CN107239944A - 一种区域电力市场售电主体结算系统和结算方法 - Google Patents

一种区域电力市场售电主体结算系统和结算方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种区域电力市场售电主体结算系统和结算方法，属于电力系统技术领域。该系统包括数据采集模块、计量模块、偏差设定模块、日前电量结算模块、月度双边结算模块、月度集中交易结算模块、优先发电量结算模块和汇总结算模块；该系统结构新颖，结算过程合理、高效，克服了现有跨区跨省电能交易的市场化程度较低的问题，摆脱了对价格分配或利益空间的不合理，提高了交易主体的积极性，增强了市场活力，是一种高效、透明、结构合理的结算系统和方法。

Description

一种区域电力市场售电主体结算系统和结算方法
技术领域
本发明属于电力系统技术领域，具体涉及一种区域电力市场售电主体结算系统和结算方法。
背景技术
近年来，在需求拉动和国家政策的鼓励促进下，跨区跨省电能交易日趋活跃，交易量持续增长，在一定程度上解决了我国电源分布和结构不合理等问题。但随着国家跨区跨省输电交易逐年扩大，交易中也逐渐暴露出一些问题。例如跨区跨省电能交易的市场化程度较低，政府行政安排的计划电量占主导地位，阻碍了市场配置资源的基础性作用；跨区跨省交易价格形成机制主要以政府定价为主，固化的送、受电价格与市场供需关系扭曲，难以发挥价格作为市场调节的核心作用；在核定价格或确定定价原则时，未能做到合理分配价格或利益空间，影响了交易主体的积极性，降低了市场活力。
在中央专门发布了关于推进售电侧改革的实施意见的背景下，售电侧市场放开成为深化电力体制改革的重点任务之一，然而目前并没有相应地结算系统和结算方法。因此如何克服现有技术的不足是目前电力系统技术领域亟需解决的问题。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有跨区跨省电能交易的市场化程度较低，提供一种区域电力市场售电主体结算系统和结算方法，本发明系统结构新颖，其结算方法按照步骤依次结算电费，摆脱了对价格分配或利益空间的不合理，提高了交易主体的积极性，增强了市场活力。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种区域电力市场售电主体结算系统，包括：
数据采集模块，用于采集售电主体的日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果、分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价；所述的成交结果包括成交电量、电价；还用于采集该售电主体对应成交购电主体的月度用电量；
计量模块，用于计量售电主体的实际发电量，所述的实际发电量包括日实际发电量和月实际发电量；
偏差设定模块，用于设定售电主体的日用电负偏差基线值和月用电负偏差基线值；
日前电量结算模块，分别与数据采集模块、计量模块、偏差设定模块相连，用于根据数据采集模块传来的日交易成交结果、计量模块传来的售电主体的日实际发电量以及偏差设定模块设定的日用电负偏差基线值进行结算，得出日前结算负偏差电量、日前电量交易结算电量、日前交易累计结算电量及日前电量交易实际电费收益；
月度双边结算模块，分别与数据采集模块、计量模块、日前电量结算模块相连，用于根据数据采集模块传来的月度双边交易成交结果和对应成交购电主体的月度用电量、计量模块传来的售电主体的月实际用电量、以及日前电量结算模块传来的日前交易累计结算电量进行结算，得出月度交易发电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费；
月度集中交易结算模块，分别与数据采集模块、偏差设定模块、月度双边结算模块相连，用于根据数据采集模块传来的月度集中交易成交结果、偏差设定模块设定的月用电负偏差基线值、以及月度双边结算模块传来的结算结果，得出月度集中交易实际发电量、月度集中交易结算电费、正偏差电量及正偏差电量的电费、负偏差电量及负偏差电量的偏差电费；
优先发电量结算模块，分别与数据采集模块、月度集中交易结算模块相连，用于根据数据采集模块传来的分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价、月度集中交易结算模块传来的结算结果，得出优先实际发电量、电费和月度正偏差电量、电费；
汇总结算模块，分别与日前电量结算模块、月度双边结算模块和月度集中交易结算模块、优先发电量结算模块连接，用于根据日前电量结算模块、月度双边结算模块、月度集中交易结算模块和优先发电量结算模块的结算结果进行汇总，得到售电主体的结算清单。
进一步，优选的是，所述的日用电负偏差基线值设定k％和m1两个参数；具体为：日前结算负偏差电量超过日交易成交电量k％的部分按(日交易成交价格+m1)元/千瓦时的价格支付偏差电费，k％以内的按日交易成交价格支付偏差电费。
进一步，优选的是，所述的月用电负偏差基线值设定d％和m2两个参数；具体为：负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量d％的部分按(月集中交易成交加权平均价+m2)元/千瓦时的价格支付偏差电费，d％以内的按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费。
一种区域电力市场售电主体结算方法，采用上述一种区域电力市场售电主体结算系统，包括如下步骤：
