《電力現(xiàn)貨市場發(fā)電機運行成本參數(shù)核定及運行成本補償計算方法導則》

1ICS29.160.20

CCSK21

2ZJSEE

3浙江省電力學會標準

4T/ZJSEEXXXX-YYYY

5

6電力現(xiàn)貨市場發(fā)電機組運行成本參數(shù)核定

7及運行成本補償計算方法導則

8Guideforgeneratoroperatingcostparametersevaluationand

9operatingcostcompensationcalculationinelectricityspotmarket

10NEQ

11（征求意見稿）

12

2022-12-11發(fā)布2023-01-01實施

浙江省電力學會發(fā)布

T/ZJSEEXXXX-YYYY

62

63電力現(xiàn)貨市場發(fā)電機組運行成本參數(shù)核定及運行成本補償計算方法

64導則

651范圍

66本文件規(guī)定了電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下發(fā)電機組各項成本參數(shù)核定和運行成本補償計算原則、計算方

67法。

68本文件適用于以報量報價模式參與電力現(xiàn)貨市場的火電、燃氣機組。其他類型機組可參照執(zhí)行。

692規(guī)范性引用文件

70下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

71僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

72文件。

73DL/T1033.12電力行業(yè)詞匯第12部分：電力市場

74DL/T1834電力市場主體信用信息采集指南

75DL/T1835燃氣輪機及聯(lián)合循環(huán)機組啟動調試導則

76DL/T863汽輪機啟動調試導則

77DLT/852鍋爐啟動調試導則

78Q/GDW10021中長期電力市場交易運營效果評價

79電監(jiān)市場[2003]第22號電力市場運營基本規(guī)則（試行）

803術語和定義

81下列術語和定義適用于本文件。

823.1

83電力現(xiàn)貨市場electricityspotmarket

84通過交易平臺在日前及更短時間內(nèi)集中開展的次日、日內(nèi)至實時調度之前電力交易活動的總稱?，F(xiàn)

