廣東電力交易中心：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則2024年修訂（151頁）.pdf

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1、廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）廣東電力市場現貨電能量交易實施細則廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）目 錄目 錄1 總述.12 適用范圍.13 引用文件.14 術語定義.25 日前電能量市場交易組織.55.1 組織方式.55.2 交易時間定義.65.3 機組參數.75.3.1 運行參數.75.3.1.1 火電機組運行參數.75.3.1.2 新能源交易單元運行參數.95.3.1.3 獨立儲能交易單元運行參數.105.3.2 電力調度機構設定的參數.105.3.3 缺省申報參數.115.3.3.1 火電

2、機組缺省申報參數.115.3.3.2 新能源交易單元缺省申報參數.135.3.3.3 獨立儲能交易單元缺省申報參數.135.3.3.4 售電公司與批發用戶缺省申報參數.145.3.4 核定參數.145.4 日前機組運行邊界條件準備.175.4.1 機組狀態約束.175.4.2 機組出力上下限約束.185.4.3 機組最早可并網時間.195.4.4 機組調試及試驗計劃.195.4.4.1 新建機組調試.205.4.4.2 在運機組試驗（調試）.205.4.5 熱電聯產機組供熱計劃.215.4.6 發電機組一次能源供應約束.225.5 日前電網運行邊界條件準備.235.5.1 負荷預測.235.5

3、.1.1 統調負荷預測.235.5.1.2 母線負荷預測.235.5.2 外購電出力預測.245.5.3 備用約束.245.5.4 輸變電設備檢修計劃.255.5.5 輸變電設備投產與退役計劃.255.5.6 電網安全約束.255.5.6.1 線路極限功率和斷面極限功率.255.5.6.2 系統運行原因的機組（群）必開約束.265.5.6.3 非系統運行原因的機組（群）必開約束.27廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）5.5.6.4 系統運行原因的機組（群）必停約束.275.5.6.5 非系統運行原因的機組（群）必停約束.275.5.6.6 機組（群）出力上下限約束.285.

4、5.7 核電機組發電計劃編制.295.5.8 不直接參與交易的市場機組發電計劃編制.295.5.9 非市場機組發電計劃編制.295.6 出清前信息發布.305.7 交易申報.315.7.1 機組申報交易信息.315.7.1.1 火電機組申報交易信息.315.7.1.2 新能源交易單元申報交易信息.325.7.1.3 獨立儲能交易單元申報交易信息.335.7.2 售電公司與批發用戶申報信息.335.7.3 申報數據審核及處理.345.8 日前電能量市場出清.345.8.1 日前電能量市場的出清過程.345.8.2 日前電能量市場出清數學模型.355.8.2.1 日前安全約束機組組合（SCUC）模

5、型.355.8.2.2 日前安全約束經濟調度（SCED）模型.455.8.2.3 節點電價（LMP）計算模型.535.8.2.4 特殊節點賦價.605.8.3 特殊機組在日前電能量市場中的出清機制.615.8.3.1 必開機組.615.8.3.2 熱電聯產機組.625.8.3.3 調試（試驗）機組.625.8.3.4 最小連續開機時間內機組.635.8.3.5 處于開/停機過程中的機組.645.8.3.6 深度調峰調用機組.645.8.3.7 調用測試機組.645.8.4 日前電能量市場安全校核.665.8.4.1 電力平衡校核.665.8.4.2 安全穩定校核.675.9 日前電能量市場定價

6、.675.9.1 發電側定價.675.9.2 用戶側定價.675.9.3 稀缺定價.685.10 交易結果發布.685.10.1 出清后邊界條件更新.695.10.2 日前交易公開信息發布.695.10.3 日前交易發電企業私有信息發布.695.10.4 日前交易用戶側私有信息發布.705.10.5 日前市場用戶側統一電價發布.705.11 交易結果調整.705.11.1 競價日交易結果調整.70廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）5.11.1.1 運行邊界變化.705.11.1.2 其他原因.715.11.2 競價日后交易結果調整.715.11.2.1 運行邊界變化.715

7、.11.2.2 其他原因.715.12 日前調度計劃.726 實時電能量市場交易組織.726.1 組織方式.726.2 交易時間定義.736.3 實時發電機組物理運行參數變化.736.4 實時機組運行邊界條件準備.746.4.1 機組開/停機計劃曲線.756.4.2 機組預計并網/解列時間.756.4.3 機組出力上/下限約束.756.4.4 機組故障而要求的出力計劃調整.766.4.5 機組調試及試驗計劃執行.766.4.6 熱電聯產機組供熱計劃執行.766.5 實時電網運行邊界條件準備.766.5.1 超短期負荷預測.766.5.2 外購電計劃.776.5.3 機組及輸變電設備檢修執行.7

8、76.5.4 運行備用.776.5.5 電網安全約束.786.5.6 非市場機組發電計劃調整.786.6 實時電能量市場出清.796.6.1 實時電能量市場的出清過程.796.6.2 實時電能量市場出清數學模型.806.6.2.1 實時安全約束經濟調度（SCED）模型.806.6.2.2 節點電價（LMP）計算模型.876.6.2.3 特殊節點賦價.966.6.3 特殊機組在實時電能量市場中的出清機制.966.6.3.1 必開機組.966.6.3.2 熱電聯產機組.966.6.3.3 調試（試驗）機組.976.6.3.4 最小連續開機時間內機組.986.6.3.5 處于開/停機過程中的機組.9

9、86.6.3.6 深度調峰調用機組.986.6.3.7 一次能源供應約束機組.986.6.3.8 發生故障而要求調整出力計劃的機組.996.6.3.9 應急新增開機機組.996.6.3.10 應急新增停機機組.1006.6.4 實時電能量市場安全校核.1016.7 實時電能量市場定價.1016.7.1 發電側定價.101廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）6.7.2 用戶側定價.1016.7.3 稀缺定價.1026.8 市場出清出力結果發布.1026.9 實時電能量市場價格核驗.1036.9.1 價格核驗規則.1036.9.2 價格核驗說明.1046.10 實時運行調整.10

10、47 區域電力市場與廣東現貨電能量市場的銜接方式.1067.1 南方區域調頻、跨省電力備用輔助服務市場與廣東現貨電能量市場的銜接方式1067.2 南方區域現貨電能量市場與廣東現貨電能量市場的銜接方式.1078 市場力檢測與緩解.1078.1 事前措施.1088.1.1 報價行為測試.1088.1.2 供應緊張情況下的報價限制.1088.2 事中措施.1098.3 事后措施.1099 現貨電能量市場中發電機組運行補償費用處理機制.1109.1 運行補償費用定義.1109.2 系統運行補償費用計算.1119.2.1 運行成本費用計算.1119.2.2 報價費用計算.1129.2.3 現貨電能量市場

11、收益計算.1139.2.4 不納入系統運行補償費用計算范圍的情形.1149.2.5 系統運行補償費用計算.1149.3 啟動補償費用計算.1159.3.1 啟動補償費用計算.1159.3.2 不納入啟動補償費用計算范圍的情形.1169.4 運行補償費用支付和分攤.11610 特殊情況處理機制.11710.1 保供電時期處理機制.11710.2 臺風等自然災害影響期處理機制.11710.3 電能量出清與調峰機制融合.11810.3.1 深度調峰調用方式.11910.3.2 深度調峰補償費用.12010.4 特殊管控要求處理機制.12010.5 電力供不應求時段（未啟動市場熔斷或中止時）處理機制.

12、12110.6 現貨市場熔斷與中止.12110.6.1 觸發條件與程序.12110.6.1.1 現貨市場熔斷的條件和程序.12110.6.1.2 現貨市場中止的條件和程序.12110.6.2 處理措施.12210.6.2.1 短期內可恢復.12210.6.2.2 短期內無法恢復.12310.6.3 恢復程序.124廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）10.6.3.1 現貨市場熔斷的恢復程序.12410.6.3.2 現貨市場中止的恢復程序.12411 現貨電能量市場中發電側市場費用返還及考核機制.12511.1 機組日內臨時非計劃停運偏差費用返還.12511.2 機組實時發電計

13、劃執行偏差費用返還.12711.3 機組限高考核.13011.4 機組限低考核.13111.5 熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差率考核.13211.6 新能源交易單元功率預測考核.13611.7 獨立儲能交易單元實時發電計劃執行偏差收益回收.13811.8 費用返還及考核數據管理.13812 現貨電能量市場中用戶側允許申報偏差外收益處理機制.139附表日前電能量市場申報信息表單.141附表 1發電機組電能量報價申報表單.141附表 2發電機組啟動費用申報表單.143附表 3發電機組最小穩定技術出力費用（最小可調出力費用）申報表單.144附表 4售電公司和批發用戶申報表單.145廣東電力市場現貨

14、電能量交易實施細則（2024 年修訂）11總述為規范廣東電力現貨市場有序運行，提升電力資源優化配置效率，通過市場交易形成反映成本與供需時空價值的電價信號，促進電力系統的安全穩定運行、電力可靠供應和清潔能源消納，根據廣東電力市場運營規則（試行），制定本細則。2適用范圍本細則適用于廣東現貨電能量市場的運營。3引用文件電網調度管理條例電力安全事故應急處置和調查處理條例電網調度管理條例實施細則電網運行規則（試行）電力并網運行管理規定電力輔助服務管理辦法電力系統安全穩定導則電網運行準則電力系統技術導則廣東省熱電聯產機組節能發電調度管理辦法（試行）中國南方電網電力調度管理規程廣東電網電力調度管理規程南方電

15、網安全穩定計算分析導則廣東電力系統調度規程廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）2電力交易安全校核技術規范南方電網有功功率運行備用技術規范南方電網系統運行備用全景監控管理技術規范中國南方電網服務區域高質量發展電力調度操作規則上述文件有修訂版本或補充規定的，按照最新文件要求執行。4術語定義（1）電能量市場：指以電能量為交易標的物的市場。（2）統調負荷：指廣東省級及以上調度電廠發電負荷、地調電廠發電負荷與同一時間點電網跨區聯絡線的負荷（聯絡線輸入為正、輸出為負）之和。（3）母線負荷：指廣東省內 220kV 變電站的母線下網負荷，即節點負荷。（4）負荷預測：指根據電網運行特性，綜合自

16、然條件、經濟狀況與社會事件等因素，對電力調度機構所轄電網未來特定時刻的負荷需求進行預測的行為。（5）運行備用：指在電力系統運行方式安排及實時調度運行中，為了應對負荷預測誤差、設備的意外停運、機組發電故障、可再生能源功率波動等所預留的可隨時調用的額外有功容量。（6）安全 約 束 機 組 組 合（Security-ConstrainedUnit Commitment，SCUC）：指在滿足電力系統安全性約束的條件下，以社會福利最大化等為優化目標，制定多時段的機組開停機計劃。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）3（7）安全 約 束 經 濟 調 度（Security-Constrain

17、edEconomic Dispatch,SCED）：指在滿足電力系統安全性約束的條件下，以社會福利最大化為優化目標，制定多時段的機組發電計劃。（8）節點邊際電價（Locational Marginal Price，LMP）：指在滿足當前輸電網絡設備約束條件和各類其它資源的工作特點的情況下，在某一節點增加單位負荷需求時所需要增加的邊際成本，簡稱節點電價。節點電價由系統電能價格與阻塞價格兩部分構成。（9）市場機組：指獲得廣東電能量市場化直接交易資格或未獲得市場化直接交易資格但接受市場價格的發電機組，獲得直接交易資格的機組可同時擁有電網代購電量和市場交易電量。除特殊說明外，本細則中市場機組主要指直接

18、交易的市場機組。（10）非市場機組：指廣東省內暫未獲得廣東電能量市場化直接交易資格且暫未接受市場價格的發電機組，執行政府核定的上網電價。（11）日前電能量市場：運行日提前 1 日（D-1 日）進行的決定運行日（D 日）資源組合狀態和計劃的電能量交易市場。（12）實時電能量市場：運行日（D 日）進行的決定（D 日）未來 15 分鐘最終調度資源分配狀態和計劃的電能量交易市場。（13）批發用戶：指直接參與批發市場交易的電力大廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）4用戶。（14）市場出清：指電力市場根據市場規則通過競爭方式確定中標電力電量及價格。（15）安全校核：對檢修計劃、發電計劃、

19、市場出清結果和電網運行操作等內容，從電力系統運行安全角度分析其安全性和電力平衡的過程?，F貨電能量市場交易的安全校核與市場出清同步進行，市場出清結果必須嚴格滿足國家和行業的政策、標準要求，同時滿足電網安全穩定運行以及電力電量平衡要求。（16）必開機組、必停機組：在市場出清時強制設置運行或停運狀態的機組或機組群。（17）市場力：市場成員操縱市場價格，使之偏離市場充分競爭情況下所具有的價格水平的能力。（18）需求響應：指用戶針對市場價格信號或激勵機制做出響應，并主動改變常規電力消費模式的市場行為。（19）負荷管理：指當電力平衡緊張時，供電企業發布錯峰預警信號，按照政府批準的負荷管理方案，執行錯峰、避

20、峰、輪休、負荷控制等系列措施，達到減少或者推移某時段用電負荷的效果。（20）深度調峰：指系統負備用容量不滿足要求或負荷平衡約束不滿足時或因系統安全約束，常規燃煤機組低于并網調度協議約定的最小穩定技術出力運行的方式。（21）新能源交易單元：新能源發電企業參與廣東電能量市場直接交易的最小單元，納入市場機組范疇，能夠廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）5接收并自動執行電力調度機構的有功功率控制指令，具備單獨計量結算的技術條件，且交易單元、調度單元、營銷結算單元原則上須保持一致，調度單元與營銷結算單元不一致時，交易單元應與調度單元保持一致。（22）獨立儲能交易單元：新型儲能企業參與廣

21、東電能量市場直接交易的最小單元，能夠接收并自動執行電力調度機構的有功功率控制指令，具備單獨計量結算的技術條件，且交易單元、調度單元、營銷結算單元原則上須保持一致，調度單元與營銷結算單元不一致時，交易單元應與調度單元保持一致。（23）抽水蓄能電站交易單元：抽水蓄能企業參與廣東電能量市場直接交易的最小單元，適時推動開展抽水蓄能電站報量報價參與現貨市場試點交易。5日前電能量市場交易組織5.1 組織方式現階段，采取“發電側報量報價、用戶側報量不報價”的模式組織日前電能量市場交易，獨立儲能可按照“報量報價”或“報量不報價”的方式參與現貨電能量交易，在電力供應緊張、調峰或斷面調控困難等時段，電力調度機構可

22、根據系統運行需要要求獨立儲能按照“報量報價”方式參與，并于競價日（D-1 日）12:00 前以私有信息披露。擇機采取“發電側報量報價、用戶側報量報價”的模式組織開展現貨市場試點交易，具體細則另行通知。日前電能量市場采用全電量申報、集中優化出清的方廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）6式開展。市場機組在日前電能量市場中申報運行日的報價信息，其中，新能源交易單元還需申報短期功率預測信息，獨立儲能交易單元還可自主選擇申報運行日結束時刻期望達到的荷電狀態（SOC）數值等。售電公司和批發用戶在日前電能量市場中申報運行日的用電需求曲線，不申報價格。電力調度機構綜合考慮統調負荷預測、母線負

23、荷預測、外送受電曲線、非市場機組出力曲線（含未直接參與市場交易、僅接受市場價格的機組出力曲線，下同）、發電機組檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，以社會福利最大化為優化目標，采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經濟調度（SCED）算法進行集中優化計算，出清得到運行日的機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時節點電價。售電公司和批發用戶所申報的用電需求曲線即為其日前電能量市場的中標曲線。省外以“點對網”方式向廣東省送電的燃煤發電企業（包括橋口電廠、鯉魚江電廠）參與廣東現貨電能量市場交易。條件具備前，綜合考慮省間年度合同、省間市場化交易結果、清潔能源

24、消納需求以及電網安全運行要求，省外向廣東送電作為廣東現貨電能量市場交易的邊界條件。5.2 交易時間定義運行日（D）為執行日前電能量市場交易計劃的自然日，每 15 分鐘為一個交易出清時段，每個運行日含有 96 個交易出清時段。競價日為運行日前一日（D-1），競價日內，廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）7發電企業、售電公司和批發用戶進行申報，并通過日前電能量市場出清形成運行日的交易結果。5.3 機組參數5.3.1運行參數5.3.1.1火電機組運行參數所有省級及以上調度火電機組需向所屬電力調度機構提供機組的運行參數，新建火電機組應在首次并網前 30 天向所屬電力調度機構提供機組運

25、行參數，經所屬電力調度機構審核批準后生效。如需變更，需通過運行參數變更管理流程進行更改，并提交對應的說明。原則上，火電機組運行參數一年只能更改一次。（1）發電機組額定有功功率，單位為 MW，應與并網調度協議保持一致，額定有功功率即調度容量原則上以政府電力主管部門核準備案文件或電力業務許可證為準（兩者取最新）。（2）發電機組最小穩定技術出力，單位為 MW，應與能源監管機構審核發布的最小穩定技術出力核定結果保持一致。對于裝設有 AGC 裝置的機組，最小穩定技術出力不得高于 AGC 下限；（3）發電機組有功功率調節速率，單位為 MW/分鐘，為最小技術出力至額定出力負荷段均適用的調節速率。對于裝設有

26、AGC 裝置的機組，發電機組有功功率調節速率取值為 AGC 調節速率；（4）發電機組日內允許的最大啟停次數，單位為次/廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）8每天，單日一啟一停計為 1 次；（5）發電機組廠用電率，單位為百分數，發電機組廠用電率取統計期內機組平均綜合廠用電率；（6）發電機組冷態啟動時間，即機組處于冷態情況下從接到開機通知到機組并網的準備時間，單位為小時；（7）發電機組溫態啟動時間，即機組處于溫態情況下從接到開機通知到機組并網的準備時間，單位為小時；（8）發電機組熱態啟動時間，即機組處于熱態情況下從接到開機通知到機組并網的準備時間，單位為小時；（9）燃氣機組月度最

27、大技術出力，單位為 MW，最大技術出力不應高于發電機組額定有功功率；初期按夏季（3 月至 11 月）最大技術出力和冬季（12 月至次年 2 月）最大技術出力管理。（10）冷態/溫態/熱態三組典型開機曲線，即機組在開機過程中，從并網至最小技術出力期間的升功率曲線，時間間隔為 15 分鐘；（11）典型停機曲線，即機組在停機過程中，從最小技術出力至解列期間的降功率曲線，時間間隔為 15 分鐘，停機方式為非打閘停機方式下的最快停機方式；（12）AGC 上/下限，單位為 MW，AGC 上限不應高于發電機組額定有功功率；（13）電力調度機構所需的其他參數。分軸式燃氣蒸汽聯合循環機組，燃氣機組和蒸汽機組（下

28、稱“單機”）的額定有功功率、最小穩定技術出力、廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）9最大技術出力、AGC 上/下限及發電機組有功功率調節速率之和應與整套機組（下稱“套機”）的對應參數保持一致。單機與套機的廠用電率、發電機組日內允許的最大啟停次數保持一致。其中，非市場機組的運行參數作為編制日前發電計劃的默認參數，市場機組的運行參數作為現貨電能量市場交易出清的默認參數。5.3.1.2新能源交易單元運行參數所有省級及以上調度新能源交易單元需向所屬電力調度機構提供運行參數，新建新能源交易單元應在首次并網前 30 天向所屬電力調度機構提供運行參數，經所屬電力調度機構審核批準后生效。如需

29、變更，需通過運行參數變更管理流程進行更改。（1）新能源交易單元額定有功功率，單位為 MW，應與并網調度協議保持一致，額定有功功率即調度容量原則上以政府電力主管部門核準備案文件或電力業務許可證為準（兩者取最新）；（2）新能源交易單元有功功率調節速率，單位為 MW/分鐘，為零至額定出力負荷段均適用的調節速率。對于裝設有 AGC 裝置的機組，發電機組有功功率調節速率取值為AGC 調節速率；（3）內部 35kV 等值機組額定有功功率，單位為 MW，應與 35kV 母線實際掛接風電機組情況保持一致；（4）電力調度機構所需的其他參數。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）105.3.1.3

30、獨立儲能交易單元運行參數所有獨立儲能交易單元需向所屬電力調度機構提供運行參數，經所屬電力調度機構審核批準后生效。如需變更，需通過運行參數變更管理流程進行更改。（1）額定容量，單位 MWh，應與并網調度協議保持一致；（2）額定充電、放電功率，單位 MW，應與并網調度協議保持一致；（3）最大允許、最小允許荷電狀態，單位百分比，指電化學儲能過程中儲能介質中實際存在的電荷數占額定儲能容量對應的儲能介質中含有的電荷數的百分率；（4）充放電能量轉換效率，一定周期內儲能交易單元放電量與充電量的比值；（5）廠用電率，取統計期內獨立儲能平均綜合廠用電率。5.3.2電力調度機構設定的參數（1）最小連續開機時間，表

31、示機組開機后，距離下一次停機至少需要連續運行的時間，單位為小時；（2）最小連續停機時間，表示機組停機后，距離下一次開機至少需要連續停運的時間，單位為小時。（3）最小啟停機時間間隔，表示一個廠內兩臺機組的啟動或停機時間必須大于該時間間隔，單位為小時。（4）最小連續深度調峰時間，表示未自主申報降低運行下限的機組被調用進行深度調峰至少需要持續的時間，廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）11單位為小時；（5）最小深度調峰間隔時間，表示未自主申報降低運行下限的機組退出深度調峰后，距離下一次被調用進行深度調峰需要間隔的時間，單位為小時。5.3.3缺省申報參數缺省申報參數指參與現貨電能量市

32、場交易的經營主體需在市場注冊時提供的默認申報參數，若經營主體未按時在現貨電能量市場中進行申報，則采用默認申報參數進行出清或結算。經營主體向市場運營機構提出申請，通過規定程序后可更改缺省申報參數。5.3.3.1火電機組缺省申報參數現階段，火電機組缺省申報參數包括電能量缺省報價、缺省啟動費用、缺省最小穩定技術出力費用、缺省最小可調出力費用。（1）電能量缺省報價指機組運行在不同出力區間時單位電能量的缺省價格，可最多申報 10 段，每段需申報出力區間起點（MW）、出力區間終點（MW）以及該區間報價（元/MWh）。若機組未自主申報降低其運行下限，第一段出力區間起點為最小穩定技術出力，若機組自主申報降低其

33、運行下限參與調峰，第一段出力區間起點為機組自主申報的最小可調出力，最后一段出力區間終點為機組的額定有功功率，每一個報價段的起始出力點必須等于上一個報價段的出力終點，兩個報價段銜接點對應的報價值屬于上一段報價。報價曲線必須隨出力增加單調非遞減。每段報廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）12價段的長度不能小于報價出力段單段最小區間長度。報價出力段單段最小區間長度為 Max（額定有功功率最小穩定技術出力）5%，1MW。每段報價的電能量價格均不可超過本細則 5.3.4 節規定的電能量申報價格的上下限范圍。其中，燃煤機組的電能量缺省報價應包含環保電價（含脫硫、脫硝、除塵以及超低排放電價

