安徽电力现货市场结算实施细则 （第6.3 版）
目 录 1 总述..................................................................................................1 2 适用范围......................................................................................... 1 3 引用文件......................................................................................... 1 4 术语定义......................................................................................... 2 5 市场结算主要权责......................................................................... 3 5.1 批发用户主要权责..............................................................4 5.2 售电公司主要权责..............................................................4 5.3 发电企业主要权责..............................................................5 5.4 电网企业主要权责..............................................................5 5.5 电力调度机构主要权责......................................................6 5.6 电力交易机构主要权责......................................................6 6 结算原则......................................................................................... 6 6.1 结算周期.............................................................................. 7 6.2 结算模式.............................................................................. 7 6.3 结算电价.............................................................................. 9 6.4 结算参数............................................................................ 10 6.5 省间与省内市场衔接........................................................10 7 结算流程....................................................................................... 10 7.1 结算数据准备.................................................................... 10 7.2 日清分................................................................................ 11 7.3 月结算................................................................................ 11 8 中长期交易曲线形成................................................................... 12 9 电能量电费计算........................................................................... 12 9.1 市场化机组结算................................................................13 9.2 市场用户结算.................................................................... 18 9.3 月内调平电费.................................................................... 20 10 市场平衡费用计算..................................................................... 20
