宁夏电力现货市场第三次结算

试运行工作方案

为深入贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）要求，积极稳妥推进宁夏电力现货市场建设，在巩固前期结算试运行工作成效基础上，检验市场交易规则和技术支持系统优化调整的有效性和适用性，制定本工作方案。

工作目标

全面贯彻落实国家电力体制改革要求，进一步提升市场主体参与度，为开展长周期结算试运行奠定基础；检验评估市场交易规则和关键机制的有效性、合理性；检验现货市场技术支持系统、交易结算系统运行的稳定性、可靠性与实用性；检验电网企业调度、营销等专业和电力交易中心相关业务系统数据交互的时效性和可靠性；检验市场化调度生产组织流程的适用性和市场化电力电量平衡机制的有效性；检验省内中长期市场与现货市场衔接的有效性；验证现货市场信息披露、出清、计算、结算等业务流程的合理性；验证储能参与调频市场、调频市场实时出清等功能的有效性和可靠性；验证调峰辅助服务市场与现货市场完全融合，现货市场不再设置深度调峰补偿下的市场运行效果，推动市场主体提前适应现货市场机制，采取与之相适应的交易策略。

工作方案

时间安排

本次结算试运行运行时间为7月15日至7月28日（7月14日至7月27日分别组织7月15日至7月28日的日前现货交易），其中7月18日至7月24日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。

交易品种

本次结算试运行电能量市场开展中长期市场、省内日前、实时现货市场。辅助服务市场开展调频辅助服务市场，调峰辅助服务市场与现货市场相融合。

参与范围

发电侧：区内已参与中长期交易的公用燃煤发电企业、参与中长期交易的集中式新能源场站。

直流配套电源、自备电厂、水电、燃气、生物质、分布式光伏企业不参与本次现货市场结算试运行，发电曲线作为现货市场出清边界。

用户侧：区内已参与中长期交易的售电公司、直接参与批发市场的电力用户。虚拟电厂运营商代理的用户在绑定周期内不可单独参与现货市场。

居民、农业用户执行目录电价。代理购电用户暂不参与本次现货市场结算试运行。

储能：独立储能（充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间2小时以上）。

虚拟电厂：在交易平台注册并具备准入条件的虚拟电厂可自主选择是否参与。参与现货交易的虚拟电厂所代理的用户不得被其他售电公司代理。

组织流程

中长期交易

1.各市场主体试结算当日中长期交易曲线由年、月、月内、日融合各类省内和省间外送交易曲线叠加形成，中长期曲线最终交易结果作为与现货市场偏差结算依据。

2.现货市场试结算日，现货交易价格作为偏差结算依据，中长期日融合交易价格不再作为偏差结算依据。电网代理购电及其他未参与现货结算的市场主体按现有中长期交易规则执行。

3.现货市场试结算日，中长期交易发电侧、用电侧均采用现货市场发电侧加权平均价格作为统一结算点价格开展结算。

4.为做好现货结算试运行相关工作，保障电力中长期交易与现货交易的有效衔接，在本次结算试运行期间为经营主体提供有效的中长期电量、曲线调节手段，结合当前已实际开展的交易品种，制定以下交易组织安排

（1）月度及月内旬交易

按照现货市场第三次结算试运行工作安排以及落实《自治区发展改革委关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知》（宁发改运行〔2023〕807 号）中月度交易、旬、日融合交易交易要求，经营主体提前调整自身中长期曲线，具体交易组织时间安排详见详见具体交易公告。

