浙電力現(xiàn)貨市場結(jié)算示例

浙電力現(xiàn)貨市場結(jié)算示例本算例僅適用于此次結(jié)算試運(yùn)行，用于介紹電費構(gòu)成和結(jié)算過程，不表征實際結(jié)算結(jié)果。一、現(xiàn)貨市場總電能電費計算假設(shè)M月參與現(xiàn)貨試運(yùn)行的各類型機(jī)組的總電量、電價（假設(shè)各結(jié)算時段電價相同）數(shù)據(jù)如表1所示，所有電價均包含環(huán)保電費和超低排放費用。1機(jī)組類型電量（104·MWh）電價（元/MWh）中長期合約電量日前市場電量計量上網(wǎng)電量中長期合約電價日前市場電價實時市場電價燃煤180019002000464505508燃?xì)?31120146643505508水電343536510505508核電181195190420505508合計214622502372本次現(xiàn)貨試運(yùn)行以參與現(xiàn)貨試運(yùn)行的所有發(fā)電機(jī)組平均電能量價格P現(xiàn)貨均價（含結(jié)算周期內(nèi)日前電量電費、實時偏差電量電費、中長期合約差價電費）作為二級限價監(jiān)測值。當(dāng)二級限價監(jiān)測值高于二級限價觸發(fā)值（本例中暫取2月晾曬電煤現(xiàn)貨采購價格上浮30%形成的煤電月度聯(lián)動交易價格，為472.30元/MWh）時，同比例調(diào)整現(xiàn)貨試運(yùn)行期間的每個出清時段的日前市場出清價格和實時市場出清價格，直至二級限價監(jiān)測值不高于二級限價觸發(fā)值。經(jīng)過二次限價計算后的電能量資金向所有工商業(yè)用戶按實際用電量比例分?jǐn)?返還。參與結(jié)算試運(yùn)行的機(jī)組在現(xiàn)貨市場中的電能電費以其所在發(fā)電側(cè)節(jié)點電價進(jìn)行結(jié)算，依據(jù)“日前基準(zhǔn)、實時差量、合約差價”的原則進(jìn)行結(jié)算。現(xiàn)貨市場電能電費=日前市場電能電費+實時市場差量電費+中長期合約差價電費。其中，日前市場電能電費等于日前市場出清價格乘以日前出清電量（R日前P日前Q日前）；實時市場差量電費等于實時計量電量與日前市場出清電量的差值乘以實時市場出清價格（R實時（Q實時Q日前）P實時）；中長期合約差價電費等于中長期合約價格與日前市場出清價格的差值乘以中長期合約電量（R合約（P合約P日前）Q合約）。參與現(xiàn)貨市場的所有機(jī)組電能量電費計算結(jié)果如下：燃煤機(jī)組的日前市場電能電費=1900505=959500萬元，=2000-1900=元合=464505×=-元量電R電能煤總959500-元燃?xì)鈾C(jī)組的日前市場電能電費=120505=60600萬元，146120元合643505元量電R電能氣總60600元水電機(jī)組的日前市場電能電費=35505=17675萬元，3635508元合510505元量電R電能水總17675508元核電機(jī)組的日前市場電能電費=195×505=98475元，實時市場差量電費=（190-195）×508=-2540元，中長期合約差價電費=（420-505）×180.5=-15342元，現(xiàn)貨市場電能量電費R電能核總=80593元。二級限價前的現(xiàn)貨市場總電能量電費及其構(gòu)成具體如表3所示。二級限價前的現(xiàn)貨市場總電能量電費F現(xiàn)貨運(yùn)行情形總=R電能煤總+R電能氣總+R電能水總+R電能核總=80593=1127388元。表2二級限價前的現(xiàn)貨市場總電能量電費機(jī)組類型現(xiàn)貨市場電能電費（萬元）中長期合約差價電費日前市場電能電費實時市場電能電費現(xiàn)貨市場總電能電費燃煤-7380095950050800936500燃?xì)?8133606001320891941水電1711767550818354核電-1534298475-254080593合計-708381136250619761127388本例中二級限價監(jiān)測值P現(xiàn)貨均價=F現(xiàn)貨運(yùn)行情形總/總計量電量=1127388/2372=475.29元/MWh，該數(shù)值高于二級限價觸發(fā)值，調(diào)整后的日前、實時市場電價如表3所示。