华北能源监管局关于公示华北电力调峰辅助服务市场模拟运行试结算报告的公告

2018-12-29 00:00 来源：

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华北电力监管局文件

国家能源局华北监管局

公告

2018第3号

华北电力调峰辅助服务市场各市场成员：

近期，华北电力调峰辅助服务市场有关市场运营机构按照《华北电力调峰辅助服务市场运行规则（模拟运行版）》组织开展了市场模拟运行，并于12月7日和9日开展了模拟运行试结算。我局根据模拟运行试结算期间的市场运行情况，组织编制了《华北电力调峰辅助服务市场模拟运行试结算报告》。经征求相关电力企业意见建议并作修改后，现予公示。

附件：华北电力调峰辅助服务市场模拟运行试结算报告

国家能源局华北监管局

2018年12月28日

（联系人：吕梁俊超，010-51968578）

华北能源监管局关于华北电力调峰辅助服务市场模拟运行试结算情况的报告

12月7日和9日，华北电力调度中心会同相关省（区、市）电力调度机构，按照《华北电力调峰辅助服务市场运行规则（模拟运行版）》以及我局关于试结算工作的相关要求（12月7日开展省网市场结算，12月9日同步开展华北市场和省网市场结算）组织开展了市场模拟运行试结算。总体来看，试结算期间，华北电力调峰辅助服务市场运行平稳有序，对现有市场规则进行了充分验证，市场主体经培训后报价理性，市场出清结果充分反映调峰资源实时供需情况，市场机制能够激励火电企业主动释放调峰能力，同时也发现了市场运行和规则中存在的一些问题并进行了修正，市场已基本具备连续试运行的条件。具体总结如下：

1 试结算期间电网运行概况

受寒潮天气影响，12月7-9日华北区域气温持续降低，华北及京津唐电网负荷创冬季新高，最大负荷分别达到22153、5853万千瓦，分别达到历史最大负荷的97%、90%；山西负荷三日突破3000万千瓦，最大负荷达到3159万千瓦；蒙西负荷也持续保持高位，最大负荷达到3126万千瓦。试结算日电网具体运行情况如下：

（一）12月7日华北电网概况

12月7日华北电网天气情况如下：

12月7日天气情况

北京

天津

冀北

冀南

山西

山东

蒙西

晴

-10-2℃

晴转多云

-8~-2℃

晴

-15-4℃

晴

-10-1℃

晴

-14-5℃

晴

-10-2℃

晴

-20-10℃

华北电网发购电负荷如下（万千瓦）：

12月7日华北及京津唐电网发购电负荷
华北		京津唐		北京		天津		冀北
最大	最小	最大	最小	最大	最小	最大	最小	最大	最小
22153	17277	5853	4313	1997	1350	1319	909	2311	1847

12月7日华北区域其他各省网发购电负荷
冀南		山西		山东		蒙西
最大	最小	最大	最小	最大	最小	最大	最小
3289	2274	3145	2459	6885	5343	3126	2822

华北电网新能源最大出力如下（万千瓦）：

12月7日华北及京津唐电网新能源最大出力
华北		京津唐		北京		天津		冀北
风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏
2528	1557	760	327	14	3	29	33	737	292

12月7日华北区域其他各省网新能源最大出力
冀南		山西		山东		蒙西
风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏
85	179	472	321	579	337	940	444

（二）12月9日华北电网概况

12月9日华北电网天气情况如下：

12月9日天气情况

北京

天津

冀北

冀南

山西

山东

蒙西

晴转多云

-6-1℃

阴转多云

-8-5℃

阴转小雪

-11-1℃

多云

-8-0℃

晴转多云

-11-0℃

多云

-7-1℃

晴

-22-10℃

华北电网发购电负荷如下（万千瓦）：

12月9日华北及京津唐电网发购电负荷
华北		京津唐		北京		天津		冀北
最大	最小	最大	最小	最大	最小	最大	最小	最大	最小
21794	17553	5713	4424	1974	1413	1239	911	2279	1883

12月9日华北区域其他各省网发购电负荷
冀南		山西		山东		蒙西
最大	最小	最大	最小	最大	最小	最大	最小
3275	2298	3159	2506	6800	5406	3035	2828

