商業(yè)化運營管理子系統(tǒng)

1、商業(yè)化運營管理子系統(tǒng)系統(tǒng)設計報告總則現(xiàn)階段我國電力市場的改革和試點正處于開放發(fā)電市場的階段，廠網(wǎng)分離、競價上網(wǎng)、公平競爭是實現(xiàn)電力市場的必然，電力交易中心必將成為電力市場的載體和主要參和協(xié)調(diào)者，秉著公開、公平、公正的原則，引導各發(fā)電廠在可變成本（電量成本）上進行競爭，刺激各發(fā)電廠強化管理，提高效率，用上網(wǎng)電價作為市場調(diào)節(jié)的杠桿，用市場手段指導發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)運行，指導電力市場的健康發(fā)展。電力市場綜合考慮技術(shù)和經(jīng)濟因素，在現(xiàn)有電價和體制的基礎上，使不同體制、不同類型的發(fā)電廠在可比的條件下公平競爭，充分發(fā)掘潛力，降低成本，提高效益，改善服務。鑒于不同類型和體制的發(fā)電廠投資方式不同，成本回收情況各異，

2、有的電力市場實行兩部制電價，有的實行一部制電價。本軟件在綜合分析了全國各主要電力市場運作模式的基礎上，深刻分析了電力市場運作的本質(zhì)，進而提出了一套較為可行的電廠競價上網(wǎng)軟件解決方案。它是網(wǎng)局調(diào)度中心的電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)和電廠MIS或電廠ERP管理系統(tǒng)的橋梁和紐帶，對外收集市場信息，發(fā)布電廠競價方案，對內(nèi)傳達市場信息，聯(lián)系其它子系統(tǒng)共同產(chǎn)生及時、客觀、準確的競價方案，為電廠競價成功提供科學的依據(jù)。1、和其它系統(tǒng)接口管理11和計劃管理系統(tǒng)接口12和設備管理系統(tǒng)接口13和運行管理系統(tǒng)接口24和實時數(shù)據(jù)接口25和物資管理系統(tǒng)接口26和燃料管理系統(tǒng)接口27和財務管理系統(tǒng)接口2、市場分析預測競爭對手分析

3、市場內(nèi)各競價上網(wǎng)發(fā)電企業(yè)基本情況分析數(shù)據(jù)來源：（1）取電力市場編號表中的電力市場編號、電力市場名稱；（2）取市場內(nèi)各競價上網(wǎng)發(fā)電企業(yè)基本情況表中的所有電廠編碼、電廠名稱；數(shù)據(jù)處理：首先，選擇電力市場編號表中的第一條記錄的電力市場編號，電力市場名稱，從列表框中選擇對應的電廠編碼，電廠名稱，建立電力市場編號和電廠編碼的多對多的對應關系維護表中的一條維護記錄；2.1.2市場內(nèi)各競價上網(wǎng)機組基本情況分析（電力市場編號、機組編號、機組容量、參數(shù)類型、隸屬電廠）2.1.3市場內(nèi)各競價上網(wǎng)機組當前運行狀況分析（電力市場編號、機組編號、當前運行狀態(tài)）2.1.4市場內(nèi)各競價上網(wǎng)機組歷次競價中標情況分析2.1.4

4、.1月中標情況分析（電廠名稱、容量、容量占有率、競價市場、年度、月份、中標電量、累計中標電量、中標電量占有率、當月中標單價、累計平均中標單價、競價收入、中標電量占發(fā)電量比例、）2.1.4.2各競價市場每月最高價記錄（電廠名稱、競價市場、月份、最高價、價格單位）2.1.4.3本廠歷次中標情況分析（電廠編號、日期、招標電量、投標電量、投標價格、中標電量、中標價格、累計中標電量、累計中標電量占累計招標電量比例、網(wǎng)中標最高價、網(wǎng)中標最低價、網(wǎng)中標平均價、計劃電量、計劃設備利用小時）2.1.4.4本廠競價上網(wǎng)情況分析（電廠編號、日期、競價電量、競價收入、上網(wǎng)電量、上網(wǎng)收入、非競價電量、非競價收入、競價比