34、），市場化電量對應的環保電價不再另行結算?，F階段，發電機組在同一運行日僅允許申報一條電能量報價曲線，同一運行日內的各時段均采用同一條電能量報價曲線進行出清計算。在技術條件具備的情況下，同一運行日內允許發電機組在不同時段申報不同的電能量報價曲線。（2）缺省啟動費用指發電機組從冷態/溫態/熱態啟動時分別需要的缺省費用，三種狀態下的缺省啟動費用不能超過本細則 5.3.4 節中規定的啟動費用上下限范圍。（3）缺省最小穩定技術出力費用指發電機組維持最小穩定技術出力運行需要消耗的缺省燃料費用，缺省最小穩定技術出力費用不能超過本細則 5.3.4 節中規定的最小穩定技術出力費用上下限范圍。（4）缺省最小可調出

35、力費用指發電機組維持最小可調出力運行需要消耗的缺省燃料費用，缺省最小可調出力費用不能超過本細則 5.3.4 節中規定的最小可調出力費用上下限范圍。詳細的申報信息表單見附表。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）135.3.3.2新能源交易單元缺省申報參數現階段，新能源交易單元缺省申報參數包括電能量缺省報價。（1）電能量缺省報價指新能源交易單元運行在不同出力區間時單位電能量的缺省價格。報價曲線第一段出力區間起點為零，最后一段出力區間終點為交易單元的額定有功功率，其余要求參照火電機組電能量報價曲線要求。5.3.3.3獨立儲能交易單元缺省申報參數現階段，獨立儲能交易單元缺省申報參數包

36、括電能量缺省報量報價曲線、缺省 96 點充放電出力計劃曲線及缺省申報優先模式。（1）電能量缺省報價指獨立儲能交易單元采取報量報價模式時運行在不同出力區間時單位電能量的缺省價格。報價曲線充電功率以負值表示，放電功率以正值表示。第一段出力區間起點為額定充電功率，最后一段出力區間終點為額定放電功率。每段報價的出力區間長度不得小于報價出力段單段最小區間長度，即 max(額定放電功率額定充電功率)5%，1MW，且出力區間不得跨越充電、放電功率，其余要求參照火電機組電能量報價曲線要求。（2）缺省96點充放電出力計劃曲線是指獨立儲能交易單元在運行日采取報量不報價模式時的缺省固定出力曲線，充電功率（以負值表示

37、）、放電功率（以正值表示）須在額定功率范圍內。（3）缺省申報優先模式是指獨立儲能交易單元在運行廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）14日選擇“報量報價”或“報量不報價”的方式參與現貨電能量交易。5.3.3.4售電公司與批發用戶缺省申報參數現階段，售電公司和批發用戶缺省申報參數包括缺省用電需求曲線，即售電公司缺省申報其零售用戶運行日的用電需求曲線或批發用戶缺省其運行日的用電需求曲線。5.3.4核定參數核定參數是指參與現貨電能量市場交易的經營主體的啟動費用上下限、最小穩定技術出力費用上下限、最小可調出力費用上下限、電能量申報價格上下限、市場出清價格上下限、核定成本，作為現貨電能量

38、市場申報、出清以及結算依據。相關的核定參數按照市場規則管理的有關辦法履行建議、審議和調整等程序。（1）啟動費用上下限：機組啟動費用上下限包括冷態/溫態/熱態啟動費用上下限，單位為元/次。以各類型發電機組冷態/溫態/熱態啟動成本為基準值，基準值乘以啟動費用上下限系數作為機組啟動費用上下限。（2）最小穩定技術出力費用上下限：基于各類型機組最小穩定技術出力成本，其中燃氣機組最小穩定技術出力成本取燃煤機組中的最大值，乘以機組最小穩定技術出力得到最小穩定技術出力費用基準值，基準值乘以最小穩定技術出力費用上下限系數作為最小穩定技術出力費用上下限，按月滾動更新。（3）最小可調出力費用上下限：基于各類型燃煤機

39、組廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）15最小可調出力成本，乘以機組最小可調出力得到機組最小可調出力費用基準值，基準值乘以最小可調出力費用上下限系數作為最小可調出力費用上下限，按月滾動更新。（4）電能量申報價格上下限：綜合考慮經營主體運營、市場用戶電價承受能力等因素，設置電能量申報價格上下限。電能量申報價格上下限可根據電力供需形勢等市場運行情況變化進行動態調整，視市場實際運行情況啟動分類型設置機組現貨電能量報價上限。經營主體在日前電能量市場中申報的電能量價格不能超過核定電能量申報價格上下限范圍。燃煤機組電能量報價上限統一設置，取最高燃料價格對應的各類型燃煤機組發電成本乘以一定

40、比例系數U1后的最大值，每周滾動更新；電能量報價下限按參數設置。其中，最高燃料價格取最新公開發布的CECI綜合價加海運價、CECI成交價加海運價、廣州港煤炭指導價三者中的最大值。當CECI沿海指數綜合價、CECI成交價或廣州港煤炭指導價的公開指數停止發布時，取相應停發指數同期的內部會員價格作為該期指數計算到廠燃煤價格，參照廣東電力現貨市場機組發電成本測算辦法（試行）計算最高燃料價格對應的各類型燃煤機組發電成本有關參數。當CECI沿海指數綜合價、CECI成交價或廣州港煤炭指導價的公開指數和內部會員價格均未發布，認定為該項價格指數停發，按照廣東電力現貨市場機組發電成本測算辦法（試行）的有關規定執行

41、。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）16當市場運行觸發條件一或條件二時，報政府主管部門和能源監管機構同意后，啟動分類型設置燃煤機組電能量報價上限：條件一：當最近L1個運行日內，有L2個運行日的現貨日前或實時出清均價高于沿海60萬燃煤機組發電成本的U2倍，對后續L1個運行日啟動分類型設置燃煤機組電能量報價上限。其中，發電成本取最近一個月各類型燃煤機組的度電燃料成本累加脫硫、脫硝、除塵及超低排放電價（0.037元/千瓦時）。若啟動分類型設置報價上限后L1個運行日內，有L2個運行日的現貨日前和實時出清均價都不高于沿海60萬燃煤機組發電成本的U2倍，則L1個運行日后，恢復為統一設置

42、燃煤機組電能量報價上限。條件二：當連續L3個自然周廣東中調發布周電力供應預警、且CECI成交價（5500大卡）低于P煤價閾值，則在次周起啟動分類型設置燃煤機組電能量報價上限。若連續L3個自然周不滿足上述條件，則次周起恢復為統一設置燃煤機組電能量報價上限。燃氣機組電能量報價上限取最高燃料價格對應的各類型燃煤機組發電成本乘以一定比例系數U3后的最大值（U3取值暫與U1一致，視市場運行情況調整），電能量報價下限按參數設置。新能源交易單元電能量報價上限取燃煤機組統一報價上限，啟動分類型設置燃煤機組報價上限后取沿海100萬千瓦級燃煤機組報價上限，電能量報價下限按參數設置。廣東電力市場現貨電能量交易實施細

43、則（2024 年修訂）17獨立儲能交易單元電能量報價上限取燃煤機組統一報價上限，啟動分類型設置燃煤機組報價上限后取各類型機組報價上限的最大值，電能量報價下限按參數設置。（5）市場出清價格上下限：綜合考慮經營主體運營、市場用戶電價承受能力和促進拉大峰谷價差引導靈活調節能力建設等因素，設置市場出清價格上下限。當市場出清得到的節點電價超過市場出清價格上限時，該節點在該交易時段的節點電價用市場出清價格上限代替。當市場出清得到的節點電價低于市場出清價格下限時，該節點在該交易時段的節點電價用市場出清價格下限代替。（6）核定成本：核定成本指基于發電機組的發電成本核定的發電成本價格（單值）或發電成本曲線。核定

44、成本用于計算發電機組運行補償費用、實時發電計劃偏差收益回收等數據，以及用于市場力監測與緩解等環節。5.4 日前機組運行邊界條件準備5.4.1機組狀態約束競價日上午 12:00 前，電力調度機構根據機組檢修批復情況、調試（試驗）計劃批復情況以及發電企業燃料供應情況等，確定運行日其調管范圍內機組的 96 點狀態，作為日前電能量市場出清的邊界條件。機組檢修及調試管理按照廣東電網電力調度管理規程執行。機組狀態分為可用及不可用兩類。處于可用狀態的機組，相應時段內按照本細則要求參與日前電能量市場出清，市場運營機構可通過調用測試驗證機組狀態的真實性；處廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）1

45、8于不可用狀態的機組，相應時段內不參與日前電能量市場出清。（1）可用狀態：機組處于運行狀態、備用狀態以及調試（試驗）狀態時均視為可用狀態。運行日存在調試時段的機組運行日全天均視為調試狀態。當發電機組處于可用狀態但實際未能正常調用時，其影響時間納入機組非計劃停運考核。（2）不可用狀態：包括機組檢修、缺燃料停運以及其他情況。機組檢修：按照所屬電力調度機構的機組檢修批復結果，批復的開工時間與結束時間之間的時段，機組狀態為不可用狀態。發電設備檢修工期不包含檢修后的調試階段，檢修后的調試計劃申報詳見本細則 5.4.4 節所述。發電機組檢修計劃變更以所屬電力調度機構批復的檢修單為準。缺燃料停運：電力調度機

46、構根據其調管范圍內發電機組的燃料供應情況，批復相應機組的缺燃料停運單，相應時段內機組狀態為缺燃料停運狀態。機組缺燃料停運狀態以天為單位統計，持續時間納入非計劃停運考核。其他情況：機組不滿足發電調度管理并網要求的相關規定時，視為不可用狀態。5.4.2機組出力上下限約束競價日上午 12:00 前，電力調度機構根據機組的額定有功功率、新能源交易單元的短期功率預測曲線、檢修和調試（試驗）批復等情況，確定運行日其調管范圍內機組廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）19的 96 點機組出力上下限約束，作為日前電能量市場出清的邊界條件。正常情況下，若燃煤機組未自主申報降低運行下限，其出力上下

47、限分別為該機組的額定有功功率（燃氣機組出力上限為相應月的最大技術出力）、最小穩定技術出力；若火電機組自主申報降低運行下限參與調峰，其出力上下限分別為該機組的額定有功功率（燃氣機組出力上限為相應月的最大技術出力）、最小可調出力。新能源交易單元的出力上限為其短期功率預測值，下限為 0。獨立儲能交易單元處于充電狀態時，出力上下限分別為 0 和最大充電功率；獨立儲能交易單元處于放電狀態時，出力上下限分別為最大放電功率和 0。正常方式下全容量送出受限的電廠機組，由電力調度機構綜合電廠送出斷面、單線限額和廠用電等因素，統一設置“機組（群）出力上限約束”。電廠自身原因造成的機組限高/限低時段按照本細則11.

48、3、11.4 節的規定納入考核。5.4.3機組最早可并網時間若機組在競價日處于停機狀態且預計運行日具備并網條件，按照日前電能量市場交易出清結果在競價日 17:30發布，往后順延發電機組的冷態/溫態/熱態啟動時間后，計算得到運行日發電機組最早可并網時間。日前電能量市場出清結果中，相應發電機組的并網時間不早于最早可并網時間。發電機組的啟動狀態根據調度自動化系統記錄的上一次停機時間計算確定。5.4.4機組調試及試驗計劃廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）205.4.4.1新建機組調試新建的非市場機組和未獲得直接交易資格的市場機組在并網調試期間按照調試需求安排發電，完成整套設備啟動試

49、運行后，電力調度機構在保證電力供需平衡以及電網安全的前提下，按照系統運行需要和有關發電調度原則安排發電。新建的獲得直接交易資格的市場機組在并網調試期間按照調試需求安排發電；煤電、氣電、核電等機組完成整套設備啟動試運行當天（T）的次日（T+1），機組可參與（T+2）日的日前電能量市場申報及出清。市場機組完成整套設備啟動試運行后，在滿足系統安全的基礎上，原則上按照最小穩定技術出力安排運行，直至機組參與日前電能量市場出清的運行日（T+2）當天零點；（T+2）日起，發電機組按照現貨電能量市場交易規則參與出清。風電、光伏項目并網后按照相應的標準和規程通過首批風機（光伏區）連續無故障試運行時限起，可按規定

50、參與電能量市場交易。在并網后 30 日內（不含并網日）首批風機（光伏區）仍未達到連續無故障試運行時限的，第 31日起應納入電能量市場管理。5.4.4.2在運機組試驗（調試）非系統運行原因處于調試狀態的市場機組運行日全天各時段均固定出力，調試時段的出力為經電力調度機構審核同意的出力，在確保電網安全供應的基礎上，在現貨電能量市場中優先出清。非調試時段，原則上按機組可調出廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）21力下限安排。因系統運行原因處于調試狀態的市場機組在相應的調試時段固定出力，調試時段的出力為經電力調度機構安排的出力，在確保電網安全供應的基礎上，在現貨電能量市場中優先出清。5

51、.4.5熱電聯產機組供熱計劃競價日 10:30 前，經政府認定的熱電聯產電廠應通過所屬電力調度機構的技術支持系統向電力調度機構申報運行日的供熱計劃，具體內容包括：（1）運行日該電廠計劃用于供熱的機組名稱以及編號；（2）運行日該電廠供熱機組的 96 點供熱流量預測曲線，單位為噸/小時；（3）若電廠全廠供熱流量超過單機最大供熱能力時，可以新增同廠機組進行供熱。若電廠全廠實際供熱流量超過全廠機組試驗實測最大供熱流量工況時，機組負荷上下限取實測最大供熱流量工況對應的負荷上下限。電力調度機構以發電機組實測供熱工況圖（熱-電負荷對應關系表）為基礎，根據電廠申報的機組 96 點供熱流量曲線，計算供熱機組電力

52、負荷的上下限曲線。當實際供熱工況明顯偏離實測工況超過 30 天時，熱電聯產電廠可向電力調度機構提交重測申請，獲準重測后，電廠應組織有資質的第三方機構對供熱工況進行實測，并將實測報告及評審意見提交電力調度機構，報請能源監管機構審核同意后，由所屬電力調度機構按照有關工作流程更新實測工況。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）22若機組供熱數據發生報送延遲、因系統故障導致數據丟失等異常情況，競價日按無供熱流量數據進行出清；機組可在實時運行中向當值調度申請恢復按供熱機組參與實時市場出清，同時需承擔熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差考核。5.4.6發電機組一次能源供應約束燃煤、燃氣電廠應結

53、合供需形勢和供熱等發電需求，提前足量落實燃料組織，每日向所屬電力調度機構報送電煤、天然氣的采購、儲備情況和燃料供應風險情況等一次能源供應數據，出現一次能源供應報送數據與實際調用情況不符等情況，納入“兩個細則”虛報、瞞報信息考核。燃煤電廠廠內存煤可用天數低于閾值時，相關機組按照全市場最高申報價格上限作為報價參與現貨電能量市場出清，但不參與市場定價。燃氣電廠非供熱機組可落實日氣量滿足機組最小連續開機約束、但可發小時數（按滿負荷運行計算）低于10小時，則按照可落實氣量設置日電量上限約束，期間機組可參與市場定價；非供熱機組可落實日氣量無法滿足機組最小連續開機約束時，原則上不安排發電，納入缺燃料停運統計

54、。對于省內大范圍天然氣供應緊張等特殊情況，電力調度機構可調整燃氣機組連續開停機約束等參數，同時每日對氣電電量和對應的天然氣消耗量進行監控，在全省發電天然氣日消耗量不超過正常供氣能力的情況下，原則上不采取干預措施；若連續3天超過正常供氣能力水平的閾值廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）23時，可按照日發電供氣能力，視情況采取對全部或部分區域氣電設置機組群電量約束等措施，并向省級政府電力管理部門和能源監管機構報備。對于大鵬 LNG、珠海 LNG 等接收站配套等燃氣存在氣量合同照付不議或溢罐風險時，經向政府報告同意后，調度機構對相關機組設置自身原因必開約束，視情況設置日電量下限約束

55、，可參與市場定價。一次能源供應不足約束生效期間，機組的系統運行補償費用按照本細則9.2節的規定計算。對于一次能源供應不足影響發電的情況納入“兩個細則”非計劃停運考核。5.5 日前電網運行邊界條件準備5.5.1負荷預測日負荷預測包括統調負荷預測、母線負荷預測。5.5.1.1統調負荷預測統調負荷預測是指預測運行日零時開始的每 15 分鐘的統調負荷需求，每天共計 96 個點。廣東中調負責開展運行日全省統調負荷預測，預測時需綜合考慮但不限于以下因素：歷史相似日負荷、工作日類型、氣象因素、用戶用電需求、各地區供電企業負荷預測、節假日或社會重大事件影響、需求響應及負荷管理等情況。5.5.1.2母線負荷預測

56、母線負荷預測是指預測運行日零時開始的每 15 分鐘的220kV 母線節點負荷需求，每天共計 96 個點。省內各供電企業負責根據綜合氣象因素、工作日類型、節假日影響、運行方式變化、地方電出力預測、需求響應及負荷管理等廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）24因素，預測運行日轄區范圍內的母線負荷。如各供電企業提交的母線負荷預測之和與統調負荷預測存在偏差，則由技術支持系統以各節點的負荷預測值為比例分攤偏差。5.5.2外購電出力預測外購電出力預測包括西電東送出力預測和購香港中電電力計劃。南網總調負責根據各省區的電力平衡情況、水電和新能源消納情況、框架協議和省間市場化交易情況，綜合考慮廣

57、東的負荷特性，于競價日下達運行日的 96 點西電送廣東受端出力預測曲線。廣東中調負責根據廣東的電力平衡情況以及電網安全穩定約束需要，于競價日與香港中華電力協商確定運行日的 96 點購電計劃。5.5.3備用約束廣東中調根據中國南方電網電力調度管理規程、南方電網系統運行備用全景監控管理技術規范和南方區域電力備用輔助服務市場交易規則等要求，綜合考慮負荷短期內大幅變化、新能源出力波動、跨省備用要求、主要故障預想、重要保供電要求等情況下的系統運行實際需要，制定發電側運行備用（包括事故備用和負荷備用）要求和負備用要求。日前電能量市場出清結果需同時滿足運行日的發電側運行備用、一次調頻備用、負備用和 D+1日

58、最高負荷點的備用要求。發電側運行備用的計算應考慮機組自身出力不足、網絡受限、調試出力不穩定、區域跨廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）25省備用市場交易結果等因素的影響。5.5.4輸變電設備檢修計劃電力調度機構基于月度輸變電設備檢修計劃，結合電網實際運行狀態，批復確定運行日的輸變電設備檢修計劃。電網設備檢修按照廣東電網電力調度管理規程執行。5.5.5輸變電設備投產與退役計劃電力調度機構基于月度輸變電設備投產與退役計劃，結合電網實際運行狀態，批復確定運行日的輸變電設備投產與退役計劃。5.5.6電網安全約束電力調度機構基于所掌握的運行日基礎邊界條件，提出各自調管范圍內的電網安全約

59、束，作為現貨電能量市場優化出清的邊界條件。各電力調度機構安全約束條件存在相互影響的情況時，應相互通報并協調一致。電網安全約束邊界條件包括但不限于線路極限功率、斷面極限功率、發電機組（群）必開必停約束、發電機組（群）出力上下限約束等。5.5.6.1 線路極限功率和斷面極限功率出現以下情況時，電力調度機構可設置線路極限功率、斷面極限功率：（1）因系統安全約束，需要將線路、斷面潮流控制在指定值以內；（2）因保供電、防范極端自然災害或提高對港澳等地區供電可靠性，需要提高安全裕度將線路、斷面潮流控制廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）26在指定值以內；（3）其他保障電網安全可靠供應需要

60、將線路、斷面潮流控制在指定值以內。為應對運行邊界的不確定性，確保電網安全穩定運行和可靠供應，須將安全穩定斷面的限值留出一定的控制裕度。原則上，按照在斷面極限值基礎上扣除 3-5后的限值作為控制要求。在新能源富集地區，可根據實際斷面安全情況，進一步增加控制裕度。5.5.6.2 系統運行原因的機組（群）必開約束出現以下情況時，電力調度機構可設置系統運行原因的必開機組（群）：（1）因系統安全約束，需要提前開出的燃煤機組，以及必須維持運行狀態的機組；（2）因電壓、慣量支撐要求，需要增開或維持開機狀態的機組；（3）因保供電、保民生或政府要求，需要提高安全裕度而增開或維持開機狀態的機組；（4）根據電網安全

61、運行要求需要進行調試的機組；（5）根據電網安全運行要求需要在運行日某些時段固定出力的機組；（6）其他保障電力安全可靠供應需要增加開機或維持運行狀態的機組。電力調度機構在競價日事前信息發布截止時間前，通知其調管范圍內的必開機組，明確相應的必開時段。對于廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）27出清過程中為滿足安全校核要求需增加開出、提前開出或取消停機計劃維持運行狀態的機組，在日前出清結果發布時隨信息披露更新，并通知調管范圍內的必開機組，明確相應的必開時段。必開機組應提前做好開機準備，確保在運行日能夠正常開機運行。5.5.6.3 非系統運行原因的機組（群）必開約束出現以下情況時，在

62、滿足系統安全的基礎上，發電企業可向電力調度機構申請設置非系統運行原因的必開機組（群）：（1）在啟備變故障期為保障廠用電需求無法停機的機組；（2）合同年累計欠提氣量達到預警閾值，需強制消納氣量的大鵬 LNG、珠海 LNG 等接收站配套燃氣電廠。其中，強制消納氣量需求以接收站出具的正式文件為準；（3）無啟動鍋爐的機組；（4）為落實政府摻燒污泥等要求需開機運行的機組；（5）其他因非系統運行原因需開機運行的機組。5.5.6.4 系統運行原因的機組（群）必停約束若存在因系統安全約束需要停機的機組時，電力調度機構可設置系統運行原因的必停機組（群），必停機組視為不可用狀態。電力調度機構在競價日事前信息發布截

63、止時間前，通知其調管范圍內的必停機組，明確相應的必停時段。5.5.6.5 非系統運行原因的機組（群）必停約束廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）28出現以下情況時，在滿足系統安全的基礎上，電力調度機構可設置非系統運行原因的必停機組（群），必停機組視為不可用狀態：（1）不具備并網條件的機組；（2）供水管道或供氣管道等設備受外力破壞導致無法開機的機組；（3）啟動鍋爐檢修的機組；（4）環保排放限制的機組；（5）已納入政府當年關停計劃的機組；（6）能源監管機構及政府主管部門下達的停機要求；（7）日前未申報供熱的背壓式機組；（8）其他因非系統運行原因需停機的機組。電廠需在競價日事前信息

64、發布截止時間前向調度機構申請設置自身原因必停約束，并與調度機構明確相應的必停時段。5.5.6.6 機組（群）出力上下限約束出現以下情況時，電力調度機構可設置機組（群）出力上下限約束：（1）因系統安全約束，需要限制出力上下限的發電機組（群）；（2）因保供電、保民生或政府要求，需要提高安全裕度將出力控制在上下限值以內的發電機組（群）；（3）根據電網安全運行要求或可再生能源消納需求，需要在運行日某些時段限制出力上下限的發電機組（群）；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）29（4）其他保障電網安全可靠供應需要限制出力上下限的發電機組（群）。5.5.7核電機組發電計劃編制在滿足系統安全