二級限價后各機(jī)組類型電量（104·MWh）電價（元/MWh）中長期合約電量日前市場電量計量上網(wǎng)電量中長期合約電價日前市場電價實時市場電價燃煤180019002000464473.71476.52燃?xì)?31.4120146643473.71476.52水電34.23536510473.71476.52核電180.5195190420473.71476.52合計2146.1225023723.燃煤機(jī)組的日前市場電能電費=1900473.71=900049元，=2000-1900=萬元合=464473.71×=-萬元電900049燃?xì)鈾C(jī)組的日前市場電能電費=120473.71=56845萬元，146120萬元合643473.71萬元電R電能氣總56845元水電機(jī)組的日前市場電能電費=35473.71=16580萬元，35477萬元合473.71萬元電R電能水總16580477萬元核電機(jī)組的日前市場電能電費=195×473.71=92373萬元，實時市場差量電費=（190-195）×=-2383萬元，中長期合約差價電費=（420-473.71）×180.5=-9694萬元，現(xiàn)貨市場電能電費二級限價后的現(xiàn)貨市場總電能量電費及其構(gòu)成具體如表5所示。二級限價后的現(xiàn)貨市場總電能量電費F現(xiàn)貨運(yùn)行情形總=R電能煤總+R電能氣總+R電能水總+R電能核總=80296=1120297萬元。表4二級限價后的現(xiàn)貨市場總電能量電費機(jī)組類型現(xiàn)貨市場電能電費（萬元）中長期合約差價電費日前市場電能電費實時市場電能電費現(xiàn)貨市場總電能電費燃煤-1747890004947652930223燃?xì)?2245568451239091480水電12411658047718298核電-969492373-238380296合計-36861065837581361120297（F）參與現(xiàn)貨試運(yùn)行的所有機(jī)組在現(xiàn)貨未運(yùn)行情形下的總電能量電費（F現(xiàn)貨未運(yùn)行情形總）電能量電費等于其參與現(xiàn)貨試運(yùn)行期間的實際計量上網(wǎng)電量按照中長期交易相關(guān)規(guī)則結(jié)算所得的電費。假設(shè)參與現(xiàn)貨的所有機(jī)組在現(xiàn)貨未運(yùn)行情形下的電能量電費如表5所示。現(xiàn)貨未運(yùn)行情形下電能量電費機(jī)組類型現(xiàn)貨未運(yùn)行情形下總電能量電費（萬元）燃煤928000燃?xì)?3878水電18360核電79800合計1120038參與現(xiàn)貨的所有機(jī)組在現(xiàn)貨未運(yùn)行情形下的總電能量電費F現(xiàn)貨未運(yùn)行情形總為1120038萬元。用戶側(cè)電能量分?jǐn)?返還資金（△F）為二級限價后現(xiàn)貨運(yùn)行情形結(jié)算模式下的機(jī)組（F現(xiàn)貨運(yùn)行情形總）與其在現(xiàn)貨未運(yùn)行情形結(jié)算模式下的總電能量電費（F）的差值，計算公式如下：△F=F現(xiàn)貨運(yùn)行情形總-F現(xiàn)貨未運(yùn)行情形總電能量分?jǐn)?返還資金0038假設(shè)M月全體工商業(yè)用戶的用電量為300億千瓦時，則度電分?jǐn)偧s0.1厘/千瓦時（/300億千瓦時）。二、發(fā)電機(jī)組結(jié)算電費計算假設(shè)有4臺機(jī)組，分別為燃煤機(jī)組A、燃?xì)鈾C(jī)組B、水電機(jī)組C和核電機(jī)組D，均參與現(xiàn)貨市場。各自的中長期合約、日前市場和實時市場電量電價（假設(shè)各結(jié)算時段電價相同）數(shù)據(jù)如表6所示，所有電價均包含環(huán)保電費和超低排放費用。表6機(jī)組代號機(jī)組類型電量（104·MWh）電價（元/MWh）容量電費（元）中長期合約電量日前市場電量計量上網(wǎng)電量中長期合約電價日前市場電價實時市場電價A燃煤48.65054464505508833.33B燃?xì)?81720643505508994.19C水電9.59.8105105055080D核電78.8583834205055080合計154.951601671828參與結(jié)算試運(yùn)行的機(jī)組在現(xiàn)貨市場中的總電費R發(fā)電電費由二級限價后的電能量電費R電能、超額獲利回收C超額獲利回收、輔助服務(wù)費用R輔助服務(wù)、成本補(bǔ)償費用R成本補(bǔ)償、容量電費R容量、市場分?jǐn)?返還費用R市場分?jǐn)?