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1、浙电力现货市场结算示例本算例仅适用于此次结算试运行，用于介绍电费构成和结算过程,不表征实际结算结果。一、现货市场总电能电费计算假设M月参与现货试运行的各类型机组的总电量、电价（假设各结算时段电价相同）数据如表1所示，所有电价均包含环保电费和超低排放费用。表1机组类型和电量电价情况机组类型电量(IO4MWh)电价（元/MWh）中长期合约电量日前市场电量计量上网电量中长期合约电价前场价日市电时场价实市电燃煤18(X)19002(XX)464505508燃气131120146643505508水电343536510505508核电181195190420505508合计214622502372本次现
2、货试运行以参与现货试运行的所有发电机组平均电能量价格P现货均价（含结算周期内日前电量电费、实时偏差电量电费、中长期合约差价电费）作为二级限价监测值。当二级限价监测值高于二级限价触发值（本例中暂取2月晾晒电煤现货采购价格上浮30%形成的煤电月度联动交易价格，为472.30元/MWh）时，同比例调整现货试运行期间的每个出清时段的日前市场出清价格和实时市场出清价格，直至二级限价监测值不高于二级限价触发值。经过二次限价计算后的电能量分摊/返还资金向所有工商业用户按实际用电量比例分摊/返还。1 .计算二级限价前现货市场“日清月结”模式下结算的总电能量电费（F现货运行情形总）参与结算试运行的机组在现货市场
3、中的电能量电费以其所在发电侧节点电价进行结算，依据“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。现货市场电能电费=日前市场电能电费+实时市场差量电费+中长期合约差价电费。其中，日前市场电能电费等于日前市场出清价格乘以日前出清电量（R日前二P日前XQ日前）；实时市场差量电费等于实时计量电量与日前市场出清电量的差值乘以实时市场出清价格（R实片（Q实时-Q日前）XP实时）；中长期合约差价电费等于中长期合约价格与日前市场出清价格的差值乘以中长期合约电量（R合约=（P合约-P日前）xQ合约）。参与现货市场的所有机组电能量电费计算结果如下：燃煤机组的日前市场电能电费=1900x505=959500万元，
4、实时市场差量电费=（2000-1900）x508=50800万元，中长期合约差价电费二（464-505）X1800=73800万元,现货市场电能量电费R电能煤总=959500+50800+（-73800）=936500万元。燃气机组的日前市场电能电费=120x505=60600万元，实时市场差量电费二（146-120）x508=13208万元,中长期合约差价电费=（643-505）131.4=18133万元，现货市场电能量电费R巴能气总=60600+13208+18133=91941万元。水电机组的日前市场电能电费=35x505=17675万元，实时市场差量电费=(36-35)x508=508
5、万元,中长期合约差价电费=(510-505)34.2=171万元，现货市场电能量电费R电能水总=17675+508+171=18354万元。核电机组的日前市场电能电费=195x505=98475万元，实时市场差量电费=(190-195)x508=-2540万元，中长期合约差价电费二(420-505)180.5=-15342万元,现货市场电能量电费R电能核总二98475+(-2540)+(-15342)=80593万元。二级限价前的现货市场总电能量电费及其构成具体如表3所示。二级限价前的现货市场总电能量电费F现货运行情形总二R电能煤总+R电能气总+R电能水总+R电能核总=936500+91941
6、+18354+80593=1127388万元。表2二级限价前的现货市场总电能量电费机组类型现货市场电能电费(万元)中长期合约差价电费日前市场电能电费实时市场电能电费现货市场总电能电费燃煤-7380095950050800936500燃气18133606001320891941水电1711767550818354核电-1534298475-254080593合计-7083811362506197611273882 .调整日前、实时电价本例中二级限价监测值P现货均价=F现货运行情形总/总计量电量二1127388/2372=475.29元/MWh,该数值高于二级限价触发值，调整后的日前、实时市场电价
7、如表3所示。表3二级限价后各机组电量电价情况机组类型电量(IO,MWh)电价(元/MWh)中长期合约电量日前市场电量计量上网电量中长期合约电价日前市场电价实时市场电价燃煤180019002000464473.71476.52燃气131.4120146643473.71476.52水电34.23536510473.71476.52核电180.5195190420473.71476.52合计2146.1225023723 .计算二级限价后现货市场“日清月结”模式下结算的总电能量电费(F现货运行情形总)燃煤机组的日前市场电能电费=1900x473.71=900049万元，实时市场差量电费=(2000
8、-1900)x476.52=47652万元，中长期合约差价电费=(464-473.71)xl800=-17478万元，现货市场电能量电费R电斛总=900049+47652+(-17478)=930223万元。燃气机组的日前市场电能电费=120x473.71=56845万元，实时市场差量电费=(146-120)x47652=12390万元，中长期合约差价电费二(643-473.71)xl31.4=22245万元，现货市场电能电费R电能气总二56845+12390+22245=91480万元。水电机组的日前市场电能电费=35x473.71=16580万元，实时市场差量电费=(36-35)乂476.