65、和電力平衡的基礎上，按照多發、滿發原則安排核電市場機組日調度計劃，現階段作為邊界參與現貨市場出清，分月電量不作為調度執行依據，在技術條件成熟后作為自調度機組參與現貨出清。核電非市場機組的調度原則與市場機組保持一致。當出現以下場景時，在充分考慮火電機組調節能力的情況下，電力調度機構可根據系統運行需要安排核電減載乃至停機配合，并以公開信息方式按周進行信息披露：1）系統安全需要。包括安全穩定斷面越限、配合低負荷期頻率穩定控制或調壓需要等。2）電力平衡需要。包括節假日、強降雨和臺風等極端天氣影響期、配合可再生能源消納等調峰需要。5.5.8不直接參與交易的市場機組發電計劃編制（1）地調熱電聯產火電機組：

66、原則上按照“以熱定電”安排發電。（2）自備電廠煤機：優先滿足自備電廠所需負荷，余量部分根據系統運行需要安排發電。5.5.9非市場機組發電計劃編制（1）水電機組：綜合來水情況、水利樞紐安全、以及上下游灌溉、航運、民生用水等綜合需求，在滿足系統安全的基礎上，優先安排發電。編制機組發電計劃時，應避廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）30開機組振動區安排發電。（2）新能源場站：根據新能源場站申報的次日 96 點短期功率預測曲線，在滿足系統安全和電力平衡的基礎上，作為現貨市場組織的邊界條件。（3）蓄能電廠：根據電力供需平衡以及電網安全約束情況，按照蓄能電廠的調度運行規程，形成蓄能電廠的

67、水庫水量控制要求，編制蓄能電廠的發電計劃。（4）地調氣電機組：原則上按照“以熱定電”原則安排發電計劃。（5）其他非市場機組：綜合機組實際情況、系統供需平衡以及電力調度機構相關規程等綜合要求，編制機組發電計劃。5.6 出清前信息發布競價日 12:00 前，市場運營機構通過電力市場交易系統，按照廣東電力市場信息披露實施細則的要求，向相關市場成員發布運行日的邊界條件信息。主要信息包括但不限于：（1）統調負荷預測曲線；（2）省內非市場機組出力預測曲線；（3）省內不直接參與交易的市場機組出力預測曲線；（4）西電東送電力預測曲線；（5）購香港中電電力計劃曲線；（6）發電機組檢修總容量；（7）正備用要求、負

68、備用要求；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）31（8）輸變電設備檢修計劃；（9）電網關鍵斷面約束情況；（10）必開必停機組（群）及原因。5.7 交易申報現貨電能量市場為每日均運行的市場，各經營主體需每日向市場運營機構提交申報信息。對于發電側經營主體，遲報、漏報或不報者均默認采用缺省值作為申報信息，當經營主體無默認申報參數時，按核定成本進行填充。對于用戶側經營主體，遲報、漏報或不報者均默認日前市場申報量為零，適時開展經營主體自行維護的用電側默認申報參數作為默認申報填充數據。詳細的申報信息表單見附表。5.7.1機組申報交易信息競價日 13:00 前，所有獲得直接交易資格的經營主

69、體必須通過電力市場交易系統體系進行日前電能量市場交易申報。若該經營主體未按時申報，則按照缺省申報信息參與市場出清。5.7.1.1 火電機組申報交易信息火電機組申報交易信息包括以下內容：（1）機組電能量報價：發電機組電能量報價表示機組運行在不同出力區間時單位電能量的價格，申報要求與本細則 5.3.3 節中電能量缺省報價的要求相同。初期僅允許機組每日申報一組電能量報價；根據市場需要，逐步允許機組分時段申報多組電能量報價。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）32（2）啟動費用：發電機組啟動費用表示發電機組從冷態/溫態/熱態啟動時分別需要的費用，申報要求與本細則5.3.3 節中缺省啟

70、動費用的要求相同。發電機組實際的啟動狀態根據調度自動化系統記錄的啟停機時間信息進行認定。（3）最小穩定技術出力費用：發電機組未自主申報降低運行下限時需要申報的參數，表示發電機組維持最小穩定技術出力運行需要消耗的燃料費用，申報要求與本細則5.3.3 節中缺省最小穩定技術出力費用的要求相同。（4）最小可調出力費用：發電機組自主申報降低運行下限參與調峰時需要申報的參數，表示發電機組維持最小可調出力運行需要消耗的燃料費用，申報要求與本細則5.3.3 節中缺省最小可調出力費用的要求相同。5.7.1.2 新能源交易單元申報交易信息新能源交易單元申報交易信息包括以下內容：（1）短期功率預測曲線：競價日 9:

71、00 前，新能源交易單元申報 96 點短期功率預測曲線。場站集電線、主變等設備檢修期間，相應時段的功率預測曲線須剔除相應檢修容量后進行申報，若未按時申報，則按 0 處理。新能源交易單元在競價日 9:00 至 10:00 間可重新申報 96 點短期功率預測曲線。（2）電能量報價：競價日 13:00 前，新能源交易單元申報運行日的報價信息，申報要求與本細則 5.3.3 節中電能量缺省報價的要求相同。（3）新能源交易單元的啟動費用、最小可調出力費用、廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）33最小連續開機/停機時間默認按 0 處理。5.7.1.3 獨立儲能交易單元申報交易信息獨立儲能交

72、易單元申報交易信息包括以下內容：（1）電能量報價：競價日 13:00 前，獨立儲能交易單元申報運行日的報價信息，申報要求與本細則 5.3.3 節中電能量缺省報價的要求相同。（2）競價日 13:00 前，獨立儲能交易單元申報運行日最后一個時段末期望達到的荷電狀態（SOC）數值、96點充放電出力計劃曲線和申報優先模式。（3）獨立儲能交易單元的啟動費用、最小可調出力費用、最小連續開機/停機時間默認按 0 處理。5.7.2售電公司與批發用戶申報信息競價日 13:00 前，售電公司和批發用戶在電力市場交易系統中申報下述信息：（1）售電公司在電力市場交易系統中申報其零售用戶運行日的用電需求曲線，即運行日每

73、小時內的平均用電負荷（數值上等于該小時內的用電量）；（2）批發用戶在電力市場交易系統中申報其運行日的用電需求曲線，即運行日每小時內的平均用電負荷（數值上等于該小時內的用電量）。售電公司和批發用戶申報的用電需求曲線作為日前電能量市場結算依據，不作為日前電能量市場出清的邊界條件。售電公司和批發用戶申報的日前需求曲線與實際用電曲線出現較大偏差時，按照本細則第 12 章有關規定處理。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）345.7.3申報數據審核及處理經營主體的申報信息、數據應滿足規定要求，由技術支持系統根據要求自動進行初步審核，初步審核不通過將不允許提交。經營主體提交申報信息后，由市

74、場運營機構對申報信息進行審核及處理。若發電機組逾時未申報報價信息，以缺省信息參與市場出清。5.8 日前電能量市場出清競價日 17:30 前，電力調度機構基于市場成員申報信息以及運行日的電網運行邊界條件，采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經濟調度（SCED）程序進行優化計算，出清得到日前電能量市場交易結果。日前電能量市場出清計算的電網拓撲包括廣東省所轄范圍內省級及以上電力調度機構（包含南網總調、廣東中調、深圳中調）調管的以 220kV 及以上電壓等級接入電網的發、輸、變電設備，包括省外以“點對網”專線輸電方式向廣東省送電的發電機組，以及參與電力現貨市場交易的省內部分以 110kV 電壓等

75、級接入電網的發電機組等。5.8.1日前電能量市場的出清過程現階段，日前電能量市場的出清計算過程如下：（1）采用安全約束機組組合（SCUC）程序計算運行日的 96 點機組開機組合。（2）在運行日機組開機組合基礎上，根據本細則第 7章的規定，計算輔助服務市場的預出清結果，修改相應機組的出力上下限。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）35（3）修改相應機組的出力上下限之后，采用安全約束經濟調度（SCED）程序計算運行日的 96 點機組出力曲線以及分時節點電價。（4）對運行日的機組開機組合、機組出力曲線進行交流潮流安全校核，若不滿足交流潮流安全約束，則在計算模型中添加相應的約束條件，

76、重新進行上述第一步至第四步的計算過程，直至滿足交流潮流安全約束，得到日前電能量市場的出清結果。日前電能量市場與其他類型輔助服務市場的銜接方式另行制定5.8.2日前電能量市場出清數學模型5.8.2.1 日前安全約束機組組合（SCUC）模型日前電能量市場出清 SCUC 的目標函數如下所示：min,1111,111111min()+NTNLTUpi ti ti ti tllitltNSTNETESTdisdischchssacceses teses tstctestCPCCM SLSLM SLSLMSLPP其中：N表示機組的總臺數，包括非市場機組與市場機組，不包括獨立儲能交易單元；T表示所考慮的總時

77、段數，其中 D 日每 15 分鐘一個時段，考慮 96 個時段，D+1 日考慮負荷高峰、低谷 2 個時段，故T為 98；,i tP表示機組i在時段t的出力；,()i ti tCP、,Ui tC、min,pi tC分別表示機組i在時段t的運行費廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）36用、啟動費用、最小穩定技術出力費用（或最小可調出力費用），其中機組運行費用,()i ti tCP是與機組申報的各段出力區間和對應能量價格有關的多段線性函數；機組啟動費用,Ui tC是與火電機組停機時間有關的函數，以表示火電機組在不同狀態（冷態/溫態/熱態）下的啟動費用；最小穩定技術出力費用（或最小可調

78、出力費用）在火電機組開機的時段納入計算；M表示用于市場出清優化的網絡潮流約束松弛罰因子，Mac表示新能源的棄電約束松弛罰因子；lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量；NL為線路總數；sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS為斷面總數；SLc表示新能源交易單元c的棄電量；ES表示獨立儲能交易單元的總數量；ches、dises分別表示儲能申報的充、放電價格，,dises tP、,ches tP分別表示儲能出清的充放電功率。機組出力,i tP表達式為:,min1+NMi ti t mimPPPminmax,i mi t mi mPPP其中，NM表示機組報價總段數，,i t

79、 mP表示機組i在時段t第m個出力區間中的中標電力，max,i mP、min,i mP分別表示機組i申報的第m個出力區間上、下界。機組運行費用,()i ti tCP表達式為:廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）37,1()NMi ti ti mi t mmCPCP其中，NM表示機組報價總段數，,i t mC表示機組i申報的第m個出力區間對應的能量價格。日前電能量市場出清 SCUC 的約束條件包括：（1）系統負荷平衡約束對于每個時段t，負荷平衡約束可以描述為：,11s 11+NNTESESdischi tj tes tes ttijeesPTPPD其中，,i tP表示機組i在時

80、段t的出力，,j tT表示聯絡線j在時段t的計劃功率（送入為正、輸出為負），NT表示聯絡線總數，tD表示時段t的系統負荷，,ches tP和,dises tP為獨立儲能單元es在t時段充、放電功率，ES表示獨立儲能單元的個數。非市場機組的出力已包含在等式左側。（2）系統正備用容量約束在確保系統功率平衡的前提下，為了防止系統負荷預測偏差以及各種實際運行事故帶來的系統供需不平衡波動，一般整個系統需要留有一定的容量備用。需要保證每天的總開機容量滿足系統的最小備用容量。系統正備用容量約束可以描述為：Fmaxsingle,max,maxmax,111+()NNPNHNTpumpredUf tf tp t

81、ph tttj ttfphjPPNPRDTR其中，NF表示火電機組的數量，,f t表示機組f在時段t的啟停狀態，,0f t表示機組停機，,1f t表示機組開機；max,f tP為機組f在時段t的最大出力；NP表示抽蓄電廠的數量，廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）38single,max,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的單機容量，pump,maxpN表示抽蓄電廠最大開機臺數，NH表示常規水電機組數量，max,h tP為常規水電機組h在時段t內的容量，redtR表示時段t的機組不穩定出力減扣值；UtR表示時段t的系統正備用容量要求；正常時期需同時滿足 D+1 日最高負荷點的備

82、用要求，在電力供應緊張等特殊時期，電力調度機構可按要求啟動特殊時期運行備用。（3）系統負備用容量約束系統負備用容量約束可以描述為：minsingle,minunit,maxmin,1111()NFNPNHNTDf tf tp tph ttj ttfphjPPNPDTR其中，min,f tP表示機組f在時段t的最小穩定技術出力（或最小可調出力）；single,min,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的單機最小出力，unit,maxpN表示抽蓄電廠最大開泵臺數，min,h tP表示常規水電機組的最小出力，DtR表示時段t的系統負備用容量要求。（4）系統一次調頻備用容量約束系統一次調頻備用容量約束可

83、以描述為：,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstf tp th ttfphPPPR其中，firsttR表示時段t的系統一次調頻備用容量要求；,firstf tP、,firstp tP、,firsth tP分別表示火電機組i、抽蓄電廠p、水電機組h（僅包括開機機組）在時段t提供的一次調頻備用容量，其中，廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）39maxmax,min(,6%)firstf tf tf tf tf tPPPPon,maxon,max,min(,10%)firstp tp tp tp tPPPPmaxmax,min(,10%)firsth th t

84、h th tPPPPon,max,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的開機容量。（5）特殊機組狀態約束必開機組、熱電聯產機組、調試機組應處于開機狀態。,1,i tsiI 其中，sI表示必開機組、熱電聯產機組、調試機組的全集。（6）機組出力上下限約束機組的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,i ti ti ti ti tPPP對于新能源交易單元，在其正常運行時，要求,1i t，且上式中max,i tP、min,i tP取為對應時段的短期功率預測數值和零；在其停運時段內，要求,0i t。對于非市場機組，由電力調度機構安排計劃出力，在其開機時段內，要求,1i t，

85、且上式中min,i tP、max,i tP均取為對應時段的非市場機組計劃出力；在其停機時段內，要求,0i t。對于必開機組，在其必開時段內，要求,1i t，若有最低出力要求，則上式中min,i tP取為對應時段的必開最低出力。對于熱電聯產機組，在其熱電聯產運行時段內，要求,1i t，且上式中min,i tP取為對應時段的計劃供熱流量折算的機組出力下限，max,i tP取為對應時段的計劃供熱流量折算的機廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）40組出力上限。對于調試機組，在其調試時段內，要求,1i t，且上式中min,i tP、max,i tP均取為對應時段的機組調試計劃出力。對于

86、自由優化機組，機組出力下限建模為：,min,1,1111()DDUDUDi tii ti t tti t ttUi t ttttttttPPP tt ,min,1,1111()DDUDDDi tii ti t tti t ttDi t DD ttttttttPPP tt 機組出力上限建模為：,1,max,111()UDUDi tUi t ttii ti t ttttttPP ttP ,1,max,11()DDDDi tDi t DD ttii ti t ttttttPP ttP UD為啟動過程持續時間，計算到最小出力；DD為停機過程持續時間，從最小出力開始計算；和分別是表示機組啟動和停機的 0

87、-1 變量。,miniP為機組i的最小穩定技術出力（或最小可調出力），,maxiP為機組i的最大容量。（7）機組群出力上下限約束機組群的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,j ti tj ti jPPP其中，max,j tP、min,j tP表示機組群j在時段t的最大、最小出力。（8）機組爬坡約束廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）41機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡約束可描述為：,1,max,1,111UDUDi ti tii t ttii ti t ttttttPPPRU ,1,max,1,1,111DDDDi ti

88、tii t ttii ti t ttttttPPPRD 其中，UiP表示機組i最大上爬坡速率，DiP表示機組i最大下爬坡速率。（9）機組最小連續開停時間約束由于火電機組的物理屬性及實際運行需要，要求火電機組滿足最小連續開機/停機時間。最小連續開停時間約束可以描述為：,1()0Di ti ti tDTT,1,()0Ui ti ti tUTT其中，,i t表示機組i在時段t的啟停狀態；UT、DT表示機組的最小連續開機時間和最小連續停機時間；,Ui tT、,Di tT表示機組i在時段t時已經連續開機的時間和連續停機的時間，可以用狀態變量,(1,1)i tiN tT來表示：1,UtUi ti kk t

89、 TT 1,(1)DtDi ti kk t TT（10）機組最大啟停次數約束首先定義啟動與停機的切換變量。定義,i t表示機組i在時段t是否切換到啟動狀態；定義,i t表示機組i在時段t是否切換到停機狀態，,i t、,i t滿足如下條件：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）42,1,1100i ti ti t僅當且其余情況,1,1010i ti ti t僅當且其余情況相應機組i的啟停次數限制可表達如下：max,1Ti titmax,1Ti tit（11）線路潮流約束線路潮流約束可以描述為：,maxmax,1111+()es tes tNESNTKdischll ii tl e

90、l eljj tl kk tllliesjkPG PGPGPG TGDSLSLP其中，maxlP表示線路l的潮流傳輸極限；l iG表示機組i所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；l eG表示獨立儲能es所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；ljG表示聯絡線j所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；K表示系統的節點數量；l kG表示節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；,k tD表示節點k在時段t的母線負荷值。lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量。（12）斷面潮流約束考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束可以描述為：,minmax,1111+()es tes t

91、NESNTKdischss ii ts es esjj ts kk tsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分別表示斷面s的潮流傳輸極限；s iG廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）43表示機組i所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s eG表示獨立儲能es所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s jG表示聯絡線j所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s kG表示節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子。sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量。（13）獨立儲能充放電功率約束獨立儲能的充放電功率須在上下

92、限范圍內。,min,max,max,min,min,max010,0disdisdises teses tes teschchches teses tes teses tes tchchesesPPPPPPPP其中：max,disesP、min,disesP分別表示獨立儲能es的放電功率上下限；max,chesP、min,chesP分別表示獨立儲能es的充電功率上下限；tes,、tes,分別表示獨立儲能es在時段t的充放電狀態0-1變量。（14）獨立儲能荷電狀態約束獨立儲能在充放電過程中的荷電狀態須在上下限范圍內。esdisesdisteseschteschestestesEtPEtPEE,1

93、,testestesEEE,其中：tesE,表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）44ches、dises分別表示獨立儲能es的充放電效率，充電、放電效率均暫取充放電能量轉換效率的平方根；t表示時段長度；esE表示獨立儲能es的額定容量；,es tE、,es tE分別表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態上下限。（15）獨立儲能運行日起始與結束荷電狀態約束獨立儲能在本運行日起始時刻的荷電狀態，等于其上一運行日結束時刻的荷電狀態出清值。獨立儲能在本運行日結束時刻的荷電狀態，等于其申報的日末荷電狀態期望值（如申報）。iniesesEE0,

94、finesTesEE2,其中：0,esE、2,TesE分別表示獨立儲能es本運行日初始時刻、結束時刻的荷電狀態；iniesE表示獨立儲能es上一運行日結束時刻的荷電狀態；finesE表示獨立儲能es申報的本運行日結束時刻荷電狀態期望值。（16）獨立儲能充放電循環次數約束獨立儲能每日充放電循環次數約束由電力調度機構統一設置，起步階段暫按不超過循環次數上限Nes,circle設置。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）45circleesesTtchesches,tdisesdises,tNEtPP,12)/(其中：dises,tP、ches,tP分別代表t時刻獨立儲能放電功率和充

95、電功率；dises、dises分別代表獨立儲能放電效率和充電效率；esE代表獨立儲能的額定容量；t代表計算周期，目前設定為15分鐘；circleesN,代表獨立儲能申報每日充放電循環次數上限。（17）獨立儲能小時內充放電狀態約束獨立儲能在同一小時內的充放電狀態保持一致。24,1,4,3-4,411434i,nnntnniestes其中：tes,、es,i分別表示獨立儲能es在時段t、i的充放電狀態0-1變量。（18）新能源交易單元棄電約束,=Fc tc tcPPSL其中，,Fc tP和,c tP分別為新能源交易單元c在t時刻的短期功率預測值和日前出清出力值。5.8.2.2 日前安全約束經濟調度

96、（SCED）模型日前電能量市場出清 SCED 的目標函數如下所示：,111111,1111min()NTNLTNSTi ti tllssitltstNETESTdisdischchacceses teses tctestCPM SLSLM SLSLMSLPP 廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）46其中：N表示機組的總臺數，包括非市場機組與市場機組，不包括獨立儲能交易單元；T表示所考慮的總時段數，其中 D 日每 15 分鐘一個時段，考慮 96 個時段，D+1 日考慮負荷高峰、低谷 2 個時段，故T為 98；,i tP表示機組i在時段t的出力；,()i ti tCP表示機組i在

97、時段t的運行費用，是與機組申報的各段出力區間和對應能量價格有關的多段線性函數；M表示用于市場出清優化的網絡潮流約束松弛罰因子，Mac表示新能源的棄電約束松弛罰因子；lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量；NL表示線路總數；sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS表示斷面總數；SLc表示新能源交易單元c的棄電量；ES表示獨立儲能交易單元個數；ches、dises分別表示獨立儲能申報的充、放電價格，,ches tP、,dises tP分別表示獨立儲能出清的充放電功率。日前電能量市場出清 SCED 的約束條件包括：（1）系統負荷平衡約束對于每個時段t，負荷平衡約束可以描述

98、為：,11s 11+NNTESESdischi tj tes tes ttijeesPTPPD其中，,i tP表示機組i在時段t的出力，,j tT表示聯絡線廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）47j在時段t的計劃功率（送入為正、輸出為負），NT表示聯絡線總數，tD表示時段t的系統負荷。非市場機組的出力已包含在等式左側。（2）系統正備用容量約束在確保系統功率平衡的前提下，為了防止系統負荷預測偏差以及各種實際運行事故帶來的系統供需不平衡波動，一般整個系統需要留有一定的容量備用。需要保證每天的總開機容量滿足系統的最小備用容量。系統正備用容量約束可以描述為：Fmaxsingle,ma

99、x,maxmax,111+()NNPNHNTpumpredUf tf tp tph tttj ttfphjPPNPRDTR其中，NF表示火電機組的數量，,f t表示機組f在時段t的啟停狀態，,0f t表示機組停機，,1f t表示機組開機；max,f tP為機組f在時段t的最大出力；NP表示抽蓄電廠的數量，single,max,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的單機容量，pump,maxpN表示抽蓄電廠最大開機臺數，NH表示常規水電機組數量，max,h tP為常規水電機組h在時段t內的容量，redtR表示時段t的機組不穩定出力減扣值；UtR表示時段t的系統正備用容量要求；正常時期需同時滿足 D+

100、1 日最高負荷點的備用要求，在電力供應緊張等特殊時期，電力調度機構可按要求啟動特殊時期運行備用。（3）系統負備用容量約束系統負備用容量約束可以描述為：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）48minsingle,minunit,maxmin,1111()NFNPNHNTDf tf tp tph ttj ttfphjPPNPDTR其中，min,f tP表示機組f在時段t的最小穩定技術出力（或最小可調出力）；single,min,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的單機最小出力，unit,maxpN表示抽蓄電廠最大開泵臺數，min,h tP表示常規水電機組的最小出力，DtR表示時段t

101、的系統負備用容量要求。（4）系統一次調頻備用容量約束系統一次調頻備用容量約束可以描述為：,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstf tp th ttfphPPPR其中，firsttR表示時段t的系統一次調頻備用容量要求；,firstf tP、,firstp tP、,firsth tP分別表示火電機組i、抽蓄電廠p、水電機組h（僅包括開機機組）在時段t提供的一次調頻備用容量，其中，maxmax,min(,6%)firstf tf tf tf tPPPPon,maxon,max,min(,10%)firstp tp tp tp tPPPPmaxmax,min(,10%)firs