返還、追退補(bǔ)電費R追退補(bǔ)、燃煤電廠超低排放扣除費用C超低排扣除和綠電環(huán)境權(quán)益費用R綠電環(huán)境權(quán)益等組成。R批發(fā)電費=R電能－C超額獲利回收+R輔助服務(wù)+R成本補(bǔ)償+R容量+R市場分?jǐn)?返還+R追退補(bǔ)－C超低排扣除+R綠電環(huán)境權(quán)益本算例中暫不考慮超額獲利回收C超額獲利回收、追退補(bǔ)電費R追退補(bǔ)和綠電環(huán)境權(quán)益費用R綠電環(huán)境權(quán)益，市場分?jǐn)?返還費用R市場分?jǐn)?返還中包含成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用和市場化輔助服務(wù)分?jǐn)傎M用，環(huán)保電費和超低排放費用在中長期合約價格、現(xiàn)貨市場出清價格中體現(xiàn)，計入電能電費中。不同類型市場化機(jī)組結(jié)算電費構(gòu)成有所不同，具體如下：R煤機(jī)AR電能+R成本補(bǔ)償+R輔助服務(wù)+R容量+R市場分?jǐn)?返還-C超低排扣除R燃機(jī)BR電能+R成本補(bǔ)償+R輔助服務(wù)+R容量+R市場分?jǐn)?返還R水電CR電能+R成本補(bǔ)償+R輔助服務(wù)+R市場分?jǐn)?返還R核電DR電能+R成本補(bǔ)償+R輔助服務(wù)+R市場分?jǐn)?返還二級限價后的日前、實時電價用于計算四臺機(jī)組電能電費。燃煤機(jī)組A的日前市場電能電費=50473.71=23686萬元，=54-50=萬元合=464473.71×48.6=萬元量電R電能23686萬元燃?xì)鈾C(jī)組B的日前市場電能電費=17473.71=8053萬元，萬元合473.71萬元電R電能8053萬元水電機(jī)組C的日前市場電能電費=9.8473.71=4642萬元，109.895萬元合510473.71萬元電R電能464295萬元核電機(jī)組D的日前市場電能電費=83×473.71=39318萬元，實時市場差量電費=（83-83）×=0萬元，中長期合約差價電費=（420-473.71）×78.85=-4235萬元，現(xiàn)貨市場電能電費R電能=39318+0+（-4235）=35083萬元。7二級限價后四臺機(jī)組代號機(jī)組類型二級限價后現(xiàn)貨市場電能電費（萬元）中長期合約差價電費日前市場電能電費實時市場電能電費現(xiàn)貨市場電能電費A燃煤-47223686190625120B燃?xì)?0478053143012530C水電3454642955082D核電-423539318035083合計-131475698343177815各機(jī)組的中長期合約電費=中長期合約電量中長期合約價格。燃煤機(jī)組A的中長期合約電費=48.6464=22550萬元燃?xì)鈾C(jī)組B的中長期合約電費=18643=11574萬元水電機(jī)組C的中長期合約電費=9.5510=4845萬元核電機(jī)組D的中長期合約電費=78.85420=33117萬元所有機(jī)組的中長期合約電費為：燃煤機(jī)組的中長期合約電費=1800464=835200萬元燃?xì)鈾C(jī)組的中長期合約電費=131.4643=84490萬元水電機(jī)組的中長期合約電費=34.2510=17442萬元核電機(jī)組的中長期合約電費=180.5420=75810萬元參與現(xiàn)貨試運(yùn)行的所有機(jī)組的中長期合約電費=835200+84490+17442+75810=1012942萬元。各機(jī)組的分?jǐn)?返還系數(shù)為其中長期合約電費占所有機(jī)組的中長期合約電費的比例。燃煤機(jī)組A的分?jǐn)?返還系數(shù)約為0.022（=22550/1012942）；燃?xì)鈾C(jī)組B的分?jǐn)?返還系數(shù)約為0.011（=11574/1012942）；水電機(jī)組C的分?jǐn)?返還系數(shù)依次分別約為0.005（=4845/1012942）；核電機(jī)組D的分?jǐn)?返還系數(shù)依次分別約為0.033（=33117/1012942）。計算各機(jī)組成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用假設(shè)需對燃煤機(jī)組A和燃?xì)鈾C(jī)組B進(jìn)行成本補(bǔ)償，成本補(bǔ)償費用分別為13萬元和72萬元，二級限價后成本補(bǔ)償費用分別為14萬元和76萬元。