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基数电量：又名计划电量或非市场电量， 是指上网电量中执行国家批复电价的电量，主要用于居民生活用电等非市场用户的功能保障性用电，目前广东气机上网电价一般为0.665元/度。
市场电量：目前主要包括年度交易电量和月度交易电量，年度交易包括双边协商交易（经双边协商交易方式成交的电量）和集中交易（通过交易系统在线完成的交易）；月度交易包括合同转让交易（发电厂之间的电量合同交易）和集中竞价交易（经集中竞争交易方式成交的电量）
A类机组：广东省暂未获得与用户侧直接交易资格的发电机组，只拥有基数电量；
B类机组：广东省已获得与用户侧直接交易资格的发电机组，可同时拥有基数电量和市场电量。
市场主体：可以参与市场交易的市场成员，分为用户侧和发电侧（或供给侧）。用户侧包括已准入的电力用户和售电公司，发电侧为B类机组。
年度双边协商交易：是市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易电量根据双方约定比例，分解到月，作为月度市场电量的一部分。
年度集中交易：作为双边协商交易的补充，在双边协商交易完成后进行，由市场主体通过交易系统在线完成交易，同过挂牌、摘牌的方式进行。年度集中交易成交电量将根据市场公布的固定比例分解到月，作为月度市场电量的一部分。
月度合同转让交易：交易标的为年度基数合同电量和年度交易合同电量。按照出让方申报价格从高到低、受让方申报价格从低到高的排序依次进行配对撮合，形成交易价格对。每个有效匹配对中,出让方和受让方申报价格的平均值作为合同转让电量的结算价格。作为受让方时，价格为正，作为出让方时，价格为负。
月度集中竞争交易：是市场主体通过交易系统申报电量、电价，采取双向报价的形式，利用价差交易、边际出清方法，经市场统一出清和调度安全校核后，确定成交电量与统一出清价格。
价差交易：电力市场交易中，购电方申报价差、售电方申报价差进行排序、配对，形成交易“价差对”，价差对=购电方申报价差-售电方申报价差，价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。
边际出清：所有成交的价差对中，最后一个成交的购电方与售电方申报价差的算术平均值为统一出清价差。
偏差1：全部市场用户实际用电量与月度总市场电量的偏差；
偏差2：发电企业实际上网电量与应结电量的偏差。
发电侧事后偏差结算：发电企业按照月度计划对基数电量、市场电量先完成结算，然后根据市场电量的偏差量进行事后结算。
电厂采用事后偏差结算的方法进行电费结算，以B类机组某电厂在某月份的电费收入为例，
R = R(基数电量) + R(市场电量) + R(偏差电量)
（1）R(基数电量)：假设该电厂的月度基数电量计划为0.5亿度，整个市场的月度基数电量计划为100亿度，而实际上非市场用户在该月基数用电量用量为108亿度，已知A电厂批复上网电价为0.665元/度，则：
R(基数电量) = Q(基数实际) × P(基数)
= Q(基数计划)×[Q(市场基数实际)/Q(市场基数计划)]×P(基数)
= 0.5×(108/100)×0.665 = 0.54×0.665亿元
（2）R(市场电量)：市场电量包括年度合约分月电量、集中竞价交易电量、月度合同转让交易电费。假设该厂年度合约分月电量为0.8亿度，签订价差为0.05元/度；集中竞价成交电量为0.4亿度，成交价差为0.04元/度；作为受让方月度合同转让交易电量为0.2亿度，转让价格为0.62元/度则：
R(市场电量) = Q(年度合约分月电量)×P(合约电价) + Q(竞价)×P(竞价)+ Q(转让)×P(转让)
= 0.8×(0.665-0.05)+ 0.4×(0.665-0.04)+0.2*0.62亿元
（3）R(偏差电量)：包括偏差1和偏差2两部分。
R(偏差电量) = R(偏差1) + R(偏差2)
已知市场电量为0.8+0.4+0.2=1.4亿度，集中竞价成交价格P竞价为0.625元，假设国家能源局所给的单位度电燃料成本为0.530元/度，整个市场电量计划值为120亿度，实际市场用电量为125亿度，该电厂实际上网电量为1.5亿度，则：
1）偏差1按照集中竞价成交价格P(竞价)进行结算：
Q(偏差1) =[Q(整个市场实际)-Q(整个市场合约)]/Q(整个市场合约)×Q(市场合约)
=(125-120)/120×1.4 = 0.0583亿度
R(偏差1) =Q(偏差1) × P(竞价)=0.0583×(0.665-0.04)亿元
2）偏差2按照国家能源局所给的单位度电燃料成本进行结算：
Q(偏差2) = Q(上网) - [Q(基数实际)+Q(市场电量)+Q(偏差1)]
= 1.5 - (0.54 + 1.4 + 0.0583)= -0.4983亿度
R(偏差2) = Q(偏差2) × 单位度电燃料成本 = -0.4983×0.530 亿元
已知当前广东省批复上网电价为0.665元/度，在计算偏差2时国家能源局所给的单位度电燃料成本为0.53元/度，假设我厂实际发电成本为X元/度，实际发电量为Q，在不考虑合同转让交易的情况下，其他数据见下表：
|
类型 |
基数电量 |
双边协议 |
集中竞价 |
偏差1 |
偏差2 |
实际 |
|
价格（元） |
P1=0.665 |
P2 |
P3 |
P4=P3 |
0.53 |
|
|
电量（度） |
Q1 |
Q2 |
Q3 |
Q4 |
Q-Q1-Q2-Q3-Q4 |
Q |
发电利润=电费-成本
=P1×Q1+P2×Q2+P3×Q3+P4×Q4+0.53×(Q-Q1-Q2-Q3-Q4)-X×Q
=0.665×Q1+P2×Q2+P3×Q3+P4×Q4+0.53×(Q-Q1-Q2-Q3-Q4)-X×Q
=(0.665-0.53)Q1+(P2-0.53)Q2+(P3-0.53)Q3+(P4-0.53)Q4+(0.53-X)Q
将P3=P4带入上式，则
发电利润=0.135Q1+(P2-0.53)Q2+(P3-0.53)(Q3+Q4)+(0.53-X)Q
因为Q4的大小由市场决定，且P2≥0.53、P3≥0.53成立（P2、P3由我们进行市场交易时设定），由上可知，发电利润的多少由X、Q决定：当发电成本X＜0.53时，Q越大利润越多，此时越多发电越好；当发电成本X≥0.53时，Q越小利润损失越少，此时越少发电越好。
需要注意的是，以上结论仅供当前形势下参考，随着国家能源局所给单位度电燃料成本的调整以及电力现货市场实施后交易、结算方式的改变，分析模型需不断调整，相关行业动态会持续跟踪。
目前，在电力市场中，影响电厂收益的因素除了电费收益、调频辅助服务收益外，“两个细则”的补偿与考核也很重要。那么啥是两个细则？我们常说的非计停考核、冷备用补偿是如何规定的，究竟对电厂收益有怎样的影响？请看下期《电力市场那些事儿之——“两个细则”的补偿》、《电力市场那些事儿之——“两个细则”的考核》。