102、th th th th tPPPPon,max,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的開機容量。（5）機組出力上下限約束火電機組的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,i ti ti tPPP對于 SCUC 優化結果中停機的火電機組，上式中min,i tP、max,i tP均取為零；在 SCUC 結果中處于開停機過程中的火電機廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）49組，其上下限均為開停機過程中的定值。對于新能源交易單元，其日前市場出清的電力值應不大于新能源機組申報短期功率預測值：,0()i tiF tPPiE其中，E為新能源交易單元集合，,iF

103、 tP為新能源交易單元i在時段t的短期功率預測值。（6）機組群出力上下限約束機組群的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,j ti tj ti jPPP其中，max,j tP、min,j tP表示機組群j在時段t的最大、最小出力。（7）機組爬坡約束機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡約束可描述為：,1Ui ti tiPPP,1,Di ti tiPPP 其中，UiP表示機組i最大上爬坡速率，DiP表示機組i最大下爬坡速率。（8）線路潮流約束線路潮流約束可以描述為：,maxmax,1111+()es tes tNESNTKdischll ii tl

104、el eljj tl kk tllliesjkPG PGPGPG TGDSLSLP其中，maxlP表示線路l的潮流傳輸極限；l iG表示機組i廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）50所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；l eG表示獨立儲能es所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；ljG表示聯絡線j所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；K表示系統的節點數量；l kG表示節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；,k tD表示節點k在時段t的母線負荷值。lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量。（9）斷面潮流約束考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束

105、可以描述為：,minmax,1111+()es tes tNESNTKdischss ii ts es esjj ts kk tsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分別表示斷面s的潮流傳輸極限；s iG表示機組i所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s eG表示獨立儲能es所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s jG表示聯絡線j所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s kG表示節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子。sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量。（10）獨立儲能充放電功率約束獨立儲能的充放電功率須在上下

106、限范圍內。,min,max,max,min,min,max010,0disdisdises teses tes teschchches teses tes teses tes tchchesesPPPPPPPP其中：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）51max,disesP、min,disesP分別表示獨立儲能es的放電功率上下限；max,chesP、min,chesP分別表示獨立儲能es的充電功率上下限；tes,、tes,分別表示獨立儲能es在時段t的充放電狀態0-1變量。（11）獨立儲能荷電狀態約束獨立儲能在充放電過程中的荷電狀態須在上下限范圍內。esdisesdist

107、eseschteschestestesEtPEtPEE,1,testestesEEE,其中：tesE,表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態；ches、dises分別表示獨立儲能es的充放電效率，充電、放電效率均暫取充放電能量轉換效率的平方根；t表示時段長度；esE表示獨立儲能es的額定容量；,es tE、,es tE分別表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態上下限。（12）獨立儲能運行日起始與結束荷電狀態約束獨立儲能在本運行日起始時刻的荷電狀態，等于其上一運行日結束時刻的荷電狀態出清值。獨立儲能在本運行日結束時刻的荷電狀態，等于其申報的日末荷電狀態期望值（如申報）。iniesesEE0,

108、廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）52finesTesEE2,其中：0,esE、2,TesE分別表示獨立儲能es本運行日初始時刻、結束時刻的荷電狀態；iniesE表示獨立儲能es上一運行日結束時刻的荷電狀態；finesE表示獨立儲能es申報的本運行日結束時刻荷電狀態期望值。（13）獨立儲能充放電循環次數約束獨立儲能每日充放電循環次數約束由電力調度機構統一設置，起步階段暫按不超過循環次數上限Nes,circle設置。circleesesTtchesches,tdisesdises,tNEtPP,12)/(其中：dises,tP、ches,tP分別代表t時刻獨立儲能放電功率和充

109、電功率；dises、dises分別代表獨立儲能放電效率和充電效率；esE代表獨立儲能的額定容量；t代表計算周期，目前設定為15分鐘；circleesN,代表獨立儲能申報每日充放電循環次數上限。（14）獨立儲能小時內充放電狀態約束獨立儲能在同一小時內的充放電狀態保持一致。24,1,4,3-4,411434i,nnntnniestes其中：tes,、es,i分別表示獨立儲能es在時段t、i的充廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）53放電狀態0-1變量。（15）新能源交易單元棄電約束,=Fc tc tcPPSL其中，,Fc tP和,c tP分別為新能源交易單元c在t時刻的短期功率預

110、測值和日前出清出力值。5.8.2.3 節點電價（LMP）計算模型日前電能量市場采用節點電價定價機制。節點電價（LMP）計算模型如下：目標函數：,111111,1111min()NTNLTNSTi ti tllssitltstNETESTdisdischchacceses teses tctestCPMSLSLMSLSLMSLPP 其中：N表示機組的總臺數，包括非市場機組與市場機組，不包括獨立儲能交易單元；T表示所考慮的總時段數，其中 D 日每 15 分鐘一個時段，考慮 96 個時段，D+1 日考慮負荷高峰、低谷 2 個時段，故T為 98；,i tP表示機組i在時段t的出力；,()i ti tC

111、P表示機組i在時段t的運行費用，是與機組申報的各段出力區間和對應能量價格有關的多段線性函數；M表示用于節點電價計算的網絡潮流約束松弛罰因子，acM表示新能源的棄電約束松弛罰因子；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）54lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量；NL表示線路總數；sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS表示斷面總數；SLc表示新能源交易單元c的棄電量；ES表示獨立儲能交易單元總數；ches、dises分別表示獨立儲能es在時段t申報的充放電價格，,ches tP、,dises tP分別表示獨立儲能es出清的充放電功率。節點電價計算模型的

112、約束條件包括：（1）系統負荷平衡約束對于每個時段t，負荷平衡約束可以描述為：,1111+NNTESESdischi tj tes tes ttijesesPTPPD其中，,i tP表示機組i在時段t的出力，,j tT表示聯絡線j在時段t的計劃功率（送入為正、輸出為負），NT表示聯絡線總數，tD表示時段t的系統負荷。非市場機組的出力已包含在等式左側。（2）系統一次調頻備用容量約束系統一次調頻備用容量約束可以描述為：,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstf tp th ttfphPPPR其中，firsttR表示時段t的系統一次調頻備用容量要求；,firstf tP、,firs

113、tp tP、,firsth tP分別表示火電機組i、抽蓄電廠p、水電機組h在時段t的一次調頻備用容量，其中maxmax,min(,6%)firstf tf tf tf tPPPP廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）55on,maxon,max,min(,10%)firstp tp tp tp tPPPPmaxmax,min(,10%)firsth th th th tPPPPon,max,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的開機容量。（3）機組出力上下限約束機組的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,i ti ti tPPP對于 SCUC 優

114、化結果中停機的機組，上式中min,i tP、max,i tP均取為零；對于不可定價機組，上式中min,i tP、max,i tP均取 SCED 優化結果中機組i在時段t的中標出力,SCEDi tP；對于可定價機組，上式中min,i tP、max,i tP取如下數值：minmin,max(1),()SCEDSCEDi ti ti tPPPmaxmax,min(1),()SCEDSCEDi ti ti tPPP其中，表示 LMP 模型中允許機組偏離日前 SCED 優化結果的比例，min,()SCEDi tP、max,()SCEDi tP分別表示日前 SCED 模型中的機組最大、最小出力。儲能出力上

115、下限約束參照以上描述設置。（4）機組群出力上下限約束機組群的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,j ti tj ti jPPP其中，max,j tP、min,j tP表示機組群j在時段t的最大、最小出力。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）56（5）機組爬坡約束機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡約束可描述為：,1Ui ti tiPPP,1,Di ti tiPPP 其中，UiP表示機組i最大上爬坡速率，DiP表示機組i最大下爬坡速率。（6）線路潮流約束線路潮流約束可以描述為：,maxmax,1111+()es tes tNES

116、NTKdischll ii tl el eljj tl kk tllliesjkPG PGPGPG TGDSLSLP其中，maxlP表示線路l的潮流傳輸極限；l iG表示機組i所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；l eG表示獨立儲能es所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；ljG表示聯絡線j所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；K表示系統的節點數量；l kG表示節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；,k tD表示節點k在時段t的母線負荷值。lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量。（7）斷面潮流約束考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束可以描述為：,minma

117、x,1111+()es tes tNESNTKdischss ii ts es esjj ts kk tsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分別表示斷面s的潮流傳輸極限；s iG表示機組i所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）57子；s eG表示獨立儲能es所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s jG表示聯絡線j所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s kG表示節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子。sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量。（8）獨立儲能充放電功率

118、約束獨立儲能的充放電功率須在上下限范圍內。,min,max,max,min,min,max010,0disdisdises teses tes teschchches teses tes teses tes tchchesesPPPPPPPP其中：max,disesP、min,disesP分別表示獨立儲能es的放電功率上下限；max,chesP、min,chesP分別表示獨立儲能es的充電功率上下限；tes,、tes,分別表示獨立儲能es在時段t的充放電狀態0-1變量。（9）獨立儲能荷電狀態約束獨立儲能在充放電過程中的荷電狀態須在上下限范圍內。esdisesdisteseschteschest

119、estesEtPEtPEE,1,testestesEEE,其中：tesE,表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態；ches、dises分別表示獨立儲能es的充放電效率，充電、廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）58放電效率均暫取充放電能量轉換效率的平方根；t表示時段長度；esE表示獨立儲能es的額定容量；,es tE、,es tE分別表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態上下限。（10）獨立儲能運行日起始與結束荷電狀態約束獨立儲能在本運行日起始時刻的荷電狀態，等于其上一運行日結束時刻的荷電狀態出清值。獨立儲能在本運行日結束時刻的荷電狀態，等于其申報的日末荷電狀態期望值（如

120、申報）。iniesesEE0,finesTesEE2,其中：0,esE、2,TesE分別表示獨立儲能es本運行日初始時刻、結束時刻的荷電狀態；iniesE表示獨立儲能es上一運行日結束時刻的荷電狀態；finesE表示獨立儲能es申報的本運行日結束時刻荷電狀態期望值。（11）獨立儲能充放電循環次數約束獨立儲能每日充放電循環次數約束由電力調度機構統一設置，起步階段暫按不超過循環次數上限Nes,circle設置。circleesesTtchesches,tdisesdises,tNEtPP,12)/(廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）59其中：dises,tP、ches,tP分別

121、代表t時刻獨立儲能放電功率和充電功率；dises、dises分別代表獨立儲能放電效率和充電效率；esE代表獨立儲能的額定容量；t代表計算周期，目前設定為15分鐘；circleesN,代表獨立儲能申報每日充放電循環次數上限。（12）獨立儲能小時內充放電狀態約束獨立儲能在同一小時內的充放電狀態保持一致。24,1,4,3-4,411434i,nnntnniestes其中：tes,、es,i分別表示獨立儲能es在時段t、i的充放電狀態0-1變量。（13）新能源交易單元棄電約束,=Fc tc tcPPSL其中，,Fc tP和,c tP分別為新能源交易單元c在t時刻的短期功率預測值和日前出清出力值。求解上

122、述節點電價計算模型，得到各時段系統負荷平衡約束、線路和斷面潮流約束的拉格朗日乘子，則節點i在時段t的節點電價為：maxminmaxmin,11+LSk ttl tl tl ks ts ts ktlsLMPGG其中：t：時段t系統負荷平衡約束的拉格朗日乘子；max,l t：線路l最大正向潮流約束的拉格朗日乘子，當線廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）60路潮流越限時，該拉格朗日乘子為網絡潮流約束松弛罰因子；min,l t：線路l最大反向潮流約束的拉格朗日乘子，當線路潮流越限時，該拉格朗日乘子為網絡潮流約束松弛罰因子；max,s t：斷面s最大正向潮流約束的拉格朗日乘子，當斷面潮

123、流越限時，該拉格朗日乘子為網絡潮流約束松弛罰因子；min,s t：斷面s最大反向潮流約束的拉格朗日乘子，當斷面潮流越限時，該拉格朗日乘子為網絡潮流約束松弛罰因子；l kG：節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；s kG：節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；t：時段t觸發稀缺定價時的價格增量。5.8.2.4 特殊節點賦價對于不帶電設備等特殊節點，由于出清模型無法計算節點對線路及斷面的輸出功率轉移分布因子，特殊節點的節點電價需要采用賦價方式得到。系統按照母線、負荷、機組的順序依次進行賦價。對于變電站不帶電母線，按照以下順序搜索帶電母線進行賦價：（1）同一廠站內同電壓等級的帶電母線（若

124、有多個，選取建模編號最小的帶電母線）；（2）同一場站內更高電壓等級的帶電母線（若有多個，廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）61選取建模編號最小的帶電母線）；（3）將與不帶電母線所屬廠站相連的輸電線路按照阻抗從小到大排列，選取阻抗最小輸電線路對應的對側變電站內同電壓等級的帶電母線（若有多個，選取建模編號最小的母線）。對于電廠內不帶電母線，直接執行上述步驟（3）。對于負荷類特殊節點，將其節點電價設置為設備所在廠站內母線的節點電價（若有多個，選取建模編號最小的母線）。對于機組類特殊節點，將其節點電價設置為停機前與機組物理相連的母線（若有多個，選取建模編號最小的母線）節點價格，若所

125、在廠站內無母線，參照上述步驟（3）執行。機組調整掛接方式且遷改工程未完成時按照原掛接母線的節點價格執行賦價。5.8.3特殊機組在日前電能量市場中的出清機制5.8.3.1 必開機組必開機組在必開時段內的機組狀態為開機，不參與SCUC 優化；必開最小出力優先出清。若電力調度機構未指定必開機組的必開最小出力，則必開最小出力為該臺機組的可調出力下限。必開最小出力之上的發電能力根據發電機組的電能量報價參與優化出清。對于存在啟動鍋爐不可用的情形或機組全停后啟動時間需超過最大啟動通知時間的電廠或電廠群（具備相互提廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）62供啟動蒸汽的多個電廠），由相關發電企業

126、向能源監管機構報告，并由能源監管機構核實同意后發布啟動鍋爐不可用機組清單，清單作為調度機構設置電廠/電廠群自身原因必開約束依據。默認對相關機組群設置 1 臺自身原因必開約束，并進行信息披露。在春節假期或清潔能源大發期等具備連續停機條件的時期，調度機構可視系統運行需要取消無啟動鍋爐機組的必開設置。5.8.3.2 熱電聯產機組申報了運行日供熱計劃的熱電聯產機組，在供熱時段內的機組狀態為開機，不參與 SCUC 優化。電力調度機構以發電機組實測供熱工況圖（熱-電負荷對應關系表）為基礎，根據電廠申報的機組 96 點供熱流量曲線，計算供熱機組電力負荷的上下限曲線，在確保電力有序供應、電網安全穩定、調峰調頻

127、等基本需要的前提下，供熱電力負荷下限優先出清；供熱電力負荷下限至供熱電力負荷上限之間的發電能力，根據發電機組申報的電能量價格參與優化出清。5.8.3.3 調試（試驗）機組（1）調試階段的新建機組調試階段的非市場機組按照調試需求安排發電，作為電能量市場出清的邊界條件。調試階段的市場機組按照調試需求安排發電，作為電能量市場出清的邊界條件。在完成滿負荷試運行之前，視為非市場機組，不參與現貨電能量市場的定價與結算。在新建市場機組完成滿負荷試運行后，在滿足系統安全的基廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）63礎上，原則上按照最小穩定技術出力安排運行，直至機組參與日前電能量市場出清的運行日

128、（T+2）當天零點；（T+2）日起，發電機組按照現貨電能量市場的交易規則參與出清。（2）調試（試驗）的在運機組申報了運行日調試（試驗）計劃的在運發電機組，在調試（試驗）時段內的機組狀態為開機，不參與優化。對于非系統運行原因的調試（試驗）機組，在調試時段內，在確保電力有序供應、電網安全穩定、調峰調頻等基本需要的前提下，調試時段內該臺發電機組的發電出力為其申報的調試（試驗）出力曲線，非調試時段內原則上該臺機組的發電出力為機組的可調出力下限，不參與市場優化。若機組的調試（試驗）計劃不滿足電力有序供應、電網安全穩定、調峰調頻等要求，電力調度機構可根據需要對機組的發電出力曲線進行調整。在運行日全天的交易

129、時段內，非系統運行原因的調試（試驗）機組均不參與市場定價，作為市場價格接受者。對于系統運行原因的調試（試驗）機組，在調試時段內，機組的發電出力為電力調度機構所安排的調試出力，調試時段內機組出力不參與優化出清和市場定價。在非調試時段內，按照機組在日前電能量市場中申報的量價信息，根據市場規則參與優化出清和市場定價。5.8.3.4 最小連續開機時間內機組發電機組開機運行后，在其最小連續開機時間內，原廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）64則上安排其連續開機運行，按照其電能量報價參與市場出清，確定其發電出力。5.8.3.5 處于開/停機過程中的機組處于開機狀態的發電機組，在機組并網后

130、升功率至最小穩定技術出力期間，發電出力為其對應狀態下的典型開機曲線，不參與優化。相應時段內，該臺機組不參與市場定價，作為市場價格接受者。處于停機狀態的發電機組，在機組從最小穩定技術出力降功率至與電網解列期間，發電出力為其典型停機曲線，不參與優化。相應時段內，該臺機組不參與市場定價，作為市場價格接受者。5.8.3.6 深度調峰調用機組因系統負備用或負荷平衡需要，在發電機組自主申報降低運行下限以外，電力調度機構調用發電機組低于最小穩定技術出力運行，則該臺機組為深度調峰調用機組。深度調峰調用機組處于深度調峰的時段內，機組出力為其深度調峰出力，現階段不參與市場優化，相應的時段內該臺機組不參與市場定價，

131、作為市場價格接受者。5.8.3.7 調用測試機組（1）機組開機調用測試。當處于備用停機狀態的機組最小穩定技術出力費用（或最小可調出力費用）和第一段報價的綜合加權度電價格超過變動成本價格（扣減變動成本補貼標準）的一定倍數時，電力調度機構可對機組實施開機調用測試，開機調用測試遵循審慎規范和按需調測的廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）65原則。其中，綜合加權度電價格=（最小穩定技術出力費用（或最小可調出力費用）+第一段電能量報價*第一段報價容量）/(最小穩定技術出力（或最小可調出力）+第一段電能量報價容量)。未在規定時間內按調度指令并網開機的機組視為調用測試失敗，相應機組從電力調

132、度機構下達的并網時間至機組恢復備用期間納入“兩個細則”非計劃停運考核，同時納入“兩個細則”虛報、瞞報信息考核。（2）機組出力調用測試。對向電力調度機構申請解除限高的機組，以及出力頻繁低于發電指令運行等情況，電力調度機構可視需要實施機組出力調用測試。電力調度機構還可根據電力保供需要，對未向電力調度機構申報限高、出清結果為開機運行且運行出力未達到最大可調出力的機組實施出力調用測試。機組出力調用測試結合整體及局部的電力供應形勢開展：結合整體供應形勢開展的調用測試按照省能源局負荷管理實施方案中設置的系統供應預警信號等級確定每日調用測試機組數量，非供應緊張時期，原則上每日調用測試機組數量不超過1臺，供應

133、緊張時期，可視需要適度增加測試機組數量；結合局部供應形勢開展的調用測試在廣東電網電力調度控制中心發布局部電力供應緊張預警期間，針對預警區域內頂峰機組輪流開展，原則上頂峰機組每兩周應至少開展一次調用測試。局部區域機組頂峰能力的調用測試與結合整體電力供應形勢的調用測試可同時開展。調用測試機組的選取應遵循公平原則，避免短期內對同一機組反復調用，單次出力調用測試時間廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）66一般不超過1小時。機組達到最大可調出力且持續時長在30分鐘以上的，認為調用測試通過，否則視為調用測試失敗，測試失敗的機組納入機組限高費用返還，并納入“兩個細則”虛報、瞞報信息考核。5

134、.8.3.8 同一電廠內異常換機調整在滿足系統安全的基礎上，原則上避免同廠異常換機，對在日前市場出清機組組合中同一電廠內同時出現以下情形的開/停機進行調整：（1）廠內開/停機組掛接同一節點；（2）廠內開/停機組裝機容量等級相同；（3）廠內停機機組最小穩定技術出力費用等于或小于開機機組；（4）燃氣電廠換機發生在最小連續停機時間內、燃煤電廠換機發生在同一天內。因電廠機組檢修、調試、供熱等自身原因造成同廠換機的情況不進行調整。5.8.4日前電能量市場安全校核5.8.4.1 電力平衡校核電力平衡校核指分析各時段備用是否滿足備用約束、是否存在電力供應風險或調峰安全風險等情況。若存在平衡約束無法滿足要求的

135、時段，電力調度機構可以采取調整運行邊界、增加機組約束、組織負荷管理以及電力調度機構認為有效的其他手段，并重新出清得到滿足安全約束的交易結果。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）675.8.4.2 安全穩定校核安全穩定校核包括基態潮流校核與靜態安全分析?；鶓B潮流校核采用交流潮流模型校核基態潮流下線路/斷面傳輸功率不超過極限值、系統母線電壓水平不越限。靜態安全分析基于預想故障集，采用交流潮流模型進行開斷分析，確保預想故障集下設備負載不超過事故后限流值、系統母線電壓不越限。各級電力調度機構依據調管范圍開展安全穩定校核。若存在安全約束無法滿足要求的時段，電力調度機構可以采取調整運行邊

136、界、增加機組約束、組織負荷管理以及電力調度機構認為有效的其他手段，并重新出清得到滿足安全約束的交易結果。5.9 日前電能量市場定價5.9.1發電側定價日前電能量市場出清形成每 15 分鐘的節點電價，每小時內 4 個 15 分鐘的節點電價的算術平均值，計為該節點每小時的平均節點電價。日前電能量市場中，市場機組以機組所在節點的小時平均節點電價作為相應時段的結算價格。5.9.2用戶側定價日前電能量市場中，售電公司和批發用戶以每小時的用戶側統一電價作為相應時段的結算價格?，F階段，用戶側統一電價按照下式計算：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）68()(),-=市場機組，獨立儲能代購及

137、跨省日前市場機組，獨立儲能日前代購及跨省日前日前mmtmtmmmtmtmtmtQQLMPQQLMP其中，,tLMP日前表示第t小時的日前用戶側統一電價；,m tQ日前表示市場機組或獨立儲能 m 在第t小時的日前中標電量；代購及跨省,tmQ表示市場機組 m 第t小時的電網代購市場及跨省外送電量（含基數電量）；上述,m tQ日前、代購及跨省,tmQ以交易中心首次發布的 D 日日清算電量數據為準，后續電量如有調整，不進行重算；,m tLMP日前表示第t小時市場機組或獨立儲能 m 所在節點的日前結算價格，即第t小時內每 15 分鐘日前節點電價的算術平均值；市場機組，獨立儲能mm表示對所有市場機組、獨立

138、儲能求和。5.9.3稀缺定價具備條件的情況下，可根據市場運行需要啟動稀缺定價機制。在供應緊張時段應用尖峰稀缺定價機制，基于不同缺口程度計算尖峰稀缺價格增量并計入節點電價。在調峰困難時段應用低谷稀缺定價機制，基于不同缺口時的調峰資源價值評估計算低谷稀缺價格增量并計入節點電價。5.10交易結果發布廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）69原則上，競價日 17:30 前，廣東中調出具運行日的日前電能量市場交易出清結果，按照有關程序通過技術支持系統發布。5.10.1 出清后邊界條件更新對于在日前出清過程中調整的邊界條件，隨日前出清結果發布時更新發布，主要信息包括：（1）統調負荷預測曲線

139、；（2）省內非市場機組出力預測曲線；（3）省內不參與直接交易的市場機組出力預測曲線；（4）西電東送電力預測曲線；（5）購香港中電電力計劃曲線；（6）發電機組檢修總容量；（7）正備用要求、負備用要求；（8）輸變電設備檢修計劃；（9）電網關鍵斷面約束情況；（10）必開必停機組（群）及原因。5.10.2 日前交易公開信息發布日前交易公開信息為全省所有 500kV 節點、220kV 節點各時段的節點電價，以及日前電能量市場出清的概況信息。5.10.3 日前交易發電企業私有信息發布發電企業私有信息具體包括：（1）運行日的機組開機組合；（2）運行日發電機組每小時的中標電量；（3）運行日發電機組每小時的電價

140、。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）705.10.4 日前交易用戶側私有信息發布日前交易用戶側私有信息包括售電公司和批發用戶每小時的中標用電量，數值上等于其在日前電能量市場中申報的每小時的平均用電負荷。5.10.5 日前市場用戶側統一電價發布日前市場用戶側統一電價根據本細則 5.9.2 節所述方法進行計算，并于 D+5 日前作為公開信息向全部經營主體發布。5.11交易結果調整5.11.1 競價日交易結果調整當發生包括但不限于以下情況時，廣東中調可在競價日重新出清，并按最新發布的出清結果作為日前調度計劃與日前結算依據，原則上重新發布出清結果的時間應不晚于競價日 22 點。5.