85貨市場交易標的物包括電能量、輔助服務等。

863.2

87電力市場技術支持系統(tǒng)electricitymarketoperationsystem

88電力市場技術支持系統(tǒng)是支持電力市場運營的計算機、數(shù)據(jù)網(wǎng)絡與通信設備、各種技術標準和應用

89軟件的有機組合。

903.3

91市場機組marketgenerators

92獲得電能量市場化直接交易資格或未獲得市場化直接交易資格但接受市場價格的發(fā)電機組，獲得

93直接交易資格的機組可同時擁有電網(wǎng)代購電量和市場交易電量。

943.4

95日前市場dayaheadmarket

96運行日（D日）的日前（D-1日）進行的決定運行日（D日）機組組合和發(fā)電計劃的電能量市場。

973.5

98實時市場realtimemarket

99運行日（D日）T時刻進行的決定運行日（D日）未來一段時間內(nèi)最終調度資源分配狀態(tài)和計劃的

100電能量市場。

1013.6

102市場出清marketclearing

1

T/ZJSEEXXXX-YYYY

103電力市場根據(jù)市場規(guī)則通過競爭定價確定交易量、價。

1043.7

105邊際電能成本marginalelectricitycost

106發(fā)電機組在一定出力水平增加單位電能產(chǎn)出所需增加的成本。

1073.8

108空載成本no-loadcost

109發(fā)電機維持同步轉速、輸出電功率為零所需要的成本。

1103.9

111運行成本補償operatingcostcompensation

112對遵循市場出清和調度指令的機組進行運行成本覆蓋，時間周期為1天。

1133.10

114節(jié)點電價locationalmarginalprice

115以電網(wǎng)中特定的節(jié)點上新增單位負荷所產(chǎn)生的新增供電成本為基礎所核定的電價。

116

1174總則

1184.1發(fā)電機組運行成本參數(shù)核定的主要任務是規(guī)范現(xiàn)貨市場環(huán)境下，市場出清計算所用機組各項成本

119參數(shù)能夠反映機組真實成本水平，保障市場公平運營和各市場主體利益；運行成本補償計算的主要任務

120是確保市場機組在遵循調度指令運行時不虧損，相關內(nèi)容應與機組運行成本參數(shù)相匹配。

1214.2本標準不涉及發(fā)電機組能耗實測的方法和步驟。

1225運行成本參數(shù)核定周期及范圍

1235.1運行成本參數(shù)核定周期

124運行成本參數(shù)核定應定期開展，可結合參與市場機組節(jié)能改造情況和電力現(xiàn)貨市場建設進度制定

125參數(shù)核定周期。核定周期應考慮機組運行的季節(jié)特性。

1265.2運行成本參數(shù)核定范圍

127運行成本參數(shù)核定可覆蓋參與現(xiàn)貨市場的各發(fā)電機組，也可選取典型機組進行核定。典型機組選取

128需充分考慮發(fā)電機組技術特性、容量、地理位置等因素，參與現(xiàn)貨市場的各發(fā)電機組運行成本參數(shù)應與

129其對應典型機組相近或能夠按容量折算至其對應典型機組。

1306啟動過程成本參數(shù)核定

1316.1冷態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定

1326.1.1冷態(tài)啟動過程成本

133冷態(tài)啟動過程成本由機組準備冷態(tài)啟動至并網(wǎng)過程（t1至t2）成本和機組并網(wǎng)至最小技術出力過程

134（t2至t3）成本兩部分組成。機組啟動過程及成本組成見圖1。

135

2

T/ZJSEEXXXX-YYYY

Pmin

AA

Psyn133

A11A12A2

ttt

123

136

137

138說明：

139t1——機組接到啟機指令準備并網(wǎng)時刻。

140t2——機組并網(wǎng)開關閉合。

141t3——機組負荷達到最小技術出力時刻。

142Psys——機組維持同步轉速功率。

143Pmin——機組最小技術出力。

144A11——機組準備啟動至并網(wǎng)過程成本。

145A12——機組并網(wǎng)至最小技術出力過程空載成本。

146A13——機組并網(wǎng)至最小技術出力過程電能成本。

147A2——機組穩(wěn)態(tài)運行空載成本。

148A3——機組穩(wěn)態(tài)運行電能成本（部分）。

149圖1機組啟動過程和成本組成

1506.1.2準備冷態(tài)啟動至并網(wǎng)過程

151從處于冷態(tài)的停機機組接受啟機指令準備并網(wǎng)開始，至并網(wǎng)開關閉合期間的機組及相關輔助設備

152運行過程。

1536.1.3并網(wǎng)至最小技術出力過程

154從并網(wǎng)開關閉合開始，至機組出力升至最小技術出力期間的機組及相關輔助設備運行過程。

1556.1.4冷態(tài)啟動過程成本組成

156冷態(tài)啟動過程成本應包含冷態(tài)啟動過程中的燃料消耗成本、廠用電成本、用水成本、其他各項物料

157成本及碳排放成本在內(nèi)的總運行成本。

1586.1.5冷態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定計算

159機組冷態(tài)啟動過程成本參數(shù)一般可按以下方法計算：首先根據(jù)機組冷態(tài)啟動過程期間的燃料和物