11 市场运营费用计算..................................................................... 23 11.1 机组考核类费用..............................................................23 11.2 机组补偿类费用..............................................................25 11.3 市场调节类费用..............................................................27 12 其他不平衡资金......................................................................... 35 13 退补管理..................................................................................... 35 13.1 月内差错处理.................................................................. 35 13.2 跨月差错退补.................................................................. 36 13.3 其他事项.......................................................................... 37 14 辅助服务结算............................................................................. 37 15 电费收付..................................................................................... 37 15.1 发电侧电费支付..............................................................37 15.2 用户侧电费收取..............................................................38 15.3 售电公司差额电费收付..................................................38 15.4 电费收付管理.................................................................. 38 16 其他结算事项............................................................................. 38 16.1 市场中止与管制..............................................................38 16.2 用户违约用电、窃电行为的处理原则..........................38 17 附则..............................................................................................39 附件1：安徽电力现货市场电量拟合规则.....................................40 附件2：安徽电力市场结算参数表.................................................41
总述 为指导、规范、明确安徽电力现货市场结算相关工作开展， 维护电力交易各方的合法权益和社会公众利益，根据《安徽电力 现货市场运营基本规则》，制定本细则。 适用范围 本细则适用于安徽省现货市场结算工作。主要内容包括：市 场结算主要权责、结算原则、结算流程、电能量电费计算、市场 平衡费用计算、市场运营费用计算、退补管理、辅助服务结算、 电费收付和其他结算事项等。 引用文件 《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意 见》(中发〔2015〕9 号)及其配套文件 《国家发展改革委、国家能源局关于深化电力现货市场建设 试点工作的意见》(发改办能源〔2019〕828 号) 《国家发展和改革委员会办公厅国家能源局综合司关于进 一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办体改 〔2021〕339 号) 《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） 《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电 工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809 号） 《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力 市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号） 《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进 电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129 号）