141、11.1.1運行邊界變化電網運行邊界條件在出清結果發布后發生變化，并且可能影響電網安全穩定運行、電力正常有序供應和清潔能源消納。主要邊界條件變化情況包括但不限于：（1）因天氣條件、當日實際負荷走勢等發生較大變化而需調整次日的負荷預測；（2）發生機組非計劃停運（含出力受限）情況；（3）發電機組檢修計劃延期或調整；（4）外購電因電網故障、送端電源故障、清潔能源消納等原因出現計劃外調整；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）71（5）水電或新能源出力較預測發生較大變化；（6）電網輸變電設備出現故障、臨時檢修或計劃檢修延期；（7）電網輸變電設備檢修因前序檢修工作未按期進行或存在青賠、物

142、資到貨、設備缺陷、機組跳閘等因素，導致運行日計劃檢修無法開展。5.11.1.2其他原因因技術支持系統出現臨時缺陷等原因，導致出清結果大面積異常。5.11.2 競價日后交易結果調整當發生運行邊界變化或技術支持系統異常等非電廠自身原因，導致部分市場機組出清結果異?；驘o法滿足電網運行需求時，廣東中調事后重新發布對應機組的日前電能量市場出清結果。其他市場機組的日前電能量市場成交結果和價格不作聯動調整。5.11.2.1運行邊界變化在出清結果發布后，電網運行邊界條件發生變化，或關鍵通道、機組非計劃停運，影響局部地區電網安全穩定運行、電力正常有序供應和清潔能源消納，需要調整相關機組運行日開停及出力結果。其中

143、主要邊界條件變化的定義與 5.11.1.1 相同。5.11.2.2其他原因因技術支持系統出現臨時缺陷等非電廠自身原因，導致部分機組出清結果異常，影響機組供熱、調試等剛性需廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）72求。5.12日前調度計劃日前電能量市場原則上基于競價日交易申報前發布的電網運行邊界條件進行計算，一般情況下，日前電能量市場的發電側出清結果（包含機組開機組合以及機組出力計劃）即為運行日的發電調度計劃。若電網運行邊界條件在運行日之前發生變化，并且可能影響電網安全穩定運行、電力正常有序供應和清潔能源消納，或技術支持系統出現臨時缺陷，導致出清結果異常,電力調度機構可采取以下兩

144、種措施之一調整運行日的發電調度計劃，以保證電力供應平衡、電網安全運行以及清潔能源消納：（1）根據電網運行的最新邊界條件，基于發電機組的日前報價，采用日前電能量市場的出清算法進行優化計算；（2）根據本細則 6.6.3.9 及 6.6.3.10 規定的排序，安排新增開機或停機的機組，并相應調整機組出力計劃，對運行日的發電調度計劃進行調整。發電計劃調整完成后，需通過技術支持系統向相關市場成員發布相關信息，并將調整后的發電調度計劃下發至各發電企業。日前電能量市場形成的成交結果和價格不進行調整。6實時電能量市場交易組織6.1 組織方式在實時運行時，現階段在滿足系統安全的基礎上，電廣東電力市場現貨電能量交

145、易實施細則（2024 年修訂）73力調度機構根據應急新增開機機組序列結合機組冷態/溫態/熱態并網通知時間安排新增開機機組，根據應急新增停機機組序列安排新增停機機組，作為實時電能量市場出清的邊界條件。應急新增開機機組序列、應急新增停機機組序列排序原則詳見本細則 6.6.3.9 及 6.6.3.10 的相關內容。條件具備時，電力調度機構基于日前電能量市場封存的發電機組申報信息，根據超短期負荷預測等電網運行邊界條件，基于安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經濟調度（SCED），對日內機組啟停狀態進行優化決策，作為實時電能量市場出清的邊界條件。實時電能量市場以發電成本最小為優化目標，采用安全約束經濟

146、調度（SCED）算法進行集中優化計算，出清得到各發電機組需要實際執行的發電計劃和實時節點電價。省外以“點對網”方式向廣東省送電的燃煤發電企業（包括橋口電廠、鯉魚江電廠）視同廣東省內電廠（機組）參與廣東現貨電能量市場交易。綜合考慮省間年度合同、省間市場化交易結果、清潔能源消納需求以及電網安全運行要求，省外向廣東送電作為廣東現貨電能量市場交易的邊界條件。根據市場發展情況，逐步將省間年度合同外的增送電量納入現貨市場交易。6.2 交易時間定義電力調度機構在系統實際運行前 15 分鐘開展實時電能量市場交易出清。6.3 實時發電機組物理運行參數變化廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）74

147、實時電能量市場采用日前電能量市場封存的發電側申報信息進行出清，新能源交易單元需要在 T-15 分鐘以前申報未來四小時場站端超短期功率預測，若某時刻超短期功率預測為空，則優先按時間由近及遠依次遞補沿用前序完整申報文件中該時刻預測值，其次應用當前實際功率作為超短期預測值，即認為后續計算時段申報功率為當前實際功率。售電公司和批發用戶在實時電能量市場中均無需進行申報。當機組的物理運行參數與日前電能量市場相比發生較大變化時，發電企業需及時通過所屬電力調度機構的技術支持系統向所屬電力調度機構進行報送，經所屬電力調度機構審核同意，并由廣東中調確認后生效。主要包括以下信息：（1）最新的預計并網/解列時間；（2

148、）機組出力上/下限變化情況；（3）調試（試驗）機組出力變化情況；（4）機組發生故障，需對機組實時發電出力計劃進行調整的情況；（5）其他可能影響電力供應以及電網安全運行的物理參數變化情況。6.4 實時機組運行邊界條件準備實時電能量市場中，機組報送相應的運行參數變化信息并經所屬電力調度機構審核同意，由廣東中調確認后，在技術支持系統中對實時電能量市場的相關運行參數進行廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）75修改，以修改之后的參數進行實時電能量市場出清計算。6.4.1機組開/停機計劃曲線發電機組開機過程中，電力調度機構根據機組申報的預計并網時間及冷態/溫態/熱態典型開機曲線，滾動修改

149、機組未來發電計劃，直至機組出力上升至最小穩定技術出力。發電機組停機過程中，電力調度機構根據機組申報的預計解列時間及典型停機曲線，滾動修改機組未來發電計劃，直至機組出力降為零并與電網解列。6.4.2機組預計并網/解列時間電力調度機構根據機組最新的預計并網/解列時間，在技術支持系統中對機組并網/解列時間參數進行修改，以修正后的參數進行實時電能量市場出清計算。6.4.3機組出力上/下限約束當機組因設備故障、溫度、燃料供應等原因發生出力限高/限低時，電廠應及時向所屬電力調度機構提交出力限制申請，經所屬電力調度機構審核同意后，電力調度機構在技術支持系統中將該臺發電機組的出力上/下限約束值修改為變化之后的

150、數值，按照修改之后的出力上/下限進行實時電能量市場出清計算。實時運行中機組因非系統運行原因出力上/下限未能達到并網調度協議中額定有功功率（燃氣機組為相應月的最大技術出力）/最小穩定技術出力的時段，計為發電機組限高/限低時段，按照本細則 11.3、11.4 節的規定計算考核費用。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）766.4.4機組故障而要求的出力計劃調整機組發生故障后，若要對機組出力計劃進行調整，需明確具體的發電出力計劃對應的時間段，由電力調度機構審核同意后執行。6.4.5機組調試及試驗計劃執行原則上，發電機組調試及試驗計劃應按照日前發電計劃執行，電力調度機構可根據不同情況進

151、行調整，包括：因發電機組自身要求、電力電量平衡或電網安全穩定約束要求調整調試及試驗計劃等情況。6.4.6熱電聯產機組供熱計劃執行電力調度機構以發電機組實測供熱工況圖（熱-電負荷對應關系表）為基礎，根據實時采集的機組供熱流量，計算供熱機組實際供熱電力負荷的上下限。日前確定的熱電聯產機組在日內原則上不允許更換、調整。實時運行中若熱電聯產機組發生故障或非計劃停運導致不具備供熱條件時，電廠可向電力調度機構申請切換為廠內其他經政府主管部門認定的供熱機組。發生故障（未停運）的熱電聯產機組視同非供熱機組參與實時電能量市場出清，機組出力上下限相應變更。6.5 實時電網運行邊界條件準備6.5.1超短期負荷預測超

152、短期統調負荷預測是指預測實時運行時刻開始的未來 1 至 4 小時統調負荷需求。電力調度機構根據實際情況對超短期負荷預測結果進行調整，調整需綜合考慮但不僅廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）77限于以下因素：實時負荷走勢、歷史相似日負荷、工作日類型、氣象因素、用戶用電需求、節假日或社會大事件影響等情況。超短期母線負荷預測是指預測實時運行時刻開始的未來 1 至 4 小時 220kV 母線節點負荷需求。廣東中調綜合氣象因素、工作日類型、節假日影響等因素，基于歷史相似日預測母線負荷。6.5.2外購電計劃南網總調基于日前西電東送計劃，綜合考慮電力平衡、電網安全約束、西部省區清潔能源消納

153、、西電東送輸電通道運行情況等，更新實時西電東送計劃并下發。根據廣東電網或香港中華電力的電力電量平衡等情況，廣東中調與香港中華電力經雙方協商，實時更新購中電的電力計劃。6.5.3機組及輸變電設備檢修執行電力調度機構基于發電機組及輸變電設備日前檢修計劃，綜合考慮電網實時運行要求、不同檢修設備停送電順序銜接、現場設備狀態、現場操作準備等，執行發輸變電設備停、送電操作，并做好相應記錄。6.5.4運行備用電網實時運行應滿足南網總調每日下達的運行備用要求，若發生變化，需以更新后的運行備用要求作為邊界條件，調整機組組合。當運行備用容量無法滿足要求時，實時控制原則如下：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（20

154、24 年修訂）78（1）若廣東電網系統備用容量無法滿足要求，在南方電網全網備用容量滿足要求以及送電通道不受限制的前提下，廣東中調可向南網總調申請備用支援。（2）若廣東電網系統備用容量無法滿足要求，且南網總調無法提供支援時，廣東中調可立即采取措施以保證備用容量滿足要求，包括新增開機、執行負荷管理等。（3）發生機組跳閘、直流閉鎖等事故后，應立即調出系統備用，盡快恢復系統頻率，控制聯絡線輸送功率在規定范圍內。事故發生后 30 分鐘以內，系統備用應恢復正常。6.5.5電網安全約束實時市場出清使用的安全約束條件原則上與交易前安全校核所提出約束條件保持一致。如果其他邊界條件發生變化、電網保電期間、惡劣天氣

155、預警期間或其他情況，經電力調度機構評估影響系統安全運行時，可對電網安全約束條件進行更新，并在事后將相關信息向經營主體進行發布。在實時運行中，為應對運行邊界的不確定性，確保電網安全穩定運行和可靠供應，須將安全穩定斷面的限值留出一定的控制裕度。原則上，按照在斷面極限值基礎上扣除 3-5后的限值作為實時控制要求。當實時斷面潮流發生越限，為確保電網安全，可根據斷面越限比例，進一步增加控制裕度。6.5.6非市場機組發電計劃調整蓄能電廠：參照日前發電計劃，結合系統實時運行情廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）79況對蓄能電廠出力進行靈活調整，并確保日內實際發用水量與日前計劃發用水量基本一

156、致。特殊時期、時段（含法定節假日、保電時期、極端天氣、系統事故處理等）可靈活運用抽水蓄能電廠，但應及時披露相關運行信息。水電機組、新能源場站根據消納需要動態調整實時發電計劃。其余非市場機組和不直接參與交易的市場機組實時發電計劃原則上按照日前發電計劃執行。6.6 實時電能量市場出清電力調度機構以 15 分鐘為周期，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，以購電成本最小化為目標，在日前發電調度計劃以及日內機組組合調整確定的開機組合基礎上，采用安全約束經濟調度（SCED）程序進行優化計算，滾動優化機組出力，形成各發電機組需要實際執行的發電計劃和實時節點電價等信息。實時電能量市場出清計算的電網拓撲

157、包括廣東省所轄范圍內省級及以上電力調度機構（包含南網總調、廣東中調、深圳中調）調管的以 220kV 及以上電壓等級接入電網的發、輸、變電設備，包括省外以“點對網”專線輸電方式向廣東省送電的發電機組，以及準入參與電力現貨市場交易的廣東省內部分以 110kV 電壓等級接入電網的發電機組等。6.6.1實時電能量市場的出清過程現階段，實時電能量市場的出清計算過程如下：（1）在實時開機組合基礎上，根據本細則第 7 章的規廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）80定，計算輔助服務市場的出清結果，修改相應機組的出力上下限。（2）修改相應機組的出力上下限之后，采用安全約束經濟調度（SCED）程

158、序計算發電機組的實時出力計劃。（3）對實時電能量市場優化計算時間窗口內的機組出力曲線進行交流潮流安全校核，若不滿足交流潮流安全約束，則在計算模型中添加相應的約束條件，重新進行 SCED計算，直至滿足交流潮流安全約束，得到實時電能量市場的出清結果。實時電能量市場與其他類型輔助服務市場的銜接方式另行制定。6.6.2實時電能量市場出清數學模型6.6.2.1 實時安全約束經濟調度（SCED）模型實時安全約束經濟調度（SCED）的目標函數如下所示：,111111111111min()+NTESTNLTdisdischchi ti teses teses tllitestltNSTTTNETssloadl

159、oadprccstttctCPPPM SLSLM SLSLML SLSLMR SLM SL其中：N表示機組的總臺數，包括非市場機組與市場機組，不包含獨立儲能交易單元；T表示所考慮的總時段數，其中 D 日每 15 分鐘一個時段；,i tP表示機組i在時段t的出力；,()i ti tCP表示機組i在時段t的運行費用，是與機組申報的各段出力區間和對應能量價格有關的多段線性函數；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）81M表示用于市場出清優化的網絡潮流約束松弛罰因子，ML表示用于市場出清優化的系統負荷平衡約束松弛罰因子，MR表示用于市場出清優化的備用約束松弛罰因子，Mc表示新能源的棄電

160、約束松弛罰因子；loadSL、loadSL分別表示系統負荷的正、反向松弛變量；prSL表示緊急備用的松弛變量；lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量；NL表示線路總數；sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS表示斷面總數；SLc表示新能源交易單元c的棄電量；NE表示新能源交易單元的總數量；ES表示獨立儲能交易單元的總數量；ches、dises分別表示儲能申報的充、放電價格，,ches tP、,dises tP分別表示儲能出清的充放電功率。實時電能量市場出清 SCED 的約束條件包括：（1）系統負荷平衡約束對于每個時段t，負荷平衡約束可以描述為：,1111+NNTES

161、ESdischi tj tes tes ttloadloadijesesPTPPDSLSL其中，,i tP表示機組i在時段t的出力，,j tT表示聯絡線j在時段t的計劃功率（送入為正、輸出為負），NT為聯絡線總數，tD為時段t的系統負荷。非市場機組的出力已包含在等式左側。loadSL、loadSL分別為負荷的正、反向松弛變量。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）82（2）系統一次調頻備用容量約束系統一次調頻備用容量約束可以描述為：,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstf tp th ttfphPPPR其中，firsttR表示時段t的系統一次調頻備用容量要

162、求；,firstf tP、,firstp tP、,firsth tP分別表示火電機組i、抽蓄電廠p、水電機組h（僅包括開機機組）在時段t提供的一次調頻備用容量，其中，maxmax,min(,6%)firstf tf tf tf tPPPPon,maxon,max,min(,10%)firstp tp tp tp tPPPPmaxmax,min(,10%)firsth th th th tPPPPon,max,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的開機容量。（3）機組出力上下限約束機組的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,i ti ti tPPP對于停機的機組，

163、上式中min,i tP、max,i tP均取為零。對于新能源交易單元，上式中max,i tP取為新能源交易單元i在時段t的超短期功率預測值，min,i tP取為 0。（4）機組群出力上下限約束機組群的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為：minmax,j ti tj ti jPPP其中，max,j tP、min,j tP表示機組群j在時段t的最大、最小廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）83出力。（5）機組爬坡約束機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡約束可描述為：,1Ui ti tiPPP,1,Di ti tiPPP 其中，UiP表示機組i最

164、大上爬坡速率，DiP表示機組i最大下爬坡速率。（6）線路潮流約束線路潮流約束可以描述為：,maxmax,1111+()es tes tNESNTKdischll ii tl el eljj tl kk tllliesjkPG PGPGPG TGDSLSLP其中，maxlP表示線路l的潮流傳輸極限；l iG表示機組i所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；l eG表示獨立儲能es所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；ljG表示聯絡線j所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；K表示系統的節點數量；l kG表示節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；,k tD表示節點k在時段

165、t的母線負荷值。lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量。（7）斷面潮流約束考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束可以描述為：,minmax,1111+()es tes tNESNTKdischss ii ts es esjj ts kk tsssiesjkPGPGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分別表示斷面s的潮流傳輸極限；s iG廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）84表示機組i所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s eG表示獨立儲能es所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；sjG表示聯絡線j所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布

166、因子；s kG表示節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子。sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量。（8）系統緊急備用容量約束為應對系統負荷預測偏差以及各種實際運行事故帶來的系統供需不平衡波動，需保證各時段開機容量滿足系統的最小緊急備用容量要求。該約束可以描述為：,+THFPUredi ti ti ti ti tplt tprtti NTi NHi NFplt NPRRRRSLRR其中，UtR表示時段t的系統緊急備用容量需求；redtR表示系統備用減扣值。NT表示非固定出力火電機組集合；,i t表示機組i在時段t的啟停狀態，,0i t表示機組停機，,1i t表示機組開機；,Ti

167、tR表示非固定出力火電機組i在時段t的緊急備用。NH表示常規水電機組集合，,Hi tR表示常規水電機組i在時段t的緊急備用。NF表示固定出力火電機組集合，,Fi tR表示固定出力火電機組i在時段t的緊急備用。NP表示抽蓄電廠集合，,Pplt tR表示抽蓄電廠plt在時段t的緊急備用。prSL表示正備用的松弛變量。各類機組或電廠緊急備用需滿足以下條件：（a）非固定出力火電機組緊急備用需滿足 10min 爬坡限制，可以描述為：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）85max,Ti ti ti tTUi tiPRPiNTRP 其中，UiP表示機組i的 10min 爬坡能力。（b）常規

168、水電機組緊急備用需滿足約束如下：max,Hi ti ti tRPCapiNH其中，max,i tCap表示常規水電機組i在時段t的容量。（c）固定出力火電機組緊急備用需滿足 10min 爬坡限制，可以描述為：max,Fi ti ti tFUi tiFRPiNFRP 其中，,i tF表示機組i在時段t的固定出力。（d）若某蓄能廠的計劃總出力為非負數，緊急備用為限開機容量減計劃總出力；若蓄能廠的計劃總出力為負數，緊急備用為計劃總出力取負，可以描述為：,0,0Pmaxplt tplt ti ti ti plti pltPmaxplt tplt ti ti pltRPPPpltNPRPP其中，,i t

169、i pltP表示蓄能廠plt在時段t的計劃總出力；,maxplt tP表示限開機容量。（9）獨立儲能充放電功率約束獨立儲能的充放電功率須在上下限范圍內。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）86,min,max,max,min,min,max010,0disdisdises teses tes teschchches teses tes teses tes tchchesesPPPPPPPP其中：max,disesP、min,disesP分別表示獨立儲能es的放電功率上下限；max,chesP、min,chesP分別表示獨立儲能es的充電功率上下限；tes,、tes,分別表示獨

170、立儲能es在時段t的充放電狀態0-1變量。（10）獨立儲能荷電狀態約束獨立儲能在充放電過程中的荷電狀態須在上下限范圍內。esdisesdisteseschteschestestesEtPEtPEE,1,testestesEEE,其中：tesE,表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態；ches、dises分別表示獨立儲能es的充放電效率，充電、放電效率均暫取充放電能量轉換效率的平方根；t表示時段長度；esE表示獨立儲能es的額定容量；,es tE、,es tE分別表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態上下限。（11）獨立儲能小時內充放電狀態約束獨立儲能在同一小時內的充放電狀態保持一致。廣東電

171、力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）8724,1,4,3-4,411434i,nnntnniestes其中：tes,、es,i分別表示獨立儲能es在時段t、i的充放電狀態0-1變量。（12）獨立儲能實時出清荷電狀態約束。24,1,4,n4,nEEDAnesRTes其中：DAnesE4,、RTnesE4,分別表示獨立儲能es在整點時刻4n的日前、實時電能量市場出清荷電狀態。（13）新能源交易單元棄電約束,=Fc tc tcPPSL其中，,Fc tP和,c tP分別為新能源交易單元c在t時刻的超短期功率預測值和實時出清出力值。6.6.2.2 節點電價（LMP）計算模型實時電能量市場采用

172、節點電價定價機制。實時電能量市場出清形成每 15 分鐘的節點電價，每小時內 4 個 15 分鐘的節點電價的算術平均值，計為該節點每小時的平均節點電價。實時電能量市場采用事前定價方式，即結算價格為實時電能量市場的事前出清價格，結算電量為實際發、用電量。實時電能量市場節點電價（LMP）的目標函數如下：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）88,111111111111min()+NTESTNLTdisdischchi ti teses teses tllitestltNSTTTNETssloadloadprccstttctCPPPMSLSLMSLSLMLSLSLMRSLM SL其中

