国家能源局《关于征求电力现货市场相关功能规范意见的函》发布-第26页-北极星售电网

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6.3计量关口电量

电力现货市场结算系统支持计量数据的接入(表计管理与计量数据采集在电能量采集系统中处理)。

6.3.1数据采集与校验

支持接入分时的关口表计数据，对接入的数据进行质量校验，具体见“6.16.3与横向系统交互”章节。

6.3.2关口数据计算

依据关口计量表计数据与发电机组上网电量、电力用户用电量等数据之间的计量关系，以及接入的计量数据，计算发电机组、电力用户等结算单元的关口电量。

6.4电能结算

支持依据关口计量数据、交易分时数据，按结算规则进行计算，生成电能结算的结算结果。电能结算包括中长期合约分解曲线的结算、日前电能交易结算与实时电能交易结算，其中的中长期合约结算有金融合约与物理合约两种情况。结算结果在数据粒度上须包括每笔电能交易最小价格周期(15分钟或小时级)的电量、电价与电费。

6.4.1合约电能结算

1) 集中式交易下金融合约结算。金融性合约包括政府授权合约与双边合约，对于政府授权合约和由交易中心代为结算的双边合约，应支持中长期合约电力电量、负荷曲线与价格的管理，支持依据中长期合约与现货交易结果，按合约规则进行合约交易结算。对于双边自行结算的双边合约，系统不作要求;

2) 分散式交易下物理合约结算。物理性合约包括政府授权合约与双边合约，对于政府授权合约和由交易中心代为结算的双边合约，应支持中长期合约电力电量、负荷曲线与价格的管理，支持依据中长期合约与现货交易结果、实际计量数据进行合约结算，发生的发用电偏差在偏差结算中处理。对于双边自行结算的双边合约，系统不作要求。

6.4.2日前电能结算

1) 日前电能交易结算价格。支持对日前交易的分时中标价格或出清价格进行管理。对于发生阻塞的结算价格，包括日前市场的系统电能出清价格、阻塞价格与网损价格。具体如下：

l 日前系统电能价格。电能市场的中标价格或出清价格;

l 日前网损价格。对于需要计算网损价格的，应依据网损价格的计算原则，进行网损价格计算;

l 日前阻塞价格。对于需要计算阻塞价格的，在发生阻塞时采用节点边际电价或分区电价进行结算时，应支持阻塞价格的计算或管理。

2) 日前电能交易电量电费结算。支持对日前交易的分时出清电量进行管理，依据出清电量与结算价格，按市场规则进行日前电能交易电费结算。对于不进行日前市场结算的情况，系统不作要求。

6.4.3实时电能结算

1) 实时电能交易结算价格。支持对实时交易的分时中标价格或出清价格进行管理。对于考虑阻塞的结算价格，包括实时市场的系统电能出清价格、阻塞价格与网损价格。具体如下：

l 实时系统电能价格。电能市场的中标价格或出清价格;

l 实时网损价格。应依据网损价格的计算原则，进行网损价格的计算;

l 实时阻塞价格。对于需要考虑阻塞的，发生阻塞时采用节点边际电价或分区电价进行结算时，应支持阻塞价格的管理。

2) 实时电能交易电量电费结算。支持对实时交易的分时出清电量进行管理，依据出清电量与结算价格，按市场规则进行实时电能交易电费结算。

6.5辅助服务结算

支持根据关口计量电量、电能出清分时数据，辅助服务出清分时数据、机组运行数据，按照辅助服务结算规则计算得到辅助服务结算结果。结果包括每笔辅助服务出清结果的电量、电价与电费，电费可为正值或负值。

辅助服务的市场化交易这里仅包括调频与备用，不包括调峰。其他辅助服务项目这里不作描述，可以沿用现行的两个细则执行。调频、备用一般只参与实时市场，因此这里仅指调频、备用的实时市场结算。

6.5.1调频结算

依据调频服务的出清结果、调频响应水平，按照调频结算规则进行调频费用的结算。对参与调频市场产生的机会成本及成本补偿费用详见“6.8成本补偿结算”章节。

1) 调频出清费用。依据实际调频容量与调频市场出清价格进行结算;