（2）现货市场第三次结算试运行期间中长期交易组织

现货市场第三次结算试运行期间中长期按照日滚动方式开展相关中长期交易组织工作，原则上D日组织开展D+2日中长期日融合交易。具体安排详见下表：

现货市场第三次结算试运行期间中长期日融合交易组织安排表

序号	交易申报日	交易周期	申报日组织安排
1	7月12日	7月15日	9:00-17:00开展中长期日融合交易
2	7月12日	7月16日	9:00-17:00开展中长期日融合交易
3	7月15日	7月17日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
4	7月16日	7月18日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
5	7月17日	7月19日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
6	7月18日	7月20日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
7	7月19日	7月21日	9:00-17:00开展中长期日融合交易
8	7月19日	7月22日	9:00-17:00开展中长期日融合交易
9	7月19日	7月23日	9:00-17:00开展中长期日融合交易
10	7月22日	7月24日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
11	7月23日	7月25日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
12	7月24日	7月26日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
13	7月25日	7月27日	9:00-11:00开展中长期日融合交易
14	7月26日	7月28日	9:00-17:00开展中长期日融合交易
日融合交易采用滚动撮合方式开展，每5分钟集中出清一次。中长期日融合交易中，同一市场主体可根据自身电力生产或消费需求参与日融合交易，同一交易日的同一时段，市场主体仅可作为购方或售方参与交易。为确保日融合交易价格充分反映市场供需实际，每小时时段发电企业买入或用户卖出电量不得超过该时段持有合同净值的20%。

现货交易申报

1.申报方式

宁夏电网省级及以上调度管辖的内用公网煤电机组以“报量报价”方式参与，已取得中长期交易合同且具备技术准入条件的新能源场站以“报量不报价”方式参与，批发用户、售电公司、储能、虚拟电厂“报量不报价”参与现货交易。

未按要求及时申报的，采用市场主体申报的缺省信息出清，缺省值也未申报的，发电侧全容量按照现货最低限价（40元／兆瓦时）出清，用户侧按照中长期交易曲线出清。

2.申报要求

各市场主体需在运行日前一天（D-1日）上午9点半前通过宁夏电力交易平台完成运行日（D日）量价信息申报，并提前完成缺省信息申报。申报电力最小单位1兆瓦，价格最小单位1元/兆瓦时。

发电侧：火电按照3-10段“电力-价格”曲线进行申报，各段申报价格应为单调非递减，即后一段报价要大于等于前一段报价，各分段出力之间不可出现断点。第一段申报出力应为最小发电出力（详见附件3参与现货市场火电机组最小技术出力表），最后一段申报出力应为机组额定容量。新能源场站申报短期及超短期功率预测曲线。

用户侧：批发用户、售电公司申报次日96点用电曲线（现货申报分时电力范围为中长期交易电力的50~150%）。

储能：储能电站申报次日96点充放电曲线及是否服从调剂。

虚拟电厂：虚拟电厂申报次日96点用电曲线。

3.申报和出清限价

现货交易申报、出清环节均设置限价，限价范围为40-1000元／兆瓦时。

现货交易出清

1.日前现货市场出清

综合考虑运行日（D日）负荷预测曲线、非市场化机组出力曲线和联络线计划，基于市场主体申报信息及电网运行边界条件，以发电成本最小化为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC)、安全约束经济调度（SCED)出清，形成运行日（D日）火电机组开机组合、系统分时节点电价、各发电企业发电计划和储能充放电计划。

2.实时现货市场出清

实时市场运行中，各市场主体沿用日前现货市场的量价信息，无需再进行申报。根据新能源超短期出力预测、系统超短期负荷预测、省间现货交易出清结果等电网实时运行条件，以15分钟为间隔，滚动出清未来15分钟至2小时的分时节点电价和出力曲线。

交易结果执行

在确保电网安全运行和新能源高效利用的前提下，调度机构严格按照实时现货市场出清结果安排机组发电出力。

调频辅助服务市场

申报方式

火电企业、储能在日前申报调频容量、调频里程价格，并将报价信息封存到实际运行日。未按要求及时申报的，认为不参与调频市场。

调频里程申报价格范围暂定为5-15元/兆瓦，最小单位为0.1元/兆瓦，调频性能指标上限值为2。

交易出清

调频辅助服务指并网发电厂通过自动发电控制装置（AGC）自动响应区域控制偏差（ACE），按照一定调节速率实时调整有功功率，满足ACE控制要求的服务。

调频市场采用日前仅做价格排序、日内正式出清并实时调度的组织模式，实际运行时根据电力系统频率、联络线功率控制需求实时出清并调用。根据电网实际调频需求分为上调频市场和下调频市场，每15分钟系统根据机组调频里程报价从低到高依次出清。