5、例、競價電量市場占有率、發(fā)電量市場占有率）2.2市場情況分析（又稱系統(tǒng)充裕性評估）電力市場負荷預測分析電力市場負荷預報分為長期（兩年以上）、中期（兩年、一年、一月）、短期（1周、1天）和超短期（指未來5分鐘、10分鐘、15分鐘、30分鐘和1小時）四類，分別使用于規(guī)劃、計劃、運行和控制之中。短期負荷預報預測1日1周的負荷值，主要用于短期發(fā)電計劃。超短期負荷預報用于安全監(jiān)視和系統(tǒng)調(diào)頻時需提前15分鐘的負荷值；用于預防控制和緊急狀態(tài)處理時需提前1060分鐘的負荷值。負荷預報是實現(xiàn)電力系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行的基礎，對于提高電網(wǎng)運行的安全性和經(jīng)濟性，改善電能質(zhì)量作用顯著。整個電網(wǎng)短期負荷預測，分24小時、48

6、小時、96小時、168小時、288小時（預測日期、預測負荷、歷史負荷、預測誤差、均方誤差、平均誤差、最大誤差）。本系統(tǒng)電網(wǎng)負荷預測值主要來源于電網(wǎng)調(diào)度中心的負荷預測通告。整個電網(wǎng)運行狀態(tài)查詢（機組代號、狀態(tài)開始時間、狀態(tài)結(jié)束時間、機組狀態(tài)編碼）電網(wǎng)內(nèi)各機組出力狀態(tài)預測在未來競價時段機組最高最低出力；各機組歷史報價信息市場內(nèi)每一臺機組的日、周、月、年調(diào)度計劃市場、競爭對手、電廠本身綜合競爭分析當一個電廠的規(guī)模和系統(tǒng)容量之比較大時，如15沖上，它就形成了相對壟斷能力，它的市場價格要高于平均價格。另外要考慮輸電的限制、考慮市場負荷需求、競爭對手有效供應負荷、及其和歷次報價的關系；228網(wǎng)絡約束對各發(fā)

7、電廠的影響記錄引起制約的網(wǎng)絡狀況，產(chǎn)生這些網(wǎng)絡狀況的原因；由于網(wǎng)絡制約而引起的調(diào)度計劃的改動。3、動態(tài)經(jīng)濟分析/3.1本廠月利潤指標預計完成情況分析預計月利潤當前額=當前市場結(jié)算總價（當前可變發(fā)電成本月累計總額+當前固定發(fā)電成本攤銷月累計總額+當前應交稅金月累計總額）月利潤指標預計完成百分比=預計月利潤當前額/本月計劃利潤總額月發(fā)電量完成情況分析月計劃電量完成情況分析計劃電量完成百分比=當前累計計劃電量完成量/月計劃總電量月競價電量完成情況分析競價電量完成百分比=當前累計競價電量完成量/月計劃競價電量總量月實際電量完成情況分析月實際電量完成百分比=當前月實際電量完成量/月計劃發(fā)電總量4、報價決

8、策分析41發(fā)電成本分析成本分變動成本和固定成本兩類。變動成本是指成本總額會隨產(chǎn)量的變動而變動的成本。但若就單位產(chǎn)品中的變動成本而言，則是不變的。發(fā)電成本中的燃料和水費都是和發(fā)電量直接聯(lián)系著的，其總額會隨發(fā)電量的增減成正比例增減；但從發(fā)電量的單位成本來看，則恰恰相反，單位發(fā)電量成本中的燃料和水費將保持不變，不受發(fā)電量變動的影響。（機組在同一運行負荷下）固定成本是指在一定產(chǎn)量的范圍內(nèi)成本總額不受產(chǎn)量增減變動的影響而固定不變的成本。但若就單位產(chǎn)品中固定成本而言，則和產(chǎn)量的增減成反比例變動。如發(fā)電成本中的材料、工資、折舊費、大修理費和管理費用等項目，就屬于固定成本。其成本總額在一定的發(fā)電量的范圍內(nèi)是固

