山西、蒙西、京津唐電力市場交易規(guī)則介紹(中長期+現(xiàn)貨)

電力市場交易簡介目錄中國電力市場化發(fā)展歷程0102中長期交易介紹03山西、蒙西、京津唐區(qū)域中長期交易介紹04山西電力現(xiàn)貨市場介紹01中國電力市場化發(fā)展歷程一、中國電力市場化改革歷程1985-1997國家調(diào)節(jié)、市場引導電力工業(yè)部缺電形勢下的集資辦電1997-2002電力體制改革建立和完善社會主義市場經(jīng)濟體制的重要內(nèi)容政企分開的改革探索，成立國家電力公司。2002-2015國發(fā)〔2002〕5號《關(guān)于印發(fā)電力體制改革方案的通知》1、廠網(wǎng)分開，主輔分離、競價上網(wǎng)、輸配分開。2、建立電力調(diào)度交易中心，劃分發(fā)、輸、配、售各環(huán)節(jié)電價。2015-至今中發(fā)〔2015〕9號《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》管住中間、放開兩頭的體制架構(gòu)，逐漸開放配售電業(yè)務2、電改“9”號文-體制框架2015年3月15日，為貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中全會精神及習總書記在中央財經(jīng)領(lǐng)導小組第六次會議講話精神，國家能源委員會第一次會議精神，中共中央國務院下發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號），拉開新一輪電改序幕。2、電改“9”號文-主要內(nèi)容電力改革（3+1+3）三放開一獨立三強化放開新增配售電市場（配網(wǎng)+售電）放開輸配以外的經(jīng)營性電價放開公益性調(diào)節(jié)性以外的發(fā)電計劃交易機構(gòu)相對獨立（電網(wǎng)最多51%）強化政府監(jiān)管強化電力統(tǒng)籌規(guī)劃強化和提升電力安全高效運行和可靠性供應水平【重要目標】轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)的電力銷售模式打破電力市場電網(wǎng)壟斷恢復電力的商品屬性2、電改“9”號文后續(xù)突破性進展202120212022發(fā)改價格〔2021〕1439號《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》發(fā)改辦價格〔2021〕809號《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知》發(fā)改體改〔2022〕118號《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》1、煤電全電量市場化。2、擴大交易電價范圍（+20%）3、推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場（非居民、農(nóng)業(yè)）。4、工商業(yè)用戶取消目錄銷售電價。1、過渡時期未進市場的工商業(yè)用戶電網(wǎng)代購。但要不斷縮小電網(wǎng)代購電范圍。2、代購價格：以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清。1、2025年全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，國家市場與省級市場協(xié)同運行，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場一體化運營。2、2030年全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，國家市場與省級市場聯(lián)合運行，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進一步優(yōu)化配置。02中長期交易介紹展一、交易概況機組方式、計劃分解月度發(fā)電計劃年度合約電量執(zhí)行實時調(diào)整出力AGC滾動調(diào)整中長期電量日前（日內(nèi)交易）實時平衡（多）日（多）年度日前實時電力用戶（售電公司）中長期交易現(xiàn)貨交易（季）月發(fā)電企業(yè)雙邊協(xié)商/集中競價電力中長期交易：指發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司等市場主體，通過雙邊協(xié)商、集中交易等交易方式，開展的年（多年）、季、月、旬、周等日以上的電力交易。二、交易成員和品種交易品種電能量交易主要開展品種發(fā)電權(quán)交易靈活開展品種合同轉(zhuǎn)讓交易靈活開展品種輸電權(quán)交易根據(jù)發(fā)展開展容量交易根據(jù)發(fā)展開展市場成員各類發(fā)電企業(yè)電網(wǎng)企業(yè)售電公司電力交易機構(gòu)電力調(diào)度機構(gòu)電力用戶儲能企業(yè)三、交易周期及方式交易周期年度（多年）交易月度交易月內(nèi)（多日）交易交易方式雙邊協(xié)商集中交易掛牌交易滾動撮合交易集中競價交易四、集中競價交易出清規(guī)則

