---山東電力市場(chǎng)參數(shù)（試行）編號(hào)關(guān)鍵參數(shù)取值1抽水蓄能電站參與市場(chǎng)容量占比抽水蓄能電站參與市場(chǎng)容量占比γ市場(chǎng)%=50%。預(yù)留系統(tǒng)需要備用容量為2002機(jī)組開(kāi)機(jī)調(diào)用測(cè)試價(jià)格系數(shù)機(jī)組開(kāi)機(jī)調(diào)用測(cè)試價(jià)格系數(shù)KC=2.5。當(dāng)負(fù)荷高峰時(shí)段供需比rt大于1.15，火電機(jī)組申報(bào)價(jià)格超過(guò)核定成本的2.5倍時(shí)，可對(duì)該機(jī)組進(jìn)行開(kāi)機(jī)調(diào)用測(cè)試。3調(diào)頻服務(wù)調(diào)節(jié)速率需求值取值100~150MW/min，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行實(shí)際適度調(diào)整。4申報(bào)供熱量偏差率上限申報(bào)供熱量偏差率上限?0=15%。5新能源偏差收益回收系數(shù)新能源偏差收益回收系數(shù)FE%=10%。6用戶側(cè)允許最大申報(bào)偏差率用戶側(cè)允許最大申報(bào)偏差率λ1暫取20%。其中，獨(dú)立新型儲(chǔ)能、抽水蓄能、新能源與配建儲(chǔ)能聯(lián)合主體用電側(cè)暫不回收，虛擬電廠負(fù)荷類機(jī)組（#2F機(jī)、#2R機(jī))暫取50%。7報(bào)價(jià)合理收益率安全約束機(jī)組組合（SCUC）事前監(jiān)管環(huán)節(jié)，當(dāng)負(fù)荷高峰時(shí)段供需比rt大于1.15時(shí)，允許機(jī)組報(bào)價(jià)合理收益率上限πYL=2.5，替換時(shí)的合理收益率πRY8機(jī)組核定成本縮放比例系數(shù)市場(chǎng)力價(jià)格管制方法一中，機(jī)組核定成本縮放比例系數(shù)ε=30%?？梢暽綎|電力市場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行情況予以調(diào)整。9機(jī)組申報(bào)電量?jī)r(jià)格每連續(xù)兩個(gè)出力點(diǎn)間的最小長(zhǎng)度機(jī)組申報(bào)電量?jī)r(jià)格每連續(xù)兩個(gè)出力點(diǎn)間的最小長(zhǎng)度取Max﹛(最大技術(shù)出力一最低技術(shù)出力）×5%，2兆瓦)﹜。10機(jī)組申報(bào)電量?jī)r(jià)格每個(gè)出力點(diǎn)最小單位機(jī)組申報(bào)電量?jī)r(jià)格每個(gè)出力點(diǎn)最小單位取1兆瓦。11正、負(fù)備用容量限值原則上最小正備用不少于400萬(wàn)千瓦、最大正備用不高于800萬(wàn)千瓦，最小負(fù)備用不少于70萬(wàn)千瓦，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行實(shí)際適度調(diào)整。12機(jī)組組合優(yōu)化算法收斂精度原則上間隔容差（Gap）參數(shù)默認(rèn)值不高于0.001，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行實(shí)際適度調(diào)整。13火電機(jī)組變動(dòng)成本燃煤機(jī)組變動(dòng)成本（燃料、水等）電煤價(jià)格采用最近連續(xù)2期中國(guó)沿海電煤采購(gòu)價(jià)格指數(shù)（CECI沿海指數(shù)-綜合價(jià)）算術(shù)平均值和中國(guó)環(huán)渤海動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)（BSPI指數(shù)）算術(shù)平均值的高值乘以1.1的系數(shù)。