将旧表止码替换为该点表码；若换表后第一个整点表码缺失，则将新表起码替换为该点表码。2.2.7在存在换表、销户、增容等营销工单情况下，计量系统根据营销工单中的现场截取表码替换相应时刻的表码数据，并将新表码推送至营销系统。2.2.8经计算后的拟合电量需转换成拟合表码数据进行推送。转换原则：拟合表码=基准初始表码+（拟合电量/综合倍率）。如用户缺少基准初始表码依然推送拟合电量至营销。3.采用拟合电量数据进行结算，如跨越结算期重新获得电表实际表码，且当日拟合总电量偏差超过实际电量±10%时，则按照电量追补原则进行处理。更多政策关注碳中和资料库公众号