本次结算试运行期间，为保障电网运行稳定，储能中标调频容量不得超过当时电网上调频和下调频需求量的30%，后续逐步放开储能中标调频容量限制。

当调频市场供不应求或运行日调频容量不足时，调控机构对该时段内已申报未中标机组进行调用，按同时段调频市场出清最高价计算补偿费用。

市场结算

现货电能量结算

电能量费用：发电侧以所在的节点电价进行结算，用户侧以发电侧加权平均价进行结算。储能放电以所在节点电价进行结算，充电以发电侧加权平均价进行结算。

采用双偏差结算方式，即日前现货出清电量与中长期合约电量的偏差按照日前出清电价结算，实际上网（用）电量与日前现货出清电量的偏差按照实时出清价格结算。

电能量费用=中长期电费+日前市场偏差电能量电费+实时市场偏差电能量电费

中长期电费：市场主体按照中长期合同分时电量、合同约定价格及中长期参考点价格计算中长期电费。

日前市场偏差电能量电费：市场主体根据日前市场出清电量与中长期合同电量之间的差额，以及日前市场电价计算日前市场偏差电能量电费。

实时市场偏差电能量电费：市场主体根据实际电量与日前市场出清电量之间的差额，以及实时市场电价计算实时市场偏差电能量电费。

电能量结算具体计算公式见附件4。

市场运营费用

市场补偿类费用：包含机组启动补偿1项。

机组启动补偿：根据机组申报的启动费用和启停次数进行补偿。费用由发电侧市场化主体按上网电量分摊，纳入月度结算。启动费用上限见附件2、具体计算公式见附件3。

市场平衡类资金：包括结构不平衡资金、省间省内偏差费用、新能源超发盈余总共3项。

结构不平衡资金：按现有《宁夏电力市场不平衡资金管理办法》进行管理和分摊。

省间省内偏差费用：按现有《宁夏电网短期交易外送电量清分原则》、《宁夏电网省间外购电管理办法》进行管理和分摊。

新能源超发盈余：指为保障新能源最大化消纳实现的新能源较实时现货出清电量的增发电量按照最低限价（40元/兆瓦时）在发电侧结算，而用户侧按照实时现货市场价格结算，发用两侧电价差产生的盈余。新能源超发盈余纳入月度不平衡资金进行管理和分摊。

（三）辅助服务费用

调频补偿以1小时为一个调度时段进行结算：

AGC单元调频里程补偿费用=

其中T表示调频市场交易的单位计费周期数；Di,t表示市场主体i在t时段的调频里程；Pe表示调里程补偿价格（本次结算试运行上限暂取15元/MW）， 为市场主体i在t时段提供调频服务时的综合调频性能指标平均值。

调频里程补偿费用在现货结算日期内，费用由发电侧市场化主体按上网电量分摊，纳入月度结算。

其它说明事项

现货与调峰、顶峰辅助服务市场融合

本次结算试运行期间，省内调峰、顶峰辅助服务市场暂停运行，现货市场与调峰、顶峰市场融合，同时不再设置火电深调等补偿机制。省内现货市场未运行期间，正常开展调峰、顶峰辅助服务市场。

调频性能指标

本次结算试运行期间，调频辅助服务市场调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三项性能参数加权平均确定。调频性能指标选取第二次结算试运行期间（3月11-17日）的性能参数作为基准参数，折算后调频市场结算价格上限为15元/MW。