《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步推 动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行 〔2022〕475 号） 《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及 有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526 号） 《国家发展改革委国家能源局关于印发<电力现货基本规 则（试行）>的通知》（发改能源规〔2023〕1217 号） 《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976 号） 《安徽省发展改革委安徽省能源局关于印发<安徽省深化 新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案> 的通知》（皖发改价格〔2025〕505 号） 术语定义 (1)电力交易机构：指安徽电力交易中心有限公司。 (2)电力交易平台：指安徽电力市场化交易技术支持系统。 (3)市场用户：指直接参与电力市场化交易的批发用户、售电 公司和电网代理工商业购电。 (4)市场化机组：本细则中市场化机组指参与现货市场的机 组（不包括储能）。 (5)节点边际电价：指在满足当前输电网络设备约束条件和 各类其它资源的工作特点的情况下，在某一节点增加单位负荷需 求时所需要增加的边际成本，简称节点电价。节点电价由系统电 能量价格与阻塞价格两部分构成。 (6)日前市场统一结算点电价：发电侧日前市场所有“报量 报价”发电侧主体（包含独立储能，下同）节点电价加权平均值。
用户侧以1 小时为计算时段，发电侧以15 分钟为计算时段。 (7)实时市场统一结算点电价：发电侧实时市场所有“报量 报价”发电侧主体（包含独立储能，下同）节点电价加权平均值。 用户侧以1 小时为计算时段，发电侧以15 分钟为计算时段。 (8)实时市场月度现货均价：发电侧实时市场所有“报量报 价”发电侧主体（包含独立储能，下同）节点电价月度加权平均 值。 (9)新能源同类型项目所有节点实时市场分时月度加权均 价：“报量报价”参与现货市场的新能源同类型项目（风电、光 伏）实时市场所有机组节点电价月度加权平均值。 (10)电能量电费：指发电企业与电力用户在现货市场和中长 期交易市场中以电能量为交易标的物的电费。 (11)辅助服务市场费用：为维护系统的安全稳定运行、保证 电能质量，除发电企业、电网企业和电力用户等提供正常电能生 产、传输、使用之外，由并网发电厂、独立储能等提供辅助服务 所得的费用。 （12）市场平衡费用：指为保障发用两侧电能量电费收支平 衡产生的费用。 （13）市场运营费用：指为统筹兼顾市场竞争与规范经营主 体行为，保障电力系统安全稳定，设置电能量费用之外的调节费 用，包括机组考核类费用、机组补偿类费用和市场调节类费用等。 （14）日期：本细则所指的“日清分”时间和“月结算”时 间为自然日，实际操作中以电力交易机构发布的结算日期为准。 市场结算主要权责
5.1 批发用户主要权责 5.1.1 按照市场规则参与电力市场交易，签订和履行市场化 交易合同、相关服务合同，享受输配电服务。 5.1.2 获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付 电能量电费、上网环节线损费用、输配电费、系统运行费、政府 性基金及附加等，参与分摊分享市场运营费用、市场平衡费用等。 5.1.3 在电力交易平台填写、确认用电户号、用电类别和用 于资金结算的银行账户等信息；在结算依据、结算账单发布后及 时审核并确认，存在疑问时，可在规定时间内向电力交易机构、 电网企业提交结算查询。 5.1.4 按照市场规则，承担偏差考核、违约等相关责任。 5.1.5 应按规定向电网企业支付（或收取）款项。 5.1.6 向电网企业获取或者开具其增值税专用发票。 5.1.7 具备满足参与市场化交易要求的技术支撑条件。 5.2 售电公司主要权责 5.2.1 按照市场规则参与电力市场交易，签订和履行市场化 交易合同。 5.2.2 在电力交易平台上填写、确认零售交易电量、用于资 金结算的银行账户等信息，将零售合同上传至电力交易平台备 案。 5.2.3 在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信 息、资料及查阅计量数据，在结算依据、结算账单发布后及时审 核并确认，存在疑问时，可在规定时间内向电力交易机构、电网 企业提交结算查询。 5.2.4 应按规定向电网企业支付（或收取）款项。
5.2.5 向电网企业获取或者开具增值税专用发票。 5.2.6 拥有配电网运营权的售电公司根据政府有关规定开展 电费结算。 5.3 发电企业主要权责 5.3.1按照市场规则参与电力市场交易，签订和履行交易合 同等，服从电力调度机构管理，享受输配电服务。 5.3.2在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信 息、资料及查阅计量数据，在结算依据、结算账单发布后及时审 核并确认，存在疑问时，可在规定时间内向电力交易机构、电网 企业提交结算查询。 5.3.3按照市场规则，承担辅助服务、偏差考核、违约等相 关责任。 5.3.4向电网企业获取或者开具增值税专用发票。 5.4 电网企业主要权责 5.4.1负责保障输配电设施的安全稳定运行，为经营主体提 供公平的输配电服务和电网接入服务，向经营区范围内的经营主 体提供报装、计量、抄表、收催缴电费、维修等各类供电服务。 5.4.2按照电力交易机构出具的结算依据，按自然月周期向 经营主体出具结算账单，并按照规定向经营主体收付款。 5.4.3负责按规定开展电费结算、收取输配电费、代征代缴 政府性基金及附加等。 5.4.4负责向发生付款违约的经营主体催缴欠款，对于逾期 仍未全额付款的经营主体，向电力交易机构提出履约保函、保险 的使用申请。 5.4.5 负责建设、运营和维护结算相关技术支撑系统，并通
过技术支撑系统开展市场平衡费用清分和结算。按照有关规定， 对经营主体的结算信息和数据进行涉密管理。 5.4.6 负责规范电价政策执行，维护科学合理电价机制。 5.4.7按规定提供支撑市场化交易、市场服务和结算所需的 相关数据。 5.4.8向其他经营主体获取或者开具增值税专用发票。 5.5 电力调度机构主要权责 5.5.1负责现货、辅助服务市场交易组织，现货电能量、辅 助服务交易出清，提供结算基础数据。 5.5.2负责提供辅助服务费用。 5.6 电力交易机构主要权责 5.6.1负责市场注册、市场申报、中长期交易组织、合同分 解及管理、发布交易结算情况信息。 5.6.2负责按照规则，通过电力交易平台等方式向各经营主 体单独推送其结算明细和结算依据，在电力交易平台公开计算示 例和说明，数据推送应采用数据接口等便于经营主体使用的方 式。 5.6.3负责按规则处理经营主体结算的相关查询。 5.6.4负责经营主体的履约保函管理，接受电网企业履约保 函、保险的使用申请，向经营主体发出履约保函、保险执行告知 书并做好相关信用评价管理记录。 5.6.5按照有关规定开展相关信息披露工作，并对经营主体 的结算信息和数据进行涉密管理。 结算原则
