解读安徽电力交易中心：安徽电力现货市场结算实施细则（第6.4版）

谁在结算中承担什么责任

细则第5章把结算权责按批发用户、售电公司、发电企业、电网企业、电力调度机构、电力交易机构六类主体逐一列明。批发用户和售电公司要确认用电户号、用电类别和结算银行账户，并在结算依据发布后及时审核确认，有疑问可在规定时间内提交结算查询。发电企业除签订履行交易合同外，还要服从调度管理，承担辅助服务、偏差考核和违约责任。

电网企业负责按交易机构出具的结算依据出具结算账单并收付款，同时负责建设运营结算技术支撑系统，开展市场平衡费用清分。电力调度机构提供现货和辅助服务出清结果及结算基础数据，电力交易机构负责合同分解、结算依据推送和履约保函管理。各类结算数据由数据提供方和接收方共同校核确认，存在差异的纳入差错退补处理。

日清月结与两类结算模式

结算周期上，市场化机组和市场用户原则上实行日清月结，发电侧以15分钟为基本计算时段，用电侧以1小时为基本计算时段。未参与中长期市场且接受市场价格的新能源项目实行月清月结。零售用户按零售代理合同日清月结。

结算模式按主体类型分设。煤电机组报量报价时，中长期合约电量按合约价结算，同时结算所在节点与日前市场统一结算点电价的差值；日前出清与中长期合约的偏差按节点日前出清价结算；上网电量与日前出清电量的偏差按节点实时出清价结算。新能源报量报价参照煤电模式；不报量不报价且参与中长期交易的新能源，中长期合约按合约价结算并结算节点与实时统一结算点价差，上网电量与合约电量的偏差按实时节点价结算。

独立储能中长期合约按合约价结算并结算节点与日前统一结算点价差，充放电量与日前出清电量的偏差按实时节点价结算。独立储能充、放电量不参与市场平衡费用及市场运营费用的计算、分摊分享，虚拟电厂交易单元则参照新能源机组结算并参与相关费用分摊。

电能量电费由哪几块构成

报量报价市场化机组的电能量电费由六部分构成：省内中长期合约电费、省间中长期合约电费、长三角新能源互济交易电费、日前市场偏差电费、其他省间电能量交易电费和实时市场偏差电费。省内中长期合约电费按合约电量乘以合约电价加日前节点价减日前统一结算点价计算，日前偏差电费按日前出清电量扣减各类中长期合约电量后的差额乘以日前节点价计算。

不报量不报价且参与中长期交易的市场化机组，电能量电费构成中不含日前偏差电费，省内中长期合约电费改为按合约电价加实时节点价减实时统一结算点价计算，实时偏差电费按上网电量扣减各类中长期合约电量后的差额乘以实时节点价计算。不报量不报价且不参与中长期市场的新能源机组，直接按月上网电量乘以新能源同类型项目所有节点实时市场分时月度加权均价计算电能量电费，风电和光伏分别计算均价。

市场平衡费用与运营费用的分摊逻辑

市场平衡费用由阻塞平衡费用和市场结构费用两部分组成，前者是报量报价机组日前出清电量与实时节点价和实时统一结算点价差值的乘积，后者主要涵盖用户申报偏差、优发优购匹配偏差等费用。分摊方式上，市场平衡费用由市场化机组（不含不报量不报价且不参与中长期市场的新能源机组）和全体工商业用户按月度实际上网电量和月度实际用电量比例分摊或分享。

市场运营费用包括机组考核类、机组补偿类和市场调节类。机组限高、限低考核按长三角两个细则执行，日内非计划停运收益和申报试验收益在收益为正时回收，回收资金由全体工商业用户按当月用电量比例分享。启动成本补偿、必开机组补偿和独立储能临时调整补偿，由市场化机组和全体工商业用户按上网电量与用电量比例分摊。

市场调节类费用是引导市场价格合理形成的关键工具。煤电机组月度电能量价格超出回收价格的部分实施超额收益回收，保供月（1、7、8、12月）价格低于补偿价格的部分实施缺额收益补偿，煤电机组在保供月发生非停的，当月不予补偿。其它类型机组月度结算均价超过燃煤发电基准价δ3倍时，超出部分同样回收。