173、：N表示機組的總臺數，包括非市場機組與市場機組，不包括獨立儲能交易單元；T表示所考慮的總時段數，其中 D 日每 15 分鐘一個時段；,i tP表示機組i在時段t的出力；,()i ti tCP表示機組i在時段t的運行費用，是與機組申報的各段出力區間和對應能量價格有關的多段線性函數；M表示用于節點電價計算的網絡潮流約束松弛罰因子，ML表示節點電價計算的系統負荷平衡約束松弛罰因子，MR表示節點電價計算的備用約束松弛罰因子，Mc表示新能源的棄電約束松弛罰因子；loadSL、loadSL分別表示系統負荷的正、反向松弛變量；prSL表示緊急備用的松弛變量；lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量

174、；NL表示線路總數；sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS表示斷面總數；SLc表示新能源交易單元c的棄電量；NE表示新能源交易單元的總數量；ES表示獨立儲能交易單元的總數量；ches、dises分別表示儲能申報的充、放電價格，,ches tP、廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）89,dises tP分別表示儲能出清的充放電功率。節點電價計算模型的約束條件包括：（1）系統負荷平衡約束對于每個時段t，負荷平衡約束可以描述為：,1111+NNTESESdischi tj tes tes ttloadloadijesesPTPPDSLSL其中，,i tP表示機組i

175、在時段t的出力，,j tT表示聯絡線j在時段t的計劃功率（送入為正、輸出為負），NT表示聯絡線總數，tD表示時段t的系統負荷。非市場機組的出力已包含在等式左側。loadSL、loadSL分別表示負荷的正、反向松弛變量。（2）系統一次調頻備用容量約束系統一次調頻備用容量約束可以描述為：,111NFNPNHfirstfirstfirstfirstf tp th ttfphPPPR其中，firsttR表示時段t的系統一次調頻備用容量要求；,firstf tP、,firstp tP、,firsth tP分別表示火電機組i、抽蓄電廠p、水電機組h（僅包括開機機組）在時段t提供的一次調頻備用容量，其中，m

176、axmax,min(,6%)firstf tf tf tf tPPPPon,maxon,max,min(,10%)firstp tp tp tp tPPPPmaxmax,min(,10%)firsth th th th tPPPPon,max,p tP表示抽蓄電廠p在時段t內的開機容量。（3）機組出力上下限約束機組的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）90束條件可以描述為：minmax,i ti ti tPPP對于停機的機組，上式中min,i tP、max,i tP均取為零；對于不可定價機組，上式中min,i tP、max,i tP均

177、取 SCED 優化結果中機組i在時段t的中標出力,SCEDi tP；對于可定價機組，上式中min,i tP、max,i tP取如下數值：minmin,max(1),()SCEDSCEDi ti ti tPPPmaxmax,min(1),()SCEDSCEDi ti ti tPPP其中，表示 LMP 模型中允許機組偏離日前 SCED 優化結果的比例，min,()SCEDi tP、max,()SCEDi tP分別表示日前 SCED 模型中的機組最大、最小出力。獨立儲能交易單元出力上下限約束參照以上描述設置。（4）機組群出力上下限約束機組群的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約束條件可以描述為

178、：minmax,j ti tj ti jPPP其中，max,j tP、min,j tP表示機組群j在時段t的最大、最小出力。（5）機組爬坡約束機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡約束可描述為：,1Ui ti tiPPP,1,Di ti tiPPP 廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）91其中，UiP表示機組i最大上爬坡速率，DiP表示機組i最大下爬坡速率。（6）線路潮流約束線路潮流約束可以描述為：,maxmax,1111+()es tes tNENTKdischll ii tl el eljj tl kk tllliesjkPG PGPGPG TGDSLSLP其中

179、，maxlP表示線路l的潮流傳輸極限；l iG表示機組i所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；l eG表示獨立儲能es所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；ljG表示聯絡線j所在節點對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；K表示系統的節點數量；lkG表示節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；,k tD表示節點k在時段t的母線負荷值。lSL、lSL分別表示線路l的正、反向潮流松弛變量。（7）斷面潮流約束考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束可以描述為：,minmax,1111+()es tes tNENTKdischss ii ts es esjj ts kk tsssiesjkPG

180、PGPGPGTGDSLSLP其中，minsP、maxsP分別表示斷面s的潮流傳輸極限；s iG表示機組i所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s eG表示獨立儲能es所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；sjG表示聯絡線j所在節點對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；s kG表示節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子。sSL、sSL分別表示斷面s的正、反向潮流松弛變量。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）92（8）系統緊急備用容量約束為應對系統負荷預測偏差以及各種實際運行事故帶來的系統供需不平衡波動，需保證各時段開機容量滿足系統的最小緊急備用容量要求。該約

181、束可以描述為：,+THFPUredi ti ti ti ti tplt tprtti NTi NHi NFplt NPRRRRSLRR其中，UtR表示時段t的系統緊急備用容量需求；redtR表示系統備用減扣值。NT表示非固定出力火電機組集合；,i t表示機組i在時段t的啟停狀態，,0i t表示機組停機，,1i t表示機組開機；,Ti tR表示非固定出力火電機組i在時段t的緊急備用。NH表示常規水電機組集合，,Hi tR表示常規水電機組i在時段t的緊急備用。NF表示固定出力火電機組集合，,Fi tR表示固定出力火電機組i在時段t的緊急備用。NP表示抽蓄電廠集合，,Pplt tR表示抽蓄電廠plt

182、在時段t的緊急備用。prSL表示正備用的松弛變量。各類機組或電廠緊急備用需滿足以下條件：（a）非固定出力火電機組緊急備用需滿足 10min 爬坡限制，可以描述為：max,Ti ti ti tTUi tiPRPiNTRP 其中，UiP表示機組i的 10min 爬坡能力。（b）常規水電機組緊急備用需滿足約束如下：max,Hi ti ti tRPCapiNH廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）93其中，max,i tCap表示常規水電機組i在時段 t 的容量。（c）固定出力火電機組緊急備用需滿足 10min 爬坡限制，可以描述為：max,Fi ti ti tFUi tiFRPiNF

183、RP 其中，,i tF表示機組i在時段t的固定出力。（d）若某蓄能廠的計劃總出力為非負數，緊急備用為限開機容量減計劃總出力；若蓄能廠的計劃總出力為負數，緊急備用為計劃總出力取負，可以描述為：,0,0Pmaxplt tplt ti ti ti plti pltPmaxplt tplt ti ti pltRPPPpltNPRPP其中，,i ti pltP表示蓄能廠plt在時段t的計劃總出力；,maxplt tP表示限開機容量。（9）獨立儲能充放電功率約束獨立儲能的充放電功率須在上下限范圍內。,min,max,max,min,min,max010,0disdisdises teses tes tes

184、chchches teses tes teses tes tchchesesPPPPPPPP其中：max,disesP、min,disesP分別表示獨立儲能es的放電功率上下限；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）94max,chesP、min,chesP分別表示獨立儲能es的充電功率上下限；tes,、tes,分別表示獨立儲能es在時段t的充放電狀態0-1變量。（10）獨立儲能荷電狀態約束獨立儲能在充放電過程中的荷電狀態須在上下限范圍內。esdisesdisteseschteschestestesEtPEtPEE,1,testestesEEE,其中：tesE,表示獨立儲能es

185、在時段t結束時的荷電狀態；ches、dises分別表示獨立儲能es的充放電效率，充電、放電效率均暫取充放電能量轉換效率的平方根；t表示時段長度；esE表示獨立儲能es的額定容量；,es tE、,es tE分別表示獨立儲能es在時段t結束時的荷電狀態上下限。（11）獨立儲能小時內充放電狀態約束獨立儲能在同一小時內的充放電狀態保持一致。24,1,4,3-4,411434i,nnntnniestes其中：tes,、es,i分別表示獨立儲能es在時段t、i的充放電狀態0-1變量。（12）獨立儲能實時出清荷電狀態約束。24,1,4,n4,nEEDAnesRTes廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（202

186、4 年修訂）95其中：DAnesE4,、RTnesE4,分別表示獨立儲能es在整點時刻4n的日前、實時電能量市場出清荷電狀態。（13）新能源交易單元棄電約束,=Fc tc tcPPSL其中，,Fc tP和,c tP分別為新能源交易單元c在t時刻的超短期功率預測值和實時出清出力值。求解上述節點電價計算模型，得到各時段系統負荷平衡約束、線路和斷面潮流約束的拉格朗日乘子，則節點i在時段t的節點電價為：maxminmaxmin,11+LtSk ttl tl tl ks ts ts ktlsLMPGG其中：t：時段t系統負荷平衡約束的拉格朗日乘子，當負荷平衡約束被松弛時，該拉格朗日乘子為負荷平衡約束松弛

187、罰因子；t：時段t系統緊急備用約束的拉格朗日乘子，當緊急備用約束被松弛時，該拉格朗日乘子為緊急備用約束松弛罰因子；max,l t：線路l最大正向潮流約束的拉格朗日乘子，當線路潮流越限時，該拉格朗日乘子為網絡潮流約束松弛罰因子；min,l t：線路l最大反向潮流約束的拉格朗日乘子，當線路潮流越限時，該拉格朗日乘子為網絡潮流約束松弛罰因廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）96子；max,s t：斷面s最大正向潮流約束的拉格朗日乘子，當斷面潮流越限時，該拉格朗日乘子為網絡潮流約束松弛罰因子；min,s t：斷面s最大反向潮流約束的拉格朗日乘子，當斷面潮流越限時，該拉格朗日乘子為網絡

188、潮流約束松弛罰因子；l kG：節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；s kG：節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；t：時段t觸發稀缺定價時的價格增量。6.6.2.3 特殊節點賦價特殊節點在實時電能量市場中的賦價機制與本細則5.8.2.4 節一致。6.6.3特殊機組在實時電能量市場中的出清機制6.6.3.1 必開機組在日前電能量市場中指定為必開機組的發電機組，在實時電能量市場中的相應時段同樣視為必開機組。必開機組在實時電能量市場中的出清機制與本細則5.8.3.1 節一致。6.6.3.2 熱電聯產機組在日前電能量市場中申報了供熱計劃的熱電聯產機組，在實時電能量市場中同樣視為熱電聯產機

189、組。電力調度機構以發電機組實測供熱工況圖（熱-電負荷對應關系表）為基礎，根據熱負荷在線監測系統中的實時供熱流量曲線監廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）97測值，計算供熱機組電力負荷的實時上下限，在確保電力有序供應、電網安全穩定、調峰調頻等基本需要的前提下，供熱電力負荷下限優先出清；供熱電力負荷下限至供熱電力負荷上限之間的發電能力，根據發電機組申報的電能量價格參與優化出清。熱電聯產機組的實際供熱流量曲線與日前申報的供熱流量預測曲線之間發生較大偏差時，按照本細則 11.5 節的規定納入考核。實時電能量市場中熱電聯產機組的定價機制與本細則5.8.3.2 節一致。若機組供熱數據在實

190、時運行中發生中斷等異常情況，電廠應及時通知所屬電力調度機構，同時，按該臺機組日前申報的供熱流量數據計算其在實時電能量現貨市場的供熱電力負荷上下限。日前申報的熱電聯產機組原則上在實時運行中不允許更換。當日前申報的熱電聯產機組在實時運行中發生故障或非計劃停運而不具備供熱條件時，發電廠可向所屬電力調度機構申請同廠內更換供熱機組，經許可后可進行更換，更換后的供熱機組按照本條的規定參與實時電能量市場出清。發生故障或非計劃停運的供熱機組視同純凝機組參與實時電能量市場出清。6.6.3.3 調試（試驗）機組（1）調試階段的新建機組調試階段的新建機組在實時電能量市場中按照調試需求安排發電，出清機制與本細則 5.

191、8.3.3 節一致。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）98（2）試驗（調試）的在運機組在日前電能量市場中申報了運行日調試（試驗）計劃的在運發電機組，在實時電能量市場中同樣視為調試（試驗）機組，在實時電能量市場中的出清機制與本細則5.8.3.3 節一致。6.6.3.4 最小連續開機時間內機組最小連續開機時間內機組在實時電能量市場中的出清機制與本細則 5.8.3.4 節一致。6.6.3.5 處于開/停機過程中的機組處于開機狀態的發電機組，在機組并網后升功率至最小穩定技術出力期間，發電出力為其實時報送的開機曲線，不參與優化。相應時段內，該臺機組不參與市場定價，作為市場價格接受者。

192、機組發電出力達到最小穩定技術出力之后，從下一個交易時段開始，按照其電能量報價參與實時電能量市場優化出清。處于停機狀態的發電機組，在機組從最小穩定技術出力降功率至與電網解列期間，發電出力為其實時報送的停機曲線，不參與優化。相應時段內，該臺機組不參與市場定價，作為市場價格接受者。6.6.3.6 深度調峰調用機組深度調峰調用機組在實時電能量市場中的調用機制與本細則 5.8.3.6 節一致。6.6.3.7 一次能源供應約束機組在日前電能量市場中存在一次能源供應約束的發電機廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）99組，在實時電能量市場中同樣視為存在一次能源供應約束。對于采用價格干預的情況

193、，相關發電機組在實時電能量市場中的出清機制與本細則 5.4.6 節一致。對于采用機組群電量約束設置的情況，原則上相關發電機組按照日前調度計劃作為固定出力參與實時電能量市場出清。6.6.3.8 發生故障而要求調整出力計劃的機組若發電機組在實時運行中發生故障，并且需要對機組出力進行調整時，在故障處理的時段內，機組出力固定為機組申報并經所屬電力調度機構同意的發電出力值，相應時段內該臺機組不參與市場定價，作為市場價格接受者。故障處理結束后，從下一個交易時段開始，按照機組電能量報價參與實時電能量市場優化出清。6.6.3.9 應急新增開機機組應急新增開機機組指在日前電能量市場中未被列入機組開機組合，在日前

194、調度計劃編制環節（本細則 5.11 節）或實時運行調整環節，由電力調度機構安排新增開機的機組。電力調度機構根據機組綜合報價(冷態/溫態/熱態啟動費用+最小穩定技術出力費用（或最小可調出力費用）最小連續開機時間）由低到高排序形成應急新增開機機組序列，若機組綜合報價相同時，參考政府主管部門下達的能耗排序形成應急新增開機機組序列。運行日，在滿足系統安全的基礎上，電力調度機構根據應急新增開機機組序列結合機組的冷態/溫態/熱態啟動時間安排新增開機機組，廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）100原則上只啟用燃機。調度機構也可根據系統運行需要臨時取消機組停機計劃。實時電能量市場中，應急新增

195、開機機組根據其電能量報價參與市場優化出清。突破最小連續停機時間約束的應急新增開機機組根據本細則 9.2 節的相關規定，按照機組申報的啟動費用的0倍（01）計算啟動補償費用。6.6.3.10應急新增停機機組應急新增停機機組指在日前電能量市場中被列入機組開機組合，在日前調度計劃編制環節（本細則 5.11 節）或實時運行調整環節，由電力調度機構安排新增停機的機組。電力調度機構根據機組容量加權電能量報價由高到低排序形成應急停機機組序列。機組容量加權電能量報價相同時，參考政府主管部門下達的發電標煤耗及能耗排序的倒序形成應急新增停機機組序列。運行日，在滿足系統安全的基礎上，電力調度機構根據應急新增停機機組

196、序列安排新增停機機組。原則上，在日前電能量市場中已經出清列入機組組合的機組，不在日前調度計劃編制環節或實時運行調整環節安排停機。若由于電網安全需要安排已出清機組停機的，分以下兩種情況處理：（1）機組在競價日（D-1）處于開機狀態，在日前電能量市場出清結果中機組開機狀態保持不變，被列入機組組合，在日前調度計劃編制環節或日內滾動調度計劃編制環節安排停機。此種情況下，機組按照電力調度機構安排廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）101停機，相應的電能量偏差按照實時電能量市場的偏差結算原則進行處理。（2）機組在競價日（D-1）處于停機狀態，在日前電能量市場出清結果中機組變為開機狀態，被

197、列入機組組合，在日前調度計劃編制環節或日內滾動調度計劃編制環節安排停機。此種情況下，若調度計劃重新下發時機組已經完成點火工作，則機組按照調度計劃停機，并根據申報的啟動費用，按照本細則 9.2 節的相關規定計算啟動補償費用；若調度計劃重新下發時機組未完成點火工作，則機組按照調度計劃停機，不獲得啟動費用補償。機組完成點火工作的時間，以調度臺同意機組點火的時間為準。相應的電能量偏差按照實時電能量市場的偏差結算原則進行處理。6.6.4實時電能量市場安全校核實時電能量市場安全校核與本細則 5.8.4 節一致。6.7 實時電能量市場定價6.7.1發電側定價實時電能量市場出清形成每 15 分鐘的節點電價，每

198、小時內 4 個 15 分鐘的節點電價的算術平均值，計為該節點每小時的平均節點電價。實時電能量市場中，市場機組以機組所在節點的小時平均節點電價作為相應時段的結算價格。6.7.2用戶側定價實時電能量市場中，售電公司和批發用戶以每小時的用戶側統一電價作為相應時段的結算價格?，F階段，用戶側統一電價按照下式計算：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）102()(),-=市場機組，獨立儲能代購及跨省實時市場機組，獨立儲能實時代購及跨省實時實時mmtmtmmmtmtmtmtQQLMPQQLMP其中，,tLMP實時表示第t小時的實時用戶側統一電價；,m tQ實時表示市場機組或獨立儲能 m 在第

199、t小時的實時中標電量，以電力市場交易系統發布的實時交易結果為準；代購及跨省,tmQ表示市場機組或獨立儲能 m 第t小時的電網代購市場及跨省外送電量（含基數電量），以交易中心首次發布的 D 日日清算電量數據為準，后續電量如有調整，不進行重算；,m tLMP實時表示第t小時市場機組或獨立儲能 m 所在節點的實時結算價格，即第t小時內每 15 分鐘實時節點電價的算術平均值；市場機組，獨立儲能mm表示對所有市場機組、獨立儲能求和。6.7.3稀缺定價稀缺定價與本細則 5.9.3 節一致。6.8 市場出清出力結果發布電力調度機構將實時電能量市場每 15 分鐘出清的發電計劃通過調度數據網下發至各發電機組。若

200、由于技術支持系統缺陷等客觀原因，造成實時市場無法在系統實際運行前 15 分鐘完成出清時，電力調度機構可沿用最近一次有效出清時段的出力計劃或根據電網實時運行需要進行人工調整，確定受影響發電機組的實時發電計劃，并盡可能縮短發布市場出清結果的延遲時間，事后及時向經營主體發布廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）103出清延遲公告并說明原因。6.9 實時電能量市場價格核驗6.9.1價格核驗規則實時電能量市場價格以小時為單位計算，經價格核驗流程后，原則上于 D+1 日發布運行日實時市場的正式結果，作為結算依據。如出現系統臨時故障等情況，可視需要延遲至 D+2 日發布。電力調度機構在價格核

201、驗過程中檢查運行日實時電能量市場臨時結果中節點電價計算的完整性及正確性，如果節點電價計算不完整或不正確，電力調度機構需對受影響的節點電價進行修正，包括以下情況：（1）如果實時電能量市場出清的邊界條件數據準備未完成導致節點電價計算未能啟動，當 1 個小時內受影響的時段不超過 2 個時，使用上一個成功時段的節點電價數據替換受影響的時段；當 1 個小時內受影響的時段超過 2 個時，首先消除數據準備過程中的故障，完成邊界條件數據準備，重新調用節點電價計算程序對受影響的時段進行計算，若不能及時消除故障，則采用可用數據源（包括但不限于能量管理系統、現貨市場備用系統、調度員日志、原始遙測數據等）的數據完成邊

202、界條件數據準備，重新調用節點電價計算程序對受影響的時段進行計算。（2）如果實時電能量市場出清的計算程序故障導致節點電價計算未能啟動，當計算程序未能及時修復或 1 個小時內受影響的時段不超過 2 個時，使用上一個成功時段的節點電價數據替換受影響的時段；當計算程序及時修復且 1廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）104個小時內受影響的時段超過 2 個時，采用與運行日計算同樣的邊界條件數據，重新調用節點電價計算程序對受影響的時段進行計算。（3）如果實時電能量市場出清的邊界條件數據準備有誤（包括但不限于負荷預測數據錯誤、設備狀態數據錯誤、安全約束數據錯誤、非市場機組及聯絡線功率錯誤等

203、）導致節點電價計算不正確，則采用最佳可用數據源修正有誤的邊界條件數據，重新調用節點電價計算程序對受影響的時段進行計算。（4）如果出現其他導致節點電價計算不正確的情況，則采用可實現的方式修正錯誤原因，重新調用節點電價計算程序對受影響的時段進行計算。6.9.2價格核驗說明按照信息披露有關要求向經營主體發布實時電能量市場價格核驗的說明。6.10實時運行調整電網實時運行應按照系統運行有關規定，保留合理的調頻、調峰、調壓及備用容量以及各輸變電斷面合理的潮流波動空間，滿足電網風險防控措施要求，保障系統安全穩定運行和電力電量平衡。電網實時運行中，當系統發生事故或緊急情況時，電力調度機構應按照安全第一的原則處

204、理，無需考慮經濟性。處置結束后，受影響的發電機組以當前的出力點為基準，恢復參與實時電能量市場出清計算，電力調度機構應記錄廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）105事件經過、計劃調整情況等信息，通過周信息披露向市場成員通報。發生下列情況之一時，電力調度機構可根據系統運行需要進行調整：（1）電力系統發生事故可能影響電網安全時；（2）系統頻率或電壓超過規定范圍時；（3）系統調頻容量、備用容量和無功容量無法滿足電力系統安全運行的要求時；（4）輸變電設備過載或超出穩定限額時；（5）繼電保護及安全自動裝置故障，需要改變系統運行方式時；（6）氣候、水情、新能源出力發生極端變化可能對電網安全

205、造成影響時；（7）為保證省間聯絡線輸送功率在正常允許范圍而需要調整時；（8）電力調度機構為保證電網安全運行認為需要進行調整的其他情形。在出現上一條所述情況時，電力調度機構可以采取以下措施調整運行方式：（1）改變機組的發電計劃；（2）讓發電機組投入或者退出運行；（3）調整設備停復電計劃；（4）調整省間聯絡線的送受電計劃；（5）調用市場化可中斷負荷；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）106（6）采取錯峰限電方式控制負荷；（7）暫停實時電能量市場交易；（8）電力調度機構認為有效的其他手段。實時運行過程中機組或用戶出現違反系統安全和相關規程規定或明確不具備并網運行技術條件情況時，電

206、力調度機構應對機組、用戶行為及時記錄并按相關規定進行處罰，嚴重情況可建議能源監管機構、政府部門對相應機組、用戶實施強制退出調度運行，由此造成的偏差由機組、用戶自行承擔。6.11實時交易結果調整因技術支持系統出現臨時缺陷等非電廠自身原因，導致部分市場機組出清結果異常時，廣東中調事后重新發布對應機組的實時電能量市場出清結果。其他市場機組的實時電能量市場成交結果和價格不作聯動調整。7區域電力市場與廣東現貨電能量市場的銜接方式7.1 南方區域調頻、跨省電力備用輔助服務市場與廣東現貨電能量市場的銜接方式現階段，南方區域調頻、跨省電力備用輔助服務市場與廣東現貨電能量市場分開獨立運行，采用分步出清的方式銜接