2) 调频响应效果。依据实际调频情况与调频响应指令进行对比计算;

3) 调频结算费用。依据调频出清费用、调频响应效果，按照规则计算参与调频市场的结算费用。

6.5.2备用结算

按照备用的出清结果，依据备用的类别以及备用的响应情况，按照结算规则进行备用费用的结算。对参与备用市场产生的机会成本及成本补偿费用详见“6.8成本补偿结算”章节。

1) 备用出清费用。依据实际备用容量与备用市场出清价格进行结算;

2) 备用响应效果。依据实际备用响应情况与备用响应指令进行对比计算;

3) 备用结算费用。依据备用出清费用、备用响应效果，按照规则计算参与备用市场的结算费用。

6.5.3其他辅助服务补偿与考核

可以保留目前的并网运行管理规定或重新签订并网调度协议。依据检修、机组非停等并网规则或协议的考核与补偿要求，进行考核与补偿费用的结算，计算方法以实际执行的考核与补偿规则为准。可包括但不限于如下：

1) 无功补偿与考核;

2) 黑启动补偿与考核;

3) 非计划停运考核;

4) 安全管理考核;

5) 继保与安自装置考核;

6) 检修管理考核;

7) 励磁与PSS管理考核;

8) 调度管理考核;

9) 调度自动运行管理考核;

10) 一次调频考核;

11) 其他考核补偿。

6.6需求侧响应结算

6.6.1需求响应类型

1) 需求响应参与方式。包括直接负荷控制、可中断负荷、负荷侧竞价以及紧急需求响应等;

2) 需求响应市场类型。包括电能市场需求响应、辅助服务市场需求响应以及容量市场需求响应。

6.6.2需求响应结算

支持对需求响应的市场成员，依据需求响应的实际数据、响应规则进行需求响应费用的结算。

1) 需求响应结算主体。对经准入的参与需求响应的主体进行结算，对于负荷集成商(售电公司等)代理一家或多家负荷用户参与需求响应时，仅对负荷集成商进行结算;

2) 需求响应补偿规则。支持需求响应费用核算标准与计算规则的设置;

3) 需求响应违约规则。支持需求响应违约判定规则、惩罚费用计算规则的设置;

4) 需求响应数据。支持需求响应大小、响应持续时间、合同期内的响应次数等输入数据的接入与管理;

5) 需求响应结算。依据需求响应的输入数据、补偿规则、违约考核规则，计算每个需求响应市场成员的结算费用。

6.7偏差结算

偏差结算是处理每个市场成员的执行偏差，对每台机组或每个电力用户等参与市场的单元，计算其实际电能、辅助服务与交易计划之间产生的偏差及其费用。

6.7.1电能偏差结算

1) 电能偏差电量。支持事前交易数据与事后计量数据之间的偏差结算。上网侧应支持对上网电量与电能交易总量之间的偏差电量进行计算;用电侧应支持用电量与实际交易总量之间的偏差电量的计算;

2) 电能偏差定价。上网侧与用电侧均应支持对实际电量与交易总量之间的偏差，按照偏差定价规则，进行偏差价格的计算;

3) 电能偏差电价。依据电能偏差电量与电能偏差价格，进行电能偏差费用的计算。

6.7.2辅助服务偏差结算

1) 辅助服务偏差电量。支持市场交易数据与测量数据之间的偏差电量计算;

2) 辅助服务偏差定价。支持针对实际调节数据与交易数据之间的偏差，按照偏差定价规则，进行偏差价格的计算;

3) 电能偏差电价。依据偏差电量与电能偏差定价，进行电能偏差费用的结算。

6.8成本补偿结算

成本补偿包括日前、实时的成本补偿与参与调频、备用辅助服务市场的机会成本补偿。

日前、实时市场成本补偿是对于发电机组等电能、辅助服务提供者，当在交易期间产生的收入无法覆盖其实际成本(含启动成本、空载成本等固定成本)时，需分别计算日前市场、实时市场的成本补偿费用。若收入已覆盖其实际成本，则不计算成本补偿费用。

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