9、52977万元，中长期合约差价电费=(510-473.71)x342=1241万元,现货市场电能电费R电能水总=16580+477+1241=18298万元。核电机组的日前市场电能电费=195x473.71=92373万元，实时市场差量电费=(190/95)476.52=-2383万元，中长期合约差价电费=（420-473.71）x180.5=-9694万元，现货市场电能电费R蝌=92373+（-2383）+（-9694）=80296万元。二级限价后的现货市场总电能量电费及其构成具体如表5所示。二级限价后的现货市场总电能量电费F现货运行情形总二R电能煤总+R电能气总+R电能水总+R包能核总二9
10、30223+91480+18298+80296=1120297万元。表4二级限价后的现货市场总电能量电费机组类型现货市场电能电费（万元）中长期合约差价电费日前市场电能电费实时市场电能电费现货市场总电能电费燃煤-1747890004947652930223燃气22245568451239091480水电12411658047718298核电-969492373-238380296合计-368610658375813611202974 .计算参与现货试运行的所有机组在现货未运行情形下的总电能量电费（F现货未运行情形总）参与现货试运行的所有机组在现货未运行情形下的总电能量电费（F现货未运行情形总）电
11、能量电费等于其参与现货试运行期间的实际计量上网电量按照中长期交易相关规则结算所得的电费。假设参与现货的所有机组在现货未运行情形下的电能量电费如表5所示。表5现货未运行情形下总电能量电费机组类型现货未运行情形下总电能量电费（万元）燃煤928000燃气93878水电18360核电79800合计I1120038参与现货的所有机组在现货未运行情形下的总电能量电费F现货未运行情形总为1120038万兀。5 .计算用户侧电能分摊/返还资金（AF）用户侧电能量分摊/返还资金（AF）为二级限价后现货运行情形结算模式下的机组总电能量电费（F现货运行情形总）与其在现货未运行情形结算模式下的总电能量电费（F现货未运
12、行情形总）的差值，计算公式如下：F=F现货运行情形总-F现货未运行情形总电能量分摊/返还资金F=F现货运行情形总-F现货未运行情形总=120297-1120038=259万兀。假设M月全体工商业用户的用电量为300亿千瓦时，则度电分摊约0.1厘/千瓦时（259万元/300亿千瓦时）。二、发电机组结算电费计算假设有4台机组，分别为燃煤机组A、燃气机组B、水电机组C和核电机组D,均参与现货市场。各自的中长期合约、日前市场和实时市场电量电价（假设各结算时段电价相同）数据如表6所示，所有电价均包含环保电费和超低排放费用。表64台机组和电量电价情况机组代号机组类型电量(IO4MWh)电价（元/MWh）容
13、量电费（元）中长期合约电量日前市场电量计量上网电量中长期合约电价前场价日市电时场价实市电A燃煤48.65054464505508833.33B燃气181720643505508994.19C水电9.59.81051()5055080D核电78.8583834205055080合计154.951601671828参与结算试运行的机组在现货市场中的总电费R发电电费由二级限价后的电能量电费R电能、超额获利回收C超额获利回收、辅助服务费用R辅助服务、成本补偿费用R成本补偿、容量电费R容量、市场分摊/返还费用R市场分撬/返还、追退补电费R追退补、燃煤电厂超低排放扣除费用C超低排扣除和绿电环境权益费用R绿
14、电环境权益等组成OR批发电费二R电能C超额获利回收+R辅助服务+R成本补偿+R容量+R市场分摧/返还+R迫退补一C超低排扣除+R绿电环境权益本算例中暂不考虑超额获利回收C超额茨利回收、追退补电费R追退补和绿电环境权益费用R绿电环境权益，市场分摊/返还费用R市场分摞/返还中包含成本补偿分摊费用和市场化辅助服务分摊费用，环保电费和超低排放费用在中长期合约价格、现货市场出清价格中体现，计入电能电费中。不同类型市场化机组结算电费构成有所不同，具体如下：R煤机A=R电能+R成本补偿+R辅助服务+R容量+R市场分掳/返还-C超低排扣除R燃机B=R电能+R成本补偿+R辅助服务+R容量+R市场分摊/返还R水电