中长期签约与曲线偏差的回收红线

用户侧中长期交易偏差收益回收要求市场用户现货运行月全部中长期合约电量不小于月度实际用电量的1减u%，允许负偏差u%范围内的偏差电量不回收，超出范围的电量按度电回收价格对批发用户和售电公司进行收益回收。附件2显示，u%在1、7、8、12月暂定30%，其余月份暂定40%，回收调整系数h1暂定1.1。

发电侧中长期交易欠签偏差收益回收针对燃煤火电和生物质发电机组，允许负偏差u%暂定20%；欠签回收调整系数h2按年度中长期签约比例完成情况区分，完成的暂定1.2，未完成的暂定1.5。超签偏差收益回收允许正偏差w%，煤电和生物质暂定10%，新能源和虚拟电厂交易单元暂定30%。

用户侧中长期曲线偏差回收更为细化。负偏差超过v%范围的电量，按用户侧省内全部中长期合约电能量均价h3倍与日前统一结算点电价的差价全额回收；正偏差超过u%范围的电量，按日前统一结算点电价与中长期合约均价h4倍的差价全额回收。附件2明确，v%在9至16时暂定为45%，其余时段为20%，u%暂定15%。用户侧日前申报偏差收益回收则对实时市场每小时偏差电量超出允许范围的部分计算日前和实时价差费用，若日价差费用为盈余则纳入市场调节费用处理，正负允许偏差比例上限λ3和λ4均暂定15%。

结算流程、退补与执行安排

结算流程按日推进。调度机构在运行日提前1日完成日前出清并推送结果，运行日后1日推送实时出清结果；电网企业在运行日后第1个工作日前推送机组和市场用户时点电量数据。交易机构在运行日后第2个工作日前计算电能量电费，第3个工作日前形成日清分预结算依据，经营主体如有异议应在1个工作日内反馈，逾期视同无异议，正式日清分结算依据在第5个工作日前发布。

月结算方面，电网企业每月第1个工作日前推送月度调平电量，调度机构第3个工作日前发送月度辅助服务数据，交易机构第5个工作日前出具月结算依据核对版，第8个工作日前出具正式月结算依据。电网企业在收到正式月结算依据后10个工作日内形成正式结算通知单。

退补管理上，月内差错按旬补推并重新清分；跨月差错中，电量差错按差错发生月现货实时市场价格退补，差错追退补调整追溯期原则上自月度结算依据发布之日起不超过12个月。市场主体可在结算依据或电费账单发布后15个工作日内提出结算问询。因市场交易规则、结算规则、电价政策变化需要调整电费的，由交易机构会同电网企业依规开展追退补。细则自2026年11月1日起实施，有效期至下一版细则印发，由安徽省能源局会同相关部门负责解释。

这组参数直接决定偏差回收的触发门槛。煤电超额收益回收价格系数δ1在保供月暂定1倍燃煤发电基准价，60万千瓦及以上机组暂定0.99倍；缺额收益补偿价格系数δ2暂定0.85倍，且只在1、7、8、12月触发。 用户侧和发电侧的中长期偏差允许比例差异明显。用户侧负偏差u%在保供月暂定30%、其余月暂定40%，发电侧欠签负偏差u%对煤电和生物质暂定20%；超签正偏差w%煤电和生物质暂定10%，新能源和虚拟电厂交易单元暂定30%。用户曲线负偏差v%在9至16时暂定45%，其余时段仅20%，日内不同时段的签约曲线管理压力并不相同。

调整系数是回收金额的放大器。用户侧中长期偏差回收调整系数h1暂定1.1，意味着回收价格在价差基础上再乘1.1。发电侧欠签回收调整系数h2按年度签约完成情况分档：完成的暂定1.2，未完成的暂定1.5，未完成签约的机组面临更高的回收倍数。 超签回收调整系数h5对煤电和生物质暂定1.5，对新能源和虚拟电厂交易单元暂定1；用户曲线负偏差回收系数h6在完成年度签约时暂定1.0，未完成时暂定1.1。年度中长期签约完成情况直接改变回收系数，细则通过参数分档把签约履约与费用负担绑定在一起。