（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，7月21日，江苏电力交易中心发布《江苏电力现货市场运营规则V2.0》结算部分示例说明V1.1。

规则明确了用电侧（发电侧）支付（收取）的市场运营费用包括成本补偿费用、市场不平衡费用、市场调节费用。

中长期部分结算时，中长期合约电量按照合约约定价格结算。其中，省内中长期合约结算时，应叠加所在分区边际电价与中长期结算参考点现货电价差值。初期，中长期结算参考点现货电价取为实时市场统一结算点电价；

现货部分结算时，发电侧主体采用机组所在分区电价。初期，结算实时市场偏差电量：实际上网电量与省内中长期合约、跨区跨省交易、保量保价小时数电量（如有）的偏差电量，按照实时市场分区电价结算。批发市场用户侧主体采用统一结算点电价。初期，结算实时市场偏差电量：实际用电量与省内中长期合约、跨区跨省交易的偏差电量，按照实时市场统一结算点电价进行结算。

中长期、现货部分结算 示例1

某日0:00-0:15时段全省参与现货结算的发电机（项目）中，江南分区总上网电量6000MWh，实时市场分区出清价格300元/MWh；江北分区总上网电量6500MWh，实时市场分区出清价格280元/MWh。

则中长期结算参考点现货电价=统一结算点结算电价=（6000x300+6500x280）/（6000+6500）=289.6元/MWh。

江北分区某新能源发电项目该时段上网电量12MWh，中长期合约曲线分解至该时段电量5MWh，能量块交易总电量-1MWh，保障性利用小时电量6MWh。该时段中长期交易（含能量块交易）按照合约价格叠加分区边际电价与中长期结算参考点现货电价差值280-289.6=-9.6元/MWh后结算。（初期该叠加价差费用全额返还给该发电项目，相当于中长期交易仍按合约价格结算）。保障性利用小时电量按0.391元/MWh结算，实时市场偏差12-5-（-1）-6=2MWh，按江北分区实时出清价280元/MWh结算。

若该项目其他参数不变，上网电量为9MWh，则其他成分结算量价不变，实时市场偏差为9-5-（-1）-6=-1MWh，按所在分区实时出清价280元/MWh结算。

用电侧（发电侧）支付（收取）的市场运营费用包括成本补偿费用、市场不平衡费用、市场调节费用。

成本补偿费用和分摊：由启停机组成本补偿费用构成：煤电、核电机组启动后72小时内发生的停机或停机后72小时内发生的启动，实施启停机组成本补偿（包括日前出清启停和临时调令启停，属于非计划停运引起的除外，跨月启停或者停启情况纳入次月结算）。按照启停费用报价予以补偿。启停机组成本补偿费用按月向参与现货市场的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）按照用电量占比分摊。

成本补偿费用示例2

某煤电机组某月5日启动费用报价为30万元。该机组3日7:00根据调度临时调令停机，5日19:00根据实时市场出清结果开机，因该机组在停机后72小时内启动，按其报价获得补偿30万元。

市场不平衡费用：由k值返还回收及不平衡费用和结构性偏差电费及量价不平衡费用构成。

k值返还回收及不平衡费用：引入中长期结算参考点现货电价后，参与现货市场结算的发电机组（或风电、光伏项目）中长期合约执行价格变动导致的损益部分，向其返还或回收返还或回收的比例设置为k（0≤k≤1）， 初期为1，后续根据市场建设进程逐步降低。返还或回收后，产生的收支不平衡费用向参与现货市场结算的发电侧主体按中长期合约电量分摊或返还。

k值返还回收及不平衡费用 示例3

接示例1中：该项目中长期交易按照合约价格叠加280-289.6=-9.6元/MWh结算，因初期k值为1，该叠加价差费用按9.6×k=9.6元/MWh全额返还给该发电项目，相当于中长期交易仍按合约价格结算，且全市场产生的不平衡资金为0。