步骤(1)，数据采集：通过数据采集模块采集某售电主体的日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果、分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价，同时采集该售电主体对应成交购电主体的月度用电量；
步骤(2)，计量和偏差设定：对该售电主体的实际发电量进行计量，同时，设定该售电主体的日用电负偏差基线值和月用电负偏差基线值；日用电负偏差基线值设定k％和m1两个参数，月用电负偏差基线值设定d％和m2两个参数；
步骤(3)，日前电量结算：计算计量模块传来的该售电主体的日实际发电量与数据采集模块传来的该售电主体的日交易成交电量的差值，若该差值＞0，则该差值计入月度交易发电量，无偏差电量结算费用；
若该差值≤0，则存在日前结算负偏差电量，日前结算负偏差电量＝日实际发电量-售电主体的日交易成交电量；之后判断该偏差电量是由于自身原因造成的还是由于系统原因所需造成的；
之后根据判断结果计算日前结算负偏差电量的偏差电费：①若该偏差电量是由于自身原因造成的，则日前结算负偏差电量超过日交易成交电量k％的部分按(日交易成交价格+m1)元/千瓦时的价格支付偏差电费，k％以内的按日交易成交价格支付偏差电费；②若该偏差电量是由于系统原因所需造成的，则日前结算负偏差电量超过日交易成交电量k％的部分和k％以内的均按日交易成交价格支付偏差电费；其中，0<k％<100％；则日前电量交易实际电费收益为日交易成交电量与当日的日交易成交价格的乘积再加上偏差电费；
最后计算每日的日前交易结算电量和日前交易累计结算电量：日前交易结算电量为日实际发电量与日交易成交电量中的较小值，日前交易累计结算电量为每日的日前交易结算电量之和；
步骤(4)，月度双边结算：将计量模块传来的售电主体的月度实际发电量扣减步骤(3)计算得到的日前交易累计结算电量，得到月度交易发电量；
之后取月度交易发电量、数据采集模块传来的月度双边交易成交结果中的成交电量和对应成交购电主体的月度用电量三者之间的最小值，该最小值为该售电主体的双边合同结算电量；
接着计算双边合同结算电费，双边合同结算电费＝双边合同结算电量×月度双边交易成交结果中的成交价格；
再计算供求关系超额电费：①若双边合同结算电量≤月度交易发电量≤月度双边交易成交电量，则(月度交易发电量-双边合同结算电量)×月度集中交易售电主体最低成交价格中的α倍＝供求关系超额电费；
②若双边合同结算电量≤月度双边交易成交电量≤月度交易发电量，则(月度双边交易成交电量-双边合同结算电量)×月度集中交易售电主体最低成交价格中的α倍＝供求关系超额电费；
步骤(5)，月度集中交易结算：首先计算售电主体的月度集中交易实际发电量：售电主体的月度集中交易实际发电量＝min{(月度交易发电量-双边合同结算电量)，(月度交易发电量-月度双边交易成交电量)}；
之后通过数据采集模块传来的月度集中交易成交结果计算该售电主体的月集中交易成交加权平均价；月度集中交易结算电费＝月度集中交易成交电量×该售电主体的成交加权平均价；
接着计算月度集中交易实际发电量与月度集中交易成交电量的差值，若该差值＞0，则该差值为正偏差电量；
若该差值≤0，则该差值为负偏差电量；之后判断该负偏差电量是由于自身原因造成的还是由于系统原因所需造成的；
之后根据判断结果计算负偏差电量的偏差电费：①若该负偏差电量是由于自身原因造成的，则负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量d％的部分按(月集中交易成交加权平均价+m2)元/千瓦时的价格支付偏差电费，d％以内的按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费；②若该负偏差电量是由于系统原因所需造成的，则负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量d％的部分和d％以内的均按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费；其中，0<d％<100％；
最后计算月度集中交易结算电量，月度集中交易结算电量＝min(月度集中交易实际发电量，月度集中交易成交电量)；
步骤(6)，优先发电量结算：首先计算售电主体优先实际发电量，优先实际发电量＝月度集中交易实际发电量-月度集中交易结算电量；若优先实际发电量＞0，则计算售电主体优先发电电费；根据数据采集模块采集来的分月分配优先发电量和优先发电量电价计算售电主体优先发电电费，售电主体优先发电电费＝min(优先实际发电量，分月分配优先发电量)×优先发电量电价；
之后根据数据采集模块采集来的售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价计算月度正偏差电量及电费，若步骤(5)所计算的正偏差电量≥优先实际发电量，则存在月度正偏差电量，月度正偏差电量＝步骤(5)所计算的正偏差电量-优先实际发电量；月度正偏差电费＝月度正偏差电量×正偏差电量电价，如果正偏差电量属于调度系统调用电量则正偏差电价为国家批复上网电价；如果售电主体申报了上调服务报价，则正偏差电价为售电主体上调服务报价；如果售电主体没有申报上调服务报价，则正偏差电价为月度集中交易售电主体最低成交价格；
步骤(7)，汇总结算：对步骤(3)～(6)的计算结果进行汇总，计算该售电主体合计总电费；合计总电费＝日前电量交易实际电费收益+双边合同结算电费+供求关系超额电费+月度集中交易结算电费+负偏差电费+优先发电电费+月度正偏差电费。