160料消耗量及其對應市場價格計算機組冷啟動過程期間的燃料和物料成本，然后根據(jù)機組在冷啟動過程

161中兩個階段的燃料和物料成本及燃料和物料成本占總運行成本（含碳排放成本）的比例分別計算機組冷

162態(tài)啟動過程中兩個階段的運行成本，最后將兩個階段的運行成本總加得到機組冷態(tài)啟動過程的成本參

163數(shù)，由式（1）計算。在市場初期或條件不具備時，可使用冷態(tài)啟動至并網(wǎng)過程的運行成本替代冷態(tài)啟

164動過程成本參數(shù)。

3

T/ZJSEEXXXX-YYYY

CC

165CSFCSF12

CCS=+.............................（1）

KK12

166式中：

167CCS——冷態(tài)啟動過程成本參數(shù)，元；

168CCSF1——準備冷態(tài)啟動至并網(wǎng)過程期間的燃料和物料成本，元；

169CCSF2——并網(wǎng)至最小技術出力過程期間的燃料和物料成本，元；

170K1——準備冷態(tài)啟動至并網(wǎng)過程期間的燃料和物料成本占總運行成本的比例；

171K2——并網(wǎng)至最小技術出力過程期間的燃料和物料成本占總運行成本的比例。

1726.2溫態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定

173機組溫態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定可沿用機組冷態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定方法單獨核定，或使用冷

174態(tài)啟動過程成本參數(shù)乘以溫態(tài)啟動過程成本參數(shù)系數(shù)計算，溫態(tài)啟動成本過程參數(shù)系數(shù)可取0.7。

1756.3熱態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定

176機組熱態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定可沿用機組冷態(tài)啟動過程成本參數(shù)核定方法單獨核定，或使用冷

177態(tài)啟動過程成本參數(shù)乘以熱態(tài)啟動過程成本參數(shù)系數(shù)計算，熱態(tài)啟動成本過程參數(shù)系數(shù)可取0.5。

1787機組邊際電能成本參數(shù)及空載成本參數(shù)核定

1797.1機組變動成本曲線擬合

180機組邊際電能成本參數(shù)及空載成本參數(shù)以機組變動成本曲線為依據(jù)核定。機組變動成本曲線可根

181據(jù)機組能耗實測數(shù)據(jù)擬合，過程如下：在機組最小技術出力和額定技術出力間取至少5個出力點，其中

182必須包含最小技術出力點和額定技術出力點，其余出力點在最小技術出力點和額定技術出力點間均勻

183分布。使機組穩(wěn)定運行在各出力點，記錄穩(wěn)定工況下機組每小時燃料及物料消耗，并根據(jù)燃料及物料市

184場價格計算機組在各出力點下運行的小時燃料及物料成本。根據(jù)機組穩(wěn)態(tài)運行時燃料及物料成本占總

185運行成本（含碳排放成本）的比例計算得到機組穩(wěn)態(tài)運行時各出力點下的變動成本。使用二次函數(shù)擬合

186各出力點的變動成本得到機組變動成本曲線。

1877.2機組邊際電能成本參數(shù)核定計算

188機組邊際電能成本參數(shù)核定可以機組的變動成本曲線為基礎，選取需要核定邊際電能成本的出力

189段，計算機組變動成本曲線上該出力段對應變動成本點間的斜率，該斜率即為該出力段的機組邊際電能

190成本參數(shù)。

1917.3機組空載成本參數(shù)核定計算

192機組空載成本參數(shù)應為機組在最小技術出力時的小時變動成本減去機組在最小技術出力點的小時

193電能成本，由式（2）計算。

C

194FPmin

CQCnoloadP=?minmin.........................（2）

Kmin

195式中：

196Cnoload——空載成本參數(shù)，元/小時；

197CFPmin——機組最小技術出力下的燃料和物料成本，元/小時；

198Kmin——準備冷態(tài)啟動至并網(wǎng)過程期間的燃料和物料成本占總運行成本的比例；

199Qmin——機組在最小技術出力點運行的小時電能量，兆瓦時。

200CPmin——機組在最小技術出力點的邊際電能成本參數(shù)，元/兆瓦時。

2018運行成本補償計算方法

2028.1運行成本補償原則

4

T/ZJSEEXXXX-YYYY

203運行成本補償需要確保市場機組在遵循調度指令運行時不虧損，即機組市場收益與運行成本補償

204之和大于等于機組運行成本。未遵循調度指令運行或未在運行日開機的機組不具備運行成本補償資格。

205運行成本補償應按日進行，可在日前市場和實時市場分別計算。

2068.2機組現(xiàn)貨市場運行成本計算方法

2078.2.1機組日前市場運行成本計算

2088.2.1.1機組日前市場啟動成本

209機組日前市場啟動成本為機組在日前市場中各次啟動成本之和。其中機組的啟動次數(shù)和時間由日

210前市場出清結果確定，各次啟動成本由啟動時對應狀態(tài)下的機組啟動過程成本參數(shù)決定。

2118.2.1.2機組日前市場空載成本

212機組日前市場空載成本為機組在日前市場中各結算時段的空載成本之和。其中機組的開停機狀態(tài)

