华北电力大学：电价体系及形成机制培训课件

电价体系及形成机制请大家先回答一些问题：说到电价，你能想到的关键词有什么？电力市场体系中有哪些市场？相应有哪些价格？按电力发输配售用环节分，电价可以分为哪几种？如何理解电力市场化改革的“管住中间，放开两头”？管的是什么，放的是什么？如何理解电力市场化改革前和改革后的输配电价？影响电价水平的因素有哪些？新型电力系统中，电价有哪些变化？相应地对发电主体产生了哪些影响？发电侧是否应该实行两部制电价?两部制电价中容量电价和电量电价的定价机制有什么不同？谈谈煤电的成本和价格问题，例如：1）新型电力系统中煤电的定位；2）煤炭灵活性改造和调节运行的成本及其传导；3）煤电在保障电力安全中的作用及其价值实现谈谈对于新能源发电主体来说，价格方面有什么问题。主要内容电价体系电价形成机制之市场定价电价形成机制之管制定价一二三1.电价特点2.电价分类3.电价形成机制1.上网电价2.输配电价3.销售电价1.批发市场电价2.零售市场电价坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。2021.4国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见发改价格〔2021〕633号/xxgk/zcfb/tz/202105/t20210507_1279341.html国家发展改革委办公厅关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知

发改办价格〔2022〕130号为科学核定容量电价，促进抽水蓄能电站加快发展，根据《政府制定价格成本监审办法》（国家发展改革委令第8号）和《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）等有关规定，决定对在运抽水蓄能电站开展定价成本监审，范围为抽水蓄能电站成本费用支出及相关参数指标。从抽水蓄能电价说起思考题抽水蓄能电站有何特殊性？为什么要单独为其制定特殊的电价政策？对其他储能是否也应出台这样的政策？文件中指出“以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收”体现出电量电价和容量电价的定价方法的本质不同是什么？为什么有这样的不同？2019年发改委出台的《输配电定价成本监审办法》规定，储能成本费用不得计入输配电价，本文件规定容量电价纳入输配电价回收，如何理解“纳入输配电价回收”？是否与前面的文件相矛盾？文件中抽水蓄能电站服务于特定电源是什么意思？根据文件，对抽水蓄能电站的投资和运营主体如何理解？抽水蓄能价格政策要点1.以竞争性方式形成电量电价。电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。（1）有现货市场：抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。（2）无现货市场：引入竞争机制形成电量电价。抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行；鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行。抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。2.容量电价由政府核定。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。对标行业先进水平确定核价参数标准电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定贷款额据实核定，还贷期限按25年计算运行维护费率按在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定3.健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。核定输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站的容量电费。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。多品种多层级多属性多环节跨省省内局域批发零售竞争垄断时间空间计划双边合约合约转让……1、电力市场特点和价格要素电力商品价格要素:长期信号：容量电价短期信号：现货价格空间信号：节点电价/分区电价实时平衡：辅助服务价格风险规避：金融衍生品价格垄断环节：管制价格一、电价体系电价是电能商品价值的货币表现，包括了电能产品本身和供应方所提供的服务的价值。2.电价的概念和功能电价是商品价格，具有一般商品价格的基本属性，同时又是一种特殊商品，有特殊的价格机制电力生产和供应的环节不同，有市场化环节和垄断环节，其定价机制也不同电力产品是基础性及公共性物品，电价涉及各行各业和千家万户，电价的制定和管理具有重大影响，电价受政策影响明显，电力市场化改革前和改革后电价机制发生了颠覆性改变电价是重要资源性产品价格，电能是通过一次能源转换而生产的，价格构成中包括一次能源成本和转换、输送、配送成本，因此电价与一次能源市场密切相关电价的功能a引导电力投资：何时、何地、何种电源（如可再生能源激励政策），何时何地建设电网（特高压，输电、配电）引导电力企业经营：市场化环境下电价引导企业降低发电、供电成本，提高效率bcd实现社会目标：电价监管保证公平；电价补贴（如可再生能源激励政策）、税收、电力普遍服务引导电力消费：量的增减、”种类”的选择（如绿电）、用电时间的选择、消费地点的选择（内蒙电价洼地政策）3、电价分类电价分类按生产环节分类按用电类别分类按有否固定费用分类按电压等级分上网电价输配电价销售电价居民生活用电电价单一制电价工商业电价农业生产用电电价两部制电价发电价格/上网电价输电价格配电价格销售价格（1）发电价格/上网电价上网电价是指发电企业向电网输入电能的结算价格，也是电网的购入价格，计价点在发电企业与电网的产权分界点传统电力行业发电厂的电量是卖给电网的，再由电网销售给用户，所以发电电价叫做上网电价但是这个名称的含义在电力改革之后有所变化，电力改革后由发电厂和用户或售电公司直接签订购售电协议来确定电价和电量，或者通过集中竞价市场来销售电能，但是还是在上网点计量，所以仍然常称为上网电价发电价格/上网电价输电价格配电价格销售价格（2）输配电价输配电价是指电网企业提供接入系统、联网、电能输送和配送服务的价格。输配电环节具有自然垄断属性，不论在电力改革前还是电力改革后，输配电价都是管制电价输配电价的特点输配电成本构成中，固定成本占比较大输电和配电在电力系统中有不同的功能，分别核定其成本和价格能够使价格更清晰透明，目前我国输配电一体，没有分别核算输配电价，但是分电压等级核算输配电价，并单独核算增量配电的电价发电价格/上网电价输电价格配电价格销售电价（3）销售电价销售电价是指售电公司或电网企业向终端电力用户销售电能的价格，是电力价值链的终端。政府管制和市场定价相结合：销售电价对全社会影响较大，政府一般会对居民生活用电价格严格管制，工商业的电价由市场确定分类和价格结构较复杂：为了适应不同用户的用电特性，制定不同的销售电价，例如不同电压等级、用电容量、用电负荷率、用电时间、用电类别设计不同的销售电价。销售电价的特点相对稳定，各类销售电价一般不会频繁变动合计：0.0414，占比5.25%单一制和两部制电价制度分时与实时电价阶梯电价制度4.电价制度（1）单一制电价单—制电价是按容量或电量结算的单一计费方式。两部制电价是将电费分成按电量和按容量两个部分计费结算的电价制度，基本电价主要回收电力成本中的固定成本，电度电价主要回收电力成本中的变动成本。（2）两部制电价季节电价季节电价是在一年中对于不同季节制定不同的价格。（1）针对不同季节的气候差异较大，导致电力需求差异较大的的电力系统，（2）针对水电比重较大的电力系统，枯水季节与丰水季节相比，可用发电容量少、发电成本高，在丰水和枯水季节电价不同。（3）分时电价电度电价可以采用分时电价、实时电价或季节电价。分时电价用电负荷曲线有高峰低谷现象，划分峰谷时段，确定分时电价，促使用户自觉地调整用电方式，达到削峰填谷的目的实时电价是一种动态的价格形式，即每时段（可以是30分钟、15分钟、5分钟）的价格水平是变化的，目的是反映每时每刻的边际供电成本和市场供需关系，提供更准确的价格信号。四川丰枯、峰谷电价规定丰枯季节、峰谷时段划分；（1）丰枯季节划分