华北电网新能源最大出力如下（万千瓦）：

12月9日华北及京津唐电网新能源最大出力
华北		京津唐		北京		天津		冀北
风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏
1196	1329	317	295	4	3	13	29	305	267

12月9日华北区域其他各省网新能源最大出力
冀南		山西		山东		蒙西
风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏	风电	光伏
25	171	140	277	149	282	656	325

二、市场报价、出清及交易执行情况

（一）机组报价情况

1、京津唐电网

为更好测试规则并给予市场主体适应市场真实运行环境，市场运营机构组织京津唐电网相关发电机组进行了两次报价，具体如下：

2、河北南网

12月7日报价
京津唐电网	负荷率区间	容量（MW）	平均价格（元/MW）
1-4档总和		32248
1档	70-100%	18294	0
2档	60-70%	6058	126
3档	50-60%	5103	199
4档	40-50%	2793

12月9日报价
京津唐电网	负荷率区间	容量（MW）	平均价格（元/MW）
1-4档总和		32248
1档	70-100%	18294	0
2档	60-70%	6058	110
3档	50-60%	5103	166
4档	40-50%	2793	344

河北南电网	负荷率区间	容量（MW）	平均价格（元/MW）
1-4档总和		12090
1档	70-100%	6756	0
2档	60-70%	2002	300
3档	50-60%	1950	343
4档	40-50%	1382	411

3、山西电网

山西电网	负荷率区间	容量（MW）	平均价格（元/MW）
1-4档总和		2160
1档	70-100%	1350	0
2档	60-70%	270	470
3档	50-60%	270	480
4档	40-50%	270	490

4、蒙西电网

蒙西电网	负荷率区间	容量（MW）	平均价格（元/MW）
1-4档总和		2382
1档	70-100%	1191	0
2档	60-70%	397	220
3档	50-60%	397	230
4档	40-50%	397	240

（二）华北市场运行情况

1、市场出清情况

12月7日00:15-07:00京津唐电网日前调峰需求最大150万千瓦，河北南网、山西、蒙西具有调峰资源，且满足京津唐电网调峰需求，京津唐电网与山西、河北、蒙西电网达成日前交易。山西电网7台机组中标，中标最大电力50万千瓦，中标电量3192MW·h。河北电网共22台机组中标，中标最大电力45万千瓦，中标电量2766MW·h。蒙西电网7台机组中标，中标最大电力77万千瓦，中标电量4427MW·h。出清价格490元/MW·h，产生调峰费用508.8万元。（7日费用不予结算）

12月9日01:00-05:00蒙西电网日内调峰需求20万千瓦，京津唐电网最小调峰资源354万千瓦。调峰资源具备调峰资源，蒙西电网与京津唐电网达成日内交易。京津唐电网共12台机组中标，中标电力20万千瓦，中标电量850MW·h，出清价格80元/MW·h，产生调峰费用6.8万元。

以上结果均以调整省网间联络线的方式予以落实。

2、机组中标情况

12月7日省间日前市场中标情况详见附表1。

12月9日省间日内市场中标情况详见附表2。

（三）省网市场（京津唐电网）运行情况

1、报价分析

12月7日出清结束后，重新开放调整报价，12月9日报价整体有所下降，特别是10-100、110-200价格区间容量有所增加，310-400、410-500价格区间容量有所减少。

2、平均发电负荷率

12月7日为2018年入冬以来京津唐电网调峰形势最严峻的一天，供热要求高、新能源出力大、整体机组平均发电负荷率较低。市场运行时段平均发电负荷率63%，最低58.4%，夜间低谷时段平均61%。全天新能源出力较大，风电超过700万千瓦。

12月9日新能源出力下行，调峰压力减弱，省网市场开展时段平均发电负荷率66%，最低61.3%。风电出力比7日明显降低，夜间250万千瓦左右。

3、市场出清结果

12月7日，后夜时段火电平均负荷率最低0.5841，最高0.7107，最低出清价格为180元/MW·h，最高出清价格为500元/MW·h。午后时段火电平均负荷率最低0.6286，最高0.6793,最低出清价格为160元/MW·h，最高出清价格为400元/MW·h。分时情况详见附表3。

12月9日，后夜时段火电平均负荷率最低0.6132，最高0.6767，最低出清价格为100元/MW·h，最高出清价格为150元/MW·h。午后时段火电平均负荷率最低0.6752，最高0.7486,出清价格均为100元/MW·h。分时情况详见附表4。

