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1、1.1 结算系统结算系统（Settlement and Billing System，SBS）的主要功能是根据电能计量系统的电能数据、调度决策支持系统中的电价数据、运行考核系统中记录的考核数据、交易合同中签定的相关数据（包括电价、电量、计量点等）及电力市场运行相关规则，进行电力公司之间、与发电公司之间的财务核算，同时对电力市场运行进行监督。1.1.1 市场成员参与电力市场结算的成员包括：1、 独立发电公司；2、 各配电公司及大用户；3、 电网公司；4、其它联网的电网经营企业。1.1.2 结算内容结算的内容包括：1、独立发电公司（1）计划发电电量电费；（2）上网成交电量电费；（3）实时指令发电电
2、量电费；（4）发电机组违约电量电费；（5）容量电费；（6）辅助服务；（7）网络约束的补偿费用；（8）备用费用。2、供电公司（1）计划用电电量电费；（2）违约电量电费；3、其它电网经营企业（1）计划电量电费；（2）违约电量电费；1.1.3 设计要求对结算系统应具有以下要求：1、市场运行部门必须依据规则规定的时间表，进行交易的结算。2、市场的结算采用电子资金划拨的方式，由市场运行部门提供电子资金划拨设备并对发电公司开放，用于结算和收取、支付往来资金。所有发电公司必须使用电子资金划拨设备进行交易的结算和费用的支付。3、能每天给出上一天的电力初步结算清单，经结算校验后，通过电力市场即时信息系统给有关市
3、场成员核对确认，之后完成最终结算清单，并形成财务帐单；4、为了保证电力市场的公平、公正、公开，以便电力市场成员对结算结果进行监督，电量结算数据应进行长期保存，便于检索，但不得修改。1.1.4 结算规则结算规则包括：1、 结算中网损系数的折算2、 计划发电电量的结算3、 实时指令调整电量的结算4、 违约电量的结算5、 容量电费的结算6、 有偿辅助服务的结算1.1.4.1 结算中网损系数的折算（a）网损系数的折算包括：各区域对虚拟负荷中心网损系数的折算、区域内发电机组上网点对区域内参考节点网损系数的折算。（b）区域参考节点发电价格的折算：对每一交易时段，今年全网交易价格折算的区域参考节点的发电价格
4、为：区域内参考节点的发电价格=全网交易价格（1区域网损系数）（c）发电机组上网电价的折算：（1）当发电机组与电网的联结点是输电联结节点时，对每一交易时段，依据区域参考节点的发电价格折算出发电机组的上网电价为：发电机组的上网电价=区域内参考节点的发电价格（1该发电机组上网点的区域内网损系数）（2）当发电机组与配电网络相联，而不是与输电网络相联时，则对每一交易时段，发电机组的上网电价为：发电机组的上网电价=区域参考节点发电价格（1区域内网损系数（1配电网损系数）其中：配电网损系数是指发电机组所在配电网络中的配电网损系数。区域内网损系数是指与该配电网络相联的输电网络的区域内网损系数。（d）在结算时，
5、现货市场交易价格、期货市场交易价格、实时发电市场交易价格等均须折算为发电机组的上网价格。1.1.4.2 计划发电电量的结算（a）对于每一交易时段，每个发电公司计划发电电量的结算，包括期货交易市场签订的发电合同和现货交易市场的月发电计划中所确定的发电电量的结算。（b）发电公司期货合同的发电量和现货交易市场的日计划发电量均是指发电瓮的发电机组上网点的发电量。（c）结算额按下式决定：（1）在栽交易时段，当现货市场中日发电计划所确定的发电机组的发电量大于期货合同中所确定的发电计划时，则该交易时段发电公司的计划发电收入=（现货市场日发电计划合同发电量）现货市场发电价格+合同发电量合同发电价格（2）在某交
6、易时段，当现货市场中日发电计划所确定的发电机组的发电量小于期货合同中所确定的发电计划时，则该交易时段发电公司计划发电收入=现货市场日计划发电量合同发电价格+（合同发电量现货市场日发电计划）（合同发电价格现货市场发电价格合理利润）其中：合理利润值由市场运行部门事先确定。1.1.4.3 实时指令调整电量的结算（a）市场运行部门依据实时调度的信息，进行实时调度指令调整发电量的结算。（b）实时调度信息包括：发电机组按照实时调度指令进行调整后的发电量、市场实时交易价格。（c）实时调整的发电量可正可负。若发电机组增加出力或启动原先停备的机组，则调整电量为正；若机组减少出力或停机，则调整电量为负。调整电量=
7、按调度指令调整后的发电量计划发电量（d）发电机组实时指令调整电量的收入为：发电机组实时指令发电收入=实时指令调整发电量实时减发电价格其中：实时增发电价格高于同一时段的现货市场价格，实时减发电价格低于同一时段的现货市场价格；实时指令调整电量是将调度指令所要求的增发或减发电量折算至区域内参考节点后的值。（e）当所编制的日发电计划你于负荷需求时，市场运行部门要求部分发电机组增加出力，此时，实时增必电价格将高于现货市场价格，如果需要起动机组，则价格将超出现货价格较多；如所编制的日发电计划高于负荷需求时，则市场运行部门将要求部分机组减少出力或停机，实时减发电价格将低于同一时段的现货价格，发电机组以现货市