丰水期：6-10月份；

枯水期：4月份、12月份；平水期：5月份和11月份。（2）峰谷时段划分峰段：7:00-11:0019:00-23:00

谷段：23:00-7:00

平段：11:00-19:00计算丰枯、峰谷电价的基准销售电价为国家规定目录电价中的电度电价。基本电价以及随电费加收的电力建设基金、城市公用事业附加费等，不实行丰枯、峰谷电价。丰枯销售电价为，丰水期电价在基准电价基础上下浮24%，枯水期电价在基准电价基础上上浮30%。平水期电价按基准电价执行。峰谷销售电价为，在丰枯电价基础上，高峰用电电价上浮50%，低谷用电电价下浮50%。递减阶梯电价用电越多，单位电价越低递增阶梯电价用电越多，单位电价越高（4）阶梯电价把用户用电量分为若干档，分别定价和结算电费。（5）绿色电价绿色电价是指用户向新能源发电商采购绿色电力的价格，绿色电价与平均电价的差价反映了新能源的环境溢价，取决于用户的支付意愿和绿色电力的类型、规模、位置等因素。有利于促进新能源发展，实现双碳目标；有利于减轻财政对新能源的补贴压力；用户购买绿色电力可以树立公共形象，可以免除部分税金。市场竞争的价格形成机制政府管制的价格形成机制管制方式激励性管制基于成本的管制（回报率管制）定价方法会计成本法边际成本法定价方法双边协商集中竞价挂牌交易两种主要的电价形成机制：市场定价和管制定价电力行业长期采用管制定价机制，上世纪90年代开始电力改革，引入市场定价机制电力商品的生产供应分为发、输、配、售环节，其中输配环节为自然垄断环节，采用管制定价，发、售环节为竞争环节，采用市场定价5.电价形成机制1985年之前的电价发电、输配、售电一体化仅有销售电价销售电价机制

实行中央政府定价

引入了两部制电价、峰谷电价和分季电价1985-1995双轨制阶段1985年至1995年，为改善全国普遍缺电的局面，出台了集资办电政策，在国家原统配电价基础上，出台了非统配电量的指导性电价，加快了电源建设，有效缓解了缺电局面。90年代中后期经营期电价阶段为改变还本付息电价成本无约束和价格无控制的弊端，1998年以经营期电价政策取代还本付息电价政策。按经营期定价法定价。