三、市场结算核算结果

（一）12月7日核算结果

按我局关于试结算的要求，12月7日仅核算省网市场，华北市场仅公布结果不予结算，同时免除新能源发电企业的分摊费用。

1、华北市场

20181207报价统计			20181209报价统计
平均价	226	元/MW	平均价	208	元/MW
0价容量	1385	MW	0价容量	1385	MW
10-100报价容量	5505	MW	10-100报价容量	5322	MW
110-200报价容量	2000	MW	110-200报价容量	2406	MW
210-300报价容量	1250	MW	210-300报价容量	1263	MW
310-400报价容量	1703	MW	310-400报价容量	1503	MW
410-500报价容量	2338	MW	410-500报价容量	2075	MW

2、省网市场（京津唐电网）

整体调峰市场费用529.3万元，其中火电应参与分摊电量130440MW·h，新能源应参与分摊电量84998MW·h。新能源应分摊208.8万元，免除新能源分摊费用后，整体调峰辅助服务费用320.5万元。最终结算结果详见附表4。

（二）12月9日核算结果

按我局关于试结算要求，12月9日同步开展华北市场和省网市场结算，同时免除省网市场新能源发电的分摊费用。

1、华北市场

	20181207华北日前调峰市场结算表
	中标电量（MWh）	调峰服务费用（万元）	分摊电量（MWh）	分摊费用（万元）	净收入（万元）

京津唐	0	0	10384.51	508.8405	-508.8405
山西	3192.23	156.4191	0	0	156.4191
河北	2765.78	135.523	0	0	135.523
内蒙	4426.5	216.8984	0	0	216.8984
总计	10384.51	508.8405	10384.51	508.8405	0

2、省网市场（京津唐电网）

整体调峰市场费用170万元，其中火电应参与分摊电量176701MW·h，新能源应参与分摊电量26266MW·h。新能源应分摊22万元，免除新能源分摊费用后，整体调峰辅助服务费用148万元。最终结算结果详见附表5。

四、市场运行成效分析

（一）深度验证市场规则

从模拟运行情况来看，市场机制设计比较合理有效，通过全网火电机组统一平台公平竞争，可以激励市场主体主动提供调峰能力，探索实现调峰资源最大限度优化配置，在提高省网调峰资源充裕度的基础上进一步改善华北区域各省网调峰资源不平衡的现状。相关成效在真实运行环境的试结算场景下进一步得到了验证，尽管一些点位出清价格由于各种原因存在偏差，但总体而言，市场收益与新能源发电量呈正相关，15分钟市场出清价格与当期火电平均负荷率呈负相关，整体运行结果基本反映了市场运行期间电网调峰资源的稀缺程度。预期市场稳定运行后相关性将更为显著。

下图为模拟运行试结算以来，省网市场（京津唐电网）市场出清价格与风电出力以及平均负荷率的关系曲线。

（二）切实打开新能源发展空间

试结算期间，华北地区遭遇寒流，北京连续多日最低气温在零下10度左右，且同时出现新能源大发的情况。对华北电网尤其是京津唐电网来说，由于供热和安全保障要求极高，系统运行非常困难。但试结算期间，负荷最低点系统仍保持了足够的下调能力，新能源消纳能力大幅提升。静态定性来看，通过华北市场和省网市场的协调运作，预期京津唐电网新增1000万左右新能源装机，因调峰原因造成的弃电仍有望保持在5%以内，有利于促进京津冀地区绿色发展。我局将进一步组织开展量化分析。

（三）主动挖掘调峰潜力

自年初市场方案编制以来，发电企业主动加强机组管理和运行水平，优化运行工况，挖掘调峰潜力。从模拟运行情况来看，京津唐电网不少供热机组经优化后，在满足供热需求的基础上，其出力下限可以达到装机容量的65%-60%左右，部分机组进一步达到55%-50%。与此同时，部分纯凝机组开始申请将出力下限进一步调整为35%。试结算期间仅京津唐电网供热机组释放出的调峰能力已超过60万千瓦，随着市场深化将有望释放整体调峰能力超过300万千瓦。如有机组开展灵活性改造，则还有进一步挖掘的潜力。