207、。競價日，根據系統供需情況評估跨省備用需求及省內備用需求，并在系統備用約束中予以考慮，首先開展日前電能量市場安全約束機組組合（SCUC）計算，然后根據機組組合結果開展調頻輔助服務市場日前預出清和跨省備用廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）107輔助服務市場日前交易，最后根據調頻、跨省備用輔助服務市場交易結果開展日前電能量市場經濟調度（SCED）計算。調頻、跨省備用輔助服務市場日前中標機組的可調出力上、下限分別按以下公式調整：P日前上限=P機組出力上限-P調頻預出清中標容量-P跨省備用中標容量P日前下限=P機組出力下限+P調頻預出清中標容量其中，P機組出力上限、P機組出力下限分

208、別為考慮機組限高、限低、供熱后的機組可調出力上限和可調出力下限。實時運行期間，根據南方區域調頻、跨省備用輔助服務市場交易結果開展實時電能量市場經濟調度（SCED）計算。調頻、跨省備用輔助服務市場實時中標機組的可調出力上、下限分別按以下公式調整：P實時上限=P機組出力上限-P調頻出清中標容量-P跨省備用中標容量P實時下限=P機組出力下限+P調頻出清中標容量其中，P機組出力上限、P機組出力下限分別為考慮機組限高、限低、供熱后的機組可調出力上限和可調出力下限。7.2 南方區域現貨電能量市場與廣東現貨電能量市場的銜接方式南方區域電力現貨市場結算試運行期間，按南方區域電力現貨市場結算試運行相關方案執行。

209、8市場力檢測與緩解為避免具有市場力的發電機組操縱市場價格，需進行廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）108市場力檢測與緩解，根據市場運行需要和技術條件，可采取包括但不限于下述事前、事中和事后措施中的一項或多項。8.1 事前措施8.1.1報價行為測試（1）對比發電機組電能量報價與行為測試參考價格，當發電機組電能量報價小于等于行為測試參考價格時，該發電機組被認定通過行為測試；當發電機組電能量報價大于行為測試參考價格時，該發電機組被認定不通過行為測試，將發電機組電能量報價超過行為測試參考價格的部分替換為行為測試參考價格，作為該機組報價參與現貨市場出清。行為測試參考價格作為市場參數管

210、理，分不同類型機組設置。（2）計算發電機組電能量平均報價與自身近 30 天平均報價水平的比值，當該比值不超過閾值時，該發電機組被認定通過行為測試；當該比值超過閾值時，該發電機組被認定不通過行為測試，將發電機組電能量報價乘以該比值的倒數，作為該機組報價參與市場出清。閾值作為市場參數管理，分不同類型機組設置。8.1.2供應緊張情況下的報價限制電力調度機構發布的電力供應風險預警生效期間等電力供應緊張時期，可視需要調整影響區域機組運行日的市場申報上限，將各類型機組的變動成本（扣除變動成本補廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）109償標準）乘以一定比例系數作為該類型機組的申報價格上限。

211、比例系數作為市場參數管理。8.2 事中措施具備技術條件后開展影響測試與市場力緩解：在市場出清過程中，基于松弛部分網絡約束對比、寡頭測試等方法計算發電機組對市場價格的影響，對影響超過價格閾值的機組，將其電能量報價超過影響測試參考價格（低于行為測試參考價格）的部分替換為影響測試參考價格，重新進行出清。以上計算迭代過程不超過 2 次。價格閾值、影響測試參考價格等作為市場參數管理，影響測試參考價格分不同類型機組進行設置。8.3 事后措施動態監測現貨市場出清價格，當燃煤機組現貨電能量報價上限分類型設置已啟動且現貨出清價格持續處于較高水平時，綜合電力供應需要和一次能源價格水平，視情況對后續運行日的現貨結算

212、價格執行二級價格限值：當運行日日前或實時出清現貨均價超過二級價格限值時，日前和實時市場信息披露的現貨出清價格不變，結算時等比例調整發電側各節點的日前或實時結算電價。用戶側按調整后的節點電價計算統一結算點電價，零售合同聯動價格按調整后的統一結算點電價計算。以調整后的價格開展發用電側電能量、系統運行補償等費用結算，發電側考核及市場費用返還計算時沿用調整前價格。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）110研究開展電廠超額收益測算與回收。根據發電成本和合理收益水平，視市場運行情況采取事后超額收益回收等措施。發電側超額收益回收是指按月度或季度等周期計算各電廠的綜合收入，并基于與其合理收益

213、相比較計算其超額收益，對超額收益進行回收后返還至用戶側。9 9現貨電能量市場中發電機組運行補償費用處理機制9.1 運行補償費用定義當出現下述情況時，可能造成發電機組在現貨電能量市場中的收益不能覆蓋發電機組產生的運行成本費用（含最小穩定技術出力費用（或最小可調出力費用），下同）或發電機組的電能量報價費用（含最小穩定技術出力費用（或最小可調出力費用），下同）及啟動費用：（1）當發電機組出力達到出力上下限約束限值時，機組未參與現貨市場定價，現貨市場價格可能低于機組成本（或報價）；（2）當發電機組出力達到有功功率調節速率約束限值時，機組未參與現貨市場定價，現貨市場價格可能低于機組成本（或報價）；（3）

214、由于電力平衡原因或電力系統安全原因臨時增加發電機組出力或臨時安排發電機組開機，現貨市場價格可能低于機組成本（或報價）；（4）由于電力平衡原因或電力系統安全原因臨時壓減發電機組出力或臨時安排發電機組停機，造成發電機組在現貨市場偏差結算中虧損；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）111（5）由于系統運行需要安排發電機組在運行日開機，產生了相應的啟動費用，發電機組在電能量市場中的收益無法覆蓋啟動費用；（6）其他可能的情況?，F階段，當發電機組每小時生產運行所產生的成本費用（或發電機組報價費用）與發電機組在現貨電能量市場中的收益之差大于零時，根據兩者之差及現貨正偏差結算電量占小時總上網

215、電量的比例計算發電機組系統運行補償費用，單獨計算和補償啟動費用。在市場結算環節對相關補償費用進行補償。市場機組不再按照南方區域“兩個細則”的相關規定計算啟停調峰補償、冷備用補償費用。9.2 系統運行補償費用計算發電機組系統運行補償費用以小時為單位進行計算，核電、新能源經營主體暫不計算系統運行補償費用。獨立儲能系統運行補償具體實施辦法另行制定。9.2.1運行成本費用計算在第t小時，發電機組i的運行成本費用按照下式計算：_cos,min,max1P11,0opt i ti tiii tiii tiRQCCdhQC實際核定成本核定成本實際變動成本補償標準其中，_cos,opt i tR表示發電機組i

216、在第t小時的機組運行成本費用；,i tQ實際表示發電機組i在第t小時的實際上網電量；,iC核定成本為發電機組i的核定平均發電成本價格（單值）；,miniP表示發電機組i的最小穩定技術出力（或最小可調廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）112出力）；id表示發電機組i的廠用電率；1h表示時長為 1 小時；變動成本補償標準,iC表示若機組i被納入變動成本補償范圍，變動成本補償標準，iC為機組i的變動成本補償標準；若機組i未被納入變動成本補償范圍，變動成本補償標準,iC為 0。變動成本補償機組范圍以及變動成本補償標準按有關規定執行；,i t表示發電機組i在第t小時最小穩定技術出力（

217、或最小可調出力）成本補償系數。發電機組在第t小時內的八個現貨交易時段中（包括日前電能量市場的四個交易時段以及實時電能量市場的四個交易時段）出現下述情況時，第t小時的最小穩定技術出力成本（或最小可調出力成本）不納入運行補償費用的計算范圍，,i t取值為 0，未出現下述情況時取值為 1。1）熱電聯產機組處于供熱狀態時段；2）非系統運行原因調試機組調試時段；3）非系統運行原因必開機組運行日內所有小時。9.2.2報價費用計算,min,minmax,min,pmin_,min(1)+dP1hii tiPPii topoffer i tiii toffer iPimin PPRdCCP實際（發電）實際（發

218、電）,=1i ti tiQQd實際實際（發電）其中，_,opoffer i tR表示發電機組i在第t小時的報價費用；,i tQ實際表示發電機組i在第t小時的實際上網電量；,i tQ實際（發電）表示發電機組i在第t小時的實際發電量；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）113,i tP實際（發電）表示發電機組i實際發電量,i tQ實際（發電）對應的平均發電負荷，數值上等于,i tQ實際（發電）；,miniP表示發電機組i的最小穩定技術出力（或最小可調出力）；id表示發電機組i的廠用電率；pminiC為機組申報的最小穩定技術出力費用（或最小可調出力費用）；1h表示 1 小時；,of

219、fer iC表示發電機組i的報價曲線，報價曲線對應的機組出力范圍為最小穩定技術出力（或最小可調出力）至額定有功功率。當發電機組i在第t小時的實際發電量對應的平均發電負荷（數值上等于實際發電量）大于機組的額定有功功率時，超出額定有功功率部分的報價值等于發電機組的最后一段報價，并以此計算報價曲線的積分值。9.2.3現貨電能量市場收益計算在第t小時，發電機組i的現貨電能量市場收益按照下式計算：,+i ti ti ti ti ti tRQLMPQQLMP日前日前日前實際實時其中，,i tR表示發電機組i在第t小時的現貨電能量市場收益；,i tQ日前表示發電機組i第t小時的日前中標電量；,i tLMP日

220、前表示第t小時內機組i所在節點的日前結算價格（每 15 分鐘日前節點價格的算術平均值）；,i tQ實際表示發電機組i在第t小時的實際上網電量；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）114,i tLMP實時表示第t小時內機組i所在節點的實時結算價格（每 15 分鐘實時節點價格的算術平均值）。9.2.4不納入系統運行補償費用計算范圍的情形一般情況下，發電機組每小時的系統運行補償費用根據該小時發電機組運行成本費用（或報價費用）與該小時現貨電能量市場收益的差值進行計算。當發電機組i在第t小時內出現下述情況時，八個現貨交易時段中（包括日前電能量市場的四個交易時段以及實時電能量市場的四個交

221、易時段），若有一個及以上交易時段出現如下情形，則第t小時的相關費用不納入系統運行補償費用的計算范圍。1）當熱電聯產機組處于供熱電力負荷下限時；2）當發電機組在運行日內存在非系統運行原因的調試（試驗）時段時；3）當發電機組在運行日被設置為非系統運行原因必開機組時；4）當發電機組因非系統運行原因發生限低時；5）當發電機組因非系統運行原因發生限高時；6）當發電機組由于自身原因發生非計劃停運（包括未按照電力調度機構要求的時間并網）或發電機組出現臨時故障需要固定出力時；7）當發電機組實時發電計劃執行偏差率不滿足要求時；8）當機組處于一次能源約束時。9.2.5系統運行補償費用計算廣東電力市場現貨電能量交易

222、實施細則（2024 年修訂）115發電機組各小時系統運行補償費用按照下式計算：0,minmax,_,cos_,_tititiofferoptitopticompensateopmRRRR0/1max,1min,，實際轉讓前中長期轉讓前代購及跨省外送titititiQQQm其中，ticompensateopR,_表示發電機組i在第t小時應獲得的運行補償費用。tim,表示發電機組i在第t小時的補償系數，按小時計算；轉讓前代購及跨省外送,tiQ表示發電機組i在第t小時轉讓前的機組代購市場及跨省外送電量合約結算電量；轉讓前中長期,tiQ表示發電機組i在第t小時轉讓前的年度、月度中長期合約電量；實際,t

223、iQ表示發電機組i在第t小時的實際上網電量。9.3 啟動補償費用計算9.3.1啟動補償費用計算在運行日內，發電機組從停機狀態變為開機狀態，計為一次啟動，每次啟動均計算相應的啟動費用。發電機組在運行日的啟動費用根據其在日前市場申報的啟動費用進行計算。發電機組的實際并網時間在運行日內時，根據相應的啟動費用計算該運行日的啟動補償費用。發電機組實際的啟動狀態（冷態/溫態/熱態）根據調度自動化系統記錄的停機時間信息進行認定，機組啟動時對應的停機時間為調度自動化系統中所記錄的從上一次解列到本次并網之間的時間。當停機時間熱態啟動停機時間時，啟動費用為發電機組在日前市場中申報的熱態啟動費用；廣東電力市場現貨電

224、能量交易實施細則（2024 年修訂）116當熱態啟動停機時間停機時間溫態啟動停機時間時，啟動費用為發電機組在日前市場中申報的溫態啟動費用；當停機時間溫態啟動停機時間時，啟動費用為發電機組在日前市場中申報的冷態啟動費用。若發電機組在運行日內出現一次以上的啟動過程，根據每一次啟動的實際停機時間信息計算相應的啟動費用。因系統運行原因突破最小連續停機時間約束的機組，按照機組申報的啟動費用的給定倍數計算啟動補償費用。9.3.2不納入啟動補償費用計算范圍的情形當發電機組出現下述情況時，機組在運行日產生的啟動費用不納入啟動補償費用的計算范圍：（1）發電機組申報了運行日的供熱計劃；（2）發電機組申報了非系統運

225、行原因調試（試驗）計劃；（3）機組上一次停機屬于機組在日前電能量市場中標且納入機組組合，因自身原因發生的臨時停運；（4）發電機組在運行日由于非系統運行原因必須開機運行。9.4 運行補償費用支付和分攤運行補償費用以月度為單位由售電公司（含批發用戶）及代理購電用戶按當月用電量比例分攤，并對系統運行補償費用設置度電分攤上限，超出上限后按照上限確定的總費用與應支付總費用的比例支付，具體按照廣東電力現廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）117貨市場結算實施細則的相關規定執行。10 特殊情況處理機制10.1保供電時期處理機制保供電時期，為保證電網安全和保供電區域的供電可靠性，不安排單一故

226、障導致電網穩定破壞、導致一般及以上電力安全事故、導致重大不良影響的用戶停電事件和超過設計能力和運行規定的運行方式。根據保供電等級要求，原則上保持保供電區域的電網全接線運行，不新增發輸變電檢修工作并減少設備操作，不安排對電網安全有影響的涉網試驗和設備啟動，不安排操作量大、施工作業復雜、大型機械作業的檢修工作。10.2臺風等自然災害影響期處理機制臺風、冰災、山火、洪水、地震等惡劣極端自然災害時期，為了保障受災地區的人民生活和重要用戶用電，根據災害影響的范圍和程度，可采取開機、停機、臨時安排輸變電設備停運、臨時中止輸變電檢修恢復送電等措施。為增強電網抵御極端災害的能力，保障電網安全運行，臺風登陸前

227、3 天及登陸期間，電力調度機構可視系統運行需要設置臺風影響區域的沿海燃煤機組為系統運行原因的必開機組；臺風登陸前 1 天及登陸期間，電力調度機構可視系統運行需要設置臺風影響區域的沿海燃氣機組為系統運行原因的必開機組，由此造成其他區域的燃氣機組存在燃料供應約束時，相應機組可設置為必停機組。臺風登陸后，在系統安全風險可控的情況下，電力調度機構解除必廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）118開設置。雨雪冰凍災害風險或山火風險生效期間，電力調度機構可根據系統運行需要，將對災害影響區域有網絡支撐或能配合發揮融冰作用的機組設置為系統運行原因的必開機組。10.3電能量出清與調峰機制融合鼓勵

228、燃煤機組開展靈活性改造、降低最小穩定技術出力，完成改造并具備運行條件的，由能源監管機構核定后，按照新的最小穩定技術出力常態參與現貨電能量交易出清。允許具備在最小穩定技術出力以下一定范圍內平穩運行條件的燃煤機組，按月自主選擇將首段報價出力區間起點調整為低于最小穩定技術出力的最小可調出力（發電企業自主申報），并將最小穩定技術出力作為首段報價出力終點，在日前市場申報最小可調出力費用，在調度機構預測的系統存在深度調峰缺口時段參與現貨電能量交易出清，其余時段按最小穩定技術出力參與現貨電能量交易出清?，F階段，計算最小可調出力費用基準值時，機組最小可調出力成本單價參照最小穩定技術出力成本單價乘以修正系數得到

229、。若考慮各類優化手段后系統仍然存在調峰需求，則可基于燃煤機組最小穩定技術出力費用除以最小穩定技術出力得到成本單價，并按成本單價由高到低形成調峰序列，依次調用未自主申報參與調峰的機組，將其出力安排至深調出力，直至相應時段的負備用容量滿足備用要求或負荷平衡約束滿足為止，相應時段機組出力固定，不參與電能量優化出清和定價。其中，深調出力參數根據機組類型統廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）119一設置，視市場運行情況調整。10.3.1 深度調峰調用方式（1）當運行日存在負備用容量不滿足備用要求或負荷平衡約束不滿足的時段時，相應時段可啟動深度調峰調用機制。（2）若日前電能量市場存在負備

230、用容量不滿足負備用要求或負荷平衡約束不滿足的時段，根據相應時段安全約束機組組合（SCUC）程序計算得到的機組組合結果，在狀態為開機且未自主申報降低運行下限的常規燃煤機組中，剔除相應時段在調頻輔助服務市場預出清及由于電網安全運行要求不能壓減出力的發電機組，按照機組最小穩定技術出力費用除以最小技術出力的值由高到低形成深度調峰調用序列。當機組最小穩定技術出力費用除以最小技術出力的值相等時，按照政府主管部門下達的當年發電標煤耗及能耗排序的倒序調用。（3）若實時電能量市場存在負備用容量不滿足備用要求或負荷平衡約束不滿足的時段，根據當前時段的實際機組組合結果，在狀態為開機且未自主申報降低運行下限的常規燃煤

231、機組中，剔除相應時段在調頻輔助服務市場出清及由于電網安全運行要求不能壓減出力的發電機組，按照機組最小穩定技術出力費用除以最小技術出力的值由高到低形成深度調峰調用序列。機組最小穩定技術出力費用除以最小技術出力的值相等時，按照政府主管部門下達的當年發電標煤耗及能耗排序的倒序調用。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）120（4）從深度調峰調用序列的第一臺發電機組開始，逐臺機組安排至深度調峰出力發電，直至相應時段的負備用容量滿足備用要求或負荷平衡約束滿足為止。參與深度調峰調用的發電機組的出力固定為機組的深度調峰出力，不參與電能量市場優化；相應的時段內該臺機組不參與電能量市場定價，作為

232、電能量市場價格接受者。（5）若深度調峰調用序列中所有機組的深度調峰出力均已被調用，仍無法滿足實時系統備用要求或實時負荷平衡約束無法滿足，電力調度機構可根據系統運行情況采取應急停機等措施，保障系統電力平衡和頻率穩定。應急新增停機機組按照本細則 6.6.3.10 的相關規定安排。深度調峰調用機組在電能量市場中作為固定出力機組，按照本細則 5.8.3.6、6.6.3.6 節的相關規定參與現貨電能量市場出清。10.3.2 深度調峰補償費用按照南方區域“兩個細則”的相關規定計算燃煤機組的深度調峰補償費用。獨立儲能交易單元按照廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行）計算“兩個細則”深度調峰補償費用。1

233、0.4特殊管控要求處理機制為落實政府主管部門能源消費總量和強度控制等特殊管控要求，部分時期存在需要對特定區域電廠進行發電管控的情況，管控期內該區域機組在現貨電能量市場出清時按照電能量申報價格上限參與日前市場和實時市場優化出廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）121清，不參與市場定價；若管控要求體現為機組出力上限或下限要求，則管控期內該機組在現貨電能量市場出清時需同時滿足出力約束；若管控要求體現為機組固定出力，則管控期內該機組設置固定出力，不參與市場優化。若管控要求體現為機組政府指令性停機，則管控期內該機組設置為必停機組。10.5電力供不應求時段（未啟動市場熔斷或中止時）處理機

234、制在日前電能量市場、實時電能量市場組織環節，當預測部分時段存在電力供不應求情況且未達到啟動市場中止的條件時，電力調度機構可按照需求響應優先、負荷管理保底的原則采取需求側控制措施，并按照削減電力缺口后的統調負荷曲線進行現貨電能量市場出清計算。10.6現貨市場熔斷與中止10.6.1 觸發條件與程序10.6.1.1現貨市場熔斷的條件和程序為及時有效消除短期內可恢復的異常情況對系統運行及現貨市場影響，保證電力系統安全穩定運行，電力調度機構可視情況觸發現貨市場熔斷并發布公告，向經營主體發布相關說明，報告省級政府電力管理部門和能源監管機構。10.6.1.2現貨市場中止的條件和程序在現貨市場熔斷超過一定時間

235、仍未恢復運行，或者市場運營機構在現貨市場動態監控中預見或者發現需要建議廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）122中止現貨市場的情形時，市場運營機構應向省級政府電力管理部門和能源監管機構報告有關情況，經研究評估市場影響及后續趨勢，并采取應急措施后，視情況做出中止現貨市場的決定?，F貨市場中止后，運營機構應向經營主體發布公告，說明市場中止的原因、市場中止開始時間和市場中止預期結束時間。10.6.2 處理措施10.6.2.1短期內可恢復短期內可恢復的情形一般為市場熔斷或市場中止 7 天及以下，采用如下的處理措施：（1）日前電能量市場熔斷或中止時，電力調度機構在當前機組開機組合的基礎上

236、，以保障電力有序供應、保障電網安全運行為原則，綜合考慮運行日統調負荷預測、非市場機組計劃、外購電計劃等邊界條件，編制下達運行日的日前發電調度計劃。若運行日的實時電能量市場正常運行，以運行日實際執行的結果以及實時電能量市場價格作為運行日的日前電能量市場出清結果。（2）實時電能量市場熔斷或中止時，相應時段內不開展實時電能量市場出清，電力調度機構在當前機組開機組合的基礎上，以保障電力有序供應、保障電網安全運行為原則，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，對發電機組的實時發電計劃進行調整。在市場中止期間所對應的結算時段，若日前電能量市場正常運行，以日前電廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（202

237、4 年修訂）123能量市場中相同時段的價格作為實時電能量市場價格。（3）若日前和實時電能量市場均熔斷或中止時，相應時段內不開展日前和實時電能量市場出清，電力調度機構在當前機組開機組合的基礎上，以保障電力有序供應、保障電網安全運行為原則，綜合考慮運行日統調負荷預測、非市場機組計劃、外購電計劃等邊界條件，編制下達運行日的日前發電調度計劃。運行日電力調度機構在當前機組開機組合的基礎上，以保障電力有序供應、保障電網安全運行為原則，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，對發電機組的實時發電計劃進行調整。在市場中止期間所對應的結算時段，以運行日實際執行的結果以及最近 30 天所有現貨運行日各結算時段

238、用戶側統一結算點價格的算術平均值作為運行日的日前和實時電能量市場出清結果。10.6.2.2短期內無法恢復短期內無法恢復的情形一般為市場中止 7 天以上，采用如下的處理措施：（1）電力調度機構以保障電力有序供應、保障電網安全運行為原則，綜合考慮運行日統調負荷預測、省間送受電計劃等邊界條件，編制下達運行日的日前發電調度計劃。運行日電力調度機構在當前機組開機組合的基礎上，以保障電力有序供應、保障電網安全運行為原則，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，對發電機組的實時發電計劃進行調整。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）124（2）電力交易機構按照應急預案，參照非現貨模式下的