2004年标杆电价政策为推进电价按平均成本定价，给投资者以明确的价格信号，2004年，规定新建发电项目实行标杆电价。

2015年新一轮电改政策单独核定输配电价，发电和售电引入市场竞争，双边或集中交易形成市场价格，非市场化部分保留政府定价。我国电价形成机制的演进输配电价省级电网输配电价向下延伸到配电、分布式电源区域电网输电价格是指跨省共用网络，是省级电网的向上延伸跨省跨区专项工程输电价格服务于远距离大容量输电，是共用网络的必要补充地方网与增量配电网配电价格省内配电网，是省级电网的向下延伸政府监管输配电价。准许成本+准许收益+税金，分电压等级核定输配电价。目前的电价机制发售电价格政府定价与市场竞价“双轨制”。分为批发市场和零售市场，批发市场有双边交易、集中竞价和挂牌交易等方式确定电价；零售市场由售电公司对零售用户定价，采用定制价格或价格套餐。政府定价部分执行目录电价，目前工商业取消了目录电价，居民、农业等仍执行目录电价。发电用户中长期市场现货市场辅助服务市场容量市场电力金融市场清洁能源消纳权重市场售电公司批发市场交易价格零售市场价格：定制价格或价格套餐保底价格输电配电售电1.上网电价制度单一制和两部制、峰谷电价、丰枯电价等。单一制上网电价不区分容量电价和电量电价，发电成本全部通过单一电价回收。特点：简便易行，结算方便；不利于发电企业合理补偿成本，发电量（或利用小时数）达到一定数额，才能足额补偿成本；不利于电力系统经济调度，发电企业愿意承担基荷，消极对待调峰等辅助服务，影响电力运行的安全性和可靠性。两部制上网电价将上网电价分成电量电价和容量电价。电量电价补偿变动成本，容量电价是对电厂可提供的上网容量的价格，补偿固定成本。特点：有利于电网灵活调度，由固定成本较低变动成本较高的机组承担峰荷，固定成本较高变动成本较低的机组承担基荷；容量成本差异较大，要求在电厂建设前引入竞争，形成合理的容量电价；计量结算复杂。峰谷、丰枯上网电价上网侧峰谷分时电价是实时电价的过渡形式。特点：反映不同时段的成本，利用电价信号提高发电企业调峰积极性；在水电比重大的系统，实行丰枯电价，可以减少弃水；计量结算复杂，需要分时计量和结算。二、电价形成机制之管制定价（一）上网电价2.上网电价的定价基础-发电成本管制条件下，上网电价的制定以成本为基础。一次能源形式不同，发电成本构成也不同。（1）火力发电成本构成燃料费：发电耗用的各种燃料的总费用水费：发电生产用水的水费，如除尘、冷却用水购入电力费：由于发电设备故障等原因需要向电网购入电力材料费：发电生产经营过程中耗用的材料、事故备品的费用职工薪酬折旧费修理费环保、碳排放相关费用财务费用其他费用（2）水力发电成本构成固定成本：折旧费，职工薪酬，维护费、材料费，固定财务费用、其他费用变动成本：水费，库区基金，变动财务费用，购入电力费（3）核能发电成本构成折旧费财务费用燃料费职工薪酬维护费材料费其他费用安全问题相关费用列入电厂内部费用：运行废物处理，乏燃料及放射性废物处理，核电厂和核设施退役等（4）新能源发电成本风电：折旧费，财务费用和运行维护费用为主要成本，影响风力发电成本的主要因素有：机组建设成本、基础及配套设施，使用寿命，风力资源，运行可靠性，维修管理费等。光伏发电：投资成本包括光伏组件、逆变器、输配电接入、设计施工、土地价格等；运行成本包括运行维护费用，职工薪酬等生物质发电：包括农林生物质直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电等。发电成本构成主要有折旧费、生物质燃料价格，财务费用等3.上网电价定价方法1985前统购统销，不分环节政府定价：还本付息电价政府定价：标杆电价，各省同类机组统一价格政府定价：经营期电价双轨制：市场形成政府定价：标杆电价1985-19951995-20032004-201520152019双轨制市场形成政府定价：基准+浮动上网电价定价方法的演变还本付息电价20世纪80年代中期至2001年之前，对集资、贷款和利用外资建设的电厂采用还本付息电价还贷期内电价按补偿实际成本，按期归还银行贷款本息，并取得合理利润确定还贷期后相应降低电价还本付息电价由发电单位成本、税金和利润构成：经营期电价2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件规定，将还本付息电价改为按发电项目经营期核定上网电价。经营期电价：综合考虑电力项目寿命期各年度的成本和还贷需要，计算每年的现金流量，使净现金流量满足按期望收益率而测算的电价。理论基础是资金时间价值理论，测算时，通过调整电价水平，直到折现率满足期望收益率水平。确定项目的基本参数确定收益率水平和计算期计算电价计算成本费用、各年现金流量（1）现金流入CIt=产品销售收入+回收固定资产残值十回收流动资产

产品销售收入=厂供电量x上网电价（2）现金流出COt=折旧＋利息支出＋经营成本＋所得税+销售税金+职工奖励及福利基金+其它（3）净现金流量=现金流入-现金流出；（4）内部收益率。指电力项目在经营期内，各年净现金流量的现值累计为零时的折现率。在给定内部收益率的情况下，可以计算上网电价水平（1）经营期：按项目经济寿命，一般火电30年，水电50年，新能源25年（2）收益率：与银行贷款利率挂钩，按高于长期国债利率2-3个百分点，或按社会平均折现率。（3）投资参数：投资总额、资本金比例、流动资金贷款额、贷款利率等（4）生产能力：发电设备容量、年利用小时、发电量、厂用电率等，一般采用机组设计标准。（5）成本费用参数：各种原材料的耗用定额、人员定额，综合折旧率、大修理费比例等，按电厂所在地区同类机组平均水平确定。计算参数计算公式

2004年，在经营期电价基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区和电源种类确定上网电价，各省陆续岀台了煤、水、核、风、光等电源种类的标杆上网电价。标杆电价是经营期电价的延续，测算方法相同，核定统一的标杆价格，对社会披露，信息更加透明。标杆电价按照各省区的先进成本水平核定，发电企业要努力降低投资成本和运行成本，有利于降低电力行业整体成本。标杆电价确定标杆电价的关键参数单位投资：是指发电项目单位千瓦投资额，包括设备及安装工程投资、建筑工程投资等。变动成本：主要是燃料成本，影响火电变动成本的主要是电煤价格和煤耗率发电利用小时：是电力供需关系的晴雨表，发电企业盈利关键指标，反映发电设备利用程度和发电量。4.平准化度电成本（LCOE）概念和应用（1）平准化度电成本LCOE的概念平准化度电成本（LCOE）是国际国内通用的电力经济性指标，近年多用于新能源。LCOE是发电项目在项目寿命周期内每千瓦时上网电量的成本，包括固定资产折旧、运行维护成本、税金等，并考虑了投资收益率，所以实质上是电价（不是通常意义上的市场价格，而是一个价格指标）。LCOE可用于新能源固定电价制（FitInTariff）的基础在招标配置资源中可以作为投标依据横向比较各类新能源发电的经济性纵向分析各类新能源的各部分成本变化，洞悉未来变化趋势分析影响新能源经济性的各种因素及其敏感性分析新能源政策的作用作为签订中长期购售电协议（PPA）的参考依据（2）LCOE计算方法Where:LCOE=lifetimelevelisedcostofelectricitygeneration;It=investmentexpendituresintheyeart;Mt=operationsandmaintenanceexpendituresintheyeart;Ft=fuelexpendituresintheyeart;Et=electricitygenerationintheyeart;r=discountrate;andn=economiclifeofthesystem.LCOE等于补偿项目成本并按折现率获得收益的发电电价，这只是简单方法，在新能源项目投资决策中，需要考虑更多因素，如税金、补贴等。1）IRENA使用的方法计算时使用的折现率对LCOE影响较大，通常用加权平均资本成本（weightedaveragecostofcapital，WACC)作为折现率，也可以用期望收益率作为折现率。其他影响因素有寿命期、投资额、运行维护费等。来源：IRENA,PowerGenerationCosts2020其中:rD债务成本，贷款利息re权益成本，自有资本期望收益率V：资本总价值D/V：债务资本占总资本的比例E/V：权益资本占总资本的比例WACC的确定WACC=rD*D/V+re*E/V国家能源局2020年发布的行业标准《光伏发电系统效能规范》规定，光伏LCOE是指在评价周期内发生的所有成本与全部可上网电量的折现比值，单位为元/千瓦时，计算公式为：2）我国行业标准中光伏LCOE的计算2025中国陆上风电度电成本趋势（3）LCOE趋势1）风电来源：翟恩地，中国海上风电不同区域度电成本及电价趋势，2020.4