8、场价格获得计划发电收入，再以实时减少价格支出，则由于调整后减少发电计划，发电机组实际得到的补偿为：减发电补偿=实时指令调整电量（现货价格实时减发电价格）（f）实时增发电价格和实时减发电价格由调度部门逐时段计算并公布。当没有实时调整电量时，实时增发电价格和实时减发电价格等于现货交易价格。1.1.4.4 违约电量的结算(a) 发电机组未按计划和调度指令发电的发电量，称为违约电量。(b) 违约电量的计算为：违约电量 = 发电机组的实际计量电量 日计划发电 + 实时调整电量(c) 当违约电量在机组发电计划的3%以内时，不单独结算。(d) 当违约电量超过机组发电计划的3%时，违约电量的结算为：(1) 若
9、违约电量为正，即发电机组超发电，则发电机组发电收入 = 该时段减发电价格违约电量 + 罚款(2) 若违约电量为负，即发电机组发电不足，则发电机组购电支出 = 该时段增发电价格违约电量 + 罚款1.1.4.5 容量电费的结算（a）发电机组的容量电费按月支付（b）月容量电费计算：发电机组月容量电费 = 当月容量电价发电机组当月实际可用容量 （c）由市场运行部门确定当月发电机组容量电价，为电网内每交易时段的单位容量电价的平均值。（d）电网内每个交易时段的单位容量电价为：单位容量电价 = 电网内所有发电机组的年固定成本之和/（电网发 电机的平均利用小时数2电网内所有发电机组 在该交易时实际可用容量之和
10、）（e）发电机组当月实际可用容量是当月每天每个交易时段可用容量之和。1.1.4.6 有偿辅助服务的结算(a)根据系统的安全稳定运行状况和可靠性要求、售电价格、发电成本和发电公司申报的辅助服务成本，市场运行部门应确定在本交易年度中，全网年辅助服务费的总额并平均分摊到每个交易时段。(b)在有偿辅助服务费用总额已经确定的基础上，市场运行部门应确定各项辅助服务的费用额。(c) 辅助服务费用的总额及各项辅助服务费用的确定应报市场监管部门进行审核。(d) 有偿辅助服务费用的计算方法： 例：若确定本交易年度的有偿辅助服务的付费总额为7亿元，平均到每个交易时段为4万元。可以规定，其中调峰费用1万元，调频费用1
11、.5万元，无功费用1.5万元。（假设某电网日发电一亿千瓦时，每个交易时段发电为208万千瓦时，则辅助服务费为平均2分/kwh）1、调峰的付费市场运行部门确定每年总调峰费用为1.75亿元，每个交易时段的调峰费用1万元。调峰容量的确定：签订调峰辅助服务合同的发电机组，依据其现货市场中申报的最大和最小可调出力以及日发电计划中确定的计划发电出力计算发电机组的调峰容量；上调时： 调峰容量 = 发电机组最大可调出力 计划发电出力下调时： 调峰容量 = 计划发电出力 发电机组最小可调出力机组调峰服务的付费： 该时段调峰辅助服务付费调峰费 = 机组的调峰容量 系统中机组调峰容量之和系统中机组调峰容量之和=系统
12、上调容量之和+系统下调容量之和2机组调峰容量=机组上调容量+机组下调容量2 当系统频繁在50赫兹以上时： 当系统频繁在50赫兹以下时：系统中机组调峰容量之和=系统上调容量之和2+系统下调容量之和机组调峰容量=机组上调容量2+机组下调容量当系统频率在50赫兹以上时，系统下调调峰容量价值较高，机组下调调峰容量的收入是上调调峰容量的两倍；当系统频率在50赫兹以下时，系统上调调峰容量价值较高，机组上调调峰容量的收入是下调调峰容量的两倍。2、调频的付费（1）市场运行部门确定每年12个月内付的总调频费用为2.628亿元，每时段调频费为1.5万元。（2）调频辅助服务的调频响应容量：签订调频辅助服务合同的发电
13、机组，在系统实际运行时，系统频率出现偏差或联络线ACE0时，发电机组相应的响应容量。（3）调频辅助服务的付费： 该时段调频辅助服务费调频服务费= 机组平均频率响应值 系统中机组平均频率响应值之和其中：机组平均响应值是指机组在系统出现偏差或联络线ACE0时，机组出力的有效变化值，由市场运行部门确定，单位为MW，计算如下：机组平均响应值=平均（Pf）/平均（Pf）当系统频率升高或降低时。P=P2P1其中：P2频率偏差后机组调整后的出力； P1频率偏差前机组的出力；P可正可负f=f1f2f2频率调整后的频率值f1频率调整前的值；f频率调整值，频率下降，f为下，频率上升，为负。平均值指对频率偏差后10
14、分钟内的平均，每分钟采样一点。对于只对联络线P1（定联络线潮流方式）进行响应的发电机组，将其对联络线P1发生变化后的出力响应值折算为对频率的响应值，即：机组平均频率响应值=平均（PP1/K）/平均（P1/KP1/K） =平均（PP1）/平均（P1P1/K） 其中：P为发电机组的出力变化P1为联络线功率的变化 K为系统频率响应系数3、无功的付费：（1）市场运行部门确定每年无功的费用为2.628亿元，每时段无功费为1.5万元。（2）发电机组政党运行时应保持功率因数在0.85至0.9之间。（3）无功辅助服务的无功功率：对于签订无功辅助服务合同的发电机组，若在调度指令或发电计划中确定发电机组在政党功率因数范围之外运行时，发电机组无功功率的调整。无功辅助服务的无功功率的计算公式如下：a、发电机组迟相运行时：无功辅助服务的无功功率=日计划或调度指令要求的机组 无功功率机组正常范围内的无功功率b、发电机组进相运行时：无功