9、定不變的，但是隨著發(fā)電量的增加，每單位發(fā)電量分攤的固定成本將相應地減少。發(fā)電廠可變成本的內(nèi)容包括以下部分：（1）燃料。指電廠直接用于生產(chǎn)電力、熱力產(chǎn)品所耗用的各種燃料，如煤炭、石油、天然氣、液化氣等；（2）水費、指企業(yè)發(fā)電用的外購水費發(fā)電廠固定成本的內(nèi)容包括以下部分：（3）工資費用（4）材料費用,包括生產(chǎn)運行、維護和事故修理（結(jié)合大修理處理事故者除外）等消耗的材料、備品、低值易耗品等物資以及不應計入燃料項目的其它各種生產(chǎn)用的燃料的價值；（5）提取的職工福利費。指按規(guī)定的工資總額范圍和提取比例提取的職工福利基金（6）折舊費用，指生產(chǎn)、管理部門和福利部門的固定資產(chǎn)按規(guī)定的折舊率計提的折舊費；（7）

10、提取的大修理費。指生產(chǎn)、管理部門和福利部門的固定資產(chǎn)按規(guī)定的大修理基金提存率計提的大修理費（8）其他費用。燃料成本分析實時燃料成本分析磨煤機上可以給出某一時刻給煤量累計值,一臺機組對應四臺給煤機,通過對四臺給煤機某一時段累計給煤量值的計算,即可得出該段時間該機組的入爐煤原煤量。入爐煤單價采用煤廠加權(quán)平均值單價，相乘即得某一時段燃煤費。再根據(jù)該時段上網(wǎng)電量，得出單位電量燃煤單價；通過對現(xiàn)有油槍流量計實時數(shù)據(jù)的計算，可得出任意時間段燃油費；再根據(jù)該時段上網(wǎng)電量，得出單位電量燃油單價；機組大修啟動過程中耗費的燃煤、燃油費計入大修費用，作固定成本分析，機組中小修啟動過程中耗費的燃煤、燃油費計入中小修費

11、用，作固定成本分析，機組非正常停機后啟動過程中耗費的燃煤、燃油費、日常燃油消耗、外購電費計入生產(chǎn)運行費用，作固定成本分析；單位發(fā)電量水成本分析從實際情況看，電廠每月單位發(fā)電量水費的支出是相對固定的，可以將上月單位發(fā)電量水費作為本月水成本分析數(shù)據(jù),即上月水費/上月發(fā)電量,;單位發(fā)電量固定成本分析（月差額本年余額分攤法）年度第一月份單位發(fā)電量計劃固定成本=（全年固定成本計劃值上月期末成本差額）/全年計劃發(fā)電量,上月成本差額=上月實際發(fā)電量*（上月成本月初累計計劃余額/上月發(fā)電量月初累計計劃余額）上月實際固定成本發(fā)生額；年度月份（2月12月）單位發(fā)電量計劃固定成本=（期初本月成本累計計劃余額上月成本

12、差額）/期初本月發(fā)電量累計計劃余額全年固定成本的所含子項，應該由用戶自由定制，按照相加公式計算產(chǎn)生；全年固定成本、月固定成本均單獨建表存儲，以便系統(tǒng)更加靈活，既可以滿足象山東電力市場采用的當量電價結(jié)算法，也可以滿足象浙江電力市場采用的差價合約競價模式?；驹O計思想就是本年應提、應計的固定成本本年按計劃發(fā)電量攤銷掉，在實際報價過程中，每月實際固定成本和計劃固定成本有相對的差額，此差額或正或負，將此差額再平攤到本年剩余固定成本計劃中，平衡全年單位發(fā)電量固定成本?；痣姀S單位發(fā)電量成本政策調(diào)整變量該變量值可正可負，由電力市場管理方負責制定并發(fā)布，用于平衡各電廠之間因還貸、折舊以及設備、環(huán)境、資源（特別