15、C=R电能+R成本补偿+R辅助服务+R市场分摊/返还R核电D=R电能+R成本补偿+R辅助服务+R市场分捶/返还1 .计算四台机组的二级限价后的电能量电费二级限价后的日前、实时电价用于计算四台机组电能电费。燃煤机组A的日前市场电能电费=50x473.71=23686万元，实时市场差量电费=(54-50)x476.52=1906万元，中长期合约差价电费二(464-473.71)x48.6=472万元，现货市场电能量电费R电能=23686+1906+(-472)=25120万元。燃气机组B的日前市场电能电费=17x473.71=8053万元，实时市场差量电费=(20-17)x476.52=1430万
16、元，中长期合约差价电费=(643473.71)xl8=3047万元，现货市场电能电费R电能=8053+1430+3047=12530万元。水电机组C的日前市场电能电费=9.8x473.71=4642万元，实时市场差量电费=(10-9.8)x476.52=95万元，中长期合约差价电费=(510-473.71)x9.5=345万元，现货市场电能电费R电能=4642+95+345=5082万元。核电机组D的日前市场电能电费=83x473.71=39318万元，实时市场差量电费=(83-83)476,52=0万元，中长期合约差价电费二(420-473.71)78.85=-4235万元，现货市场电能电费
17、R电能=39318+0+(-4235)=35083万元。表7二级限价后四台机组现货电能电费及其构成机组代号机组类型二级限价后现货市场电能电费(万元)中长期合约差价电费日前市场电能电费实时市场电能电费现货市场电能电费A燃煤-47223686190625120B燃气30478053143012530C水电3454642955082D核电-423539318035083合计-1314756983431778152 .计算分摊/返还系数各机组的中长期合约电费二中长期合约电量X中长期合约价格。燃煤机组A的中长期合约电费=48.6x464=22550万元。燃气机组B的中长期合约电费=18x643=1157
18、4万元。水电机组C的中长期合约电费=9.5x510=4845万元。核电机组D的中长期合约电费=78.85x420=33117万元。所有机组的中长期合约电费为：燃煤机组的中长期合约电费二1800x464=835200万元。燃气机组的中长期合约电费=131.4x643=84490万元。水电机组的中长期合约电费=34.251O=17442万元。核电机组的中长期合约电费=180.5x420=75810万元。参与现货试运行的所有机组的中长期合约电费=835200+84490+1744275810=1012942万元。各机组的分摊/返还系数为其中长期合约电费占所有机组的中长期合约电费的比例。燃煤机组A的分
19、摊/返还系数约为0.022(=22550/1012942)；燃气机组B的分摊/返还系数约为0.011(=11574/1012942)；水电机组C的分摊/返还系数依次分别约为0.005(=4845/1012942)；核电机组D的分摊/返还系数依次分别约为0.033(=331171012942)o3 .计算各机组成本补偿分摊费用假设需对燃煤机组A和燃气机组B进行成本补偿，成本补偿费用分别为13万元和72万元，二级限价后成本补偿费用分别为14万元和76万元。参与现货试运行的所有发电机组成本补偿费用由发用两侧共同承担，发电侧承担比例为95%,用户侧承担比例为5%,其中，发电侧承担的部分由所有参与结算试
20、运行的发电机组按中长期合约电费占比分摊，用户侧承担的部分由工商业用户按实际结算电量占比分摊。假设现货试运行期间二级限价后产生的总成本补偿费用为4210万元，其中发电侧承担4000万元，则燃煤机组A、燃气机组B、水电机组C、核电机组D的成本补偿费用分摊依次分别为88万元(=0.0224000).44万元(=0.011x4000)、20万元(=0.005x4000)、132万元(=0.033x4000)。四台机组成本补偿及其分摊费用如表8所示。表8四台机组成本补偿金额及其分摊费用(万元)机组代号机组类型成本补偿费用成本补偿分摊费用A燃煤1488B燃气7644C水电020D核电01324.计算各机组
21、市场化辅助服务分摊费用市场化辅助服务包括市场化辅助服务费用和市场化辅助服务费用分摊。假设燃煤机组A、燃气机组B、水电机组C提供了市场化辅助服务，对应市场化辅助服务费用依次分别为27万元、15万元、0.03万元。发电企业市场化辅助服务费用的总和，由所有参与结算试运行的发电企业按中长期合约电费占比分摊，分摊/返还系数同前文。假设现货试运行期间产生的辅助服务费用为IOoO万元。燃煤机组A、燃气机组B、水电机组C、核电机组D的市场化辅助服务分摊依次分别为22万元(=0.022x1000)、11万元(=0.011x1000)、5万元(=0.0051000).33万元(=0.0331000)万元。各类型机
