广东电力市场结算示例集V1.0

本文件的知识产权属广东电力交易中心有限责任公司所有。对本文件的使用及处置应严格遵循广东电力交易中心有关规定或获取本文件的合同及约定的条件和要求。未经广东电力交易中心有限责任公司事先书面同意，不得对外披露、复制。 Intellectual Property Rights Statement This document is the property of and contains proprietary information owned by GDPECand/or its related proprietor. You agree to treat this document in strict accordance with theterms and conditions of the agreement under which it was provided to you. No disclosure orcopy of this document is permitted without the prior written permission of GDPEC. 广东电力市场结算示例集V1.0 广东电力交易中心 2026年4月 版本声明 本示例集的批发市场电能量结算示例依据《广东电力现货市场结算实施细则（2026年修订）》及《广东电力零售市场交易结算有关事项（暂行）》（广东交易〔2025〕329号）编制，零售市场电能量结算示例依据《广东电力市场售电公司与电力用户竞价配置模式零售交易合同（2025版）》及《广东电力市场售电公司与电力用户标准平价模式零售交易合同（2025版）》编制，绿电环境价值结算示例依据《广东省可再生能源绿色电力交易规则(2026年)》编制。 如遇国家政策、市场规则发生变化，实际结算按最新政策规则执行。 目录 一、批发结算电费构成 Ø用户侧主体（售电公司、批发用户及负荷类虚拟电厂）、发电侧主体（直接参与市场交易的机组及发电类虚拟电厂）、储能主体（独立储能、抽水蓄能）的批发市场电能量电费由中长期合约电费、中长期合约阻塞电费、日前偏差电费、实时偏差电费、考核补偿分摊返还电费组成。 考核补偿分摊返还 中长期合约电费 中长期合约阻塞电费 日前偏差电费 实时偏差电费 中长期合约（含基数电量、代购市场电量）按照合约分时电量、分时电价进行结算 日前中标电量与中长期合约电量之差，按所在节点日前市场小时价格/日前统一结算点价格结算。 实际上网电量（或实际用电量）与日前市场中标电量之差，按所在节点实时市场小时价格/实时统一结算点价格结算。 中长期合约（不含基数、市场代购）分时电量，按主体所在节点日前电价与中长期合约结算参考点（目前取用户侧统一结算点）现货价格之差进行结算。 Ø发电主体：主要包括含启动补偿、运行补偿、机组考核电费、中长期偏差考核、阻塞盈余分摊电费、发用不平衡分摊电费等。Ø用户侧主体：主要包含运行补偿分摊、启动补偿分摊、发用不平衡分摊、机组中长期偏差考核分享、用电偏差考核等、Ø储能主体：主要包含实时发电计划执行偏差考核、限高考核、限低考核等。 二、电能量三部制结算电费 批发市场中长期合约按合约价格进行全电量结算，并结算所在节点与合约结算参考点现货价格的差值（即合约阻塞电费）；日前市场与中长期市场的偏差电量按日前市场价格结算；实时市场与日前市场的偏差电量按实时市场价格结算。 二、电能量三部制电费-用电算例 R电费= Q长P长+（Q日-Q长）P日前统一+（Q实-Q日）P实时统一 用户侧主体AD日T时的结算数据如下：中长期合同电量80，协议价格0.4；日前现货电量100，日前市场统一结算点电价0.45；实际用电量110，实时市场统一结算电价0.48。 