13、是水電、火電）等綜合性差異引起的競爭不平等的問題；火電廠單位發(fā)電量成本分析火電廠單位發(fā)電量成本=單位電量燃煤單價+單位電量燃油單價+單位發(fā)電量水成本+單位發(fā)電量固定成本可變成本功率曲線分析給出任意時段可變成本隨功率變化曲線；以功率為橫軸,價格為縱軸,給出可變成本隨功率變化曲線；成本功率曲線分析給出任意時段發(fā)電成本隨功率變化曲線；以功率為橫軸,價格為縱軸,給出成本隨功率變化曲線；分時電價各時段價格系數(shù)調(diào)整有的電網(wǎng)采取峰平谷、豐水枯水分時電價，因而設置各報價時段價格系數(shù)，默認為1；本月利潤價格百分比分析本月利潤價格百分比=本月計劃總利潤/本月計劃收入不含稅報價綜合分析由報價者根據(jù)當前機組單位成本政

14、策調(diào)整變量值、電力市場情況、競爭對手情況、及本廠歷次報價情況，通過調(diào)整利潤率或直接敲入價格來最終確定本次報價的功率價格曲線；含稅報價分析（價格的精度為0.01元/MWH不含稅報價加政府規(guī)定每千瓦稅金即得含稅報價；5、數(shù)據(jù)申報管理根據(jù)電力市場運行規(guī)則，各發(fā)電企業(yè)按機組和交易時段定時（時間可調(diào)整）向電力交易中心申報有關數(shù)據(jù)，包括技術(shù)（各發(fā)電單位各發(fā)電機組的特性參數(shù)）和經(jīng)濟（各發(fā)電單位在各時段的投標電量和投標電價）兩類數(shù)據(jù)。（要求可選擇任意模板數(shù)據(jù)做基礎進行修改后申報；可允許一次申報幾天的數(shù)據(jù)）。每一個獨立核算單位每天上報一條合成后的總的競價上網(wǎng)曲線，對于同一發(fā)電廠內(nèi)不同所有制的不同機組，由于其可變

15、電價和容量電價都相差較大，而且作為不同的核算單位，所以應允許它們分開報價；而同一核算單位的不同機組作為一個整體統(tǒng)一報價。發(fā)電廠每天上午11:00前申報第二天的競價上網(wǎng)數(shù)據(jù)，報價的基本數(shù)據(jù)是功率價格曲線；為了考慮機組的運行約束，發(fā)電廠應上報每一運行點的機組構(gòu)成及每一機組的啟停特性（最短開停機時間，啟動和停機的速度和持續(xù)時間）和正常運行特性（負荷升降速率，正常運行的最高，最低可調(diào)出力），機組的運行狀態(tài)決定了每一運行點的負荷升降速率。競價上網(wǎng)曲線應包括以下內(nèi)容：發(fā)電廠分時段報發(fā)電廠出力及相應的價格。由于每天被劃分為四個時段，所以需要四條出力價格曲線，但如果各不同時段的出力價格曲線形狀完全相同，則只需

16、一條基準曲線，每時段上報一不同的價格系數(shù)。出力價格曲線是分段曲線，段數(shù)由發(fā)電廠根據(jù)自身情況確定，最多為5個功率點（不包括零功率點），其中必須有最大和最小功率點。和每一運行點對應的發(fā)電廠升降負荷的速率，這個數(shù)值是由發(fā)電廠根據(jù)不同的機組組合方式及參和組合的機組的出力升降特性合成得到。每一運行點對應的機組組成方式。每一機組組成方式由哪些機組具體組成。每一臺機組的最短開機、停機時間。每一臺機組的空載價格。每一時段的最大最小技術(shù)出力（96或24點），此最大最小技術(shù)出力應根據(jù)機組的設計特性由省電力公司核準后確定，機組是否可以調(diào)整也可以參照此規(guī)則確定。此報價規(guī)則以獨立的核算單位為實體，發(fā)電廠有權(quán)安排廠內(nèi)的機

17、組組合和經(jīng)濟調(diào)度，原理是發(fā)電廠優(yōu)化廠內(nèi)的機組組合和經(jīng)濟調(diào)度，以最低的成本和最快的響應速度擬合報價的功率曲線，即以最快的速率使發(fā)電功率在出力的上下限范圍內(nèi)變化，且成本最低。由于此報價規(guī)則對發(fā)電廠和電力交易中心都是一項全新的規(guī)則，故舉例說明：例如一發(fā)電廠有兩臺30萬機組，每臺30萬機組在正常情況下15分鐘內(nèi)負荷可升降4.5萬千瓦，熱啟動的升速為1.5萬千瓦/15分鐘，滑停時的減負荷速率為1萬千瓦/15分鐘。出力價格曲線分3段，150200，200250，250300基準出力價格曲線如下：出力(MW)價格(元/KWH)升速率(MW/15Min)降速率(MW/15Min)組合編號1500.145030