进一步，优选的是，在月度双边结算时，若该售电电主体有多个月度双边合同，则应该分别对各个合同的月度交易发电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费进行计算，然后再对所有合同的各项计算结果分别求和，得到该售电主体的月度双边交易结算可用用电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费。
进一步，优选的是，k＝3，d＝3，m1＝0.03，m2＝0.03。
进一步，优选的是，月度集中交易包括省内优先购电量挂牌交易、省内市场电量集中撮合交易、省内市场电量挂牌交易、框架协议外西电东送电量交易、月度合约转让交易和不平衡电量转让交易。
进一步，优选的是，步骤(3)中所述的自身原因和系统原因具体如下：
根据月度实际来水情况，测算售电主体日实际发电能力；当售电主体日实际发电能力大于日前交易结算电量，则判断为系统原因；当售电主体日实际发电能力小于日前交易结算电量，则判断为自身原因。
进一步，优选的是，步骤(5)中所述的自身原因和系统原因具体如下：
根据月度实际来水情况，测算售电主体月实际发电能力；当售电主体月实际发电能力大于月度实际发电量，则判断为系统原因；当售电主体月实际发电能力小于月度实际发电量，则判断为自身原因。
进一步，优选的是，所述的α＝0.9。
本发明与现有技术相比，其有益效果为：
本发明在新电改方案的基础上，结合电力系统运行实际，提供了一种完善市场结构和市场体系的区域电力市场售电主体结算系统和方法。本发明系统结构新颖，结算过程合理、高效，克服了现有跨区跨省电能交易的市场化程度较低的问题，摆脱了对价格分配或利益空间的不合理，提高了交易主体的积极性，增强了市场活力，是一种高效、透明、结构合理的结算系统和方法。
本发明针对电力市场建设初期，规则制定不够科学、交易组织不够规范、电费结算效率不高等方面的问题，创新地开展了电力市场交易结算等方面的研究工作，建立了时序递进、品种协同、深度博弈的电力市场售电主体结算体系，满足了市场主体差异化、多样化的需求，有效提升了市场优化资源配置的深度、广度和效率，大幅降低市场的风险。同时，本发明结算系统有利于实现电力市场公平、公正、规范、高效运行，有效降低了结算成本，提升了结算的透明度和效率。
本发明系统取得了显著的经济效益和社会效益，累计结算电量1293亿千瓦时，降低企业用电成本159亿元，减少弃水超过500亿千瓦时，得到了国家发改委、国家能源局的高度评价，为推动全国电力体制改革起到了引领示范作用。
附图说明
图1是本发明的区域电力市场售电主体结算系统的结构示意图；
其中，100、数据采集模块；101、计量模块；102、偏差设定模块；103、日前电量结算模块；104、月度双边结算模块；105、月度集中交易结算模块；106、优先发电量结算模块；107、汇总结算模块；箭头方向为信号或数据走向；
图2是本发明的区域电力市场售电主体结算方法的流程图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步的详细描述。
本领域技术人员将会理解，下列实施例仅用于说明本发明，而不应视为限定本发明的范围。实施例中未注明具体技术或条件者，按照本领域内的文献所描述的技术或条件或者按照产品说明书进行。所用材料或设备未注明生产厂商者，均为可以通过购买获得的常规产品。
本技术领域技术人员可以理解的是，本发明中涉及到的相关模块及其实现的功能是在改进后的硬件及其构成的装置、器件或系统上搭载现有技术中常规的计算机软件程序或有关协议就可实现，并非是对现有技术中的计算机软件程序或有关协议进行改进。例如，改进后的计算机硬件系统依然可以通过装载现有的软件操作系统来实现该硬件系统的特定功能。因此，可以理解的是，本发明的创新之处在于对现有技术中硬件模块的改进及其连接组合关系，而非仅仅是对硬件模块中为实现有关功能而搭载的软件或协议的改进。
本技术领域技术人员可以理解的是，本发明中提到的相关模块是用于执行本申请中所述操作、方法、流程中的步骤、措施、方案中的一项或多项的硬件设备。所述硬件设备可以为所需的目的而专门设计和制造，或者也可以采用通用计算机中的已知设备或已知的其他硬件设备。所述通用计算机有存储在其内的程序选择性地激活或重构。
本技术领域技术人员可以理解，除非特意声明，这里使用的单数形式“一”、“一个”、“所述”和“该”也可包括复数形式。应该进一步理解的是，本发明的说明书中使用的措辞“包括”是指存在所述特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或它们的组。应该理解，当我们称元件被“连接”或“耦接”到另一元件时，它可以直接连接或耦接到其他元件，或者也可以存在中间元件。此外，这里使用的“连接”或“耦接”可以包括无线连接或耦接。这里使用的措辞“和/或”包括一个或更多个相关联的列出项的任一单元和全部组合。
本技术领域技术人员可以理解，除非另外定义，这里使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)具有与本发明所属领域中的普通技术人员的一般理解相同的意义。还应该理解的是，诸如通用字典中定义的那些术语应该被理解为具有与现有技术的上下文中的意义一致的意义，并且除非像这里一样定义，不会用理想化或过于正式的含义来解释。
本领域技术人员应该知晓，购电主体的日前电量交易申报基准值、日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果和购电主体对应成交电厂月度交易发电量均为现有的交易系统或交易方式能够直接采集来的数据。
本领域技术人员应该知晓，日交易、月度双边交易和月度集中交易为新电改方案提出的三种交易方式。
实施例1