（四）确保市场运行公开透明

市场主体可以获得比较充分的市场运行信息，每15分钟运行段的出清价格、中标情况、调峰收益及分摊费用清晰可见，且市场整体运行情况在事后可追溯、可复现，市场主体可以及时发现市场运行中存在的问题。市场运行的公开透明不仅对调度负荷预测、短时滚动计算等提出了更高要求，也切实减少了对市场的人为干预。

（五）全面考验技术支持系统

一是实现AGC全调峰范围控制，调峰市场每15分钟时段出清结果，通过日内调度系统实现实时计算、自动调用，市场出清结果（包括机组50%容量以下深调峰部分）通过AGC下发自动执行。二是在线安全分析闭环应用得到完善，实时在线开展安全校核，保障了市场安全高效运转。三是进一步提升日内超短期负荷预测和新能源预测水平，实现分区超短期新能源预测，切实提高市场运行精细化程度。

五、存在问题及相应修正

（一）出清价格问题

目前的出清价格为15分钟时间点的事后出清方式，实际运行中发现部分机组在每个时段负荷波动较大，在15分钟时点出力明显偏低，一些时段导致价格区间进入下一档位，影响整体出清价格，比如：12月7日4：00即为价格异常点；负荷率高于70%时出清价格应为0或接近0但个别点仍较高。经研究，拟改为15分钟事前出清价格结合实际调节量计算调峰收益，以促进机组严格按照调度AGC指令运行。

下图为某机组试结算日运行图，清晰反映每15分钟时点出力下探情况。

（二）运行约束问题

部分机组，如博明电厂#1、#2机组因电网试验安排需要全天保持在45%左右负荷率运行，张家口电厂多台机组因安全约束需要在风电大发时段保持在50%负荷率以下运行。上述机组一方面确实承担了部分调峰任务，同时也扩大了调峰区间和调峰费用。经研究，拟修订细化机组状态及参与方式，调试状态机组不参与市场，安全约束机组在其运行区间内作为价格接受者，所有档位按0价参与市场出清。

（三）华北市场出清问题

从华北市场尤其是日前出清结果来看，各省网火电企业对规则的理解存在差异，部分机组价格申报随意，整体出清价格较高。经研究，拟明确华北市场在预测下备用不足(发生弃风弃光)情况下启动，同时在具备条件时引入双边报价机制，调峰需求购买方定期向新能源企业组织询价后，采用双向竞价或价格敏感性申报方式；同时，市场运营机构代理申购时，应合理控制日前市场购买量，不足部分日内补充。

（四）市场限价问题

华北电力调峰辅助服务市场目前接近于单边市场，服务购买方主要为新能源企业以及部分调峰能力弱的火电机组，在新能源企业参与报价前，应设置限价以保护调峰辅助服务购买方。为确保提高市场运行效益，限价应参考火电机组和新能源机组的度电边际收益。经研究，为在保护购买方权益的基础上激励火电机组提供调峰资源，拟调整限价为300元/MW·h。考虑到火电机组负荷率40%以下运行经济性较差，40%以下档位限价暂按400元/MW·h执行。

（五）市场分摊比例问题

目前整体调峰费用按调峰时段火电未中标机组和新能源全部发电量之间进行分摊，考虑到新能源发电多为反调峰，而未中标火电机组仅有少部分电量调峰贡献率为负，前述分摊方式明显不合理。以12月7日为例，京津唐全网新能源发电创新高，但按现有分摊方式新能源承担比例仅为总量的约40%。经研究，考虑在市场开展初期，暂按市场各时段新能源企业发电量、发电负荷率高于火电机组平均发电负荷率的未中标火电机组发电量的50%为基准计算调峰服务的分摊费用。

（六）机组负荷率计算基准问题

部分供热机组供热期运行时，运行区间狭小，无法达到额定功率，高备压机组尤为明显。该特性对机组开机方式安排造成约束，特别是京津冀地区负荷峰谷差较大，调度机构为同时满足峰谷运行需要必须多开机组，对系统调峰能力和新能源消纳能力产生一定限制，因此以额定功率计算负荷率不够合理。经研究，考虑市场主要着力于挖掘下调能力，而到机组出力上限与供热量以及气候情况均相关，拟仍按额定功率计算，待充分论证后组织修订。此外，部分增容改造机组实际未提高下调能力，基准负荷率拟按原有容量计算。对于二拖一燃气机组调整为一拖一方式运行的情况，综合考虑其实际运行特性，在一拖一方式下计算相关负荷率时其额定容量按照二拖一额定容量一定的比例确定。