213由日前市場出清結果確定。停機狀態(tài)對應的時間段中機組空載成本為零，開機狀態(tài)對應的時間段中機組

214的空載成本為其空載成本參數(shù)與結算時段的乘積。

n

215

RUtCDAnoloadnoload=()...........................（3）

t=1

216式中：

217RDAnolad——機組日前市場空載成本，元；

218U(t)——機組日前市場出清結果中在t結算時段的開停機狀態(tài)，開機狀態(tài)為1，停機狀態(tài)為0；

219Cnoload——空載成本參數(shù)，元/小時。

2208.2.1.3機組日前市場電能成本

221機組日前市場電能成本為機組在日前市場中各結算時段的電能成本之和。其中機組在各結算時段

222的出力大小由日前市場出清結果確定。各時間段內(nèi)機組的電能成本為其電能成本參數(shù)根據(jù)結算時段長

223短折算后在出清電量段上的積分。

n

QtDA()

224R=CdQ..........................（4）

DAe0EDA

t=1

225式中：

226RDAe——機組日前市場電能成本，元；

227QDA(t)——機組日前市場t結算時段的出清電量，兆瓦時；

228CE——根據(jù)結算時間長短折算后的機組電能成本參數(shù)，元/兆瓦時。

2298.2.2機組實時市場成本

230根據(jù)日前市場出清結果和運行日實際出力間的差異，可將機組在實時市場中的結算時段劃分為兩

231部分，分別計算機組在各部分中的實時市場成本。

2328.2.2.1機組實時市場劃分

233a）實時市場劃分1為機組未在日前現(xiàn)貨市場中被出清，僅在實時現(xiàn)貨市場中被調用開機的結算

234時段；

235b）實時市場劃分2為機組在日前現(xiàn)貨市場中被出清，在運行日實際開機狀態(tài)與日前市場結果吻

236合的結算時段。

2378.2.2.2機組實時市場中各部分的啟動成本

238a）機組在實時市場劃分1的啟動成本為機組在實時市場劃分1的實際啟動次數(shù)成本之和，其中

239機組的啟動次數(shù)和時間由調度指令確定，各次啟動成本由啟動時對應狀態(tài)下的機組啟動成本

240參數(shù)決定；

241b）若機組在實時市場劃分2的啟動成本能夠被機組在日前市場的啟動成本覆蓋，則不在實時市

242場劃分2中單獨計算啟動成本；若機組在實時市場劃分2的啟動成本無法被機組在日前市場

243的啟動成本覆蓋，則無法覆蓋的部分作為實時市場劃分2的啟動成本。其中機組的啟動次數(shù)和

5

T/ZJSEEXXXX-YYYY

244時間由調度指令確定，各次啟動成本由啟動時對應狀態(tài)下的機組啟動成本參數(shù)決定。

2458.2.2.3機組實時市場中各部分的空載成本

246機組實時市場中各劃分部分的空載成本計算方法相同，為機組實時市場劃分部分內(nèi)各結算時段的

247空載成本之和。其中機組的開停機狀態(tài)由調度指令確定。停機狀態(tài)對應的結算時段機組空載成本為零，

248開機狀態(tài)對應的結算時段機組的空載成本為其空載成本參數(shù)與結算時段時長的乘積。

n

249

RUtCTRTnoloadRTnoloadn=().......................（5）

t=1

250式中：

251RRTnolad——機組日前市場空載成本，元；

252URT(t)——機組實際運行時在t結算時段的開停機狀態(tài)，開機狀態(tài)為1，停機狀態(tài)為0；

253Tn——結算時段時長，小時。

254Cnoload——空載成本參數(shù)，元/小時。

2558.2.2.4機組實時市場中各部分的電能成本