18、02000.1545453002500.245453003000.215453004000.1590906004500.17590906005000.290906005500.25090600各時段不同的價格系數(shù)23:007:007:0011:0011:0019:0019:0023:000.81.11.01.1機組組合的內(nèi)部組成組合編號參和組合機組編號300301（一臺30萬機）600301、302兩臺30萬機）最短開機停機時間限值及空載價格機組編號開機限值（小時）停機限值（小時）空載價格（元）3011551000302155100096點出力的上下限值時間下限上限11503002150300

19、50300600961503005.1價格數(shù)據(jù)申報（電廠名、機組代號、報價時間、競價時間、功率值、功率單位、價格、價格單位）5.2機組調(diào)頻數(shù)據(jù)申報標明是否能參加調(diào)頻，調(diào)頻機組調(diào)整功率上下限（電廠名、機組代號、報價時間、競價時間、是否能參加調(diào)頻標志、調(diào)整功率上限、調(diào)整功率下限、功率單位）5.3可調(diào)出力申報（電廠名、機組代號、報價時間、競價時間、可調(diào)出力上限、可調(diào)出力下限、出力單位）5.4基本數(shù)據(jù)申報（電廠名、機組代號、啟動費用、停機費用、費用單位（小數(shù)點后4位萬元）、允許最小運行持續(xù)時間、允許最小停運時間、時間單位（分鐘）5.5正常啟停數(shù)據(jù)（電廠名、機組代號、升降標志、持續(xù)時間、時間單位（分鐘）

20、、出力值、出力單位（MV）5.6機組檢修啟停特性數(shù)據(jù)（機組代號、開機最短時間、停機最短時間、開機最短持續(xù)時間、停機最短持續(xù)時間、一天內(nèi)允許最多開停機次數(shù)）115.7開停機出力曲線5.8本廠機組運行狀態(tài)（機組代號、狀態(tài)開始時間、狀態(tài)結(jié)束時間、機組狀態(tài)編碼115.9機組出力計劃（機組編碼、競價時間、計劃出力、計劃出力度量單位、正旋轉(zhuǎn)備用、負旋轉(zhuǎn)備用、運行狀態(tài)、邊際電價、電量電費）注：最高可調(diào)出力=計劃出力+正旋轉(zhuǎn)備用；最低可調(diào)出力=計劃出力一負旋轉(zhuǎn)備用5.10機組檢修計劃表編號、機組編碼、機組名稱、開始時間、結(jié)束時間、檢修性質(zhì)、說明6、發(fā)電計劃管理71申報計劃年發(fā)電計劃申報月發(fā)電計劃申報周發(fā)電計劃

21、申報72發(fā)電計劃721年發(fā)電計劃722月發(fā)電計劃有功功率、無功功率、發(fā)電量長期合同一般可以以月為時間單位估算確定機組的月發(fā)電總量723周發(fā)電計劃根據(jù)月計劃，分解到周計劃。周計劃中一般可以排定機組開停機初步計劃，這時也已經(jīng)參考了機組申請大修的情況或事故等情況。周計劃比較粗略，主要是對開停機和備用機組的描述725日發(fā)電計劃73變更計劃8、電廠實時調(diào)度接收9、合同管理91期貨合同管理在計劃經(jīng)濟模式下，已經(jīng)發(fā)展了多種所有制并存的發(fā)電市場，基本包括三類所有制方式：普通國有電廠、外資（獨資）電廠、集資電廠。其發(fā)電報價價格有很大差別。多數(shù)老電廠因為建成時間早，設備自動化水平低，投資較少且基本收回，因此發(fā)電價