（七）其他问题

1、报价周期问题。拟修订为按周报价，并根据市场需要进一步缩短周期。

2、事前信息披露问题。拟按报价周期进一步丰富，市场主体也可向我局或市场运营机构反应信息需求。

3、部分市场运行时段个别市场主体应中标而未中问题。拟请市场运营机构进一步完善技术支持系统。

4、午后市场运行衔接问题。午后电网运行由计划模式切换至市场模式，受大负荷期电网安全约束、负荷率波动较大以及机组爬坡速率影响，衔接较为困难，经研究，拟将12:00-12:30两个运行时段作为过渡期，按市场要求运行但不开展结算。

附表1：12月7日省间日前市场中标情况

	20181209华北日内调峰市场结算表
		中标电量（MWH）	调峰服务费用（万元）	分摊电量（MWH）	分摊费用（万元）	净收入（万元）

京津唐		850	6.8	0	0	6.8
山西		0	0	0	0	0
河北		0	0	0	0	0
内蒙		0	0	850	6.8	-6.8
总计		850	6.8	850	6.8	0

序号	机组名称	中标电量(MWH)	调峰收益（元）
1	山西.兆光电厂#2机	630	308700.00
2	山西.兴能电厂#2机	280	137200.00
3	山西.耀光热电厂#2机	364.32	178514.35
4	山西.兴能电厂#1机	280	137200.00
5	山西.浍滨热电厂#2机	364.13	178421.25
6	山西.楼子营电厂#1机	636.04	311658.38
7	山西.楼子营电厂#2机	637.75	312497.50
8	河北.深保热电厂#2机	145.9	71492.22
9	河北.武安电厂#2机	243.27	119203.53
10	河北.邢台新厂#10机	213.31	104523.13
11	河北.武安电厂#2机	206.18	101026.98
12	河北.沧东电厂#1机	272.03	133294.70
13	河北.西柏坡电厂#4机	8.92	4370.80
14	河北.龙山电厂#2机	26.37	12921.30
15	河北.定州电厂#3机	101.34	49657.83
16	河北.沧东电厂#2机	86.64	42452.37
17	河北.定州电厂#2机	104.15	51032.27
18	河北.沧东电厂#3机	32.67	16005.85
19	河北.邢州热电厂#1机	44.75	21926.28
20	河北.邢州热电厂#2机	37.11	18181.45
21	河北.上安电厂#6机	22.95	11243.05
22	河北.上安电厂#5机	30.78	15079.75
23	河北.西柏坡电厂#2机	14.64	7172.38
24	河北.上安电厂#3机	131.91	64634.68
25	河北.龙山电厂#1机	75.33	36909.25
26	河北.上安电厂#4机	126.95	62203.05
27	河北.马头电厂#10机	402.62	197282.58
28	河北.马头电厂#9机	402.62	197282.58
29	河北.沧东电厂#4机	35.38	17333.75
30	内蒙.京泰电厂#2机	620.84	304211.60
31	内蒙.达拉特电厂#机	508.27	249052.30
32	内蒙.达拉特电厂#3机	420.01	205804.90
33	内蒙.国华准格尔电厂#3机	703.38	344657.42
34	内蒙.土右电厂#1机	1341.32	657245.58
35	内蒙.达拉特电厂#5机	525.78	257630.98
36	内蒙.神华亿利电厂#2机	306.9	150381.00

按试结算工作安排，以上收益不结算。

附表2： 12月9日省间日内市场中标情况

序号	机组名称	中标电量(MWH)	调峰收益（元）
1	杨柳青5号机	127.5	10200.00
2	杨柳青8号机	195.5	15640.00
3	杨柳青6号机	123.25	9860.00
4	杨柳青7号机	123.25	9860.00
5	恩和3号机	85	6800.00
6	北塘2号机	12.75	1020.00
7	秦热5号机	8.5	680.00
8	京安热电123等值机	93.5	7480.00
9	协鑫3号机	42.5	3400.00
10	陡河6号机	4.25	340.00
11	三热1号机	12.75	1020.00
12	东方2号机	21.25	1700.00