厂用电率折算

本次结算试运行，发电主体申报厂用电率用于折算日前现货市场结算分时电力曲线，各发电主体厂用电率参数需在缺省申报环节完成填报并封存，试运行期间不再进行调整。

市场力防控

为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，本次结算试运行开展市场力监测与管控。

1.根据市场供需比，启动市场力缓解机制

市场力行为监测。日前市场出清后，逐时段计算市场供需比 和价格情况，初步判断市场内是否存在操纵市场力的行为，并启动市场力行为监测，具体标准如下：

表1 市场供需比及触发市场力监管价格

现货市场供需比	大于等于1.5	1.2-1.5
现货市场价格	不高于400元/兆瓦时	不高于800元/兆瓦时
若某时段达到启动市场力行为监测的情况，对TOP4发电集团计算剩余供给指数（RSI），并对该发电集团旗下机组报价进行检测，具体计算公式如下：

发电集团的剩余供给指数=（所有准入发电主体的总发电容量-该发电集团的发电容量）/目标交易时段的市场总需求容量。

市场监管初期，当发电集团的RSI小于1.05，则认为该发电集团具有市场力，将该集团下的所有机组高于参考报价的报价段替换为参考报价，重新组织日前市场出清。实时市场同样采用替换后的报价出清。本次结算试运行参考报价为用燃煤基准电价（259.5元/兆瓦时）的1.2倍（311.4元/兆瓦时）。

2.价格修正

为保障现货市场运行初期价格平稳有序，当日前或实时市场出清的用户统一结算价加权平均值超过燃煤基准电价（259.5元/兆瓦时）的150%（389元/兆瓦时）时，在结算环节（披露的出清价格不变），将用户侧96点统一结算价等比例缩小，直至用户侧96点统一结算价算术平均值等于燃煤基准电价的150%，相对应地将发电侧各节点96点结算电价按相同比例缩小（日前、实时现货价格分别按上述原则进行市场价格修正）。

信息发布

电力交易机构按规定及时向市场主体披露市场运营相关信息，具体按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）要求，依据电力现货市场信息披露办法所要求的时间节点、披露内容以及披露范围要求，及时发布事前市场边界信息、出清结果等信息。

风险控制

1.调度机构要切实加强调度运行管理，全力保障市场有序出清和电网安全运行。当市场出清结果无法满足电网安全运行需要时，及时实施人工干预保障电网安全运行，干预措施包括但不限于调整市场出清边界、调整市场出清结果，调度机构应详细记录事件经过、市场干预调整情况等。当出现气候异常、自然灾害、重大电源或电网故障等突发事件影响电力供应或电网安全时，或技术支持系统出现异常无法正常开展交易时，调度机构应按照“安全第一”的原则处理事故和安排电网运行，必要时可中止现货市场试运行并及时汇报宁夏自治区发改委。

2.市场运营机构在结算试运行过程中发现市场价格大幅波动或部分市场主体出现严重偏离实际的巨额盈亏，市场运营机构经报请自治区发展改革委同意后，可中止现货市场结算试运行工作。

相关要求

（一）强化运行保障。各相关单位要高度重视结算试运行工作，全力配合现货市场运营机构做好现货市场与生产运行的衔接工作，保障电网运行安全和市场运营平稳。

（二）加强分析总结。现货市场运营机构要结合电网负荷、新能源出力等边界条件，做好市场出清结果分析，及时发现试运行过程中存在的问题并妥善处理，不断完善市场规则条款和技术系统功能。