假设远期某日k值为0.7，则某时段江北分区机组返还后价差费用余额为 9.6×（1-0.7）=2.88元/MWh，江南分区机组返还后价差费用余额为（289.6-300）×（1-0.7）=-3.12元/MWh，即按3.12元/MWh回收。假设该时段江北机组中长期交易（含能量块交易）合约电量5500MWh，江南机组中长期交易（含能量块交易）合约电量5000MWh，则产生收支不平衡费用 5500×2.88+5000×（-3.12）=240元，即共返还240元，按中长期合约电量比例分配，每MWh中长期合约电量返还240/（5500+5000）=0.02286元。

结构性偏差电费及量价不平衡费用：初期在电网企业代理购电月度偏差电量参考现货市场价格结算的情况下，市场内发电侧现货结算电量与用电侧现货结算电量、发电侧中长期偏差结算电量之差，为结构性偏差电量，按照实时市场统一结算点价格的全月算术均价与电网公司结算，形成结构性偏差电费。代理购电全月偏差电量等于结构性偏差电量。

市场内发电侧现货结算电费与用电侧现货结算电费、发电侧中长期偏差结算电费、结构性偏差电费之差，为量价不平衡费用，在参与现货市场结算的批发市场发用两侧主体间按1：1比例分摊，其中发电主体按月度上网电量占比分摊，一类用户及售电公司（含虚拟电厂）按月度用电量占比分摊。

结构性偏差电费及量价不平衡费用示例4

某现货运行月份全省参与现货结算的发电机组（项目）结算实时偏差电量3亿千瓦时，偏差电费0.9亿元，参与现货结算的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）结算实时偏差电量1.6亿千瓦时，偏差电费0.5亿元，参与中长期交易但未参与现货结算的主体（例如参与绿电交易的新能源）结算月度偏差电量-0.3亿千瓦时，偏差电费-0.1亿元，全月统一结算点算术均价0.298元/千瓦时，电网企业通过中长期交易从市场采购电量0.6亿千瓦时，采购均价0.35元/千瓦时。

则该月形成结构性偏差电量3+（-0.3）-1.6-0.6=0.5亿千瓦时，结构性偏差电费（-0.5）×0.298=-0.149亿元，形成量价不平衡资金0.9+（-0.1）-0.5-0.6×0.35-0.5×0.298=-0.059亿元。（正值表示向经营主体收取，负值表示向经营主体返还）。

该费用中的1/2按照上网电量比例向参与现货结算的发电机组（项目）返还，1/2按照用电量比例向参与现货结算的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）返还。

市场调节费用：由机组低负荷运行补偿费用和分摊、电网侧储能电站调节补偿费用和分摊、虚拟电厂补偿费用和返还、发电侧超额收益回收费用和返还、用户侧中长期偏差收益回收费用和返还、调试机组超额收益回收、交易执行考核费用和返还疏导七部分构成。

机组低负荷运行补偿费用和分摊示例5

某经调度控制中心认定具有深度调峰能力的燃煤机组，其额定容量为1000MW。该机组某现货时段（15分钟）上网电量100MWh。该时段其所在分区实时电价为280元/MWh,该时段该分区的节点均价为150元/MWh。该时段此机组处于正常运行状态（不在启机后4个小时和停机前4个小时范围内）。

则该时段此机组的低负荷运行补偿电量为1000×0.45×15（分钟）/60（分钟）-100=12.5MWh，补偿金额为12.5×（280-150）=1625元。

假设全月所有机组获得的低负荷运行补偿总金额为0.8亿元，参与现货市场的风电光伏项目全月总上网电量为38亿千瓦时，某光伏项目全月总上网电量为200万千瓦时，则其分摊金额为8000/380000×200=4.21万元。

电网侧储能电站调节补偿费用和分摊示例6

某装机为2×600MW的火电厂某现货月上网电量6亿千瓦时，其全月中长期合约总电量5亿千瓦时。该月其所在分区实时市场算术均价为280元/MWh，该月全省发电企业中长期合约加权均价为350元/MWh。该月参与现货结算的所有火电、核电、新能源总上网电量390亿千瓦时，结构性偏差电量（向市场内送入）20千瓦时。