22、组市场化辅助服务金额及其分摊费用如表9所示。表9四台机组市场化辅助服务金额及其分摊费用(万元)机组代号机组类型市场化辅助服务费用市场化辅助服务分摊费用A燃煤2722B燃气1511C水电0.035D核电033(五)燃煤电厂超低排放扣除费用C超低除超低排扣除燃煤电厂超低排放扣除费用C超低排扣除按照现行关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知(发改价格(2015)2835号)执行。燃煤机组A的超低排放费用在结算试运行账单上先予以扣除，数额等于其超低排放电价(10元/MWh)乘以实际上网电量(540000MWh),为540万元。（六）参与试运行的机组结算费用计算结果通过对以上各项费用进行计算
23、清分，可以得到各类型机组电费,如表10所示。表10四台机组现货市场电费结算结果（单位：万元）机组代号机组类型电能电费（含超低）本偿用成补费市场化辅助服务费用容量电费分摊/返还电费低放除超排扣结算电费成本补偿分摊费用市场化辅助服务分摊费用A燃煤251201427833882254025344B燃气1253076159944411013560C水电508200.03020505057D核电3508300013233034918三、批发用户结算电费计算批发市场用户的结算电费C结算由上网电费C上网电费、上网环节线损费用C上网线损、输配电费C输配电费、系统运行费用C系统运行费、政府性基金及附加C政府基金
24、及附加和其他费用C其他组成。C结算=C上网电费+C上网线损+C输配电费+C系统运行费+C政府基金及附加+C其他批发用户E的M+1月电费价格构成如表11所示，其中现货市场电能量分摊/返还费用为M月二级限价后现货运行情形结算模式下的机组总电能量电费与其在现货未运行情形结算模式下的总电能量电费的差值。表11批发用户E电价构成（单位：元/MWh）批发用户上网电价上网线损输配电价系统运行费（含成本补偿分摊费用）政府性基金及附加电度电价分时电价中长期合约价格发用两侧电能电费偏差发用两侧电能电费偏差-现货市场电能量分摊/返还费用尖峰470100.118.217750.729.2755.21359.4高峰47
25、0100.118.217750.729.2755.21042.2低谷470100.118.217750.729.2755.2354.9平段470100.118.217750.729.2755.2755.2深谷470100.118.217750.729.2755.2151.0假设M+1月批发用户E总用电量为IlooMWh,其中尖峰用电200MWh,高峰用电300MWh,低谷用电400MWh,平段用电200MWh,深谷用电OMWh。根据表11所示价格构成，批发用户E的结算电费计算结果如表12所示：表12批发用户E电费计算结果（单位：MWh,元）批发用户电量上网电费上网线损输配电费系统运行费（含成本
26、补偿分摊费用）政府性基金及附加总电费分时拆分电费现货未运行情形电能量电费发用两侧电能电费偏差发用两侧电能电费偏差-现货市场电能量分摊/返还费用尖峰20094(X)02(X)020364035400101405840151()4027188()高峰300141000300030546053100152108760226560312660低谷4001880004000407280708002028011680302080141960平段20094000200020364035400101405840151040151040深谷OOOOOOOOOO合计IlOO517000IlOOOIlO200201
27、947005577032120830720877540四、零售用户结算电费计算方法和过程零售用户结算同批发用户，电能量电费中含售电公司收益。零售用户F的M+1月电费价格构成如13表所示，其中电能量分摊/返还费用为M月二级限价后现货运行情形结算模式下的机组总电能量电费与其在现货未运行情形结算模式下的总电能量电费的差值。表13零售用户F电价构成（单位：元/MWh）零售用户上网电价长合电人中期约份售电公司收益发用两侧电能电费偏差发用两侧电能电费偏差-现货市场电能量分摊/返还费用上网线损配价输系统运行费（含成本补偿分摊费用）政府性基金及附加电度电价分时电价尖峰4701100.118.217750.72