Ø中长期电费＝80×0.4＝32Ø日前市场偏差电量电费＝（100-80）×0.45=9Ø实时市场偏差电量电费=（110-100）×0.48=4.8Ø总电费＝32+9+4.8=45.8Ø均价=45.8/110=0.416 二、电能量三部制电费-发电算例 R电费= Q长P长+Q长（P日-P日前统一）+（Q日-Q长）P日+（Q实-Q日）P实 发电侧主体BD日T时的结算数据如下：代购市场及网对网外送实结电量100，价格0.37中长期合同电量200，协议价格0.4；日前现货电量500，日前市场节点电价0.4，用户侧日前统一结算点电价0.45；实际上网电量520，实时市场节点电价0.35。 Ø代购市场及网对网外送电量电费=100×0.37＝37Ø中长期电费＝200×0.4＝80Ø中长期合约阻塞电费=200×（0.4-0.45）=-10Ø日前市场偏差电量电费＝（500-200-100）×0.4=80Ø实时市场偏差电量电费=（520-500）×0.35=7Ø总电费＝37+80-10+80+7=194Ø均价=194/520=0.373 二、电能量三部制电费-发电算例 n代购市场及网对网外送电量实结电量 机组t时段的代购市场及网对网外送电量需按照统一系数进行调整，得到实结电量。公式为： Q代购市场及网对网外送电量实结电量,t=(Q总上网,t-Q总用电,t)×（Q代购市场及网对网外送电量计划,t/Q总代购市场及网对网外送电量计划,t)其中: Q代购市场及网对网外送电量实结电量,t为该发电侧主体t时段代购市场及网对网外送电量的实结电量； Q总上网,t为t时段发电侧主体实际总上网电量（扣减核电基数电量）、储能抽蓄主体总实际充放（抽发）电量（放电/发电电量以正值表示、充电/抽水电量以负值表示）、发电类虚拟电厂上网电量、跨省受入等效机组总实际电量之和；Q总用电,t为市场购电用户t时段实际总用电量、优先购电用户及电网代购用户t时段现货偏差电量、负荷类虚拟电厂用电量、跨省送出等效用户总实际电量之和；后续广东转入计划与市场不解耦模式，该机制取消。 Q代购市场及网对网外送电量计划,t为该发电侧主体t时段代购市场及网对网外送电量计划值；Q总代购市场及网对网外送电量计划,t为直接参与交易的机组t时段代购市场及网对网外送电量计划值之和。 注：本计算公式需排除核电基数等刚性执行电量 某日t时的市场运行情况如下： 全市场总上网电量120，总用电量100，总代购市场及网对网外送电量计划10；机组A代购市场及网对网外送电量计划0.5，则t时机组A代购市场及网对网外送电量实结电量=（120-100）×（0.5/10）=1 三、考核补偿分摊返还分类 四、成本补偿类-变动成本补偿电费 根据燃煤机组实际月度上网电量和度电补偿标准计算变动成本补偿电费，度电补偿标准为批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）叠加超低排放电价后，与市场参考价之差。批复上网电价按政府最新价格政策文件执行。燃气、核电、新能源、发电类虚拟电厂不计算变动成本补偿。变动成本补偿费用由全体工商业用户按照月度用电量比例分摊。变动成本补偿公式如下： R变动成本补偿=P度电补偿标准×Q实际上网电量 其中： R变动成本补偿为燃煤机组获得的变动成本补偿电费；P度电补偿标准为燃煤机组的度电补偿标准；Q实际上网电量为燃煤机组实际上网电量。 调试机组、市场代购电源及应急备用煤电机组的上网电量参照上述规则计算变动成本补偿。 煤机A在M月运行数据如下：全月总上网电量1.5亿千瓦时，批复上网电价(含环保及超低排放)0.530元/千瓦时，则煤机A当月变动成本补偿电费=1.5×（0.53-0.463）=0.1005（亿元） 算例 四、成本补偿类-天然气价格传导电费 解耦“能量”与“容量”价值，加强气电电能量价格与天然气价格涨跌的有效联动，促进气电可持续运营发展！ 