參與現(xiàn)貨試運(yùn)行的所有發(fā)電機(jī)組成本補(bǔ)償費用由發(fā)用兩側(cè)共同承擔(dān)，發(fā)電側(cè)承擔(dān)比例為95%，用戶側(cè)承擔(dān)比例為5%，其中，發(fā)電側(cè)承擔(dān)的部分由所有參與結(jié)算試運(yùn)行的發(fā)電機(jī)組按中長期合約電費占比分?jǐn)?，用戶?cè)承擔(dān)的部分由工商業(yè)用戶按實際結(jié)算電量占比分?jǐn)?。假設(shè)現(xiàn)貨試運(yùn)行期間二級限價后產(chǎn)生的總成本補(bǔ)償費用為4210萬元，其中發(fā)電側(cè)承擔(dān)4000萬元，則燃煤機(jī)組A、燃?xì)鈾C(jī)組B、水電機(jī)組C、核電機(jī)組D的成本補(bǔ)償費用分?jǐn)傄来畏謩e為88萬元（=0.0224000）、44萬元（=0.0114000）、20萬元（=0.0054000）、132萬元（=0.033×4000）。四臺機(jī)組成本補(bǔ)償及其分?jǐn)傎M用如表8所示。8機(jī)組代號機(jī)組類型成本補(bǔ)償費用成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用A燃煤1488B燃?xì)?644C水電020D核電01324.計算各機(jī)組市場化輔助服務(wù)分?jǐn)傎M用市場化輔助服務(wù)包括市場化輔助服務(wù)費用和市場化輔助服務(wù)費用分?jǐn)偂＜僭O(shè)燃煤機(jī)組A、燃?xì)鈾C(jī)組B、水電機(jī)組C提供了市場化輔助服務(wù)，對應(yīng)市場化輔助服務(wù)費用依次分別為27萬元、15萬元、0.03萬元。發(fā)電企業(yè)市場化輔助服務(wù)費用的總和，由所有參與結(jié)算試運(yùn)行的發(fā)電企業(yè)按中長期合約電費占比分?jǐn)偅謹(jǐn)?返還系數(shù)同前文。假設(shè)現(xiàn)貨試運(yùn)行期間產(chǎn)生的輔助服務(wù)費用為1000萬元。燃煤機(jī)組A、燃?xì)鈾C(jī)組B、水電機(jī)組C、核電機(jī)組D的市場化輔助服務(wù)分?jǐn)傄来畏謩e為22萬元（=0.022000）、11萬元（=0.0111000）、5萬元（=0.0051000）、33萬元（=0.033×1000）。各類型機(jī)組市場化輔助服務(wù)金額及其分?jǐn)傎M用如表9所示。表9四臺機(jī)組市場化輔助服務(wù)金額及其分?jǐn)傎M用（萬元）機(jī)組代號機(jī)組類型市場化輔助服務(wù)費用市場化輔助服務(wù)分?jǐn)傎M用A燃煤2722B燃?xì)?511C水電0.035D核電033（五）燃煤電廠超低排放扣除費用C超低排扣除超低排扣除燃煤電廠超低排放扣除費用C超低排扣除按照現(xiàn)行《關(guān)于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2015〕2835號）執(zhí)行。燃煤機(jī)組A的超低排放費用（0元/MWh）乘以實際上網(wǎng)電量（MWh），為540萬元。（六）參與試運(yùn)行的機(jī)組結(jié)算費用計算結(jié)果10表10四臺機(jī)組現(xiàn)貨市場電費結(jié)算結(jié)果（單位：萬元）機(jī)組代號機(jī)組類型電能電費（含超低）成本補(bǔ)償費用市場化輔助服務(wù)費用容量電費分?jǐn)?返還電費超低排放扣除結(jié)算電費成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用市場化輔助服務(wù)分?jǐn)傎M用A燃煤251201427833882254025344B燃?xì)?253076159944411013560C水電508200.03020505057D核電3508300013233034918三、批發(fā)用戶結(jié)算電費計算批發(fā)市場用戶的結(jié)算電費C結(jié)算由上網(wǎng)電費C上網(wǎng)電費、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用C上網(wǎng)線損、輸配電費C輸配電費、系統(tǒng)運(yùn)行費用C系統(tǒng)運(yùn)行費、政府性基金及附加C政府基金及附加和其他費用C其他組成。C結(jié)算=C上網(wǎng)電費＋C上網(wǎng)線損＋C輸配電費＋C系統(tǒng)運(yùn)行費＋C政府基金及附加＋C其他批發(fā)用戶E的M+1月電費價格構(gòu)成如表11所示，其中現(xiàn)貨市場電能量分?jǐn)?