（三）做好信息报送。现货市场运营机构合理安排人员分工，及时整理汇总市场出清相关数据，完成市场结算试运行报告编制和报送。

（四）严肃调度纪律。发电侧各市场主体结算试运行期间应确保在运机组均投入AGC远控模式并严格执行调度指令，无故不执行调度指令等行为按照“两个细则”严格考核。

附件：1.机组运行参数表

2.市场核定参数表

3.参与现货市场火电机组最小技术出力表

4.费用结算公式

5.宁夏电力现货市场交易组织流程

6.电能量费用结算示例

附件1

机组运行参数表

序号	申报内容	备注
1	机组额定有功功率	与发电业务许可证保持一致
2	机组深调极限出力	与试验报告保持一致
3	机组最大、最小可调出力
4	机组有功功率调节速率	上升调节速率和下降调节速率
5	机组综合厂用电率	与试验报告保持一致
6	机组冷态启动时间	停机时间72小时以上
7	机组温态启动时间	停机时间10小时（含）至72小时（含）
8	机组热态启动时间	停机时间10小时以内
9	机组典型开机曲线	从并网至最小技术出力期间的升功率曲线
10	机组典型停机曲线	从最小技术出力至解列期间的降功率曲线
11	最小连续开机时间	表示机组开机后，距离下一次停机至少需要连续运行的时间，申报范围为0-24小时
12	最小连续停机时间	表示机组停机后，距离下一次开机至少需要连续停运的时间，申报范围为0-10小时

附件2

市场核定参数表

序号	参数名称	建议值	备注
1	市场申报价格上下限	上限：1000元/兆瓦时

下限：40元/兆瓦时
2	市场出清价格上下限	上限：1000元/兆瓦时

下限：40元/兆瓦时
3	调频市场里程补偿申报价格上下限	上限： 15元／兆瓦

下限： 5 元／兆瓦
4	机组启动费用限额	燃煤机组各容量等级的冷态、温态、热态启动费用报价上限为：100万千瓦级机组（300万元/次、240万元/次、180万元/次），60万千瓦级机组（200万元/次、160万元/次、120万元/次），30万千瓦级机组（110万元/次、88万元/次、66万元/次）。	各机组统一按对应容量等级的启动成本基准值申报。

附件3

参与现货市场火电机组最小技术出力表

序号	调度名称	机组	装机/MW	最小出力/MW
1	大坝电厂	大坝电厂#1机	330	82.5
2
大坝电厂#2机	330	82.5
3
大坝电厂#3机	330	90
4
大坝电厂#4机	330	90
5	灵武电厂	灵武电厂#1机	600	180
6
灵武电厂#2机	600	180
7	马莲台电厂	马莲台电厂#1机	330	99
8
马莲台电厂#2机	330	99
9	石嘴山一电厂	石嘴山一电厂/#1机	350	105
10
石嘴山一电厂#2机	330	99
11	石嘴山二电厂	石嘴山二电厂#1机	330	99
12
石嘴山二电厂#2机	330	99
13
石嘴山二电厂#3机	330	165
14
石嘴山二电厂#4机	330	165
15	西夏热电厂	西夏热电厂#2机	200	58
16
西夏热电厂#1机	200	58
17	中宁二电厂	中宁二电厂#2机	330	99
18
中宁二电厂#1机	330	99
19	大坝三期电厂	大坝三期电厂#5机	600	180
20
大坝三期电厂#6机	600	180
21	大武口热电厂	大武口热电厂#1机	330	99
22
大武口热电厂#2机	330	99
23	六盘山热电厂	六盘山热电厂#1机	330	99
24
六盘山热电厂#2机	330	99
25	鸳鸯湖电厂	鸳鸯湖电厂#1机	660	198
26
鸳鸯湖电厂#2机	660	198
27	国华宁东电厂	国华宁东电厂#1机	330	59
28
国华宁东电厂#2机	330	59
29	中卫热电厂	中卫热电厂#1机	350	105
30
中卫热电厂#2机	350	105
31	吴忠朔方热电厂	吴忠朔方热电厂#1机	350	98
32
吴忠朔方热电厂#2机	350	98
33	西夏热电二期电厂	西夏热电二期电厂#3机	350	105
34
.西夏热电二期电厂#4机	350	105
35	尚德电厂	尚德电厂#2机	660	198
36
尚德电厂#1机	660	198