2）光伏来源：中国光伏行业协会，中国光伏产业发展路线图2022-20232022年，我国地面光伏系统投资成本为4.13元/W，预计2023年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件效率稳步提升，整体系统造价可下降至3.79元/W2022年，我国工商业分布式光伏系统投资成本为3.74元/W，2023年预计下降至3.42元/W2022-2030年我国地面光伏系统投资变化趋势（单位：元/W）2022-2030年我国电站运维成本变化趋势（单位：元/W/年）2022年，分布式光伏系统运维成本为0.048元/(W·年)，集中式地面电站为0.041元/(W·年)，较2021年小幅下降。预计未来几年地面光伏电站以及分布式系统的运维成本将略有下降。2022年，地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.18、0.22、0.28、0.34元/kWh分布式光伏发电在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.18、0.21、0.27、0.32元/kWh。分布式光伏在全国大部分地区都具有经济性。2022-2030年光伏分布式电站不同等效利用小时数LCOE估算（元/kWh）2022-2030年光伏地面电站不同等效利用小时数LCOE估算（元/kWh）燃煤发电：基准价+上下浮动不超过20%水电：1）按“经营期电价”制定的电价；2）省内标杆电价；3）跨省跨区送电的协商电价，根据受电市场平均上网电价减去核定的输电电价倒推确定核电：标杆电价+市场化交易电价新能源：5.各类电源的上网电价市场状态新能源不参与市场竞争新能源参与市场竞争省份举例多数中东部省份中西部省份消纳方式与电价基本电量基本电量交易电量存量含补贴项目火电基准价+补贴火电基准价+补贴交易价格+补贴2020年底前并网的平价试点项目火电基准价火电基准价-2021年以后并网项目（无补贴）

新能源指导价（需竞争性配置）新能源指导价（需竞争性配置）交易价格（二）输配电价输配电价核定定价成本监审输配电价监管1.新电改中的输配电价改革改革后输配电收入=售电收入-购电成本输配电价=（售电收入-购电成本)/售电量改革前是事后以购售电费差计算出来的准许收入=准许成本+准许收益+税金输配电价=准许收入/售电量改革后是事前算出来的改革前建立规则清晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系按合理成本加合理收益原则核定输配电价，促进电网健康发展建立对电网企业成本的约束与激励机制，促进电网企业加强管理、提高效率输配电价反映各类用户成本，利用价格信号引导资源合理使用输配电价定价的内容：1）输配电成本的构成和计算；2）输配电成本的分摊2.输配电价定价基本方法输配电成本的构成和计算：用于输配电定价的输配电成本是指准许收入，包括了准许成本和准许收益以及依法缴纳的税金首先计算输配电网提供输配电服务的总成本，然后根据电网向用户提供的是共用网络服务还是专项服务，将总输配电成本分摊到各用户或各输电业务输配电成本的分摊：有不同的分摊方法，主要有邮票法、合同路径法、兆瓦-公里法等，分电压等级分摊。用户按其接入电网的电压等级所对应的输配电价支付费用准许收入=准许成本+准许收益+税金准许成本以输配电定价成本监审为基础准许收益以电网企业有效资产为基础核定，有效资产是指电网企业为提供输配电服务所必需的各项资产。（1）准许收入的计算3.省级电网输配电价定价办法发改委2020年《省级电网输配电价定价办法》规定输配电价格以电网企业准许收入为基础按邮票法分电压等级核定。先核定输配电准许收入，再核定分电压等级和各类用户输配电价。准许成本=基期准许成本+监管周期预计新增（减少）准许成本准许成本由折旧费和运行维护费构成，运行维护费由材料费、修理费、人工费、其他运营费用组成，主要按照电网企业历史成本，未来年度的预测成本，并参考同类型企业先进成本标准等情况综合核定准许成本权益资本收益率参照前三年平均长期国债利率加1-3个百分点确定债务资本收益率参照前三年平均国内商业银行5年期以上贷款利率水平确定资产负债率参照前三年电网企业资产负债率的平均值确定准许收益=可计提收益的有效资产×准许收益率准许收益准许收益率＝权益资本收益率×（1－资产负债率）＋债务资本收益率×资产负债率省级电网平均输配电价=通过输配电价回收的准许收入÷省级电网输配电量（2）输配电价的计算依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构，分别制定分电压等级、分用户类别输配电价分电压等级输配电价的计算某电压等级输配电价=该电压等级总准许收入÷本电压等级的输配电量某一电压等级总准许收入由本电压等级准许收入和上一电压等级传导的准许收入构成。本电压等级