買方申報按照價格由高到低排序、賣方申報按照價格由低到高排序。當形成量價交叉點時：交叉點價格作為統(tǒng)一出清價格。當未形成量價交叉點時：有以下兩種情況：①買方申報價格大于賣方申報價格時，申報電量較小方全部成交，成交電量最后點對應買賣方申報價格的平均值作為統(tǒng)一出清價格。②買方申報價格小于賣方申報價格時，則該次交易未成交。買方申報按照價格由高到低排序、賣方申報按照價格由低到高排序。賣方的最低價與買方的最高價優(yōu)先配對，成交價格采用匹配雙方申報價格的均價。直至買方申報價格小于賣方申報價格時中止，成交價格采用匹配雙方申報價格的均價。單方申報價格相同時，按照“時間優(yōu)先”的順序排序。當以上條件均相同時，按照申報電量等比例成交。注：兩種方法在前期成交如何排序、雙方如何配對上都是一致的，主要區(qū)別在于最后以哪個價格作為成交價格。統(tǒng)一邊際出清出清方式高低匹配出清四、集中競價出清案例電廠申報清單用戶申報清單案例1--統(tǒng)一邊際出清電廠名稱申報電量（MWh）申報價（元/MWh）申報時間用戶名稱申報電量（MWh）申報價（元/MWh）申報時間電廠12003989:30:20用戶120040216:30:20電廠210039610:50:20用戶210039010:30:20電廠320039610:30:20用戶320039810:50:20電廠420040410:00:30用戶410039810:30:00電廠520039411:30:20用戶520039411:30:20電廠62003928:30:20用戶62003949:30:20電廠710039012:30:20用戶72003889:40:20電廠820040211:00:20用戶820040011:30:20四、集中競價出清案例案例1--統(tǒng)一邊際出清（有交點）排序的原則（賣方由低到高，買方由高到低）電廠名稱申報電量（MWh）申報價（元/MWh）申報時間排序電廠名稱申報電量（MWh）申報價（元/MWh）申報時間排序電廠71003909:30:20①用戶120040216:30:20①電廠620039210:50:20②用戶820040011:30:20②電廠52003948:30:20③用戶320039810:30:20③電廠320039610:30:20④用戶410039810:50:20④電廠210039610:50:20⑤用戶520039410:50:20⑤電廠120039812:30:20⑥用戶620039411:30:20⑥電廠820040211:00:20⑦用戶21003909:30:20⑦電廠420040410:00:30⑧用戶72003889:40:20⑧四、集中競價出清案例（無交點）案例1--統(tǒng)一邊際出清（無交點）四、高低匹配出清案例案例2--高低匹配出清五、交易組織形式交易周期年度（多年）交易月度交易月內(nèi)（多日）交易交易品種電量交易發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓合同轉(zhuǎn)讓交易方式協(xié)商交易集中競價交易滾動撮合交易掛牌交易市場主體電力用戶售電公司火電企業(yè)新能源企業(yè)六、中長期交易流程六、電量偏差考核（非現(xiàn)貨區(qū)域）偏差電量考核發(fā)電側(cè)整體考核超發(fā)考核交易電價×K1K1（5%-20%）少發(fā)考核交易電價×K2K2（5%-20%）用戶側(cè)（售電公司）分時考核超用考核交易電價×U1U1（5%-20%）少用考核交易電價×U2U2（5%-20%）03山西、蒙西、京津唐中長期交易介紹一、京津唐區(qū)域交易情況（交易形式）年度交易協(xié)商交易電網(wǎng)代購（電網(wǎng)掛牌，發(fā)電側(cè)摘牌）非電網(wǎng)代購用戶（售電公司），交易電量比例不低于全年的80%掛牌交易月度交易電網(wǎng)代購、外送交易（電網(wǎng)掛牌，發(fā)電摘牌）掛牌交易集中競價非電網(wǎng)代購用戶(售電公司)月內(nèi)交易冀北區(qū)域用戶側(cè)合同轉(zhuǎn)讓（1次）月度增量（三地各1次）、天津區(qū)域用戶側(cè)合同轉(zhuǎn)讓（1次）發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓滾動撮合集中競價外送交易（電網(wǎng)掛牌，發(