如图1所示，本实施例的区域电力市场售电主体结算系统，包括：
数据采集模块100，用于采集售电主体的日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果、分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价；所述的成交结果包括成交电量、电价；还用于采集该售电主体对应成交购电主体的月度用电量；
计量模块101，用于计量售电主体的实际发电量，所述的实际发电量包括日实际发电量和月实际发电量；
偏差设定模块102，用于设定售电主体的日用电负偏差基线值和月用电负偏差基线值；
日前电量结算模块103，分别与数据采集模块100、计量模块101、偏差设定模块102相连，用于根据数据采集模块100传来的日交易成交结果、计量模块101传来的售电主体的日实际发电量以及偏差设定模块102设定的日用电负偏差基线值进行结算，得出日前结算负偏差电量、日前电量交易结算电量、日前交易累计结算电量及日前电量交易实际电费收益；
月度双边结算模块104，分别与数据采集模块100、计量模块101、日前电量结算模块103相连，用于根据数据采集模块100传来的月度双边交易成交结果和对应成交购电主体的月度用电量、计量模块101传来的售电主体的月实际用电量、以及日前电量结算模块103传来的日前交易累计结算电量进行结算，得出月度交易发电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费；
月度集中交易结算模块105，分别与数据采集模块100、偏差设定模块102、月度双边结算模块104相连，用于根据数据采集模块100传来的月度集中交易成交结果、偏差设定模块102设定的月用电负偏差基线值、以及月度双边结算模块104传来的结算结果，得出月度集中交易实际发电量、月度集中交易结算电费、正偏差电量及正偏差电量的电费、负偏差电量及负偏差电量的偏差电费；
优先发电量结算模块106，分别与数据采集模块100、月度集中交易结算模块105相连，用于根据数据采集模块100传来的分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价、月度集中交易结算模块105传来的结算结果，得出优先实际发电量、电费和月度正偏差电量、电费；
汇总结算模块107，分别与日前电量结算模块103、月度双边结算模块104和月度集中交易结算模块105、优先发电量结算模块106连接，用于根据日前电量结算模块103、月度双边结算模块104、月度集中交易结算模块105和优先发电量结算模块106的结算结果进行汇总，得到售电主体的结算清单。
本发明系统的售电主体结算原则用于在电力市场运营管理中以市场化的方式来组织电力交易，结算是兑现电力交易完成的关键环节。因此，建立公平、合理、高效且具备可操作的结算体系是保证电力市场成功运营的关键要素。电力市场以“按日核算，月结月清”的原则开展结算工作，按日为单位进行核算，并按月结算清算。
实施例2
实施例2与实施例1的差别在于：所述的日用电负偏差基线值设定k％和m1两个参数；具体为：日前结算负偏差电量超过日交易成交电量k％的部分按(日交易成交价格+m1)元/千瓦时的价格支付偏差电费，k％以内的按日交易成交价格支付偏差电费。
所述的月用电负偏差基线值设定d％和m2两个参数；具体为：负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量d％的部分按(月集中交易成交加权平均价+m2)元/千瓦时的价格支付偏差电费，d％以内的按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费。
实施例3
如图2所示，一种区域电力市场售电主体结算方法，采用实施例1所述的一种区域电力市场售电主体结算系统，包括如下步骤：
步骤(1)，数据采集：通过数据采集模块采集某售电主体的日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果、分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价，同时采集该售电主体对应成交购电主体的月度用电量；
步骤(2)，计量和偏差设定：对该售电主体的实际发电量进行计量，同时，设定该售电主体的日用电负偏差基线值和月用电负偏差基线值；日用电负偏差基线值设定k％和m1两个参数，月用电负偏差基线值设定d％和m2两个参数；
步骤(3)，日前电量结算：计算计量模块传来的该售电主体的日实际发电量与数据采集模块传来的该售电主体的日交易成交电量的差值，若该差值＞0，则该差值计入月度交易发电量，无偏差电量结算费用；
若该差值≤0，则存在日前结算负偏差电量，日前结算负偏差电量＝日实际发电量-售电主体的日交易成交电量；之后判断该偏差电量是由于自身原因造成的还是由于系统原因所需造成的；
之后根据判断结果计算日前结算负偏差电量的偏差电费：①若该偏差电量是由于自身原因造成的，则日前结算负偏差电量超过日交易成交电量k％的部分按(日交易成交价格+m1)元/千瓦时的价格支付偏差电费，k％以内的按日交易成交价格支付偏差电费；②若该偏差电量是由于系统原因所需造成的，则日前结算负偏差电量超过日交易成交电量k％的部分和k％以内的均按日交易成交价格支付偏差电费；其中，0<k％<100％；则日前电量交易实际电费收益为日交易成交电量与当日的日交易成交价格的乘积再加上偏差电费；
最后计算每日的日前交易结算电量和日前交易累计结算电量：日前交易结算电量为日实际发电量与日交易成交电量中的较小值，日前交易累计结算电量为每日的日前交易结算电量之和；