返還費用為M月二級限價后現(xiàn)貨運(yùn)行情形結(jié)算模式下的機(jī)組與其在現(xiàn)貨未運(yùn)行情形結(jié)算模式下的總電能量電費的差值。表11批發(fā)用戶E電價構(gòu)成（單位：元/MWh）批發(fā)用戶上網(wǎng)電價上網(wǎng)線損輸配電價系統(tǒng)運(yùn)行費（含成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用）政府性基金及附加電度電價分時電價中長期合約價格發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差-現(xiàn)貨市場電能量分?jǐn)?返還費用尖峰470100.118.217750.729.2755.21359.4高峰470100.118.217750.729.2755.21042.2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假設(shè)M+1月批發(fā)用戶E總用電量為1100MWh，其中尖峰用電200MWh，高峰用電300MWh，低谷用電400MWh，平段用電200MWh，深谷用電0MWh。根據(jù)表11所示價格構(gòu)成，批發(fā)用戶E的結(jié)算電費計算結(jié)果如表12所示：表12批發(fā)用戶E電費計算結(jié)果（單位：MWh，元）批發(fā)用戶電量上網(wǎng)電費上網(wǎng)線損輸配電費系統(tǒng)運(yùn)行費（含成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用）政府性基金及附加總電費分時拆分電費現(xiàn)貨未運(yùn)行情形電能量電費發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差-現(xiàn)貨市場電能量分?jǐn)?返還費用尖峰20094000200020364035400101405840151040271880高峰300141000300030546053100152108760226560312660低谷4001880004000407280708002028011680302080141960平段20094000200020364035400101405840151040151040深谷0000000000合計110051700011000110200201947005577032120830720877540四、零售用戶結(jié)算電費計算方法和過程零售用戶結(jié)算同批發(fā)用戶，電能量電費中含售電公司收益。零售用戶F的M+1月電費價格構(gòu)成如13表所示，其中電能量分?jǐn)?返還費用為M月二級限價后現(xiàn)貨運(yùn)行情形結(jié)算模式下的機(jī)組與其在現(xiàn)貨未運(yùn)行情形結(jié)算模式下的總電能量電費的差值。表13零售用戶F電價構(gòu)成（單位：元/MWh）零售用戶上網(wǎng)電價上網(wǎng)線損輸配電價系統(tǒng)運(yùn)行費（含成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用）政府性基金及附加電度電價分時電價中長期合約電價售電公司收益發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差-現(xiàn)貨市場電能量分?jǐn)?返還費用尖峰4701100.118.217750.729.2756.21330.9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假設(shè)M+1月零售用戶F用電量為110MWh，其中尖峰用電20MWh，高峰用電30MWh，低谷用電40MWh，平段用電20MWh，深谷用電0MWh。根據(jù)表13所示價格構(gòu)成，零售用戶F的結(jié)算電費計算結(jié)果如表14所示：表14零售用戶F電費計算結(jié)果（單位：MWh，元）零售用戶電量上網(wǎng)電價上網(wǎng)線損輸配電費系統(tǒng)運(yùn)行費（含成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M用）政府性基金及附加總電費分時拆分電費現(xiàn)貨未運(yùn)行情形電能量電費發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差發(fā)用兩側(cè)電能電費偏差-現(xiàn)貨市場電能量分?jǐn)?