结算系统知识讲座

1、结算系统结算系统（Settlement and Billing System，SBS）的要紧功能是依照电能计量系统的电能数据、调度决策支持系统中的电价数据、运行考核系统中记录的考核数据、交易合同中签定的相关数据（包括电价、电量、计量点等）及电力市场运行相关规则，进行电力公司之间、与发电公司之间的财务核算，同时对电力市场运行进行监督。市场成员参与电力市场结算的成员包括：独立发电公司；各配电公司及大用户；电网公司；4、其它联网的电网经营企业。结算内容结算的内容包括：1、独立发电公司（1）打算发电电量电费；（2）上网成交电量电费；（3）实时指令发电电量电费；（4）发电机组违约电量电费；（5）容量电费

2、；（6）辅助服务；（7）网络约束的补偿费用；（8）备用费用。2、供电公司（1）打算用电电量电费；（2）违约电量电费；3、其它电网经营企业（1）打算电量电费；（2）违约电量电费；设计要求对结算系统应具有以下要求：1、市场运行部门必须依据规则规定的时刻表，进行交易的结算。2、市场的结算采纳电子资金划拨的方式，由市场运行部门提供电子资金划拨设备并对发电公司开放，用于结算和收取、支付往来资金。所有发电公司必须使用电子资金划拨设备进行交易的结算和费用的支付。3、能每天给出上一天的电力初步结算清单，经结算校验后，通过电力市场即时信息系统给有关市场成员核对确认，之后完成最终结算清单，并形成财务帐单；4、为了

3、保证电力市场的公平、公正、公开，以便电力市场成员对结算结果进行监督，电量结算数据应进行长期保存，便于检索，但不得修改。结算规则结算规则包括：结算中网损系数的折算打算发电电量的结算实时指令调整电量的结算违约电量的结算容量电费的结算有偿辅助服务的结算结算中网损系数的折算（a）网损系数的折算包括：各区域对虚拟负荷中心网损系数的折算、区域内发电机组上网点对区域内参考节点网损系数的折算。（b）区域参考节点发电价格的折算：对每一交易时段，今年全网交易价格折算的区域参考节点的发电价格为：区域内参考节点的发电价格=全网交易价格（1区域网损系数）（c）发电机组上网电价的折算：（1）当发电机组与电网的联结点是输电

4、联结节点时，对每一交易时段，依据区域参考节点的发电价格折算动身电机组的上网电价为：发电机组的上网电价=区域内参考节点的发电价格（1该发电机组上网点的区域内网损系数）（2）当发电机组与配电网络相联，而不是与输电网络相联时，则对每一交易时段，发电机组的上网电价为：发电机组的上网电价=区域参考节点发电价格（1区域内网损系数（1配电网损系数）其中：配电网损系数是指发电机组所在配电网络中的配电网损系数。区域内网损系数是指与该配电网络相联的输电网络的区域内网损系数。（d）在结算时，现货市场交易价格、期货市场交易价格、实时发电市场交易价格等均须折算为发电机组的上网价格。打算发电电量的结算（a）关于每一交易时

5、段，每个发电公司打算发电电量的结算，包括期货交易市场签订的发电合同和现货交易市场的月发电打算中所确定的发电电量的结算。（b）发电公司期货合同的发电量和现货交易市场的日打算发电量均是指发电瓮的发电机组上网点的发电量。（c）结算额按下式决定：（1）在栽交易时段，当现货市场中日发电打算所确定的发电机组的发电量大于期货合同中所确定的发电打算时，则该交易时段发电公司的打算发电收入=（现货市场日发电打算合同发电量）现货市场发电价格+合同发电量合同发电价格（2）在某交易时段，当现货市场中日发电打算所确定的发电机组的发电量小于期货合同中所确定的发电打算时，则该交易时段发电公司打算发电收入=现货市场日打算发电量

6、合同发电价格+（合同发电量现货市场日发电打算）（合同发电价格现货市场发电价格合理利润）其中：合理利润值由市场运行部门事先确定。实时指令调整电量的结算（a）市场运行部门依据实时调度的信息，进行实时调度指令调整发电量的结算。（b）实时调度信息包括：发电机组按照实时调度指令进行调整后的发电量、市场实时交易价格。（c）实时调整的发电量可正可负。若发电机组增加出力或启动原先停备的机组，则调整电量为正；若机组减少出力或停机，则调整电量为负。调整电量=按调度指令调整后的发电量打算发电量（d）发电机组实时指令调整电量的收入为：发电机组实时指令发电收入=实时指令调整发电量实时减发电价格其中：实时增发电价格高于同