步骤(4)，月度双边结算：将计量模块传来的售电主体的月度实际发电量Qr扣减步骤(3)计算得到的日前交易累计结算电量Qrd，得到月度交易发电量Qrt；即：Qrt＝Qr-Qrd；
之后取月度交易发电量Qrt、数据采集模块传来的月度双边交易成交结果中的成交电量Qg和对应成交购电主体的月度用电量Urt三者之间的最小值，该最小值为该售电主体的双边合同结算电量；即：
Qgh＝min(Qrt，Qg，Urt)；
接着计算双边合同结算电费，双边合同结算电费＝双边合同结算电量×月度双边交易成交结果中的成交价格；
再计算供求关系超额电费：①若双边合同结算电量≤月度交易发电量≤月度双边交易成交电量，则(月度交易发电量-双边合同结算电量)×月度集中交易售电主体最低成交价格中的α倍＝供求关系超额电费；
②若双边合同结算电量≤月度双边交易成交电量≤月度交易发电量，则(月度双边交易成交电量-双边合同结算电量)×月度集中交易售电主体最低成交价格中的α倍＝供求关系超额电费；
步骤(5)，月度集中交易结算：首先计算售电主体的月度集中交易实际发电量：售电主体的月度集中交易实际发电量＝min{(月度交易发电量-双边合同结算电量)，(月度交易发电量-月度双边交易成交电量)}；
之后通过数据采集模块传来的月度集中交易成交结果计算该售电主体的月集中交易成交加权平均价；月度集中交易结算电费＝月度集中交易成交电量×该售电主体的成交加权平均价；
接着计算月度集中交易实际发电量与月度集中交易成交电量的差值，若该差值＞0，则该差值为正偏差电量；
若该差值≤0，则该差值为负偏差电量；之后判断该负偏差电量是由于自身原因造成的还是由于系统原因所需造成的；
之后根据判断结果计算负偏差电量的偏差电费：①若该负偏差电量是由于自身原因造成的，则负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量d％的部分按(月集中交易成交加权平均价+m2)元/千瓦时的价格支付偏差电费，d％以内的按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费；②若该负偏差电量是由于系统原因所需造成的，则负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量d％的部分和d％以内的均按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费；其中，0<d％<100％；
最后计算月度集中交易结算电量，月度集中交易结算电量＝min(月度集中交易实际发电量，月度集中交易成交电量)；
步骤(6)，优先发电量结算：首先计算售电主体优先实际发电量，优先实际发电量＝月度集中交易实际发电量-月度集中交易结算电量；若优先实际发电量＞0，则计算售电主体优先发电电费；根据数据采集模块采集来的分月分配优先发电量和优先发电量电价计算售电主体优先发电电费，售电主体优先发电电费＝min(优先实际发电量，分月分配优先发电量)×优先发电量电价；
之后根据数据采集模块采集来的售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价计算月度正偏差电量及电费，若步骤(5)所计算的正偏差电量≥优先实际发电量，则存在月度正偏差电量，月度正偏差电量＝步骤(5)所计算的正偏差电量-优先实际发电量；月度正偏差电费＝月度正偏差电量×正偏差电量电价，如果正偏差电量属于调度系统调用电量则正偏差电价为国家批复上网电价；如果售电主体申报了上调服务报价，则正偏差电价为售电主体上调服务报价；如果售电主体没有申报上调服务报价，则正偏差电价为月度集中交易售电主体最低成交价格；
步骤(7)，汇总结算：对步骤(3)～(6)的计算结果进行汇总，计算该售电主体合计总电费；合计总电费＝日前电量交易实际电费收益+双边合同结算电费+供求关系超额电费+月度集中交易结算电费+正偏差电费或负偏差电费+优先发电电费+月度正偏差电费。
其中，α＝0.9，k＝3，d＝3，m1＝0.03，m2＝0.03。
步骤(3)中所述的自身原因和系统原因具体如下：
根据月度实际来水情况，测算售电主体日实际发电能力；当售电主体日实际发电能力大于日前交易结算电量，则判断为系统原因；当售电主体日实际发电能力小于日前交易结算电量，则判断为自身原因。
步骤(5)中所述的自身原因和系统原因具体如下：
根据月度实际来水情况，测算售电主体月实际发电能力；当售电主体月实际发电能力大于月度实际发电量，则判断为系统原因；当售电主体月实际发电能力小于月度实际发电量，则判断为自身原因。
实施例4
实施例4与实施例3的差别在于：
在月度双边结算时，若该售电电主体有多个月度双边合同，则应该分别对各个合同的月度交易发电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费进行计算，然后再对所有合同的各项计算结果分别求和，得到该售电主体的月度双边交易结算可用用电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费。
售电主体第i个双边协商合同电量为Qgi，合同总量Qg。售电主体分配给第i个合同的月度交易用电量为
售电主体第i个双边协商合同结算电量为
Qghi＝min(Qrti，Qgi，Urti)
Qghi按双边合同约定价格结算。当Qghi≤Qrti≤Qgi，Qrti-Qghi按月度集中交易售电主体最低成交价格中的0.9倍结算；当Qghi≤Qgi≤Qrti，Qgi-Qghi按月度集中交易售电主体最低成交价格中的0.9倍结算。
该售电主体双边协商合同结算电量Qgh＝ΣQghi。