返還費用尖峰2094202002364354010145841512426618高峰30141303003546531015218762268627450低谷401884040047287080202811683024815728平段2094202002364354010145841512415124深谷0000000000合計11051810110011200219470557732128318284920五、售電公司結(jié)算售電公司的結(jié)算電費為價差電費。價差電費R價差等于售電公司零售市場收入R零售電費減去批發(fā)市場總電費C批發(fā)電費。R價差=R零售電費－C批發(fā)電費假設(shè)M+1月售電公司G售電量為11000MWh，其中尖峰售電2000MWh，高峰售電3000MWh，低谷售電4000MWh，平段售電2000MWh，深谷售電0MWh。售電公司G的收益計算結(jié)果如下表所示：表15售電公司G電費計算結(jié)果（單位：MWh，元，元/MWh）售電公司電量零售合同價格批發(fā)側(cè)支出零售側(cè)收入收益中長期合約電價售電公司度電收益尖峰200047019400009420002000高峰30004701141000014130003000低谷40004701188000018840004000平段200047019400009420002000深谷04701000合計110005170000518100011000

（二）運(yùn)行成本補(bǔ)償結(jié)算示例229一、算例基本參數(shù)229假設(shè)有1臺1000MW的燃煤機(jī)組，報價曲線：發(fā)電報價啟動成本（元/啟動一次）:800000（核定）最小經(jīng)濟(jì)出力（MW）：500空載成本（元/h）28354（核定）最大經(jīng)濟(jì)出力（MW）：1000電能邊際成本229（核定）廠用電5%電能遞增報價MW5007501000元/MWh200300400—必開機(jī)組電能報價采用其報價與核定成本的較低值進(jìn)行出清計算，因此本案例中電能報價修改為：電能報價MW5007501000元/MWh200229229該修改后電能報價對案例中的電能成本計算產(chǎn)生影響。本示例中：日前補(bǔ)償計算公式：日前市場運(yùn)行成本補(bǔ)償=Max（日前市場成本-日前市場電能收入,0）日前市場報價成本=815100+800000+113416=1728516日前市場電能收入= 1187500日前市場運(yùn)行成本補(bǔ)償=1728516-1187500=541016第一部分：與日前市場結(jié)果重疊時段：實時補(bǔ)償計算公式：實時市場運(yùn)行成本補(bǔ)償1=Max（實時市場成本1-實時市場電能收入1-日前市場電能收入-日前市場運(yùn)行成本補(bǔ)償,0）。實時市場電能收入1=0實時市場報價成本1=1728516實時市場運(yùn)行成本補(bǔ)償1=Max（（1728516-0-1187500-541016）,0）=0第二部分：與日前市場結(jié)果重疊外的時段：實時補(bǔ)償計算公式：實時市場運(yùn)行成本補(bǔ)償2=Max（實時市場發(fā)電單元成本2–實時市場發(fā)電單元電能收入2,0）實時市場電能收入2=105000實時市場報價成本2=156708實時市場運(yùn)行成本補(bǔ)償2=Max（（156708-105000）,0）=51708實時市場運(yùn)行成本補(bǔ)償=實時市場運(yùn)行成本補(bǔ)償1+實時市場運(yùn)行成本補(bǔ)償2=51708總運(yùn)行成本補(bǔ)償總運(yùn)行成本補(bǔ)償計算公式：總運(yùn)行成本補(bǔ)償=λ1×（日前成本補(bǔ)償+實時成本補(bǔ)償）+（1-λ1）×λ2×啟動成本（若有啟動）其中，λ1=Max[（當(dāng)日實際上網(wǎng)電量-當(dāng)日中長期合約電量）/當(dāng)日實際上網(wǎng)電量，0]=（4300-3800）/4300=0.12λ2=Min{1，Max[（實時市場成本1+實時市場成本2–日前市場電能收入–實時市場電能收入1–實時市場電能收入2）/（實時市場成本1+實時市場成本2，0]}λ2=（1728516+156708-1187500-0-105000）/（1728516+156708）=0.314總運(yùn)行成本補(bǔ)償=0.12×（541016+51708）+0.88×0.314×800000=71126.88+221056=292182.88元