按试结算工作安排，以上收益开展结算。

附表3： 12月7日和9日省网（京津唐）市场出清结果

时间		12月7日		12月9日
时间		火电平均负荷率	出清价格(元/MWh)	火电平均负荷率	出清价格(元/MWh)
后夜时段	0:15	0.6016	390	0.6528	100
	0:30	0.5954	390	0.6454	100
	0:45	0.5896	390	0.6443	100
	1:00	0.5878	400	0.6412	100
	1:15	0.5861	390	0.6353	100
	1:30	0.5861	390	0.6422	100
	1:45	0.5892	390	0.6351	100
	2:00	0.5863	390	0.6325	100
	2:15	0.5866	390	0.6293	100
	2:30	0.5894	390	0.6232	110
	2:45	0.5841	400	0.6184	120
	3:00	0.5918	390	0.6139	150
	3:15	0.5876	400	0.6132	150
	3:30	0.5869	390	0.6187	130
	3:45	0.5863	390	0.6226	110
	4:00	0.5899	500	0.6147	150
	4:15	0.597	390	0.6196	120
	4:30	0.6021	390	0.6195	120
	4:45	0.6104	390	0.6204	120
	5:00	0.6137	390	0.6246	100
	5:15	0.6204	390	0.6337	110
	5:30	0.6308	390	0.6399	100
	5:45	0.641	390	0.6437	100
	6:00	0.6483	330	0.6517	100
	6:15	0.6701	330	0.6585	100
	6:30	0.6872	330	0.6641	100
	6:45	0.7049	180	0.6756	100
	7:00	0.7107	180	0.6767	100
午后时段	12:15	0.6345	330	0.6911	100
	12:30	0.6286	380	0.6793	100
	12:45	0.6396	380	0.6752	100
	13:00	0.6393	400	0.6787	100
	13:15	0.6517	400	0.6848	100
	13:30	0.649	400	0.6852	100
	13:45	0.6471	400	0.6858	100
	14:00	0.6489	400	0.6903	100
	14:15	0.6477	400	0.6888	100
	14:30	0.6449	330	0.6891	100
	14:45	0.6449	330	0.6934	100
	15:00	0.6506	180	0.6985	100
	15:15	0.6575	160	0.7143	100
	15:30	0.6711	160	0.722	100
	15:45	0.6732	160	0.7305	100
	16:00	0.6793	160	0.7486	100