该售电主体的双边合同结算电费也为各个合同的双边合同结算电费之和；其余项同理。
应用实例
数据采集：通过数据采集模块采集某售电主体的日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果、分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价，同时采集该售电主体对应成交购电主体的月度用电量；
计量和偏差设定：对该售电主体的实际发电量进行计量，同时，设定该售电主体的日用电负偏差基线值和月用电负偏差基线值；日用电负偏差基线值设定k％和m1两个参数，月用电负偏差基线值设定d％和m2两个参数；
日前电量结算：k％取值3％，m1取值0.03，即日前结算负偏差电量超过日交易成交电量3％的部分按(日交易成交价格+m1)元/千瓦时的价格支付偏差电费，3％以内的按日交易成交价格支付偏差电费；A售电主体1月1日～1月5日的日前电量交易数据表及日前电量结算结果如表1所示。
表1
5日的总电费收益为：2.1+2.6355+2.677+2.94+2.688＝13.0405万元
日前交易累计结算电量为：62.3万kWh。
表1中，第1日和第3日电厂甲的实际发电量大于日前电量交易成交电量，则超出的部分计入月度交易发电量，无偏差电量结算费用。第2日，第4日和第5日为电厂实际发电量小于日前电量交易成交电量的情况。其中第2日由于电厂甲的少发电量是由于电厂甲自身原因造成的，因此3％以外的偏差电费按照0.24元/千瓦时的价格计算偏差电费。第4日由于偏差电量小于3％以内偏差电量，所以偏差电量取实际值-0.2万千瓦时。第5日电厂甲的少发电量是由于系统所需(下调服务电量)造成的，因此3％以外偏差电量按照0.21元/千瓦时计算偏差电费。
月度双边结算：假设A购电主体存在A1情况、A2情况、A3情况三种不同情况(本发明是举例三种不同情况，而实际中只会存在其中一种情况)，月度集中交易售电主体最低成交价格中的0.9倍为0.18元/千瓦时，月度双边结算相关数据如表2所示。
表2
A1情况 A2情况 A3情况
月度实际发电量(万kWh) 2062.3 1800 1950
日前交易累计结算电量(万kWh) 62.3 62.3 62.3
月度交易发电量(万kWh) 2000 1737.7 1887.7
月度双边交易成交电量(万kWh) 1000.6 993.1 1143.1
成交购电主体的月度交易电量u 1523 920 1215
月度双边交易成交价格(元/千瓦时) 0.22 0.22 0.22
双边合同结算电量(万kWh) 1000.6 920 1143.1
双边合同结算电费(万元) 220.132 202.4 251.46
供求关系超额电费(万元) 0 13.158 0
月度集中交易结算：取值d％3％，取值m20.03。月度集中交易结算相关数据如表3所示。
表3
项目 A1情况 A2情况 A3情况
框架协议内西电东送成交电量(万千瓦时) 500 500 500
集中竞价交易成交电量(万千瓦时) 100 100 100
挂牌交易成交电量(万千瓦时) 100 100 100
框架协议外增送电量成交电量(万千瓦时) 100 100 100
合约转让交易(卖出)(万元)) -50 -50 -50
合约转让交易(买入)(万元) 50 50 50
月度集中交易成交电量(万千瓦时) 800 800 800
成交加权平均价(元/千瓦时) 0.226875 0.226875 0.226875
月度集中交易结算电费(万元) 181.5 181.5 181.5
月度集中交易实际发电量(万千瓦时) 999.4 741.6 741.6
正偏差电量(万千瓦时) 199.4 0 0
正偏差电价(元/千瓦时) 0.2 - -
正偏差电量的偏差电费(万元) 39.88 - -
3％以内负偏差电量(万千瓦时) - -24 -24
3％以内负偏差电价(元/千瓦时) - 0.226875 0.226875
3％以外负偏差电量(万千瓦时) - -34.4 -34.4
3％以外负偏差电价(元/千瓦时) - 0.226875 0.256875
负偏差电量的偏差电费(万元) - -13.2495 -14.2815
月度集中交易结算电量(万kWh) 800 741.6 741.6
月度集中交易结算总电费(万元) 221.38 168.2505 167.2185
A1情况的月度交易发电量大于月度交易成交电量，则超出的部分计入正偏电量。A2情况和A3情况属于月度交易发电量小于月度交易成交电量的情况，其中A2情况的少发电量是由于系统所需(下调服务电量)造成的，因此3％以外偏差电量按照0.226875元/千万时计算负偏差电费。A3情况的少发电量是由于自身原因造成的，因此3％以外的偏差电费按照0.256875元/千瓦时的价格计算负偏差电费，则计算结果如下所示：
A1情况的偏差电费为：39.88万元；
A2情况的偏差电费为：-13.2495万元；
A3情况的偏差电费为：-14.2815万元。
优先发电量结算：
优先发电量电价为0.21元/千瓦时，国家批复上网电价为0.215元/千瓦时，售电主体上调服务报价为0.22元/千瓦时，月度集中交易售电主体最低成交价格为0.21元/千瓦时，优先发电量结算相关数据如表4所示。其中，A1情况是售电主体申报了上调服务报价。
表4
汇总结算：计算该售电主体合计总电费；合计总电费＝日前电量交易实际电费收益+双边合同结算电费+供求关系超额电费+月度集中交易结算电费+正偏差电费或负偏差电费+优先发电电费+月度正偏差电费。
A1情况的合计总电费为：
13.0405+220.132+13.158+39.88+21+21.868＝329.0785万元；