28、9.2756.21330.9高峰4701100.118.217750.729.2756.2915.0低谷4701100.118.217750.729.2756.2393.2平段4701100.118.217750.729.2756.2756.2深谷4701100.118.217750.729.2756.2226.9假设M+1月零售用户F用电量为IiOMWh,其中尖峰用电20MWh,高峰用电30MWh,低谷用电40MWh,平段用电20MWh,深谷用电OMWh。根据表13所示价格构成，零售用户F的结算电费计算结果如表14所示：表14零售用户F电费计算结果（单位：MWh,元）零售用户电量上网电价上网
29、线损输配电费系统运行费（含成本补偿分摊费用）政府性基金及附加总电费分时拆分电费现货未运行情形电能量电费发用两侧电能电费偏差发用两侧电能电费偏差-现货市场电能量分摊/返还费用尖峰2094202002364354010145841512426618高峰30141303003546531015218762268627450低谷401884040047287080202811683024815728平段2094202002364354010145841512415124深谷0000000000合计11051810110011200219470557732128318284920五、售电公司结算售电公司
30、的结算电费为价差电费。价差电费R叱等于售电公司零售市场收入R零售电费减去批发市场总电费C批发电费。R价差二R零售电费C批发电费假设M+1月售电公司G售电量为IlOOoMWh,其中尖峰售电2000MWh,高峰售电3000MWh,低谷售电4000MWh,平段售电2000MWh,深谷售电OMWh。售电公司G的收益计算结果如下表所示：表15售电公司G电费计算结果（单位：MWh,元，元/MWh）售电公司电量零售合同价格批发侧支出零售侧收入收益中长期合约电价售电公司度电收益尖峰2(X)04701940(XX)942(XX)200()高峰30004701141000014130003000低谷4(X)047
31、01188000018840004(X)0平段200047019400009420002000深谷O4701OOO合计IlOOO51700005181000IlOOO（二）运行成本补偿结算示例一、算例基本参数发电报价启动成本（元/启动一次）：800000（核定）最小经济出力（MW）：500空载成本（元h）28354（核定）最大经济出力（MW）：1000电能边际成本229（核定）厂用电5%电能递增报价MW5007501000元/MWh200300400（一）该机组正常出清情况市场出清结果及成本交易时段中长期合约由-三-（MWh）日前市场节点电价（元/MWh）日前市场电量计划（MWh）日前市场结算
32、电量（MWh）应付日前市场电能费用（元）日前市场电能报价成本（元）启动成本（元）空载成本（元）实时市场电能价格（元/MWh）计量电量（MWh）实时市场电能收益（元）实时市场电能成本（元）实时市场启动成本（元）实时市场空载成本（元）0:30201:002018:0010018:301002105010500100001417719:0010021010021000200001417719:3010021015031500300001417720:00100210200420004000014177合计1050001000005670820:3080250250237.50593754750080
33、0000141772102553643527508000001417721:0080350375356.25124687.58312501417731037042638862501417721:3080350375356.25124687.58312501417730037556259062501417722:0060350375356.25124687.58312501417731038073639262501417722:3040350375356.25124687.58312501417731038073639262501417723:004350375356.25124687.5831
34、2501417731038073639262501417723:3020250250237.5059375.04750001417721025536435275001417724:0020250250237.5059375.047500014177240260540054250014177合计28402493.75801562.5558125800000113416265544725616875800000113416备注：本示例中，中长期合约电量1:00-17:30数据暂未列出，合计设定为2840MWh。在本示例中：1.日前市场运行成本补偿计算公式：日前市场运行成本补偿=MaX（日前市场成本