22、格基本為發(fā)電運行消耗成本；新建電廠一般設備自動化水平高，但投資大，還本付息期限短，壓力大，因此發(fā)電價格中既包括了發(fā)電運行成本，又包括了還本付息成本，故發(fā)電價格高出老電廠很多。老電廠多數(shù)是國有企業(yè)，新電廠多數(shù)是獨資或集資企業(yè)。對待這一問題，過去的解決方法是：對非國有的新建電廠或發(fā)電公司簽定一攬子合同，預定全年的發(fā)電總量和總價格；對國有發(fā)電廠統(tǒng)一管理，以降低煤耗，加強安全管理等為目標，未實行真正的獨立核算。在新的電力市場模式下，應既體現(xiàn)對各電廠的不同情況分別對待，又強調(diào)各電廠地位平等，權(quán)利相同，自由競爭。因此應由省電力交易中心對所有參加的發(fā)電公司或電廠簽定長期發(fā)電合同，具體內(nèi)容應包括：發(fā)電總成交量

23、，發(fā)電總價格，違約處理，獎罰考核、意外情況協(xié)調(diào)等。這樣定下來的單位電價就稱為長期合同價。911年電力交易合同合同內(nèi)詳細寫明各機組發(fā)電能力，機組年度合同電量、機組月度合同電量、機組年度可用率保證值、年度合同電量的分配天數(shù)，備用能力，預計維修日期時限，功率交換能力等各種情況，電交中心將根據(jù)所報情況分配發(fā)電配額。并規(guī)定未能履約時的責任和處罰。合同電量均是指上網(wǎng)電量而不是發(fā)電量。為確保電網(wǎng)備用容量，當機組實際可用率低于合同保證值時，扣減相應的年度合同電量。首先由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)根據(jù)行業(yè)規(guī)定，按機組類型核定標準值，然后根據(jù)各機組的年度檢修計劃確定。機組年度合同電量的分配天數(shù)：為合理確定機組只發(fā)合同電量的負荷

24、率，維持機組低負荷穩(wěn)定，在年度購/售電合議庭中確定合同電量的分配天數(shù)；假設機組只發(fā)合同電量的負荷率選定在n%,則合同電量分配天數(shù)=合同電量對應的發(fā)電利用小時/n%/24912月電力交易合同機組月度合同電量=機組年度合同電量/機組年度合同電量的分配天數(shù)*機組月度合同電量的分配天數(shù)；機組月度合同電量的分配天數(shù)=機組年度合同電量的分配天數(shù)*機組月度可用天數(shù)/機組年度可用天數(shù)913周電力交易合同電力交易中心（簡稱電交中心）首先根據(jù)長期發(fā)電合同約束，各電廠機組是否檢修、開停機情況、最低出力要求等情況，初步排出一周開停機計劃表和周發(fā)電計劃，它的目的是為執(zhí)行長期發(fā)電合同。周計劃編定后，電廠并不是立即執(zhí)行，而

25、是檢查機組情況，看是否滿足計劃要求；同時等待每日發(fā)電計劃的下發(fā)，并準備參加短期發(fā)電市場的競爭。92日合同管理機組日合同電量=機組年度合同電量/合同電量分配天數(shù)每天上午10：00，各發(fā)電公司報價，在電交中心根據(jù)各發(fā)電廠報價，次日負荷預測，網(wǎng)絡潮流、安全性分析等的要求，作出次日的日發(fā)電計劃后，則開始和電交中心簽定短期合同并執(zhí)行。因此各機組的次日發(fā)電值中就包括了長期合同值和短期合同值。每天上午10：00，各發(fā)電公司報價，在電交中心根據(jù)各發(fā)電廠報價，次日負荷預測，網(wǎng)絡潮流、安全性分析等的要求，作出次日的日發(fā)電計劃后，則開始和電交中心簽定短期合同并執(zhí)行。因此各機組的次日發(fā)電值中就包括了長期合同值和短期合