四、成本补偿类-天然气价格传导电费 气机气电传导补偿标准 当天然气采购综合价高于触发气价时，即启动气电天然气价格传导机制，天然气采购综合价每上涨0.1元/立方米，分类型计算气机气电传导补偿标准，公式如下： 补偿触发气价=年度交易均价/9F气机单位发电成本变化值×1元/立方米 气机气电传导补偿标准={[min(天然气采购综合价,触发气价上限)-触发气价]/0.1}向上取整×0.1×气机单位发电成本变化值×中长期系数×分档调整比例×供需系数 其中： 气机单位发电成本变化值按照9F气机每标方可发气量、参考热值、非大鹏供气9E平均发电能耗、能耗比率、厂用电率、税率系数、非大鹏供气9F与9E机组每标方可发气量转换系数等参数计算得 中长期系数，直接参与市场的燃气机组取90%，市场代购燃气机组取100%； 分档调整比例系数，结合用户承受能力与气电变动成本回收情况调整为1； 供需系数，在5-9月或实施需求响应月份供需系数取1、其他月份取0.9，6F及以下的市场代购燃气机组与热电比大于30%的市场直接交易燃气机组全年按1执行。 四：成本补偿类-天然气价格传导电费 年月中长期收益差额资金 补偿触发气价根据年度中长期交易价格计算得到，当月度及多月中长期成交均价与年度交易价格不一致时，气机气电天然气价格传导补偿标准可能过度补偿，因此需在相应的气机气电传导补偿电费中扣减年月中长期收益差额资金。 Ø对于市场化燃气机组实发的月度及多月中长期分月电量（机组该月实际市场电量乘月度及多月中长期分月电量占年月中长期合同总电量比例、月度及多月中长期分月电量中的较小值，为负置零），按照当月月度及多月中长期分月交易均价与年度交易均价之差，计算市场化燃气机组市场电量年月中长期收益差额资金。 Ø对市场化燃气机组实发的转让前代购电量（机组转让前代购电量和机组月度上网电量取小值，为负置零），按照当月月度及多月中长期分月交易均价与年度交易均价之差，乘以当月全市场月度及多月中长期分月电量占全市场年月中长期合同总电量比例（同一集团发电企业、售电公司的双边协商交易成交电量按25%权重计算）后，计算市场化燃气机组代购电量年月中长期收益差额资金。 14气电天然气价格传导电费，扣减市场化燃气机组市场电量、代购电量年月中长期收益差额资金（为负置零）后，按剩余部分（为负置零）对市场化燃气机组进行补偿；相关费用由全体工商业用户按当月实际用电量比例分摊。 四、成本补偿类-天然气价格传导电费 算例 气机气电传导补偿标准={[min(天然气采购综合价,触发气价上限)-触发气价]/0.1}取整×0.1×气机单位发电成本变化值×中长期系数×分档调整比例×供需系数={[min(2,2.9)-1.7]/0.1}向上取整×0.1×0.2165×0.9×1×0.9=0.053(元/千瓦时) 假设:3月天然气采购综合价2元/立方,；某直接参与市场的燃气机组A转让前代购电量50万千瓦时(已考虑进度系数)，年度中长期电量60万千瓦时、交易均价0.46元/千瓦时，月度及多月中长期电量30万千瓦时，全市场月度及多月中长期分月电量占全市场年月中长期合同总电量比例为20%。 四、成本补偿类-系统运行补偿电费 p现货市场中，由于电力平衡、机组爬坡能力、系统安全约束等制约，可能出现无法定价的情况，即机组节点电价低于其运行成本(发电成本与报价费用两者取小)。 p现阶段，系统运行补偿结算周期为小时，当发电机组每小时所产生的运行成本(发电成本与报价费用两者取小)与发电机组在现货电能量市场中的收益之差大于零时，根据两者之差及该小时现货结算电量占比计算发电机组系统运行补偿费用，其中机组每小时现货结算电量按照其上网电量扣减转让前代购市场及网对网外送结算电量（为负置零）和年度、多月、月度中长期电量统计，现货结算电量小于0时按0计算。后续研究优化系统运行补偿费用计算方式，考虑机组各小时发电收入与运行成本差值的盈亏互补，按日进行补偿。 p系统运行补偿范围暂为直接参与市场交易的燃煤、燃气机组。直接参与交易的市场机组不再按照南方区域“两个细则”的相关规定计算启停调峰补偿、冷备用补偿费用。p系统运行补偿费用以月度为单位，由售电公司（含直接参与批发市场的电力用户、负荷类虚拟电厂）以及代 理购电用户