则：折算上网电量为 6×（390+20）/390=6.308亿千瓦时，因中长期合约电量小于上网电量，该厂中长期合约占比为5/min（6，6.308）=0.833<90%，该厂超额收益为600000（ MWh）×（ 0.9-0.833）×（280-350）=-281.4 万元<0，超额收益回收费用为0；若该厂上网电量为4亿千瓦时，其他参数不变，则：折算上网电量为4×（390+20）/390=4.205亿千瓦时因中长期合约电量大于上网电量，该厂中长期合约占比为5/Max（4，4.205）=1.189>110%该厂超额收益为400000（MWh）× （1.1-1.189）×（280-350）=249.2万元>0，超额收益回收费用为 249.2万元。

全省火电、核电、新能源电厂超额收益回收总费用中的1/2按照上网电量比例向参与现货结算的发电机组（项目）返还，1/2按照用电量比例向参与现货结算的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）返还。

用户侧中长期偏差收益回收费用和返还 示例7

某售电公司某现货月代理零售用户总用电量6亿千瓦时，其全月中长期合约总电量5亿千瓦时。该月实时市场统一结算点算术均价为298元/MWh，该月全省一类用户、售电公司（含虚拟电厂）中长期合约加权均价为350元/MWh。

则：因中长期合约电量小于用电量，该厂中长期合约占比为 5/6=0.833<90%，该售电公司超额收益为600000（MWh）×（0.9-0.833）×（350-298）=209.04 万元>0，超额收益回收费用为209.04万元。

若该售电公司代理用户用电量为4亿千瓦时，其他参数不变，则：因中长期合约电量大于上网电量该厂中长期合约占比为5/4=1.25>110%该厂超额收益为400000（MWh）×（1.1-1.25）×（350-298）=-312万元<0，超额收益回收费用为0。

全省火电、核电、新能源电厂超额收益回收总费用中的1/2按照上网电量比例向参与现货结算的发电机组（项目）返还，1/2按照用电量比例向参与现货结算的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）返还。

调试机组超额收益回收 示例8

某发电机组因自身原因申报从10:05至20:35调试，其在10:00-10:15时段产生上网电量100MWh，其中中长期合约电量105MWh，均价410元/MWh（含分区价差），实时偏差电量-5MWh，均价280元/MWh。10:15-10:30 时段产生上网电量120MWh，其中中长期合约电量80MWh，均价410元/MWh（含分区价差未返还部分），实时偏差电量20MWh，均价270元/MWh。燃煤基准价391元/MWh。

则：10:00-10:15时段按市场价结算的电能量均价为[105×410+（-5）×280]/100=416.5元/MWh。

10:00-10:15机组调试超额收益为 100×10（分钟）/15（分钟）×（416.5-391）=1700元；10:15-10:30时段按市场价结算的电能量均价为（80×410+20×270）/100=382元/MWh；10:15-10:30机组调试超额收益为100×（382-391）=-900元<0，不回收。

全省全月调试机组超额收益回收费用总和按月度上网电量比例向参与出清的发电侧主体（统调火电、核电、统调集中式风电光伏）返还。

交易执行考核费用和返还疏导 示例9

A发电机组10:00-10:15时段调度指令100MWh，实际积分电量105MWh，多发电量5MWh，超过调度指令3%的部分为2MWh（燃煤基准价为391元/MWh）。

若此时分区实时节点均价为300元/MWh，高于50%燃煤基准价（0.5*391=195.5 元/MWh），不收取调节费用。

若此时分区实时节点均价为100元/MWh，低于50%燃煤基准价（0.5*391=195.5 元/MWh），对超出调度指令3%的部分按1.5*（391-100）=436.5元/MWh价格收取调节费用，调节费用为2*436.5=873元。

B发电机组12:00-12:15时段调度指令100MWh，实际积分电量95MWh，少发电量5MWh，超过调度指令3%的部分为2MWh（燃煤基准价为391 元/MWh）。

若此时分区实时节点均价为500元/MWh，低于150%燃煤基准价（1.5*391=586.5 元/MWh），不收取调节费用。

若此时分区实时节点均价为700元/MWh，高于150%燃煤基准价（1.5*391=586.5元/MWh），对超出调度指令3%的部分按1.5*（700-391）=463.5元/MWh价格收取调节费用，调节费用为2*463.5=927元。

原文如下：