fā)電摘牌）（2-3次）掛牌交易一、京津唐區(qū)域交易情況（總體規(guī)模）交易電量（2280億）年度交易（1922億）占比84.30%北京地區(qū)（220億）“點對網(wǎng)”、冀北、天津發(fā)電企業(yè)均可參與點對網(wǎng)（147億）京津唐網(wǎng)內(nèi)（73億）冀北地區(qū)（697億）域外與冀北域內(nèi)發(fā)電企業(yè)按3:7比例分匹（政府強制執(zhí)行）域外（254億）域內(nèi)（443億）天津地區(qū)（324億）域外與天津域內(nèi)發(fā)電企業(yè)按3:7比例分匹（政府強制執(zhí)行）域外燃煤（90億）域內(nèi)燃煤（234億）電網(wǎng)代購（681億）月度交易（358億）占比15.70%北京（40億）冀北（150億）天津（19億）電網(wǎng)代購（149億）二、山西區(qū)域交易情況（交易形式）年度交易電網(wǎng)代購、戰(zhàn)新產(chǎn)業(yè)、低壓用戶、外送交易掛牌交易協(xié)商交易非年度掛牌用戶交易年度協(xié)商未成交部分集中競價季度交易年度協(xié)商、競價未成交或增量部分協(xié)商交易集中競價季度協(xié)商未成交部分月度交易電網(wǎng)代購、戰(zhàn)新產(chǎn)業(yè)、低壓用戶、外送交易掛牌交易集中競價季度協(xié)商、競價未成交或增量部分月度競價未成交部分滾動撮合月內(nèi)交易日分時交易，每個工作日10點-12點，14點-16點旬分時交易（上、中、下旬各一次）滾動撮合集中競價現(xiàn)貨交易交易不屬于中長期交易，后續(xù)章節(jié)專題匯報。二、山西區(qū)域交易情況（總體規(guī)模）交易規(guī)模（1840億）省內(nèi)交易（1500億）占比（81.52%）中長期交易（約占90%）普通用戶(1200億）年（季）度雙邊協(xié)商（720億）月及月內(nèi)分時交易（270億）電網(wǎng)代購（200億）年（月）度掛牌交易低壓用戶交易（10億）戰(zhàn)新交易（150億）現(xiàn)貨交易（約占10%）外送交易（340億）占比（18.48%）蘇晉能源機組(140億)其它省內(nèi)機組(200億)交易總規(guī)模1840億千瓦時三、蒙西區(qū)域交易情況（交易形式）發(fā)電側(cè)火電企業(yè)新能源企業(yè)用戶側(cè)高耗能行業(yè)一般行業(yè)煤炭行業(yè)售電公司一般工商業(yè)用戶（電網(wǎng)代購）交易品種協(xié)商交易掛牌交易競價交易年度交易協(xié)商交易月度交易掛牌交易競價交易掛牌交易月內(nèi)交易（增量交易、合同轉(zhuǎn)讓）新能源交易競價交易協(xié)商交易掛牌交易協(xié)商交易三、蒙西區(qū)域交易情況（總體規(guī)模）蒙西市場電量2012億年度交易871.88億（占比43.33%）高耗能行業(yè)763.97億電網(wǎng)代購107.91億月度交易1140.11億（占比56.66%）高耗能行業(yè)216.15億電網(wǎng)代購252.09億一般行業(yè)631.64億煤炭用戶40.24億月內(nèi)交易0.1億（占比0.01%）月內(nèi)增量用戶0.1億合同轉(zhuǎn)讓04山西電力現(xiàn)貨市場介紹輸入主標題輸入副標題山西電力現(xiàn)貨市場介紹電力現(xiàn)貨市場定義：包括日前、日內(nèi)、實時的電能量交易和調(diào)頻、調(diào)峰、備用等輔助服務交易的電力市場。日前市場：基本確定運行日的負荷需求、開機機組出力水平、電網(wǎng)運行邊界條件等交割條件。實時市場+輔助服務市場：保證發(fā)用實時平衡。一、現(xiàn)貨試點分布二、山西電力現(xiàn)貨市場報價與出清現(xiàn)貨市場報價火電企業(yè)以機組為單位申報電量報電價曲線等信息，新能源機組參與現(xiàn)貨交易時，初期采取“報量不報價”的方式保證優(yōu)先出清。電力大用戶（售電公司）參與現(xiàn)貨交易時,采取“報量不報價”的方式，其申報的用電需求曲線參與日前現(xiàn)貨市場出清。隨山西現(xiàn)貨市場的不斷發(fā)展，逐步實現(xiàn)新能源機組及用戶側(cè)按照“報量報價”的方式參與市場。二、山西電力現(xiàn)貨市場報價與出清二、山西電力現(xiàn)貨市場報價與出清