26、同值。當電交中心確定了發(fā)電計劃并下發(fā)給各發(fā)電公司后，各發(fā)電公司必須確認，并簽定短期發(fā)電合同，合同中包括了各時段發(fā)電值、價格、考核方法、違約處理等。合同一般有標準范式。短期發(fā)電合同中內(nèi)容包括：各機組發(fā)電最低出力，發(fā)電計劃值，開停機時間，備用時間等，逐時段價格，微增電量邊際價格等；并規(guī)定違約處理，獎罰規(guī)則等；還需說明是否參加實時電力交易，以對實時電力調(diào)度的安排做出響應。短期合同的執(zhí)行，是發(fā)電公司向電力市場過渡的真正開始。短期合同價格的產(chǎn)生，是電力市場化的產(chǎn)物。雖然初期階段，短期合同所涵括的發(fā)電量僅占發(fā)電總量的20%30%，但隨著電力市場的深化，改革的深入，這部分比例會越來越大。由于短期合同價格主要

27、由電廠的發(fā)電運行邊際成本決定，而把非運行因素的成本多數(shù)均攤在長期合同價格中，這樣各電廠的報價就具備了可比性，就能夠激勵電廠的良性競爭。通過電交中心每日發(fā)布的發(fā)電成交信息，各電廠如同學生公布測試成績一般，了解自己的位置，有危機感，有緊迫感。從而發(fā)奮進取，苦練內(nèi)功，以圖將來迎頭趕上。10、市場結(jié)算管理電網(wǎng)實際結(jié)算費用包括電量電費、輔助服務費及對“約束”下機組的補償費用。電力市場根據(jù)機組競價的實際上網(wǎng)電量，按日結(jié)算。其中合同電量按合同電價結(jié)算，現(xiàn)貨部分按現(xiàn)貨價格結(jié)算，即機組實際上網(wǎng)電量在合同電量之內(nèi)的部分按合同電價結(jié)算，超出合同電量的部分按現(xiàn)貨價格結(jié)算；實際上網(wǎng)電量小于合同電量時，其差額電量按合同電

28、價減去機組部分成本予以補償；具體來說，電力市場的結(jié)算管理包括：1電量電費結(jié)算管理，包括：結(jié)算金額=合同價格*合同電量+平均競價價格*競價電量1.1電能交易帳務管理：電廠建立電能交易明細帳，內(nèi)容包括機組編碼、交易開始日期、交易結(jié)束日期、交易起始時間、交易結(jié)束時間、合同發(fā)電量、合同發(fā)電價格、競價電量、平均競價價格、超發(fā)電量完成值、超發(fā)電量價格、計劃曲線考核獎罰電量、平均競價價格、超發(fā)電量價格、調(diào)頻機組考核獎罰電量；其中計劃發(fā)電完成值默認就是計劃值，競價電量由人工錄入，默認就是調(diào)度公布的競價電量，超發(fā)電量人工錄入，默認值為相應時段相應機組關口表值減去日計劃發(fā)電量；1.2日計劃發(fā)電電量的結(jié)算；（機組號

29、、結(jié)算日期、合同發(fā)電量、合同發(fā)電價格、合同發(fā)電收入、競價電量、競價價格、競價收入、日計劃發(fā)電收入、貨幣單位）1.3實時指令調(diào)整電量的結(jié)算實時調(diào)度信息包括：發(fā)電機組按照實時調(diào)度指令進行調(diào)整后的發(fā)電量、調(diào)整電量、市場實時交易價格；若調(diào)整電量為正，發(fā)電機組實時指令發(fā)電收入=實時指令調(diào)整發(fā)電量*實時增發(fā)電價格；若調(diào)整電量為負，發(fā)電機組實際得到的補償=實時指令調(diào)整發(fā)電量*（現(xiàn)貨價格-實時減發(fā)電價格）調(diào)整電量=按調(diào)度指令調(diào)整后的發(fā)電量-計劃發(fā)電量實時調(diào)整電量表：機組號、調(diào)整時刻、正向調(diào)整調(diào)整電量、負向調(diào)整調(diào)整電量、實時增發(fā)電價格、現(xiàn)貨價格、實時減發(fā)電價格、貨幣單位；實時調(diào)整電量結(jié)算表：（機組號、結(jié)算日期、實時指令發(fā)電收入、減發(fā)電量補償收入、貨幣單位）2輔助服務的