由本电压等级线路和向本电压等级供电的降压变压器构成本电压等级供电量本电压等级上网电量和高电压等级通过降压变压器后的供电量之和本电压等级总用电量本电压等级供电量扣除本电压等级线损后的电量本电压等级售电量该电压等级总用电量减去向下一级输送的电量各电压等级供电关系以各电压等级线路和变电资产原值的比重为基础进行分摊：某年某电压等级线路分摊的准许收入＝该年的准许收入×该年该电压等级线路固定资产原值占总固定资产原值的比重某年某电压等级变电分摊的准许收入＝该年的准许收入×该年该电压等级变电固定资产原值占总固定资产原值的比重1）总准许收入在各电压等级之间的分摊2）各电压等级准许收入的计算在上面各电压等级准许收入分摊基础上：某电压等级准许收入＝该电压等级线路分摊准许收入+该电压等级分摊高电压等级变电准许收入当高电压等级变电站只为一个电压等级服务时，全部变电准许收入计入该电压等级，当高电压等级变电站为多个电压等级服务时，变电准许收入需要在这些电压等级分摊：

某电压等级分摊高电压等级变电准许收入=高电压等级变电准许收入x高电压等级变压器向该电压等级供电的比例某电压等级准许收入=该电压等级准许收入+高电压等级向该电压等级分摊的准许收入3）各电压等级总准许收入高电压等级按电量比例分摊某电压等级分摊高电压等级准许收入＝高电压等级总准许收入×向该电压等级供电量÷高电压等级电网总用电量计算出各电压等级的总准许收入后，除以各电压等级的用电量，得到各电压等级的输配电价

某年某电压等级输配电价＝该年该电压等级的总准许收入÷该年该电压等级用电量4）各电压等级输配电价计算以右图中的220kV电压等级为例说明分电压等级总准许收入的计算220kV电网总准许收入220kV电压等级由本电压等级电厂和500kV供电，因此：某年220kV总准许收入=该年220kV准许收入十该年分摊500kV准许收入（1）该年220kV准许收入=该年220kV线路准许收入十该年分摊500/220kV降压变压器准许收入（2）该年分摊500kⅤ准许收入=该年500kV准许收入*500kV向220kV供电比例指区域共用输电网络提供的电量输送和系统安全及可靠性服务的价格。先核定区域电网输电业务的准许收入，再以此为基础核定输电价格区域电网准许收入由准许成本、准许收益和税金构成，计算方法参照《省级电网输配电价定价办法》区域电网准许收入通过容量电费和电量电费两种方式回收。容量电费与电量电费比例计算公式为：容量电费:电量电费=（折旧费+人工费）:运行维护费电量电费随区域电网实际交易结算电量收取，由购电方支付。容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取。4.区域电网输电价格跨省跨区专项工程是指以送电功能为主的跨区域电网工程，以及送受端相对明确、潮流方向相对固定的区域内跨省输电工程。跨省跨区专项工程输电价格是指电网企业通过跨省跨区专项工程提供跨省跨区电能输送、电网互济和安全保障等服务的价格。跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制跨省跨区专项工程输电价格按经营期法核定，即以弥补成本、获取合理收益为基础，按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定输电价格。主要核价参数按以下方法确定：（一）工程投资和资本金，分别按照成本监审确定的工程竣工决算金额、实际投入资本金确定。（二）经营期限按35年计算。折旧费按照经营期限、成本监审确定的工程固定资产原值，采用年限平均法计算。（三）资本金内部收益率，按不超过5%核定。（四）利息支出根据贷款额、还贷期限和贷款利率计算。（五）运行维护费率，按照成本监审核定的跨省跨区专项工程运行维护费除以固定资产原值的比例确定，最高不超过2%。（六）税金及附加，包括增值税、所得税、城市维护建设税、教育费附加，依据现行国家相关税法规定核定。5.跨省跨区专项工程输电价格6.输配电价监管基于成本（基于回报率）的管制方式直接控制成本和回报率缺乏成本降低激励需定期校核成本和回报率消费者是成本风险承担者回报率监管使企业收回其运营成本并获得合理收益难点在于：一是要确定成本费用，二是要确定合理的投资回报率水平，三是要确定投资回报率计算基数，即企业资产的范围和计量方法，四是价格结构问题，即不同用户类别的价格设计。回报率监管假设监管者了解被监管者的运营成本、运行状况和实际投资回报，对信息的准确性和完备性要求很高。（1）投资回报率监管间接管理价格激励企业降低成本提高效生产者是成本风险的承担者基于激励的监管本质在于认识到监管机构与被监管者之间的信息不对称不可避免，因此采用激励措施促使被监管者降低成本。基于绩效的监管模式具有两个主要特征，一是弱化了成本与所允许的价格或收益之间的联系；二是允许价格或收益与其他外部指标相联系，如零售价格指数，标杆成本等。基于激励（绩效）的监管主要有价格上限、收入上限和绩效标杆等模式。（2）基于激励的管制方式监管周期：三年核价程序：电网企业在监管周期开始前一年9月30日前向价格主管部门提交有关材料。价格主管部门受理后，经成本监审并评估，次年5月31日前公布本监管周期内电网企业各年的准许收入和输配电价水平。调整机制：监管周期内若某个年度电网企业预测新增固定资产与实际差异小于等于20%时，则当年准许收入和输配电价在本周期不调整，其差额在下一监管周期予以调整。若变动差异超过20%，则调整本监管周期内电网企业准许收入和输配电价。激励和约束机制：电网企业通过加强管理，提高效率，使其运营成本低于准许成本，节约的成本可在企业与用户之间各按50%进行分享。政府价格主管部门会同有关部门制定考核电网企业运营效率和服务质量的奖惩机制。（3）我国目前的输配电价监管机制是基于成本的监管方式，并有一定的激励机制（四）销售电价销售电价是指电网企业或售电公司向用户销售电能的价格。销售电价应当按照用户电压等级、用电容量、负荷率等特征进行分类，促进各类用户合理用电1.销售电价分类不同用电电压等级的供电成本不同不同最大需量的用户供电成本不同不同用电时间段的供电成本不同经过变电站逐步降压将电能分配至终端用户过程中，降压次数越多，电能损耗越大，分摊的输变电成本也越高。一般用电电压等级越高，其单位电量供电成本越低。最大需量越大的用户，其单位电量供电成本越高负荷高峰期用电的单位成本高于其他时段引自：凌岳，能源理论与实践