#1機組數(shù)據(jù)申報#2機組數(shù)據(jù)申報最小在線時間72小時最小在線時間72小時最小停機時間24小時最小停機時間24小時機組爬坡速率第一時段爬坡速率0.8%第一時段爬坡速率0.8%第二時段爬坡速率0.8%第二時段爬坡速率0.8%第三時段爬坡速率0.8%第三時段爬坡速率0.8%第四時段爬坡速率0.8%第四時段爬坡速率0.8%第五時段爬坡速率0.8%第五時段爬坡速率0.8%調(diào)頻輔助服務報價第一時段報價

元/MW第一時段報價

元/MW第二時段報價

元/MW第二時段報價

元/MW第三時段報價

元/MW第三時段報價

元/MW第四時段報價

元/MW第四時段報價

元/MW第五時段報價

元/MW第五時段報價

元/MW機組核定發(fā)電成本

機組核定發(fā)電成本

機組啟動費用1000000元/次機組啟動費用1000000元/次機組調(diào)峰運行下限第一時段運行上/下限100330(00:15-06:00)第一時段運行上/下限100310(00:15-06:00)第二時段運行上/下限100330(06:15-10:00)第二時段運行上/下限100310(06:15-10:00)第三時段運行上/下限100330(10:15-16:00)第三時段運行上/下限100310(10:15-16:00)第四時段運行上/下限100330(16:15-21:00)第四時段運行上/下限100310(16:15-21:00)第五時段運行上/下限100330(21:15-24:00)第五時段運行上/下限100310(21:15-24:00)段號#1機開始出力

(MW)#1機終止出力（MW）#1機報價

（元/MWh）#2機開始出力

(MW)#2機終止出力（MW）#2機報價

（元/MWh）1100101319.5100101320.8210112033010112035031201503501201503804150180380150170420518021043017019045062102404801902205007240270520220250550827029060025027060092903108002702908001031033012002903101000

啟動費用1000000

1000000二、山西電力現(xiàn)貨市場報價與出清出清原則日前出清

電力調(diào)度機構(gòu)將次日系統(tǒng)負荷預測曲線、用電側(cè)申報曲線、聯(lián)絡(luò)線外送計劃、各機組報價、機組運行參數(shù)、線路運行參數(shù)等作為輸入信息，以全網(wǎng)發(fā)電成本最小化為目標，考慮備用需求、斷面極限等電網(wǎng)運行約束，以及最大最小出力、爬坡限制等機組運行約束，經(jīng)安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）程序計算，形成日前開機組合、各機組日前96點發(fā)電計劃曲線（含96點日前分時電價）。實時出清

基于日前電能量市場封存的發(fā)電機組申報信息，根據(jù)超短期負荷預測、新能源發(fā)電預測，日內(nèi)省間現(xiàn)貨交易結(jié)果、日內(nèi)華北跨省調(diào)峰交易結(jié)果等邊界條件，在日前發(fā)電終計劃的基礎(chǔ)上，以全網(wǎng)發(fā)電成本最小化為優(yōu)化目標，采用安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）算法進行集中優(yōu)化計算，出清得到實時市場交易結(jié)果（含96點實時分時電價）。二、山西電力現(xiàn)貨市場報價與出清出清原則

日前、實時市場均采用節(jié)點邊際電價定價機制。所有參與市場競價的機組報價截止后，在滿足電網(wǎng)安全運行約束的條件下，按照報價由低到高依次成交，直至累計發(fā)電出力等于全部負荷需求。此時，滿足負荷需求的最后一臺成交機組的報價即為該時刻市場出清的邊際價格，該時刻所有中標機組的電量均按此價格進行結(jié)算。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析結(jié)算模式及特點三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析結(jié)算周期結(jié)算公式批發(fā)市場結(jié)算周期采用“日清月結(jié)”的模式。即按日進行市場化交易結(jié)果清分，生成日清分賬單；按月進行市場化交易電費結(jié)算，生成月結(jié)算賬單，并向市場主體發(fā)布。零售市場根據(jù)售電合同性質(zhì)以月度為周期結(jié)算，即按月進行零售市場電費結(jié)算，生成月結(jié)算賬單，并向市場主體發(fā)布。R總＝R中長期＋R日前＋R實時（其中R：代表電能電費）R中長期＝∑（Q合約,t×P合約,t）R日前=∑（Q日前,t×P日前,t）R實時=∑（Q實時,t×P實時,t）