A2情况的合计总电费为：13.0405+202.4+0+(-13.2495)+0+0＝202.191万元；
A3情况的合计总电费为：13.0405+251.46+0+(-14.2815)+0+0＝250.219万元。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (10)

1.一种区域电力市场售电主体结算系统，其特征在于，包括：
数据采集模块（100），用于采集售电主体的日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果、分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价；所述的成交结果包括成交电量、电价；还用于采集该售电主体对应成交购电主体的月度用电量；
计量模块（101），用于计量售电主体的实际发电量，所述的实际发电量包括日实际发电量和月实际发电量；
偏差设定模块（102），用于设定售电主体的日用电负偏差基线值和月用电负偏差基线值；
日前电量结算模块（103），分别与数据采集模块（100）、计量模块（101）、偏差设定模块（102）相连，用于根据数据采集模块（100）传来的日交易成交结果、计量模块（101）传来的售电主体的日实际发电量以及偏差设定模块（102）设定的日用电负偏差基线值进行结算，得出日前结算负偏差电量、日前电量交易结算电量、日前交易累计结算电量及日前电量交易实际电费收益；
月度双边结算模块（104），分别与数据采集模块（100）、计量模块（101）、日前电量结算模块（103）相连，用于根据数据采集模块（100）传来的月度双边交易成交结果和对应成交购电主体的月度用电量、计量模块（101）传来的售电主体的月实际用电量、以及日前电量结算模块（103）传来的日前交易累计结算电量进行结算，得出月度交易发电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费；
月度集中交易结算模块（105），分别与数据采集模块（100）、偏差设定模块（102）、月度双边结算模块（104）相连，用于根据数据采集模块（100）传来的月度集中交易成交结果、偏差设定模块（102）设定的月用电负偏差基线值、以及月度双边结算模块（104）传来的结算结果，得出月度集中交易实际发电量、月度集中交易结算电费、正偏差电量及正偏差电量的电费、负偏差电量及负偏差电量的偏差电费；
优先发电量结算模块（106），分别与数据采集模块（100）、月度集中交易结算模块（105）相连，用于根据数据采集模块（100）传来的分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价、月度集中交易结算模块（105）传来的结算结果，得出优先实际发电量、电费和月度正偏差电量、电费；
汇总结算模块（107），分别与日前电量结算模块（103）、月度双边结算模块（104）和月度集中交易结算模块（105）、优先发电量结算模块（106）连接，用于根据日前电量结算模块（103）、月度双边结算模块（104）、月度集中交易结算模块（105）和优先发电量结算模块（106）的结算结果进行汇总，得到售电主体的结算清单。
2.根据权利要求1所述的区域电力市场售电主体结算系统，其特征在于，所述的日用电负偏差基线值设定和两个参数；具体为：日前结算负偏差电量超过日交易成交电量的部分按（日交易成交价格+）元/千瓦时的价格支付负偏差电费，以内的按日交易成交价格支付偏差电费。
3.根据权利要求1所述的区域电力市场售电主体结算系统，其特征在于，所述的月用电负偏差基线值设定和两个参数；具体为：负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量的部分按（月集中交易成交加权平均价+）元/千瓦时的价格支付偏差电费，以内的按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费。
4.一种区域电力市场售电主体结算方法，采用权利要求1所述的一种区域电力市场售电主体结算系统，其特征在于，包括如下步骤：
步骤（1），数据采集：通过数据采集模块采集某售电主体的日交易成交结果、月度双边交易成交结果、月度集中交易成交结果、分月分配优先发电量、优先发电量电价、售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价，同时采集该售电主体对应成交购电主体的月度用电量；
步骤（2），计量和偏差设定：对该售电主体的实际发电量进行计量，同时，设定该售电主体的日用电负偏差基线值和月用电负偏差基线值；日用电负偏差基线值设定和两个参数，月用电负偏差基线值设定和两个参数；
步骤（3），日前电量结算：计算计量模块传来的该售电主体的日实际发电量与数据采集模块传来的该售电主体的日交易成交电量的差值，若该差值＞0，则无偏差电量结算费用；
若该差值≤0，则存在日前结算负偏差电量，日前结算负偏差电量=日实际发电量-售电主体的日交易成交电量；之后判断该偏差电量是由于自身原因造成的还是由于系统原因所需造成的；
之后根据判断结果计算日前结算负偏差电量的偏差电费：①若该偏差电量是由于自身原因造成的，则日前结算负偏差电量超过日交易成交电量的部分按（日交易成交价格+）元/千瓦时的价格支付偏差电费，以内的按日交易成交价格支付偏差电费；②若该偏差电量是由于系统原因所需造成的，则日前结算负偏差电量超过日交易成交电量的部分和以内的均按日交易成交价格支付偏差电费；其中，0<<100%；则日前电量交易实际电费收益为日交易成交电量与当日的日交易成交价格的乘积再加上偏差电费；