239、交易結算原則，對實際發電、用電進行結算。10.6.3 恢復程序10.6.3.1現貨市場熔斷的恢復程序在災害預警或故障解除后、系統安全供應風險可控受控的情況下，調度機構可恢復現貨市場交易并發布公告。10.6.3.2現貨市場中止的恢復程序市場運營機構持續跟蹤研判市場風險，并在市場從熔斷或中止恢復前完善市場方案、參數或應急措施。具備市場恢復條件后，市場運營機構應向省級政府電力管理部門和能源監管機構提出恢復現貨市場運行申請，經批準同意后，發布現貨市場恢復公告并恢復市場運行。10.7新能源參與調度控制機制第一階段：正常情況下新能源場站均采用“應發盡發”模式；第二階段：若出現消納空間不足或斷面過載，需頻繁

240、人工安全調控其他市場化機組時，市場化新能源執行實時市場出清結果；第三階段：采取上述措施后，若消納空間仍不足，將投入新能源 AGC 省地協調控制模式，對全省新能源按照裝機容量比例公平分配各新能源場站可發出力；若斷面仍過載，將斷面內新能源 AGC 投入省地協調控制模式，按照裝機容量比例公平分配各新能源場站可發出力?，F階段，暫按照上述模式開展新能源調度控制，后續廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）125結合市場運行情況進行調整。11 現貨電能量市場中發電側市場費用返還及考核機制11.1機組日內臨時非計劃停運偏差費用返還出現以下情況之一時，認定為機組日內臨時非計劃停運：（1）機組在日

241、前電能量市場中中標且納入機組組合，因自身原因發生臨時停運，影響運行日的開機運行；（2）機組在日前電能量市場中中標且納入機組組合，因自身原因未按照日前電能量市場中出清的并網時間或電力調度機構在實時運行中要求的并網時間按時并網，且延遲并網時間超過 30 分鐘。臨時非計劃停運的時段按照如下規則進行認定：（1）機組因自身原因（如跳閘）臨時停運時，從停運時刻的上一個整點時刻起，至機組重新并網后的下一個整點時刻，之間的時段計為臨時非計劃停運時段。若機組在競價日內發生自身原因臨時停運且影響運行日的開機運行，臨時非計劃停運時段的起點時刻計為運行日的 0:00。若機組因自身原因停運后，在運行日內機組向電力調度機

242、構報備恢復可用狀態，臨時非計劃停運時段的終點時刻計為機組向電力調度機構報備恢復可用狀態時刻的下一個整點時刻。若機組因自身原因停運后，在運行日內機組未向電力調度機構報備恢復可用狀態且未重新并網，臨時非計劃停運時段的終點時刻計為運行日的 24:00。（2）機組因自身原因未按照日前電能量市場中出清的廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）126并網時間或電力調度機構在實時運行中要求的并網時間按時并網且延遲并網時間超過 30 分鐘時，從日前電能量市場出清的并網時刻（或電力調度機構在實時運行中要求的并網時刻）順延 30 分鐘的上一個整點時刻起，至機組實際并網時刻的下一個整點時刻，之間的時段

243、計為臨時非計劃停運時段。若機組在運行日內因電廠自身原因未并網，臨時非計劃停運時段的終點時刻計為運行日的 24:00。當機組在實時運行中出現日內臨時非計劃停運時，應將臨時非計劃停運時段內對應的現貨電能量市場結算收益返還。機組完成大修后調試期間發生的跳閘，不納入機組日內非計劃停運偏差費用返還計算。機組臨時非計劃停運所對應的結算費用按照如下公式計算：,ti ti tti tQQRLMPCC臨時非計劃停運時段日前實際臨時非計劃停運收益實時度電補償標準,i核定成本,i其中，t為機組i發生臨時非計劃停運的時段，以小時為單位進行累計；,i tQ日前為機組i日前電能量市場中第t小時的中標電量；,i tQ實際為

244、機組i實際運行后第t小時的實際上網電量；,i tLMP實時為第t小時內機組i所在節點的實時電能量市場結算價格（每 15 分鐘實時電能量市場節點價格的算術平均值）；,iC核定成本為發電機組i的核定平均發電成本價格（單值）；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）127iC,變動成本補償標準為機組i的變動成本補償標準。當0R臨時非計劃停運收益時，發電機組參與現貨電能量市場偏差結算，不另行計算返還費用；當0R臨時非計劃停運收益時，發電機組參與現貨電能量市場偏差結算，并將R臨時非計劃停運收益的等額資金返還。發電側產生的返還費用按照廣東電力現貨市場結算實施細則的相關規定執行。背壓式機組因未

245、向調度機構申報自身原因必停約束而出清中標開機、實際未開機時段造成的日內臨時非計劃停運偏差費用返還按市場規則照舊執行，對應時段不納入啟動費用補償計算。機組因自身原因臨時停運導致的臨時非計劃停運后，下一次開機所產生的啟動費用不納入啟動補償費用計算。11.2機組實時發電計劃執行偏差費用返還發電機組i的實時發電計劃在時段t的偏差率,i t按如下公式計算：,-i ti ti ti tPPP指令實際指令其中，t為所計算的時段，以 15 分鐘為一個時段；,i tP指令為第t時段中電力調度機構向發電機組下達的出力指令；,i tP實際為第t時段中發電機組的實際出力。當i 時（為發電計劃允許的執行偏差率），實時廣

246、東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）128發電計劃執行偏差時段內，對應的現貨電能量市場結算費用返還。市場機組不再按照南方區域“兩個細則”的相關規定計算發電計劃偏差考核費用。發電機組的發電計劃運行執行偏差率分為非實時調頻中標時段允許的執行偏差率非實時調頻中標和實時調頻中標時段允許執行偏差率實時調頻中標。實時調頻中標時段允許執行偏差率實時調頻中標按照以下公式計算：=+/實時調頻中標非實時調頻中標實時調頻中標容量 實時發電計劃指令實時發電計劃執行偏差時段按照如下規則進行認定：從機組不滿足實時發電計劃允許偏差率時刻的上一個整點時刻起，至機組重新滿足實時發電計劃允許偏差率時刻的下一個整點

247、時刻，之間的時段計為實時發電計劃執行偏差時段。機組實時發電計劃執行偏差所對應的結算費用按照如下公式計算：發電計劃執行偏差時段核定成本變動成本補償標準，實時實際實時發電計劃執行偏差ttiitiitttttiCCLMPhdPPPPQR3,4_3_2_1_,114其中，t為機組i實時發電計劃執行偏差時段，以小時為單位進行累計；,i tQ實際為機組實際運行后第t小時的實際上網電量；_1tP、_2tP、_3tP、_4tP分別為第t小時內每個 15 分鐘電力調度機構向發電機組i下達的出力計劃指令；id為機組i的綜合廠用電率；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）1291h為 1 小時；,i

248、 tLMP實時為第i小時內機組所在節點的實時電能量市場結算價格（每 15 分鐘實時電能量市場節點價格的算術平均值）；,iC核定成本為機組核定發電成本價格（單值），現階段，新能源發電企業核定發電成本價格按 0 處理；3為調整系數；若機組i被納入變動成本補償范圍，變動成本補償標準,iC為機組i的變動成本補償標準；若機組i未被納入變動成本補償范圍，變動成本補償標準,iC為 0。具體的變動成本補償機組范圍以及變動成本補償標準另行制定。當0實時發電計劃執行偏差收益R時，發電機組參與現貨電能量市場偏差結算，不另行計算費用返還；當0實時發電計劃執行偏差收益R時，發電機組參與現貨電能量市場偏差結算，并將實時發

249、電計劃執行偏差收益R的等額資金返還。并網發電機組有如下情況之一時，相應的時段不計為實時發電計劃執行偏差時段，不進行本節所述實時發電計劃執行偏差費用返還：（1）一次調頻正確動作導致的偏差；（2）機組啟動和停運過程中的偏差；（3）機組發生日內臨時非計劃停運所導致發電計劃執行偏差時，按照本細則 11.1 節的規定處理；（4）因系統安全需要調整的發電計劃曲線變動率超出機組調節能力或非深度調峰時段，因系統安全需要調整的廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）130發電計劃高于機組可調出力上限或低于機組可調出力下限時；（5）機組處于深度調峰狀態的前 30 分鐘或后 30 分鐘時。（6）非機組

250、自身原因導致的發電計劃曲線與機組狀態沖突時。（7）經調度同意的機組涉網試驗期間。發電側產生的實時發電計劃偏差返還費用按照廣東電力現貨市場結算實施細則的相關規定執行。11.3機組限高考核機組發生限高指機組的出力上限未達到并網調度協議中額定有功功率（燃氣機組為相應月的最大技術出力）的情況。機組發生一次限高是指機組向電力調度機構申報限高后，又申報解除限高的過程。熱電聯產機組處于供熱狀態時的出力上限不納入限高考核，調度機構因系統運行原因設置的限高不納入限高考核。發生限高的市場機組不再按照南方區域“兩個細則”的相關要求計算等效停運時間。發電機組實際發生限高的時段，按以下公式計算考核費用：max1,1=n

251、ti ttRPPTLMP限高限高實時其中，n為機組發生實際限高的時段，以小時為單位進行累計；maxP為機組的額定有功功率（燃氣機組為相應月的最大廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）131技術出力，若機組為供熱機組，maxP為實際供熱上限）；P限高為機組的限高最大出力；tT為第t小時內機組實際發生限高的時間長度；,i tLMP實時為第t小時內機組所在節點的實時電能量市場結算價格（每 15 分鐘實時電能量市場節點價格的算術平均值）；1為限高考核系數。在同一自然月內，若同一電廠的發電機組發生非系統運行原因限高與限低次數之和超過 N 次，超出 N 次的次數按照上述公式計算得到的限高/

252、限低考核費用的 2 倍進行結算。機組限高考核費用按照廣東電力現貨市場結算實施細則的相關規定執行。11.4機組限低考核機組發生限低指機組的出力下限未達到并網調度協議中最小穩定技術出力的情況。機組發生一次限低是指機組實際發生限低后，向電力調度機構申報解除限低的過程。熱電聯產機組處于供熱狀態時的出力下限、必開機組由電力調度機構指定的必開出力下限、調度機構因其他系統運行原因設置的限低等情況不納入限低考核。市場機組不再執行南方區域“兩個細則”的限低考核。在發電機組實際發生限低的時段，按照如下公式計算考核費用：廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）132min2,1=nti ttRPPTL

253、MP限低限低實時其中，n為機組實際發生限低的時段，以小時為單位進行累計；minP為機組的最小穩定技術出力（若機組為供熱機組，minP為實際供熱下限，若機組自主申報降低運行下限參與調峰，minP為最小可調出力）；P限低為機組的限低最小出力；tT為第t小時內機組實際發生限低的時間長度；,i tLMP實時為第t小時內機組所在節點的實時電能量市場結算價格（每 15 分鐘實時電能量市場節點價格的算術平均值）；2為限低考核系數。在同一自然月內，若同一電廠的發電機組發生非系統運行原因限高與限低次數之和超過 N 次，超出 N 次的次數按照上述公式計算得到的限高/限低考核費用的 2 倍進行結算。機組限低考核費用

254、按照廣東電力現貨市場結算實施細則的相關規定執行。11.5熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差率考核熱電聯產機組i日前申報的供熱負荷下限在某小時的偏差率,i t下限按如下公式計算：,-i ti ti ti tPPP申報下限實際下限下限實際下限廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）133其中，t為所計算的小時；,i tP申報下限為熱電聯產機組i在日前電能量市場申報的第t小時各時段的供熱量對應的出力下限算術平均值；若實時運行中由于發生故障或非計劃停運發電廠向所屬電力調度機構申請同廠內更換供熱機組，更換后的供熱機組以更換前的供熱機組在第t小時各時段日前申報的供熱量對應的出力下限算術平均值計

255、算偏差率；,i tP實際下限為熱電聯產機組在運行日第t小時各時段的實際供熱量對應的出力下限算術平均值。熱電聯產機組日前申報供熱負荷下限的日平均偏差率為：,1=ni ttin下限下限其中，n為機組實際供熱的時段，以小時為單位進行累計；若實時運行中由于發生故障或非計劃停運發電廠向所屬電力調度機構申請同廠內更換供熱機組，換機過程中存在更換前與更換后的兩臺機組同時供熱，更換后的供熱機組以日前申報的供熱機組停止供熱的時段作為該機組實際供熱的起始時段。熱電聯產機組i日前申報的供熱負荷上限在某小時的偏差率,i t上限按如下公式計算：,-i ti ti ti tPPP申報上限實際上限上限實際上限其中，t為所計

256、算的小時；,i tP申報上限為熱電聯產機組i在日前電能量市場申報的第t小廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）134時各時段的供熱量對應的出力上限算術平均值；若實時運行中由于發生故障或非計劃停運發電廠向所屬電力調度機構申請更換同廠內供熱機組，更換后的供熱機組以更換前的供熱機組在第t小時各時段日前申報的供熱量對應的出力上限算術平均值計算偏差率；,i tP實際上限為熱電聯產機組在運行日第t小時各時段的實際供熱量對應的出力上限算術平均值。熱電聯產機組日前申報供熱負荷上限的日平均偏差率為：,1=ni ttin上限上限其中，n為機組實際供熱的時段，以小時為單位進行累計；若實時運行中由于發

257、生故障或非計劃停運發電廠向所屬電力調度機構申請更換同廠內供熱機組，換機過程中存在更換前與更換后的兩臺機組同時供熱，更換后的供熱機組以日前申報的供熱機組停止供熱的時段作為該機組實際供熱的起始時段。對于因機組自身原因出現的日前申報供熱而實際未供熱時段，實際上下限,i tP實際上限、,i tP實際下限按 0 計算，偏差率認定為 100%。對于因機組自身原因出現的日前未申報供熱而實際供熱時段，申報上下限,i tP申報上限、,i tP申報下限按 0 計算，偏差率認定為 100%。熱電聯產機組申報的供熱計劃應滿足自身機組狀態約廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）135束（包括調試計劃、檢

258、修計劃、最早可并網時間等），因系統運行原因導致供熱計劃與熱電聯產機組狀態約束沖突時，沖突時段的供熱計劃視為無效申報，對應時段的偏差率認定為 0。當0i上限或0i下限時，需對其申報偏差率進行考核。0為允許的熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差率。當0i上限且0i下限時，熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差率考核費用按以下公式計算：3,1-1ni ti ti ttRPPLMPh供熱流量曲線偏差率考核申報上限實際上限實時當0i上限且0i下限時，熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差率考核費用按以下公式計算：3,1-1ni ti ti ttRPPLMPh供熱流量曲線偏差率考核申報下限實際下限實時當0i上限且0i下限

259、時，熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差率考核費用按以下公式計算：,13,max(-,-)1ni ti ti ti tti tPPPPRLMPh申報下限實際下限申報上限實際上限供熱流量曲線偏差率考核實時其中，,i tLMP實時為第t小時內機組i所在節點的實時電能量市場結算價格（每 15 分鐘實時電能量市場節點價格的算術平均值）；3為熱電聯產機組供熱流量曲線偏差率考核系數。熱電聯產機組有如下情況之一時，相應的時段不納入供熱流量曲線偏差率考核：（1）熱電聯產機組開展供熱參數實測試驗或經調度機廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）136構批復同意的供熱流量采集裝置檢修期間；（2）發生非電

260、廠自身原因的供熱中斷，且無法同廠內更換供熱機組期間，并提供相應證明文件。熱電聯產機組申報供熱流量曲線偏差率考核按照廣東電力現貨市場結算實施細則的相關規定執行。11.6新能源交易單元功率預測考核對新能源交易單元的短期功率預測和超短期功率預測進行偏差考核。新能源交易單元i的短期功率預測偏差計算公式如下：capiticapititicapitititititiPPPPPPPPPP,ky,ky,dq,ky,ky,ky,dq,2.02.0-2.0-，其中，t、為所計算的時段，為t小時內15分鐘的時段，dq,tiP為t小時內第個15分鐘的短期功率預測值，ky,tiP為參考值，capiP,為新能源交易單元i

261、的裝機容量。若新能源交易單元實時出清出力不受限，則參考值取每15分鐘的實際功率；若新能源交易單元實時出清出力受限，初期對應時段不納入考核，具備條件后參考值取每15分鐘的可用功率值計算考核，風電場站可用功率參照風電場理論可發電量與棄風電量評估導則（NB/T 31055-2014）中理論可發功率計算方式得到，光伏電站可用功率參照光伏發電站功率控制系統技術要求（GB/T 40289-2021）中可用發電功率計算方式得到。短期為短期功率預測允許偏差率，若短期,ti，則對該廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）137時段短期功率預測偏差部分按照新能源交易單元日前出清價格的一定比例進行考核

262、。從新能源交易單元不滿足短期功率預測允許偏差率時的上一個整點時刻起，至新能源交易單元重新滿足短期功率預測允許偏差率時的下一個整點時刻，之間的時段計為短期功率預測偏差時段，對應的結算費用按照以下公式計算。執行預測偏差考核時段日前短期短期功率預測偏差，tttitikytiLMPhPR1,4,410max其中1為短期功率預測偏差考核系數。新能源交易單元i的超短期功率預測偏差計算公式如下：capiticapititicapitititititiPPPPPPPPPP,ky,ky,cdq,ky,ky,ky,cdq,2.02.0-2.0-，其中，cdq,tiP為t小時內第個15分鐘的超短期功率預測值，ky,

263、tiP為參考值，若新能源交易單元實時出清出力不受限，則參考值取每15分鐘的實際功率；若新能源交易單元實時出清出力受限，初期對應時段不納入考核，具備條件后參考值取每15分鐘的可用功率值計算考核。超短期為超短期功率預測允許偏差率，若超短期,ti，則對該時段超短期功率預測偏差部分按照新能源交易單元實時出清價格的一定比例進行考核。從新能源交易單元不滿足超短期功率預測允許偏差率時的上一個整點時刻起，至新能源交易單元重新滿足超短廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）138期功率預測允許偏差率時的下一個整點時刻，之間的時段計為超短期功率預測偏差時段，對應的結算費用按照以下公式計算。執行預測偏

264、差考核時段實時超短期超短期功率預測偏差，tttitikytiLMPhPR2,4,410max其中2為超短期功率預測偏差考核系數。新能源交易單元有如下情況之一時，相應的時段不納入短期功率預測和超短期功率預測進行偏差考核：（1）因臺風等自然災害導致新能源機組切出。（2）經調度同意的新能源功率預測系統試驗或計劃檢修期間。（3）非機組自身原因導致的新能源功率預測曲線與機組狀態沖突時。（4）經調度同意的新能源涉網試驗期間。11.7獨立儲能交易單元考核對獨立儲能交易單元功率限高、功率限低及實時調度計劃執行偏差進行考核，具體考核方式按照廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行）的相關規定執行，。11.8費

265、用返還及考核數據管理（1）D+1 日 16:00 前，調度機構在運行管理系統上發布運行日 D 日的考核補償數據。（2）D+2 日 17:00 前電廠需完成考核補償數據的申訴，逾期不予受理。（3）D+3 日 16:00 前調度機構完成所有考核補償數據廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）139審核，在 17:30 前將數據發送交易中心。12 現貨電能量市場中用戶側允許申報偏差外收益處理機制現貨電能量市場中，售電公司和批發用戶在日前電能量市場中申報的用電需求曲線與其實際用電曲線之間的偏差不得超出允許偏差范圍。當實際偏差率高于允許最大申報偏差率時，應將對應的現貨電能量市場結算收益回收

266、。售電公司和批發用戶i日前申報的用電需求在某小時的偏差率t按如下公式計算：,-i ti tti tQQQ申報實際實際其中，t為所計算的小時；,i tQ申報為售電公司和批發用戶i在日前電能量市場中申報的第t小時的用電量；,i tQ實際為售電公司和批發用戶i在運行日第t小時的實際用電量。當0t時，需計算申報偏差所對應的收益，并將所得收益回收。0為用戶側允許最大申報偏差率。偏差收益計算公式如下：當0,(1+)i ti tQQ申報實際，且,ttLMPLMP實時日前時，回收收益金額為：,0,=(1)()tti ti tRQQLMPLMP實時日前回收申報實際當0,(1-)i ti tQQ申報實際，且,tt

267、LMPLMP實時日前時，回收收益金額為：,0,=(1)()tti ti tRQQLMPLMP日前實時回收實際申報廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）140其中，,tLMP日前為日前電能量市場中第t小時內用戶側統一電價，,tLMP實時為實時電能量市場中第t小時內用戶側統一電價。當出現上述情況時，用戶側按照廣東電力現貨市場結算實施細則的要求參與現貨電能量市場偏差結算，并將R回收的等額資金回收。用戶側產生的收益回收費用按照廣東電力現貨市場結算實施細則的相關規定執行。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）141附表日前電能量市場申報信息表單附表 1發電機組電能量報價申

268、報表單電廠名稱機組編號第一段報價第二段報價第 N 段報價起始出力P1_b（MW）結束出力P1_e（MW）電能量報價C1（元/MWh）起始出力P2_b（MW）結束出力P2_e（MW）電能量報價C2（元/MWh）起始出力PN_b（MW）結束出力PN_e（MW）電能量報價CN（元/MWh）XX 電廠#1 機組XX 電廠#2 機組XX 電廠XX 電廠#N 機組說明：1、發電機組第一段報價的起始出力 P1_b；2、發電機組最后一段報價的結束出力 PN_e 應等于發電機組并網調度協議中約定的額定有功功率；3、發電機組每一段報價的起始出力應等于上一段報價的結束出力，即 P2_b=P1_e，以此類推；4、兩個

269、報價段銜接點對應的報價值屬于上一段報價；廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）1425、隨著出力增加，發電機組電能量報價應單調非遞減，即 C1C2CN；6、發電機組各段報價不可超過申報價格的上、下限限制；7、每段報價段的長度不能低于 Max（最大技術出力最小穩定技術出力）5%，1MW；8、報價段數 N10；9、機組的電能量報價應包含環保電價（含脫硫、脫硝、除塵以及超低排放電價），機組市場化電量對應的環保電價不再另行結算；10、考慮變動成本補償后，燃氣機組、燃煤機組的申報價格上下限均參照常規燃煤機組的發電成本水平進行設置。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）14

270、3附表 2發電機組啟動費用申報表單電廠名稱機組編號冷態啟動費用（元/次）溫態啟動費用（元/次）熱態啟動費用（元/次）XX 電廠#1 機組XX 電廠#2 機組XX 電廠XX 電廠#N 機組說明：1、每臺發電機組必須分冷態、溫態、熱態三種狀態進行申報；2、發電機組申報的冷態/溫態/熱態啟動費用不能超過相應狀態的核定啟動費用上下限范圍；3、發電機組實際的啟動狀態根據調度自動化系統記錄的啟停機時間信息進行認定。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）144附表 3發電機組最小穩定技術出力費用（最小可調出力費用）申報表單電廠名稱機組編號最小穩定技術出力費用（最小可調出力費用）（元/小時）XX 電廠#1 機組XX 電廠#2 機組XX 電廠XX 電廠#N 機組說明：發電機組申報的最小穩定技術出力費用（最小可調出力費用）不能超過核定最小穩定技術出力費用（最小可調出力費用）上下限范圍。廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2024 年修訂）145附表 4售電公司和批發用戶申報表單售電公司/用戶名稱第 1 小時電力需求（MW）第 2 小時電力需求（MW）第 24 小時電力需求（MW）XXX 公司說明：1、本表單適用于“發電側報量報價，用戶側報量不報價”的日前電能量市場組織模式；2、售電公司和批發用戶申報的每小時電力需求代表該小時內的平均用電負荷，數值上等于該小時的用電量。