分为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其它大工业用电：以电为原动力，或电冶炼、烘焙、熔焊、电解、电气、电热的工业生产用电，受电变压器总容量在315kVA及以上的用电。

基本电价是指按用户用电容量计算的电价；基本电费可以按用户变压器容量计算，也可以按最大需量计算；按何种方式计费由客户选择，客户选定计费方式后，一年内不得更改电度电价是指按用户用电度数计算的电价；功率因数调整电费是根据用户功率因数水平的高低增收或减收的电费。基本电费按容量计算：按用户的自备专用变压器容量计算，容量固定，计算简便。基本电费按最大需量计算：是指计量一个结算期（如一个月）内每15分钟用户用电的平均功率，保留其最大一次指示值作为该结算期的最大需量。由供电部门安装最大需量表记录最大需量。2.大工业用电电价大工业用电电价主要包括基本电价、电度电价和功率因数调整电费三部分3.居民生活用电单一制电价阶梯电价峰谷分时电价电价分类政策文件名称政策要点阶梯电价2011/11/27《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见》（简称指导意见）居民阶梯电价电量分档和电价的确定（将阶梯电量划分为三个档，价格分档递增。对“低保户”与农村“五保户”家庭每户每月设置10到15度免费用电）；鼓励居民用电实行峰谷分时电价。2013/12/11《发改价格〔2013〕2523号关于完善居民阶梯电价制度的通知》在保持居民用电价格总水平基本稳定的前提下，全面推行居民用电峰谷电价，尚未出台居民用电峰谷电价的地区，要在2015年底前出台，由居民用户选择执行。分时电价2018/6/21《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》（发改价格规〔2018〕943号）健全促进节能环保的电价机制：完善差别化电价政策，完善峰谷分时电价政策，完善居民阶梯电价制度，2021.7：国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知，发改价格〔2021〕1093号科学划分峰谷时段：考虑电力供需状况、负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，划分峰谷时段，充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线特性。合理确定峰谷电价价差。上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。建立尖峰、深谷电价机制：尖峰时段根据前两年最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段确定，热电联产机组和可再生能源装机占比大地区可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。4.分时电价5.电网企业代理购电2021年10月

国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）工商业用户全部进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。保持居民、农业用电价格稳定。执行现行目录销售电价政策。2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。电网企业代理购电用户电价由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成。已参与市场交易改由电网企业代理购电的用户，代理购电价格执行1.5倍。电网企业与售电公司的区别是：电网企业代理的用户全部执行统一标准的代理购电价格，输配电价、政府性基金及附加，而售电公司可以与用户签订不同的电价套餐；电网企业在市场中购电的价格是其他市场交易的平均价，而售电公司则是根据报价策略参与不同的交易市场，形成的购电价格与电网企业代理购电价格不同；电网企业代理购电不收交易服务费，各项价格均公开透明，而售电公司为用户提供服务会收取一定交易服务费，价格可以不公开。以江苏为例6.电力市场中的保底电价电力供应是一项基本的公共服务，在电力市场逐步开放的过程中，需要为没有选择权的用户提供服务；在完全开放的电力市场中，也需要因为一些原因而临时提供供电服务，这就是保底服务也叫默认服务，应由一家供电商承担最终供电责任，这家供电商被称为保底供电商。（1）电力保底服务的含义保底服务价格是指用户为保底服务支付的电价，它可以是政府定价，也可以通过招标来确定，它可以作为用户比较和选择售电商的依据；保底服务价格应能够补偿保底供电商的合理成本，并与电力批发市场价格联动。（2）保底服务价格《售电公司准入与退出管理办法》规定：“当售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未履行的购售电合同由地方政府主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网企业保底供电”。（3）我国的电力保底服务浙江由电力交易中心推荐8家国有控股、信用等级高、实力强的售电公司作为保底售电公司，并明确了每家公司负责的地市范围。山西省保底售电公司由符合要求的售电公司竞拍确定，并通过竞争方式确定保底零售价格四川由省能源局选取综合排名前十的企业，并明确了保底售电公司不亏不盈的原则。根据《售电公司管理办法》和《贵州电力市场保底售电实施方案（试行）》，从省内各售电公司中选取经营、信用、资金储备、人员技术实力等各方面均较好的作为2023年保底售电公司，代理已参与市场化交易但未签订交易合同电力用户的交易，以及保底售电服务启动后承接原售电公司所有零售用户交易等工作。贵州省2023年保底售电公司名单三、电价形成机制之市场定价电力市场体系中长期电能量市场根据预先签订的合约进行电量的买卖，中长期合约既可以竞价产生，也可以双边签订。现货电能量市场日前市场和实时市场：日前市场确定第二天每个交易时段内的发电计划和价格。电力系统运行机构实时修改发电计划，发布实时调度指令，并计算实时发电价格。辅助服务市场包括调频、备用、无功支持、黑启动等。交易方式有双边合约、集中竞价等电力金融市场利用金融衍生工具，以规避市场风险、包括期货交易、期权交易等。容量市场激励电力系统投资，保证容量充裕度，主要有容量市场、容量补偿等。电力批发市场零售市场要素市场主体交易方式价格计量结算数据电力零售市场绿色电力交易碳交易绿证交易……分布式发电交易电力市场体系（一）批发市场电价发电商用户（售电公司）容量电量价格输配电费辅助服务（1）双边协商是指市场主体之间自愿协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向，通过系统进行申报确认，经安全校核后，形成双边协商交易结果。根据市场实际需求，可按年、季、月组织开展。1、电力市场交易方式及价格机制批发市场以双边协商、集中竞价和挂牌等方式确定电价（2）挂牌交易市场主体通过系统提出购电、售电的电量和价格等信息，由符合摘牌要求的一方提出接受要约申请，经安全校核后，形成挂牌交易结果。一般由购电方提交挂牌信息，发电方摘牌。如果同一笔挂牌电量被多家摘牌，一般按照低价优先原则确定成交结果，依序形成交易合同，系统根据摘牌意愿滚动出清剩余交易空间。购买量：100万吨报量：30万吨，0.5元成交量：30万吨按低价优先成交供应商报量：50万吨，0.6元成交量：50万吨供应商报量：40万吨，0.8元成交量：20万吨供应商123购买量100万吨报量：80万吨报量：50万吨报量：70万吨成交量：40万吨成交量：25万吨成交量：35万吨按报量比例成交供应商供应商供应商报价相同时，按申报量比例成交（3）集中竞价交易集中报价，买方和卖方均报价和量；卖方报价从低到高排序；买方报价从高到低排序；按照排序依次进行买卖报价匹配，如有价差（买方报价高于卖方报价），则成交，成交价格在两个报价之间，形成一个合同单位按照中标机组的最高报价结算交易中心按发电报价从低到高、售电报价从高到低排序，交点为市场出清价MCP(marketclearingprice)，按此电价结算。统一出清价格方式下市场出清价为所有成交发电企业的最高报价，与机组自身报价的关系很小，发电企业主要考虑的问题是如何实现成交，因而报低价是比较保险的策略，但是需要考虑自身机组在系统中的位置和其他发电商的策略。1和23报价交易量ADBCEPePe为边际交易主体的报价平均值0-500（1）电能量交易价格构成2.电能量市场价格