最后计算每日的日前交易结算电量和日前交易累计结算电量：日前交易结算电量为日实际发电量与日交易成交电量中的较小值，日前交易累计结算电量为每日的日前交易结算电量之和；
步骤（4），月度双边结算：将计量模块传来的售电主体的月度实际发电量扣减步骤（3）计算得到的日前交易累计结算电量，得到月度交易发电量；
之后取月度交易发电量、数据采集模块传来的月度双边交易成交结果中的成交电量和对应成交购电主体的月度用电量三者之间的最小值，该最小值为该售电主体的双边合同结算电量；
接着计算双边合同结算电费，双边合同结算电费=双边合同结算电量×月度双边交易成交结果中的成交价格；
再计算供求关系超额电费：①若双边合同结算电量≤月度交易发电量≤月度双边交易成交电量，则（月度交易发电量-双边合同结算电量）×月度集中交易售电主体最低成交价格中的α倍=供求关系超额电费；
②若双边合同结算电量≤月度双边交易成交电量≤月度交易发电量，则（月度双边交易成交电量-双边合同结算电量）×月度集中交易售电主体最低成交价格中的α倍=供求关系超额电费；
步骤（5），月度集中交易结算：首先计算售电主体的月度集中交易实际发电量：售电主体的月度集中交易实际发电量=min{（月度交易发电量-双边合同结算电量），（月度交易发电量-月度双边交易成交电量）}；
之后通过数据采集模块传来的月度集中交易成交结果计算该售电主体的月集中交易成交加权平均价；月度集中交易结算电费=月度集中交易成交电量×该售电主体的成交加权平均价；
接着计算月度集中交易实际发电量与月度集中交易成交电量的差值，若该差值＞0，则该差值为正偏差电量；
若该差值≤0，则该差值为负偏差电量；之后判断该负偏差电量是由于自身原因造成的还是由于系统原因所需造成的；
之后根据判断结果计算负偏差电量的偏差电费：①若该负偏差电量是由于自身原因造成的，则负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量的部分按（月集中交易成交加权平均价+）元/千瓦时的价格支付偏差电费，以内的按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费；②若该负偏差电量是由于系统原因所需造成的，则负偏差电量超过月度集中交易成交结果中成交电量的部分和以内的均按月度集中交易成交结果中成交价格支付偏差电费；其中，0<<100%；
最后计算月度集中交易结算电量，月度集中交易结算电量=min（月度集中交易实际发电量，月度集中交易成交电量）；
步骤（6），优先发电量结算：首先计算售电主体优先实际发电量，优先实际发电量=月度集中交易实际发电量-月度集中交易结算电量；若优先实际发电量＞0，则计算售电主体优先发电电费；根据数据采集模块采集来的分月分配优先发电量和优先发电量电价计算售电主体优先发电电费，售电主体优先发电电费= min（优先实际发电量，分月分配优先发电量）×优先发电量电价；
之后根据数据采集模块采集来的售电主体上调服务报价、月度集中交易售电主体最低成交价格和国家批复上网电价计算月度正偏差电量及电费，若步骤（5）所计算的正偏差电量≥优先实际发电量，则存在月度正偏差电量，月度正偏差电量=步骤（5）所计算的正偏差电量-优先实际发电量；月度正偏差电费=月度正偏差电量×正偏差电量电价，如果正偏差电量属于调度系统调用电量则正偏差电价为国家批复上网电价；如果售电主体申报了上调服务报价，则正偏差电价为售电主体上调服务报价；如果售电主体没有申报上调服务报价，则正偏差电价为月度集中交易售电主体最低成交价格；
步骤（7），汇总结算：对步骤（3）~（6）的计算结果进行汇总，计算该售电主体合计总电费；合计总电费=日前电量交易实际电费收益+双边合同结算电费+供求关系超额电费+月度集中交易结算电费+正偏差电费或负偏差电费+优先发电电费+月度正偏差电费。
5.根据权利要求4所述的区域电力市场售电主体结算方法，其特征在于，在月度双边结算时，若该售电电主体有多个月度双边合同，则应该分别对各个合同的月度交易发电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费进行计算，然后再对所有合同的各项计算结果分别求和，得到该售电主体的月度双边交易结算可用用电量、双边合同结算电量、双边合同结算电费及供求关系超额电费。
6.根据权利要求4所述的区域电力市场售电主体结算方法，其特征在于，k=3，d=3，m 1 =0.03，m 2 =0.03。
7.根据权利要求4所述的区域电力市场售电主体结算方法，其特征在于，月度集中交易包括省内优先购电量挂牌交易、省内市场电量集中撮合交易、省内市场电量挂牌交易、框架协议外西电东送电量交易、月度合约转让交易和不平衡电量转让交易。
8.根据权利要求4所述的区域电力市场售电主体结算方法，其特征在于，步骤（3）中所述的自身原因和系统原因具体如下：
根据月度实际来水情况，测算售电主体日实际发电能力；当售电主体日实际发电能力大于日前交易结算电量，则判断为系统原因；当售电主体日实际发电能力小于日前交易结算电量，则判断为自身原因。
9.根据权利要求4所述的区域电力市场售电主体结算方法，其特征在于，步骤（5）中所述的自身原因和系统原因具体如下：
根据月度实际来水情况，测算售电主体月实际发电能力；当售电主体月实际发电能力大于月度实际发电量，则判断为系统原因；当售电主体月实际发电能力小于月度实际发电量，则判断为自身原因。
10.根据权利要求4所述的区域电力市场售电主体结算方法，其特征在于，所述的α=0.9。
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