（三）分軸燃機(jī)結(jié)算示例一、算例基本參數(shù)A6F機(jī)組，機(jī)組結(jié)構(gòu)為燃?xì)?蒸汽一拖一分軸聯(lián)合循環(huán)機(jī)組，其燃機(jī)額定容量為80MW，最小60MW40MW，聯(lián)合循環(huán)總?cè)萘?20MW，燃機(jī)和汽機(jī)負(fù)荷配比為1:0.5，日前市場核定廠用K22.50元，則按照方A的核定啟動成本、空載成本和電能邊際成本參數(shù)分別為：10A3段，且燃機(jī)報價已考慮汽機(jī)成本，具A1所示。表1分軸機(jī)組A的成本參數(shù)啟動成本（元/啟動一次）28051.95燃機(jī)最小經(jīng)濟(jì)出力（MW）60空載成本（元/h）18463.64燃機(jī)最大經(jīng)濟(jì)出力（MW）80遞增報價曲線（元/MWh）（MW）（元/MWh）606007070080800二、機(jī)組出清與運(yùn)行情況（一）日前市場通過報價，該分軸機(jī)組A在日前市場3:30-7:00中標(biāo)，其燃機(jī)和汽機(jī)出清結(jié)果和成本核算如表2所示。表2分軸機(jī)組A的日前市場出清結(jié)果和成本核算時間燃機(jī)合約電量汽機(jī)合約電量燃機(jī)日前市場結(jié)算電量燃機(jī)日前市場電能收益汽機(jī)日前市場結(jié)算電量汽機(jī)日前市場電能收益日前市場遞增電能報價日前市場電能成本日前市場啟動成本日前市場空載成本0:30001:0000...3:00003:300028.8820814.441046001728028051.959231.824:000028.8820814.44104600172809231.824:300028.8835214.44176600172809231.825:000033.6991216.84956700206409231.825:300033.61024816.85124700206409231.826:000033.61041616.85208700206409231.826:3037.318.728.8921614.44608600172809231.827:0052.926.528.81008014.45040600172809231.827:3052.926.50.000.00009231.82合計241.9121244.874640122.43732014832028051.9583086.38備注：本示例中，中長期合約電量8:00-24:30數(shù)據(jù)暫未列出，設(shè)定當(dāng)日燃機(jī)中長期合約電量為241.9MWh，汽機(jī)中長期合約電量為121.0MWh。在本示例中：1.日前市場報價成本=日前市場電能成本（燃機(jī)）+日前市場啟動成本+日前市場空載成本=148320+28051.95+83086.38=259458.33元2.日前市場電能收益=燃機(jī)日前市場電能收益+汽機(jī)日前市場電能收益=74640+37320=111960元3.日前市場運(yùn)行成本補(bǔ)償=Max（日前市場報價成本-日前市場電能收益,0）=Max（259458.33-111960,0）=147498.33元實時市場A2:00并網(wǎng)發(fā)電，其運(yùn)行結(jié)果和成本核算如表3所示。表3分軸機(jī)組A的實時市場出清結(jié)果和成本核算時間日前市場節(jié)點價格燃機(jī)日前市場中標(biāo)出力實時市場節(jié)點價格燃機(jī)計量電量燃機(jī)實時市場電能收益汽機(jī)計量電量汽機(jī)實時市場電能收益實時市場遞增電能報價實時市場電能成本實時市場啟動成本實時市場空載成本0:303000305000000001:003050310000000001:303050310000000002:00300030528.8878414.443926001728009231.822:30295030028.8864014.443206001728009231.823:00290029528.8849614.442486001728009231.82合計25920129605184027695.463:302856029028.8014.406001728028051.959231.824:002856029028.8014.406001728009231.824:30