（2）中长期交易价格包括场外双边协商价格、场内集中交易价格以及绿电交易价格，场内集中交易价格又分滚动撮合交易价格、集中竞争交易价格和挂牌交易价格。购售双方按年度、月度、多日等频度双向报价，交易标的物是年内、月内、月内剩余天数或者特定天数的电量，边际价格统一出清，统一出清价格为买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格

场内集中竞价交易价格现货交易价格包括日前市场价格、日内市场价格和实时市场价格。日前市场价格是运行日前一日，组织交易次日的电能量市场出清后形成的交易价格；日内市场价格是日前市场关闭后组织开展次日的微调电量交易价格，价格出清模式与日前相似；实时市场价格是在系统实际运行前15分钟开展实时电能量市场交易出清的价格，实时市场采用日前市场封存的申报信息进行出清，采用安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，得到实时节点电价。（3）

现货交易价格现货电能量市场采用节点电价机制，节点电价指在满足各类设备和资源的运行特征和约束条件的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本。现货市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价作为市场电能价格。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分组成。发电机组以所在节点的平均价格作为结算价格，以小时为单位结算，15分钟一个节点价格，4个15分钟平均价格；售电公司和用户以每个小时全市场节点的加权平均价格作为结算价格。绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为购买绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书。绿色环境权益随绿色电力交易由发电企业转移至电力用户，不得重复计算或出售优先组织、优先执行、优先结算。（4）绿色电力交易价格2021年9月开始绿色电力交易试点，绿色电力交易启动当日共有250余家国内和国际市场主体参与交易，达成交易绿电量逾79亿千瓦时。试点启动以来，绿电交易价格比大多数中长期以煤电为主的双边购电协议高0.03～0.05元/千瓦时，体现绿色价值。2023年2月，发改委等部门下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，可再生能源（含有补贴项目、平价上网项目）全部参与绿色电力市场化交易，根据每个项目的情况不同，参与绿电交易的方式不同。享受补贴的绿色电力，

参与绿电交易时高于煤电基准电价的溢价收益等额冲抵补贴或归国家所有；由国家保障性收购的绿色电力由电网统一参加绿电交易或绿证交易，溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵补贴或归国家所有。发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。不再由电网企业保障收购或选择参加电力市场化交易的绿色电力可直接参与绿电或绿证交易，

对应的溢价收益在核发可再生能源补贴时等额扣减，可委托电网代其参加绿电或绿证交易。广东2022年度可再生能源电力年度交易结果：

参与主体：发电侧12家，用电侧21家（均为售电公司）

成交电量：6.79亿千瓦时

成交价格：成交均价0.514元/千瓦时，年度双边协商成交均价为0.497元/千瓦时，绿电交易价格高出1.7分3.辅助服务市场价格电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务。调频备用转动惯量爬坡调峰电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变所提供的服务。为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务（1）电力辅助服务的种类自动电压控制调相运行指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布指发电机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的作用。无功平衡服务即电压控制服务，是指为保障电力系统电压稳定，并网主体根据调度下达的电压、无功出力等控制调节指令，通过自动电压控制（AVC）、调相运行等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布所提供的服务。事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。稳定切机服务稳定切负荷服务黑启动指电力系统发生故障时，稳控装置正确动作后，发电机组自动与电网解列所提供的服务指电网发生故障时，安全自动装置正确动作切除部分用户负荷，用户在规定响应时间及条件下以损失负荷来确保电力系统安全稳定所提供的服务。指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。20062015《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”“9号文”：以市场化原则，按照‘谁受益、谁承担’的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务201720182020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制（2）辅助服务价格机制的演进。。。补偿+市场补偿无偿无偿方式无法补偿辅助服务的成本，不能反映辅助服务的市场价值，无法保证辅助服务提供者的利益可再生能源的大量接入对电力系统带来了新的挑战，这些挑战主要体现在辅助服务上，对机组的灵活性、响应速度提出了更高的要求。储能技术、分布式能源、智能电网和需求响应等给辅助服务提供了新的手段，需要新的机制来适应这些变化。辅助服务市场是电力市场的重要组成部分，与我国电力市场建设尤其是现货市场建设同步推进。《电力辅助服务管理办法》电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。基本电力辅助服务为并网主体义务提供，无需补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。（3）辅助服务补偿方式与分摊机制固定补偿方式考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素确定补偿标准；市场化补偿应考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格。为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。电力辅助服务分类