7、一时段的现货市场价格，实时减发电价格低于同一时段的现货市场价格；实时指令调整电量是将调度指令所要求的增发或减发电量折算至区域内参考节点后的值。（e）当所编制的日发电打算你于负荷需求时，市场运行部门要求部分发电机组增加出力，现在，实时增必电价格将高于现货市场价格，假如需要起动机组，则价格将超出现货价格较多；如所编制的日发电打算高于负荷需求时，则市场运行部门将要求部分机组减少出力或停机，实时减发电价格将低于同一时段的现货价格，发电机组以现货市场价格获得打算发电收入，再以实时减少价格支出，则由于调整后减少发电打算，发电机组实际得到的补偿为：减发电补偿=实时指令调整电量（现货价格实时减发电价格）（f）

8、实时增发电价格和实时减发电价格由调度部门逐时段计算并公布。当没有实时调整电量时，实时增发电价格和实时减发电价格等于现货交易价格。违约电量的结算发电机组未按打算和调度指令发电的发电量，称为违约电量。违约电量的计算为：违约电量 = 发电机组的实际计量电量 日打算发电 + 实时调整电量当违约电量在机组发电打算的3%以内时，不单独结算。当违约电量超过机组发电打算的3%时，违约电量的结算为：若违约电量为正，即发电机组超发电，则发电机组发电收入 = 该时段减发电价格违约电量 + 罚款若违约电量为负，即发电机组发电不足，则发电机组购电支出 = 该时段增发电价格违约电量 + 罚款容量电费的结算（a）发电机组的

9、容量电费按月支付（b）月容量电费计算：发电机组月容量电费 = 当月容量电价发电机组当月实际可用容量 （c）由市场运行部门确定当月发电机组容量电价，为电网内每交易时段的单位容量电价的平均值。（d）电网内每个交易时段的单位容量电价为：单位容量电价 = 电网内所有发电机组的年固定成本之和/（电网发 电机的平均利用小时数2电网内所有发电机组 在该交易时实际可用容量之和）（e）发电机组当月实际可用容量是当月每天每个交易时段可用容量之和。有偿辅助服务的结算(a)依照系统的安全稳定运行状况和可靠性要求、售电价格、发电成本和发电公司申报的辅助服务成本，市场运行部门应确定在本交易年度中，全网年辅助服务费的总额并

10、平均分摊到每个交易时段。(b)在有偿辅助服务费用总额差不多确定的基础上，市场运行部门应确定各项辅助服务的费用额。(c) 辅助服务费用的总额及各项辅助服务费用的确定应报市场监管部门进行审核。(d) 有偿辅助服务费用的计算方法： 例：若确定本交易年度的有偿辅助服务的付费总额为7亿元，平均到每个交易时段为4万元。能够规定，其中调峰费用1万元，调频费用1.5万元，无功费用1.5万元。（假设某电网日发电一亿千瓦时，每个交易时段发电为208万千瓦时，则辅助服务费为平均2分/kwh）1、调峰的付费市场运行部门确定每年总调峰费用为1.75亿元，每个交易时段的调峰费用1万元。调峰容量的确定：签订调峰辅助服务合同

11、的发电机组，依据其现货市场中申报的最大和最小可调出力以及日发电打算中确定的打算发电出力计算发电机组的调峰容量；上调时： 调峰容量 = 发电机组最大可调出力 打算发电出力下调时： 调峰容量 = 打算发电出力 发电机组最小可调出力机组调峰服务的付费： 该时段调峰辅助服务付费调峰费 = 机组的调峰容量 系统中机组调峰容量之和系统中机组调峰容量之和=系统上调容量之和+系统下调容量之和2机组调峰容量=机组上调容量+机组下调容量2 当系统频繁在50赫兹以上时： 当系统频繁在50赫兹以下时：系统中机组调峰容量之和=系统上调容量之和2+系统下调容量之和机组调峰容量=机组上调容量2+机组下调容量当系统频率在50

12、赫兹以上时，系统下调调峰容量价值较高，机组下调调峰容量的收入是上调调峰容量的两倍；当系统频率在50赫兹以下时，系统上调调峰容量价值较高，机组上调调峰容量的收入是下调调峰容量的两倍。2、调频的付费（1）市场运行部门确定每年12个月内付的总调频费用为2.628亿元，每时段调频费为1.5万元。（2）调频辅助服务的调频响应容量：签订调频辅助服务合同的发电机组，在系统实际运行时，系统频率出现偏差或联络线ACE0时，发电机组相应的响应容量。（3）调频辅助服务的付费： 该时段调频辅助服务费调频服务费= 机组平均频率响应值 系统中机组平均频率响应值之和其中：机组平均响应值是指机组在系统出现偏差或联络线ACE0