附件4

费用结算公式

（一）电能量费用

1）中长期电费计算公式为：

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为 时段中长期合同分时电量；

为 时段中长期合同约定价格;

为日前市场机组所在节点 时段结算电价或用户侧 时段统一结算点电价；

为日前统一结算点电价。

2）日前市场偏差电能量电费计算公式为：

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为日前市场 时段机组出清上网电量或用户侧日前申报需求电量；

为 时段中长期合同分时电量；

为日前市场机组所在节点 时段结算电价或用户侧 时段统一结算点电价。

3）实时市场偏差电能量电费计算公式为：

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为实时市场 时段机组实际上网电量或用户侧实际用电量；

为日前市场 时段机组出清上网电量或用户侧日前申报需求电量；

为实时市场机组所在节点 时段结算电价或用户侧 时段统一结算点电价。

因保障新能源最大化消纳实现的新能源实际上网电量超出实时现货出清电量。即 ，其超过实时现货出清电量的增发部分，按照现货市场最低限价（40元/兆瓦时）结算。此时新能源实时偏差电能量计算公式如下。

其中：

为所计算的时段，以1小时为一个时段；

为新能源场站i在t时段实时现货市场节点价格；

为现货市场最低结算限价，为40元/兆瓦时；

为新能源场站i在t时段实时现货市场出清电量；

为新能源场站i在t时段日前现货市场出清电量；

为新能源场站i在t时段实际上网电量

（二）市场运营费用

1）机组启动补偿计算公式为：

其中：

为机组总启动补偿费用；

为机组第i次启动对应的启动费用报价。

附件5

宁夏电力现货市场交易组织流程

（一）日前现货市场（D-1日）

08:30前，电力交易机构通过电力交易平台向市场主体发布日前现货交易所需相关信息，完成事前信息发布。

09:30前，市场主体完成日前现货电能量市场、辅助服务市场申报。

10:00前，电力调度机构完成日前现货市场和辅助服务市场预出清。

11:30前，电力调度机构将区内预出清结果、电力平衡裕度和可再生能源富余程度提交至电力交易机构，通过电力交易平台向市场主体发布。

11:30前，市场主体通过电力交易平台完成省间日前现货市场申报，具体申报信息详见《省间电力现货交易规则（试行）》。

15:00前，调度机构接收省间现货的出清结果，依据各市场主体申报电能价格曲线，分解省间现货市场出清结果。

17:00前，调度机构依据富余新能源情况，完成西北区域跨省调峰辅助服务市场、备用市场等短期跨省交易的申报。具体申报信息详见《西北区域省间调峰辅助服务市场运营规则（试行）》。

17:30前，调度机构采用优先购电预测数据、代理购电中长期成交曲线（或日预测用电曲线）及市场化用户申报负荷数据进行市场出清，形成日前节点电价、统一结算点电价和中标电量。