在現(xiàn)貨電量市場，日前現(xiàn)貨電量Q日前,t為對應時刻日前出力電量與中長期合約電量的偏差；實時現(xiàn)貨電量Q實時,t

為對應時刻實時出力電量與日前出力電量的偏差。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析結(jié)算示例某電廠某日中長期合約電量80Mwh，合約電價282元/Mwh，日前出清95Mwh，日前現(xiàn)貨平均電價200元/Mwh，實時電量90Mwh，實時現(xiàn)貨平均電價205元/Mwh。中長期電量結(jié)算=80*282=22560元；日前現(xiàn)貨結(jié)算=（95-80）*200=3000元；實時現(xiàn)貨結(jié)算=（90-95）*205=-1025元；電能量電費=22560+3000+（-1025）=24535元。單位邊際收益=平均電價-單位平均變動成本凈整體多發(fā)少發(fā)：現(xiàn)貨電價與變動成本比較（假設(shè)變動成本190元/Mwh、220元/Mwh），中長期倉位控制多少：現(xiàn)貨電價和中長期電價比較。=R總-C變動成本=282000元-300兆瓦*300元/Mwh=192000（元）。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析以下以三種典型工況結(jié)合某電廠實際運行日案例進行分析，能夠更好的理解電費收入及凈收益情況。為便于分析案例全部假設(shè)實時出力及電價與日前出力及電價相同（即實時電費部分為零）。工況1：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之上，日前現(xiàn)貨電價高于變動成本，多發(fā)高價現(xiàn)貨獲取收益電價：1500元/Mwh電價：380元/Mwh中長期曲線分解后電力為150兆瓦，電價380元/Mwh；日前出清電力曲線為300兆瓦，電價為1500元/Mwh；變動成本為300元/Mwh。小時結(jié)算電費為R總＝R中長期+R日前=150Mwh*380元/Mwh+（300Mwh-150Mwh）*1500元/Mwh=282000（元）；小時凈收益=R總-C變動成本=282000元-300Mwh*300元/Mwh=192000（元）。此工況若現(xiàn)貨電價低于機組變動成本300元/Mwh，則造成發(fā)電損失。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析工況1：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之上，日前出清現(xiàn)貨電價高于變動成本，多發(fā)高價現(xiàn)貨獲取收益

如圖所示：機組雙機運行，日前及實時出清負荷曲線均在中長期合約之上。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析工況1：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之上，日前出清現(xiàn)貨電價高于變動成本，多發(fā)高價現(xiàn)貨獲取收益

如圖所示：日前及實時出清電價均較高，最高達1500元/Mwh。

當日全廠凈收益達到194.4萬元（含稅）。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析工況2：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之下，現(xiàn)貨出清高價區(qū)間無法帶負荷轉(zhuǎn)出合約導致收益受損。電價：1500元/Mwh電價：380元/Mwh假設(shè)全廠裝機容量為2*300兆瓦,1號機組故障停機，中長期電力曲線為400兆瓦，電價為380元/Mwh，日前電力曲線為300兆瓦，電價為1500元/Mwh；變動成本為300元/Mwh。小時結(jié)算電費為R總＝R中長期+R日前=400Mwh*380元/Mwh+（300Mwh-400Mwh）*1500元/Mwh=2000（元）；小時凈收益=R總-C變動成本=2000元-300Mwh*300元/Mwh=-88000（元）。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析工況1：日前出清現(xiàn)貨電價高，多發(fā)高價現(xiàn)貨獲取收益如圖所示：1號機組非停，2號機單機運行因供熱最高負荷285MW，日前及實時發(fā)電曲線均低于中長期合約曲線。工況2：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之下，現(xiàn)貨出清高價區(qū)間無法帶負荷轉(zhuǎn)出合約導致收益受損。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析工況1：日前出清現(xiàn)貨電價高，多發(fā)高價現(xiàn)貨獲取收益如圖所示：日前及實時出清電價均較高，最高達1500元/Mwh。當日凈收益僅為16.5萬元（含稅）。某電廠1-2月停機時間較長，且停機時段整體出清電價較高，造成收益受損嚴重。工況2：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之下，現(xiàn)貨出清高價區(qū)間無法帶負荷轉(zhuǎn)出合約導致收益受損。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析電價：0元/Mwh電價：380元/Mwh中長期分解后電力曲線為300兆瓦，電價380元/Mwh；機組停運，日前電量0Mwh，電價為0元/Mwh；變動成本為300元/Mwh。小時結(jié)算電費為R總＝R中長期+R日前=300Mwh*380元/Mwh+（0Mwh-300Mwh）*0元/Mwh=114000（元）；因機組停運，發(fā)電量為0Mwh，不產(chǎn)生變動成本，結(jié)算電費全部為凈收益。假設(shè)未停機按照300兆瓦負荷運行：小時凈收益=300