35、-日前市场电能收入，0）日前市场报价成本=日前市场电能成本+启动成本+空载成本=558125+800000+113416=1471541日前市场电能收入=801562.5日前市场运行成本补偿=1471541-801562.5=669978.52 .实时市场运行成本补偿第一部分：与日前市场结果重叠时段计算公式：实时市场运行成本利嚷I=Max（实时市场成本1-实时市场电能收入1-日前市场电能收入-日前市场运行成本补偿,0）。实时市场电能收入1=44725实时市场成本I二实时市场电能成本+启动成本+空载成本=616875800000+113416=1530291实时市场运行成本补偿I=Max（153
36、0291-44725-8015625-669978.5）,0）=14025第二部分：与日前市场结果重叠外的时段实时补偿计算公式：实时市场运行成本补偿2=Max（实时市场发电单元成本2-实时市场发电单元电能收入2,0）实时市场电能收入2=105000实时市场报价成本2=10000056708=156708实时市场运行成本补偿2=Max(156708-105000),0)=51708实时市场运行成本补偿=实时市场运行成本补偿1+实时市场运行成本补偿2=14025+51708=657333 .总运行成本补偿总运行成本补偿计算公式：总运行成本补偿二4(日前成本补偿+实时成本补偿)+(l-)x2X启动成
37、本其中，=Max(当日实际上网电量当日中长期合约电量)/当日实际上网电量,0=(3155-2840)/3155=0.102=Minl,Max(实时市场成本1+实时市场成本2-日前市场电能收入-实时市场电能收入1实时市场电能收入2)/实时市场成本1+实时市场成本2,0=(1530291+156708-801562.5-44725-105000)/(1530291+156708)=0.436总运行成本补偿二(HoX(669978.5+65733)+0.900.436800000=387491.15（二）该机组设为必开机组情况市场出清结果及成本交易时段中长期合约电量（MWh）日前市场节点电价（元/M
38、Wh）日前市场电量计划（MWh）日前市场结算电量（MWh）应付日前市场电能费用（元）日前市场电能报价成本（元）启动成本（元）空载成本（元）实时市场电能价格（元/MWh）计量电量（MWh）实时市场电能收益（元）实时市场电能成本（元）实时市场启动成本（元）实时市场空载成本（元）0:30501:005018:0020018:302002105010500100001417719:0020021010021000200001417719:3020021015031500300001417720:00200150000000210200420004000014177合计50010500010000056
39、70820:30150250500475118750101887.5800000141772404750101887.58000001417721:00150350500475166250101887.50141773104750101887.501417721:30150350500475166250101887.50141773004750101887.501417722:00150350500475166250101887.50141773104750101887.501417722:30100350500475166250101887.50141773104750101887.5014
40、17723:00100350500475166250101887.50141773104750101887.501417723:30100250500475118750101887.50141772404750101887.501417724:0050250500475118750101887.50141772404750101887.5014177合计38003800118750081510080000011341638000815100800000113416备注：本示例中，中长期合约电量1:00-17:30数据暂未列出，合计设定为3800MWh。必开机组电能报价采用其报价与核定成本的较低值进行出清计算,因此本案例中电能报价修改为：电能报价MW5007501000元/MWh200