若其中某個(gè)指數(shù)停發(fā)，則使用停發(fā)前最后一期的數(shù)據(jù)。燃?xì)鈾C(jī)組變動(dòng)成本燃?xì)鈨r(jià)格根據(jù)燃機(jī)運(yùn)行日上海石油天然氣交易中心發(fā)布的當(dāng)日山東省LNG出廠價(jià)格（如遇周末、節(jié)假日采用之前最近一天的價(jià)格指數(shù)）和LNG氣化價(jià)格及管道輸送價(jià)格確定，LNG氣化價(jià)格及管道輸送價(jià)格執(zhí)行政府相關(guān)文件。9F機(jī)組每標(biāo)方氣可發(fā)電量按4.9kWh測(cè)算。14機(jī)組開(kāi)機(jī)啟動(dòng)時(shí)間競(jìng)價(jià)日18:00為啟動(dòng)時(shí)間，對(duì)于火電機(jī)組依據(jù)機(jī)組停運(yùn)時(shí)間按照冷態(tài)啟動(dòng)20小時(shí)、溫態(tài)啟動(dòng)12小時(shí)、熱態(tài)啟動(dòng)6小時(shí)出清機(jī)組并網(wǎng)時(shí)間，對(duì)于核電機(jī)組依據(jù)其特性參數(shù)出清并網(wǎng)時(shí)間。15啟動(dòng)工況定義燃煤機(jī)組停機(jī)時(shí)間10小時(shí)以內(nèi)為熱態(tài)啟動(dòng)，停機(jī)時(shí)間10小時(shí)（含）至72小時(shí)（含）為溫態(tài)啟動(dòng)，停機(jī)時(shí)間72小時(shí)以上為冷態(tài)啟動(dòng)。燃?xì)鈾C(jī)組停機(jī)24小時(shí)以內(nèi)為熱態(tài)啟動(dòng)，停機(jī)時(shí)間24小時(shí)（含）至72小時(shí)（含）為溫態(tài)啟動(dòng)，停機(jī)時(shí)間72小時(shí)以上為冷態(tài)啟動(dòng)。16最小連續(xù)開(kāi)機(jī)時(shí)間上限設(shè)置100萬(wàn)千瓦級(jí)機(jī)組為10天、60萬(wàn)千瓦級(jí)機(jī)組為7天、30萬(wàn)千瓦及以下機(jī)組為3天。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行實(shí)際按照機(jī)組類型統(tǒng)一調(diào)整。17最小連續(xù)停機(jī)時(shí)間100萬(wàn)千瓦級(jí)機(jī)組為2~48小時(shí)，60萬(wàn)千瓦級(jí)機(jī)組為2~24小時(shí)，30萬(wàn)千瓦及以下機(jī)組為2小時(shí)。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行實(shí)際按照機(jī)組類型統(tǒng)一調(diào)整。18同一電廠開(kāi)停機(jī)時(shí)間同一電廠單機(jī)切換最小開(kāi)機(jī)時(shí)間默認(rèn)設(shè)置為9小時(shí)。同一電廠開(kāi)機(jī)間隔時(shí)間默認(rèn)為2小時(shí)，同一電廠停機(jī)間隔時(shí)間默認(rèn)為2小時(shí)。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行實(shí)際按照機(jī)組類型統(tǒng)一調(diào)整。19安全約束迭代次數(shù)上限默認(rèn)值10。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行實(shí)際按照機(jī)組類型統(tǒng)一調(diào)整。20電廠申報(bào)的每小時(shí)供熱量最小單位電廠申報(bào)的每小時(shí)供熱量最小單位取0.01GJ/小時(shí)。21電量交易限值管理參數(shù)發(fā)電側(cè)凈合約量調(diào)整系數(shù)f1取值1.2，累計(jì)交易量調(diào)整系數(shù)f2取值2。