13、时，机组出力的有效变化值，由市场运行部门确定，单位为MW，计算如下：机组平均响应值=平均（Pf）/平均（Pf）当系统频率升高或降低时。P=P2P1其中：P2频率偏差后机组调整后的出力； P1频率偏差前机组的出力；P可正可负f=f1f2f2频率调整后的频率值f1频率调整前的值；f频率调整值，频率下降，f为下，频率上升，为负。平均值指对频率偏差后10分钟内的平均，每分钟采样一点。关于只对联络线P1（定联络线潮流方式）进行响应的发电机组，将其对联络线P1发生变化后的出力响应值折算为对频率的响应值，即：机组平均频率响应值=平均（PP1/K）/平均（P1/KP1/K） =平均（PP1）/平均（P1P1/

14、K） 其中：P为发电机组的出力变化P1为联络线功率的变化 K为系统频率响应系数3、无功的付费：（1）市场运行部门确定每年无功的费用为2.628亿元，每时段无功费为1.5万元。（2）发电机组政党运行时应保持功率因数在0.85至0.9之间。（3）无功辅助服务的无功功率：关于签订无功辅助服务合同的发电机组，若在调度指令或发电打算中确定发电机组在政党功率因数范围之外运行时，发电机组无功功率的调整。无功辅助服务的无功功率的计算公式如下：a、发电机组迟相运行时：无功辅助服务的无功功率=日打算或调度指令要求的机组 无功功率机组正常范围内的无功功率b、发电机组进相运行时：无功辅助服务的无功功率=日打算或调度指

15、令要求的机组进相无功功率k K为发电机组进相运行无功功率的加权系数，由于裣进相运行时发电机组的损耗，建议为1.5。（4）无功辅助服务的付费：每个交易时段无功费用无功辅助服务的付费x该机组无功辅助服务的无功功率=系统中所有机组无功辅助服务的无功功率之和4、黑启动的付费（1）市场运行部门在指定某几台发电机组为黑启动机组并签订黑启动辅助服务合同。提供黑启动辅助服务的发电机组的铭牌功率必须大于100MW，同时在失去外部电源的情况下，在5小时以内可向系统提供电力。（2）全年黑启动的总付费为0.1亿元。（3）黑启动功率：为指定黑启动机组的铭牌功率之和，市场运行部门应对签订了黑启动辅助服务合同的发电机组付费

16、。（4）签订了黑启动辅助服务的发电机黑启动能力进行测试。（5）黑启动辅助服务的付费。 年黑启动的总付费机组黑启动辅助服务的付费= 机组黑启动功率 系统中黑启动功率之和上述结算规则的详细内容参见国家电力调度通信中心编制的电力市场运行规则（参考本），可依照电网的具体特点作合理的修改。电价治理电价是电力市场的杠杆，是电力市场中体现政策性的要紧方面。电力市场中有关电价的内容可分为三种类型：合同电价、实时电价、其它电价。如下所示：1、合同电价（1）年期货合同中每月的平均购电价格（2）月期货交易的平均价格（3）现货交易电价2、实时电价（1）实时交易电价（2）实时增发电价格（3）实时减发电价格（4）违约罚款

17、3、其它电价（1）市场干预电价（2）用户停电损失（3）发电不足时段的价格（4）发电富裕时段的价格（5）在网络约束条件下直调发电机组的价格（6）事故发电电价（7）有偿辅助服务的付费（8）市场暂停期间的定价（9）在市场干预时段对发电公司的补偿（10）现货市场发电价格合理利润（11）容量电价在以上电价分类中，其中合同电价在相应合同中确定，其严肃性由合同法保障；实时电价要紧要确定的是计算方法，一旦方法被认可，其严肃性由电力市场运行规则保障；其它电价是属于由政府或电力市场运行部门事先确定的电价，需要对其作周期性的维护。电价治理功能要紧确实是实现上述第三部分电价内容的查询、维护功能，进一步可实现对上述电价

18、的分析功能。功能设计结算规则治理系统必须对上述结算规则中的有关内容进行定量化、格式化处理，以便结算程序能够依照实际电量、打算电量、实时考核及运行记录等自动结算成员的电量和电费。结算规则治理功能完成结算规则中的有关内容定量化、格式化治理功能，包括录入、修改等。结算规则治理包括对结算时序的调整功能。电费结算依照结算规则对各市场成员进行电量电费结算，具体包括以下功能：（1）独立发电公司电量电费结算1）打算发电电量的结算；2）上网成交电量的结算；3）实时指令发电电量的结算；4）发电机组违约电量的结算；5）容量电费的结算；6）辅助服务的结算；7）网络约束的补偿；8）备用的结算；9）总电量电费结算。（2）供电公司电量电费结算1）打算用电电量的结算；2）违约电量的结算；3）总电量电费结算。（3）其它电网经营企业；1）打算电量的结算；2）违约电量的结算；3）总电量电费结算。（4）跨省电力电量交易企业。1）打算电量的结算；2）违约电量的结算；3