Mwh*（380-300）=24000（元）工況3：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之下（以下以機組停運為例），現(xiàn)貨出清電價為0元/Mwh，通過轉(zhuǎn)出合約獲取差價收益。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析工況1：日前出清現(xiàn)貨電價高，多發(fā)高價現(xiàn)貨獲取收益

如圖所示：2號機組停運，1號機單機運行最低負荷130MW，日前及實時發(fā)電曲線均低于中長期合約曲線。工況3：現(xiàn)貨出清電力曲線在中長期合約電力曲線之下（以下以機組停運為例），現(xiàn)貨出清電價為0元/Mwh，通過轉(zhuǎn)出合約獲取差價收益。三、山西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算解析工況1：日前出清現(xiàn)貨電價高，多發(fā)高價現(xiàn)貨獲取收益

如圖所示：日前及實時出清電價均較低，最低達0元/Mwh，且維持時間較長，晚峰最高價格360元/Mwh。當日凈收益為173.3萬元（含稅）。

山西電力市場3月份整體新能源出力較高，市場出清電價較低（日前平均電價約265元/Mwh），某電廠單機運行時間較長是收益及電價高的主要原因。工況3：機組日前出清電力曲線在中長期合約電力曲線之下（以機組停運為例），日前出清電價為0元/Mwh，通過轉(zhuǎn)出合約獲取差價合約收益。四、某電廠一季度營銷情況及分析1月營銷情況分析（按月度結(jié)算單）

如圖所示：1月份整體市場需求較高，且新能源平均出力較低，中午時段最高未達到1000萬KW，導致1月日前出清電價整體較高。1月日前現(xiàn)貨平均電價378元/Mwh。（中長期343元/Mwh，變動成本261元/Mwh）四、某電廠一季度營銷情況及分析1月營銷情況分析（按月度結(jié)算單）四、某電廠一季度營銷情況及分析平均結(jié)算電價398.5元/Mwh1月營銷情況分析（按月度結(jié)算單）明細單位數(shù)值中長期合約量Mwh240912.26中長期均價元/Mwh343.23現(xiàn)貨電量Mwh-29358.61加權(quán)現(xiàn)貨均價元/Mwh0.03實際上網(wǎng)電量Mwh211553.65實際結(jié)算電價元/Mwh398.53實際結(jié)算電費萬元8430.99平均變動成本元/Mwh261.63邊際收益萬元2896.11

影響電價統(tǒng)計54.03元/Mwh影響原因明細單位數(shù)值1號機組非停影響邊際收益萬元500.03影響電價元/Mwh25.90設(shè)備缺陷影響影響邊際收益萬元118.13影響電價元/Mwh4.34供熱影響影響邊際收益萬元245.49影響電價元/Mwh16.91煤質(zhì)影響影響邊際收益萬元91.09影響電價元/Mwh6.88理想結(jié)算電價452.5元/Mwh明細單位數(shù)值無影響理想邊際收益萬元3850.85無影響理想電價元/Mwh452.5四、某電廠一季度營銷情況及分析2月營銷情況分析（按月度結(jié)算單）

如圖所示：2月份整體市場需求較1月稍有下降，新能源平均出力稍有升高，中午部分時段日前出力1000萬KW，現(xiàn)貨價格略有走低，2月現(xiàn)貨出清電價372元/Mwh（中長期335元/Mwh，變動成本314元/Mwh）。四、某電廠一季度營銷情況及分析2月營銷情況分析（按月度結(jié)算單）四、某電廠一季度營銷情況及分析平均結(jié)算電價367.82元/Mwh2月營銷情況分析（按月度結(jié)算單）明細單位數(shù)值中長期合約量Mwh289112.29中長期均價元/Mwh334.79現(xiàn)貨電量Mwh-108642.44加權(quán)現(xiàn)貨均價元/Mwh345.60實際上網(wǎng)電量Mwh180469.85實際結(jié)算電價元/Mwh367.82實際結(jié)算電費萬元6638.10平均變動成本元/Mwh314.02邊際收益萬元1024.53

影響電價統(tǒng)計84.75元/Mwh理想結(jié)算電價452.6元/Mwh明細單位數(shù)值無影響理想邊際收益萬元2202.26無影響理想電價元/Mwh452.6影響原因明細單位數(shù)值1號機組非停影響邊際收益萬元59.97影響電價元/Mwh5.652號機組調(diào)停（線路檢修）影響邊際收益萬元554.01影響電價元/Mwh36.