附表4： 12月7日省网市场（京津唐）结算表

电厂	调峰服务费用（元）	未考虑新能源的调峰分摊（元）	考虑新能源的调峰分摊（元）	应得结算费用（元）	实际考虑免除新能源的结算费用（元）
沙岭子	886955.06	6943.18	4203.86	882751.20	532818.18
博明	681526.28	0.00	0.00	681526.28	412641.69
大同发电	405542.21	65139.07	39439.56	366102.65	206102.88
托克托一厂	377082.12	25066.23	15176.77	361905.34	213134.01
北疆	304560.48	280672.36	169937.86	134622.62	14463.47
托克托二厂	234189.56	16889.98	10226.33	223963.23	131567.73
王滩	229128.90	56449.58	34178.36	194950.54	104551.64
大唐盘山	206181.60	35971.20	21779.38	184402.23	103056.79
城南燃气热电厂	197054.94	209189.18	126657.15	70397.79	-7346.88
杨柳青厂	178022.37	4774.72	2890.93	175131.44	104895.74
王曲	177478.93	21262.26	12873.60	164605.33	94584.04
乌兰	162200.33	82639.35	50035.40	112164.93	48171.55
临港燃气热电厂	161928.10	1728.39	1046.48	160881.62	96995.65
上都	104606.54	68688.25	41588.47	63018.07	21747.34
协鑫电厂	97496.87	3572.05	2162.76	95334.12	56868.39
国华盘山	95589.38	37523.03	22718.96	72870.43	35157.26
神头二厂	91849.76	12247.97	7415.74	84434.01	48196.25
大港4	84870.33	11512.00	6970.14	77900.19	44416.05
槐安	72210.66	3276.89	1984.05	70226.61	41737.13
京安热电厂	62861.66	8656.46	5241.20	57620.46	32819.46
唐热	51554.80	50136.64	30356.08	21198.72	858.65
古郡	49487.75	0.00	0.00	49487.75	29963.20
新高井电厂	48358.21	171751.82	103990.06	-55631.85	-74710.76
陡河	38816.64	17785.94	10768.80	28047.84	12733.40
上都二厂	38364.77	74060.00	44840.89	-6476.12	-21612.28
三河	37454.90	204321.55	123709.96	-86255.06	-101032.25
翠湖	37115.96	74719.50	45240.19	-8124.23	-22767.70
秦皇岛发电	35883.91	57060.57	34548.29	1335.62	-12821.77
北塘热电厂	26217.27	21853.31	13231.46	12985.81	2642.23
国华热电厂	21580.70	102180.00	61866.62	-40285.92	-48800.22
唐丰	21081.83	27288.74	16522.43	4559.40	-3758.08
大港3	16798.72	52959.99	32065.53	-15266.81	-21894.46
板城	11521.21	82537.11	49973.50	-38452.29	-42997.79
国津热厂	8741.26	61855.26	37451.32	-28710.05	-32158.77
承德热电	7861.89	63790.80	38623.23	-30761.33	-33863.11
宏业	7632.59	35442.87	21459.49	-13826.90	-16838.21
润达	6655.06	109166.36	66096.63	-59441.57	-62067.21
涿州	5664.74	85051.23	51495.72	-45830.98	-48065.91
京科热电厂	4734.32	2434.73	1474.15	3260.17	1392.33
华能电厂	2862.83	128022.87	77513.63	-74650.80	-75780.28
武清燃气热电厂	1873.09	33405.46	20225.90	-18352.82	-19091.81
下花园	412.03	47183.56	28568.09	-28156.06	-28318.62
京能西北热电厂	325.82	663588.63	401781.03	-401455.21	-401583.76
秦皇岛热电	248.45	220821.16	133699.93	-133451.48	-133549.50
京阳热电厂	156.73	257176.33	155711.79	-155555.06	-155616.90
岱海	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
京隆	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
东方	0.00	21557.96	13052.63	-13052.63	-13052.63
绿色煤厂	0.00	85865.23	51988.57	-51988.57	-51988.57
大港1-2	0.00	92705.93	56130.38	-56130.38	-56130.38
大同二	0.00	104390.93	63205.27	-63205.27	-63205.27
郑常庄热电厂	0.00	154703.28	93667.73	-93667.73	-93667.73
恩和电厂	0.00	183893.85	111341.66	-111341.66	-111341.66
魏家峁	0.00	196026.21	118687.40	-118687.40	-118687.40
军电热电	0.00	231040.46	139887.38	-139887.38	-139887.38
绥中	0.00	250238.58	151511.21	-151511.21	-151511.21
三热电厂	0.00	375522.62	227366.56	-227366.56	-227366.56
总计：	5292741.58	5292741.58	3204580.51	2088161.07	0.00