18:00前，调度机构根据日前电能量市场出清模型，采用全网用电负荷预测，确定机组组合和日前发电计划。

18:30前，市场运营机构向市场主体发布日前电能量市场出清结果。

（二）实时现货市场（D日）

T-120分钟前（交易时段起始时刻为T，下同），电力交易机构通过电力交易平台向市场主体发布省间日内现货交易所需相关信息。

T-110分钟前，市场主体通过电力交易平台完成省间日内现货市场申报。

T-90分钟前，电力调度机构完成市场主体省间日内现货市场申报数据的合理性校验，并将量价数据报送至国调中心。

T-60分钟前，国调中心完成省间日内现货市场集中出清，下发省间日内现货交易结果和跨区联络线日内计划。

T-30分钟前，西北网调完成西北调峰辅助服务市场出清，下发西北辅助服务交易结果和省间联络线日内计划。

附件6

电能量费用结算示例

本算例仅适用于此次结算试运行，且仅用于介绍理清电能量电费构成和结算过程。

（一）分时现货均价

假设市场化机组A、B参与现货，T1时段(包含4个点，每15分钟为1个点)的日前和实时出清数据如下(单位：MWH、元/兆瓦时、元)：

T1 日前	T1 实时	T1日前分时均价	T1实时分时均价
0:15	0:30	0:45	1:00	0:15	0:30	0:45	1:00
电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价	电量	电价
市场机组A	80	500	90	510	85	505	100	520	70	510	100	520	90	515	100	525	530.48	542.06
市场机组B	230	550	220	545	190	530	210	530	250	560	200	540	210	550	220	555
T1时段日前分时现货均价=（A的T1日前电量×日前电价+B的T1日前电量×日前电价）/(A的T1日前电量+B的T1日前电量)=｛(80×500+90×510+85×505+100×520)+(230×550+220×545+190×530+210×530)｝/(80+90+85+100+230+220+190+210)=530.48元/兆瓦时

T1时段实时分时现货均价=（A的T1实际电量×实时电价+B的T1实际电量×实时电价）/(A的T1实际电量+B的T1实际电量)=｛(70×510+100×520+90×515+100×525)+(250×560+200×540+210×550+220×555)｝/(70+100+90+100+250+200+210+220)=542.06元/兆瓦时

注：算例输入数据为单时段数据，仅举例说明。在实际结算中，发电侧以每小时内4个15分钟节点电价的算术平均值作为该小时的节点电价。

（二）电能量结算

假设市场化机组A、B，市场化用户X、Y参与现货，发电侧：中长期合同电量合计300MWH，日前出清电量合计310MWH，实际上网电量合计320MWH；用电侧：中长期合同电量合计300MWH，日前申报电量合计320MWH，实际用电量合计320MWH。发、用两侧结算电费如下表所示：

中长期	日前	实时	总结算电费	结算均价
电量	电价	电费	电量	电价	电费	电量	电价	电费
市场机组A	100	400	32581	80	500	-10000	70	700	-7000	15581	222.56
市场机组B	200	400	85162	230	600	18000	250	750	15000	118162	472.65
中长期	日前	实时
电量	电价	电费	电量	电价	电费	电量	电价	电费	总结算电费	结算均价
市场用户X	80	400	32000	50	574.19	-17226	70	739.06	14781	29555	422.22
市场用户Y	220	400	88000	260	574.19	22968	250	739.06	-7391	103577	414.31
①日前分时均价=（机组A日前电量×日前电价+机组B日前电量×日清电价）/（机组A日前电量+机组B日前电量）=（80×500+230×600）/（80+230）=574.19元/兆瓦时

②实时分时均价=（机组A实际电量×实时电价+机组B实际电量×实时电价）/（机组A实际电量+机组B实际电量）=（70×700+250×750）/（70+250）=739.06元/兆瓦时

③机组A结算电费=中长期合约电费+日前偏差电费+实时偏差电费=中长期合约电量×（中长期合约价格+日前市场节点电价-日前统一结算点电价）+（日前出清电量－中长期合约电量）×日前出清电价+（实际上网电量－日前出清电量）×实时出清电价=100×(400+500－574.19)+(80－100)×500+(70－80)×700=15581元

③用户X结算电费=中长期电费+日前偏差电费+实时偏差电费=中长期合约电量×（中长期合约价格＋日前市场统一结算点电价－中长期结算参考点现货电价）+（日前申报电量－中长期合约电量）×日前分时均价+（实际用电量-日前申报电量）×实时分时均价=80×（400+574.19－574.19）+(50-80)×574.19+(70-50)×739.06=29555元

注：算例输入数据为单时段数据，仅举例说明。实际结算中，用户侧以发电侧每小时各节点电价的加权平均作为该小时的统一结算点价格进行结算。中长期结算参考点现货电价为日前市场统一结算点电价。

1.市场供需比=（市场发电能力-外送电力+受入电力）/实际负荷