具体品种补偿方式固定补偿参考因素有功平衡服务一次调频义务提供、固定补偿、市场化方式（集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）电网转动惯量需求和单体惯量大小二次调频常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量；其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量调峰社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失备用转动惯量爬坡无功平衡服务自动电压控制义务提供、固定补偿、市场化方式（公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）

按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则调相事故应急及恢复服务稳定切机稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本稳定切负荷用户损失负荷成本黑启动投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员培训费用各类电力辅助服务品种的补偿机制独立参与方式：可调节负荷响应调度指令，调节自身用电负荷曲线，提供辅助服务，并参与辅助服务补偿和分摊.委托代理参与方式：与售电公司或聚合商签订委托代理协议，协商确定补偿和分摊方式，参与辅助服务。不具备调节能力的电力用户应分摊辅助服务费用，或通过购买辅助服务来承担辅助服务责任电力用户签订的带曲线电能量交易合同中应明确辅助服务相关条款，电费账单中单独列支电力辅助服务费用。用户参与辅助服务的方式和费用分担机制费用补偿和分摊可采取以下两种方式。电力用户直接承担方式：与电力用户开展电能量交易的发电企业相应交易电量不再参与电力辅助服务费用分摊电力用户经发电企业间接承担方式：电力用户与发电企业开展电能量交易时约定交易电价含电力辅助服务费用的，发电企业相应交易电量应继续承担电力辅助服务费用分摊。电力用户也可与发电企业自行约定分摊比例，在各自电费账单中单独列支。调频备用无功支持黑启动调峰集中竞价，市场参与者对某一种辅助服务进行投标，系统运行机构根据费用最小原则进行排序，制定辅助服务供应计划招标方式，系统运行机构与提供者签订长期合同。供方按一定的技术要求投标，需方按照服务水平和投标价格进行选择，通常签订3-5年的中长期合同招标方式，系统运行机构与提供者签订长期合同。调度机构确定需求后，通过市场运营机构制定并发布招标书集中竞价集中竞价，市场参与者投标，系统运行机构根据费用最小原则进行排序，制定辅助服务供应计划（4）辅助服务市场交易方式采用“日前申报、日内集中出清”交易模式，采取“顺序出清、顺序优化”方式衔接电能量市场。发电单元申报调频里程价格和参与竞标的调频容量电力调度机构依据调频容量需求、次日机组组合、机组调频性能指标等参数，以调频服务成本最小化为优化目标，按调频里程排序价格从低到高依次进行调频机组预出清，运行日正式出清，实时调用调频资源。举例：蒙西调频辅助服务市场调频辅助服务市场补偿包括调频容量补偿和调频里程补偿调频容量补偿为中标调频容量乘以60元/MW固定补偿价格调频里程补偿为发电单元调节里程、调频性能指标与对应交易时段调频里程出清价格三者乘积调频市场辅助服务费用在全网火电、新能源发电企业间按照上网电量比例分摊。采用“日前申报，日内边际出清”交易模式以报量报价方式组织。市场初期备用市场独立于电能量市场运行。发电单元申报可提供的备用容量及价格，电力调度机构依据次日统调负荷预测、日前曲线分解出清结果以及备用需求等，按申报价格从低到高依次出清，直至出清容量满足该时段备用需求。蒙西备用辅助服务市场以日清月结的方式进行结算，按照中标备用容量与日内出清价格乘积进行补偿。备用市场费用由内蒙古电网所有发电企业（除备用市场中标的机组外）按月度上网电量的比例进行分摊。现货市场中的调频辅助服务市场-以广东为例交易标的：发电单元的调频里程和调频容量交易方式：集中竞价、统一边际出清、日前报价、日内出清以机组报价和性能决定机组市场排序价格，通过每台机组的市场价格排序来决定调频机组的调用，并按照实际调频贡献和调频性能获得收益发电企业在日前对发电单元进行运行日的调频容量和里程价格申报，并将申报信息封存到运行日，运行日以小时为周期集中统一出清。调频性能指标以归一化后的发电单元综合调频性能指标Ｐ对发电单元ｊ的调频里程报价Ｂj进行修正，作为调频里程排序价格。排序价格体现了发电机组报价和机组调频性能两方面的因素，有利于运行安全性和经济性的统一。市场出清方式发电单元报价完毕后，按照报价由低到高的顺序依次成交，直至中标调频容量满足系统调频需求，最后一台中标机组的报价即为出清价格。广东日前电能量市场的出清计算过程（二）零售市场电价1.电力零售市场主体配电公司零售商配电零售商非自由客户自由客户配电电价（监管）零售电价（市场）零售市场主体主要有售电商、配电公司和电力用户。售电商负责提供售电服务，配电公司是市场载体，提供配电网络服务，用户用电并按时缴纳电费。用户有充分的选择权，可以选择并更换售电商，不进行选择的用户也能享有保底服务电价能反映真实成本，零售电价能反映批发电价售电商代表用户参与批发市场，能够准确预测用户负荷电价机制能够激励用户参与需求响应电力零售市场中买卖双方的交易通过签订售电公司、用户和电网公司之间的三方合同来实现。合同规定了各方的权利义务、供电服务的形式以及相对应的价格。2、电力零售市场交易方式和价格零售市场要素市场主体交易方式价格计量结算数据大用户和普通工商业用户不同价格设计灵活价格设计（灵活期限和水平、结算灵活性）和固定价格设计（固定期限和水平）分时电价综合能源定价（冷、热、热水、燃气等）可靠性定价、阶梯价格售电公司代表用户参与批发市场，应能准确预测用户负荷和为用户提供电能服务，售电公司要进行不同市场购电组合决策、营销决策、风险管理、投资决策和结算管理等。零售电价将批发侧电价传导到用户，电价应能反映真实成本，应能激励用户参与需求响应，为电网提供平衡资源。售电公司3.售电公司的购售电决策和电价套餐售电公司以购售电利润最大化为目标设计电价套餐，考虑风险因素和