用電側(cè)凈合約量調(diào)整系數(shù)y1取值1.2，累計(jì)交易量調(diào)整系數(shù)y2取值2。22履約保函約束申報(bào)額度參數(shù)履約保函調(diào)整系數(shù)H%建議設(shè)置為1000%；下一交易日交易標(biāo)的漲跌幅限額絕對(duì)值Q%設(shè)置為10%。在測(cè)算結(jié)算風(fēng)險(xiǎn)時(shí)，經(jīng)營(yíng)主體單位用電量對(duì)應(yīng)的交易費(fèi)用P未清算度電費(fèi)用設(shè)置為0.01元/千瓦時(shí)。對(duì)于經(jīng)營(yíng)主體單個(gè)交易日內(nèi)月度凈合約量的變化比例暫不進(jìn)行限制。23集中競(jìng)價(jià)交易參數(shù)經(jīng)營(yíng)主體申報(bào)的交易電量應(yīng)為基本單位電量的整數(shù)倍，基本單位電量設(shè)置為10兆瓦時(shí)。申報(bào)的電量分解到分時(shí)的最小顆粒度設(shè)置為0.001兆瓦時(shí)。交易標(biāo)的申報(bào)價(jià)格的最小單位設(shè)置為0.1元/兆瓦時(shí)。24雙邊協(xié)商交易參數(shù)經(jīng)營(yíng)主體參與交易時(shí)允許提報(bào)的最小申報(bào)電量設(shè)置為10兆瓦時(shí)。在此基礎(chǔ)上，以基本單位電量的整數(shù)倍增加，基本單位電量設(shè)置為1兆瓦時(shí)。申報(bào)的電量分解到分時(shí)的最小顆粒度設(shè)置為0.001兆瓦時(shí)。交易標(biāo)的申報(bào)價(jià)格的最小單位設(shè)置為0.1元/兆瓦時(shí)。25掛牌交易參數(shù)經(jīng)營(yíng)主體參與交易時(shí)允許提報(bào)的最小申報(bào)電量設(shè)置為10兆瓦時(shí)。在此基礎(chǔ)上，以基本單位電量的整數(shù)倍增加，基本單位電量設(shè)置為1兆瓦時(shí)。申報(bào)的電量分解到分時(shí)的最小顆粒度設(shè)置為0.001兆瓦時(shí)。交易標(biāo)的申報(bào)價(jià)格的最小單位設(shè)置為0.1元/兆瓦時(shí)。26集中競(jìng)價(jià)典型曲線月分日比例工作日1.0，周六1.0，周日1.0，法定節(jié)假日0.9。27中長(zhǎng)期交易可申報(bào)電量額度調(diào)整系數(shù)中長(zhǎng)期交易發(fā)電側(cè)可申報(bào)買入、用戶側(cè)可申報(bào)賣出電量額度調(diào)整系數(shù)K1設(shè)置為1.0。28中長(zhǎng)期偏差收益回收參數(shù)中長(zhǎng)期偏差收益回收系數(shù)h，直調(diào)公用燃煤機(jī)組、核電機(jī)組、用戶側(cè)(售電公司、批發(fā)用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電等)取值為1.2，地方公用及并網(wǎng)自備電廠取值為1.0。發(fā)電側(cè)中長(zhǎng)期電量占比允許上下限系數(shù)W1、W2，分別取值為110%、80%;用戶側(cè)中長(zhǎng)期電量占比允許上下限系數(shù)R1、R2，分別取值為110%、80%。以上系數(shù)適用主體及取值范圍根據(jù)國(guó)家和山東省關(guān)于發(fā)電企業(yè)中長(zhǎng)期簽訂比例有關(guān)要求及市場(chǎng)運(yùn)行情況適時(shí)調(diào)整。29零售市場(chǎng)高于同類型套餐市場(chǎng)均價(jià)風(fēng)險(xiǎn)提示零售套餐高于同類型套餐市場(chǎng)均價(jià)H超高%風(fēng)險(xiǎn)提示。H超高%取值為高于同類型套餐市場(chǎng)均價(jià)10%或高于同類型套餐平段均價(jià)5%。30零售合同偏差考核電價(jià)百分比零售合同偏