256機組實時市場中各劃分部分的電能成本計算方法相同，為機組實時市場劃分部分內(nèi)各結算時段的

257電能成本之和。其中機組在各結算時段的出力大小由實時現(xiàn)貨市場出清結果和調度指令共同確定。各時

258段內(nèi)機組的電能成本為其電能成本參數(shù)根據(jù)結算時段長短折算后在計量電量段上的積分。

n

QtRT()

259RCdQ=..........................（6）

RTeERT0

t=1

260式中：

261RRTe——機組實時市場電能成本，元；

262QRT(t)——機組實際運行t結算時段的計量電量，兆瓦時；

263CE——根據(jù)結算時間長短折算后的機組電能成本參數(shù)，元/兆瓦時。

2648.3機組現(xiàn)貨市場收益計算方法

2658.3.1機組日前市場收益計算

266機組日前市場收益為機組日前市場各結算時段收益之和。機組在各結算時段收益為其日前邊際節(jié)

267點電價與出清電量的乘積。

n

268

IQtPtDADADA=()()...........................（7）

t=1

269式中：

270IDA——機組日前市場收益，元；

271QDA(t)——機組日前市場t結算時段的出清電量，兆瓦時；

272PDA(t)——機組日前市場t結算時段的節(jié)點電價，元/兆瓦時。

2738.3.2機組實時市場收益計算

274機組實時市場中各劃分部分的收益計算方法相同，為機組實時市場劃分部分內(nèi)各結算時段收益之

275和。機組在各結算時段收益為其實時邊際節(jié)點電價與計量電量和日前出清電量差值的乘積。

n

276

IQtQtPtRTRTDART=[()()]()?.......................（8）

t=1

277式中：

278IRT——機組實時市場收益，元；

279QRT(t)——機組實際運行t結算時段的計量電量，兆瓦時；

280QDA(t)——機組日前市場t結算時段的出清電量，兆瓦時；

281PRT(t)——機組實時市場t結算時段的節(jié)點電價，元/兆瓦時。

2828.4運行成本補償計算

283機組運行成本補償應為機組日前市場運行成本補償與機組實時運行成本補償之和。

2848.4.1機組日前市場運行成本補償計算方法

6

T/ZJSEEXXXX-YYYY

285機組的日前市場運行成本補償為機組日前市場運行成本與市場收益的差值大于零的部分。計算日

286前市場成本補償時，若電力市場技術支持系統(tǒng)將機組并網(wǎng)至最小技術出力期間的升出力曲線作為市場

287出清結算邊界條件之一，則在計算機組運行成本時應將該曲線包含時段內(nèi)重復計算的電能成本和空載

288成本從機組運行成本中剔除。

289

CDA=MAX(RDAs+RDAe+RDAnoload?RDAoverlap?IDA,0)..............（9）

290式中：

291CDA——機組日前市場運行成本補償，元；

292RDAs——機組日前市場啟動成本，元；

293RDAoverlap——機組日前市場啟動成本中重復計算的電能成本和空載成本，元。

2948.4.2機組日前市場運行成本補償計算方法

295機組運行成本補償應為機組日前市場運行成本補償與機組實時運行成本補償之和。

296a）機組在實時市場劃分1的運行成本補償為機組在實時市場劃分1中運行成本與實時市場收益

297的差值大于零的部分。計算實時市場成本補償時，應將機組負荷升至最小技術出力前重復計算

298的電能成本和空載成本從機組運行成本中剔除。

299

CRT1=MAX(RRTs1+RRTe1+RRTnoload1?RRToverlap1?IRT1,0)............（10）