请市场运营机构按实际考虑免除新能源的结算费用一栏数据开展结算。

附表5： 12月9日省网市场（京津唐）结算表

电厂	调峰服务费用（元）	未考虑新能源的调峰分摊（元）	考虑新能源的调峰分摊（元）	应得结算费用（元）	实际考虑免除新能源的结算费用（元）
博明电厂	258875.8439	0	0	258875.8439	225374.6692
沙岭子电厂	215138.0261	7009.2172	6102.153	209035.8731	181194.8181
城南燃气热电厂	146330.8028	2910.8206	2534.130724	143796.6721	124859.9736
托克托一厂	131829.1524	0	0	131829.1524	114769.1154
托克托二厂	89722.022	0	0	89722.022	78111.07719
大唐王滩电厂	88112.1323	18225.4318	15866.87503	72245.25727	60842.64861
临港燃气热电厂	72202.4618	0	0	72202.4618	62858.72678
大同发电厂	65740.3112	70600.3513	61463.94572	4276.365482	-4231.101339
新高井电厂	59564.447	33994.1998	29595.00361	29969.44339	22261.1964
王曲电厂	52814.2433	8037.0156	6996.943804	45817.2995	38982.59771
京安热电厂	48655.864	0	0	48655.864	42359.29891
协鑫电厂	48535.9333	6294.3796	5479.822677	43056.11062	36775.06579
国华盘山电厂	48449.7518	12689.8941	11047.69237	37402.05943	31132.16736
北疆电厂	43502.4786	70606.6744	61469.45054	-17966.97194	-23596.6364
北塘热电厂	38932.1214	28.0639	24.43214509	38907.68925	33869.47564
大唐盘山电厂	37972.0839	10035.8173	8737.080176	29235.00372	24321.02875
杨柳青电厂	36421.1931	20833.347	18137.2994	18283.8937	13570.61982
乌兰电厂	28957.1956	16291.8867	14183.55038	14773.64522	11026.28874
唐山热电厂	28456.6027	9508.5412	8278.038982	20178.56372	16495.98907
大港4g电厂	28356.361	4353.4794	3790.09476	24566.26624	20896.66389
大港3g电厂	26990.0248	4686.6154	4080.119564	22909.90524	19417.12073
国华热电厂	23706.6723	5973.0891	5200.110445	18506.56186	15438.67665
槐安电厂	21316.9366	3950.9721	3439.67601	17877.26059	15118.63156
三河电厂	14120.3477	47116.3254	41018.99231	-26898.64461	-28725.96163
京科热电厂	8383.6216	38.5306	33.54434735	8350.077253	7265.151105
秦皇岛发电厂	5568.7484	39204.3288	34130.88877	-28562.14037	-29282.79321
华能电厂	5121.9493	15184.2938	13219.2913	-8097.342002	-8760.174486
陡河电厂	4873.2291	24245.5415	21107.92113	-16234.69203	-16865.33758
涿州电厂	4805.0587	21237.5359	18489.18213	-13684.12343	-14305.94704
宏业电厂	4610.7701	25730.7899	22400.96323	-17790.19313	-18386.87381
唐丰热电厂	4232.0706	25127.6887	21875.90948	-17643.83888	-18191.51198
板城电厂	1497.5	30234.9014	26322.19676	-24824.69676	-25018.48854
京能西北热电厂	1365.5715	159897.8078	139205.4005	-137839.829	-138016.5479
承德热电厂	1195.6975	12357.7842	10758.56088	-9562.863375	-9717.598828
京阳热电厂	966.7833	47152.9564	41050.88288	-40084.09958	-40209.2112
军电热电厂	934.3862	47008.2173	40924.8745	-39990.4883	-40111.4074
郑常庄热电厂	569.1882	33494.993	29160.39926	-28591.21106	-28664.86982
武清燃气热电厂	425.1396	11855.693	10321.4454	-9896.305798	-9951.323198
神头二厂	233.4626	54573.9623	47511.53492	-47278.07232	-47308.28477
翠湖热电厂	67.1846	17535.4329	15266.16902	-15198.98442	-15207.67879
上都一厂	29.5855	65932.9993	57400.59667	-57371.01117	-57374.83984
绿色煤厂	0	27607.1185	24034.47577	-24034.47577	-24034.47577
岱海电厂	0	0	0	0	0
滦河电厂	0	0	0	0	0
恩和电厂	0	57619.8358	50163.24133	-50163.24133	-50163.24133
三热电厂	0	123580.3793	107587.8177	-107587.8177	-107587.8177
润达电厂	0	40744.9902	35472.17287	-35472.17287	-35472.17287
古郡电厂	0	19791.9549	17230.67406	-17230.67406	-17230.67406
国华绥中电厂	0	62805.1369	54677.51157	-54677.51157	-54677.51157
东方电厂	0	6297.2167	5482.292627	-5482.292627	-5482.292627
京隆电厂	0	14260.3414	12414.90777	-12414.90777	-12414.90777
秦皇岛热电厂	0	43194.1123	37604.35359	-37604.35359	-37604.35359
大同二厂	0	24151.4443	21026.00106	-21026.00106	-21026.00106
魏家峁电厂	0	79141.3519	68899.65372	-68899.65372	-68899.65372
大港1-2厂	0	125054.5333	108871.2011	-108871.2011	-108871.2011
上都二厂	0	37997.7609	33080.46306	-33080.46306	-33080.46306
国津热电厂	0	41495.9003	36125.90754	-36125.90754	-36125.90754
下花园电厂	0	11881.3011	10343.73955	-10343.73955	-10343.73955
总计：	1699582.96	1699582.96	1479639.59	219943.37	0

请市场运营机构按实际考虑免除新能源的结算费用一栏数据开展结算。

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