6.1 结算周期 6.1.1 原则上，市场化机组、市场用户“日清月结”，即按 日进行市场化交易结果清分，生成日清分结算依据；按月进行市 场化交易电费结算，生成月结算依据，并向经营主体发布。其中 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。市场化机组、市场用户按日抄表，月度结算电量、电费由 日清电量、电费，调平电量、电费累计形成。未参与中长期市场 且接受市场价格的新能源项目“月清月结”。 6.1.2 零售用户根据国家及我省零售市场有关规定及零售代 理合同“日清月结”，按月进行零售市场电费结算，生成月结算 依据，并向经营主体发布。 6.2 结算模式 6.2.1 煤电机组“报量报价”参与现货市场时，中长期合约 电量按中长期合约价格结算，并结算所在节点与日前市场统一结 算点电价差值；日前出清电量与中长期合约电量的偏差按照机组 所在节点日前出清电价结算；机组上网电量与日前出清电量的偏 差按照机组所在节点实时出清电价结算。 6.2.2 新能源“报量报价”参与现货市场时，中长期合约电 量按中长期合约价格结算，并结算所在节点与日前市场统一结算 点电价差值；日前出清电量与中长期合约电量的偏差按照机组所 在节点日前出清电价结算；机组上网电量与日前出清电量的偏差 按照机组所在节点实时出清电价结算。新能源绿电合约的电能量 部分视为中长期合约，下同。 新能源“不报量不报价”参与现货市场时，其中，参与中长 期市场交易的，中长期合约电量按中长期合约价格结算，并结算
所在节点与实时市场统一结算点电价差值，机组上网电量与中长 期合约电量的偏差按照机组所在节点实时出清电价结算；不参与 中长期市场交易的，实际上网电量暂按照新能源同类型项目所有 节点实时市场分时月度加权均价结算。 参与绿电交易的生物质发电机组以“不报量不报价”方式参 与现货市场时，中长期合约电量按中长期合约价格结算，并结算 所在节点与实时市场统一结算点电价差值，机组上网电量与中长 期合约电量的偏差按照机组所在节点实时出清电价结算。以“报 量报价”方式参与现货市场时，参照煤电机组结算。 6.2.3 市场用户以“报量不报价”方式参与现货市场，中长 期合约电量按照中长期合约价格结算，日前申报电量与中长期合 约电量的偏差按照用户侧日前市场统一结算点电价结算，实际用 电量与日前申报电量的偏差按照用户侧实时市场统一结算点电 价结算。其中电网代理工商业购电全电量参与市场交易，现货市 场对应的偏差电费由电网代理工商业用户直接承担。 6.2.4 参与现货市场的独立储能充、放电价格采用所在节点 电价结算。中长期合约电量按中长期合约价格结算，并结算所在 节点与日前市场统一结算点电价差值；日前出清电量与中长期合 约电量的偏差按照机组所在节点日前出清电价结算；独立储能 充、放电量与日前出清电量的偏差按照机组所在节点实时出清电 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。 虚拟电厂交易单元参照新能源机组结算，虚拟电厂交易单元 参与市场平衡费用及市场运营费用的计算、分摊分享。自发自用 余电上网新能源项目上网电量部分参照新能源机组结算。
新能源发电就近消纳项目、电动汽车充电设施以“不报量不 报价”方式参与现货市场时，中长期合约电量按中长期合约价格 结算，并结算所在节点与实时市场统一结算点电价差值，上网电 量与中长期合约电量的偏差按照机组所在节点实时出清电价结 算。以“报量报价”方式参与现货市场时，参照煤电机组结算。 6.3 结算电价 6.3.1 考虑到实时市场出清时间颗粒度为5 分钟，实时市场 15 分钟节点电价为该时段内每5 分钟出清节点电价的算术平均 值。 6.3.2 发电侧日前市场统一结算点电价由发电侧所有“报量 报价”主体每15 分钟日前节点电价与对应日前出清电量加权计 算确定，实时市场统一结算点电价由发电侧所有“报量报价”主 体每15 分钟实时节点电价与对应实际上网电量加权计算确定。 6.3.3 用户侧日前市场统一结算点电价，由1 小时内发电侧 所有“报量报价”主体每15 分钟日前节点电价与对应日前出清 电量加权计算确定；用户侧实时市场统一结算点电价，由1 小时 内发电侧所有“报量报价”主体每15 分钟实时节点电价与对应 实际上网电量加权计算确定。 6.3.4 现货市场中的实时市场月度现货均价由当月发电侧所 有“报量报价”主体每15 分钟实时节点电价与对应实际上网电 量加权计算确定。 6.3.5 新能源同类型项目所有节点实时市场分时月度加权均 价由当月“报量报价”新能源同类型项目（分为风电、光伏）每 15 分钟实时节点电价与对应实际上网电量加权计算确定。 6.3.6 综合考虑经济社会承受能力，现货市场应设置报价限
价和出清限价。此外，当市场价格处于价格限值的连续时间超过 一定时长后，可设置并执行二级价格限值。 6.3.7 零售市场用户按照国家及我省零售市场有关规定及售 电公司与其约定的零售合同结算。 6.3.8 电网企业代理工商业用户价格按照国家有关政策执 行。 6.4 结算参数 本细则中的结算参数见安徽电力市场结算参数表。电力现货 市场计量结算采用统一度量单位。原则上，电量单位为兆瓦时、 保留三位小数或千瓦时、保留整数；电费单位为元，保留两位小 数；电价单位为元/兆瓦时、保留三位小数或元/千瓦时、保留六 位小数。如国家政策文件对精度有进一步要求的，按相关政策文 件执行。 6.5 省间与省内市场衔接 6.5.1 省内市场化主体参与省间交易时，采用照付不议、偏 差结算，省间交易电能量与省内现货市场进行偏差结算。 6.5.2 省间交易数据无法及时传递的，在满足结算条件的结 算周期内按照省间交易结算电量、省间交易结算电价与省内实时 市场月度现货均价的差价清算费用，月结月清。 结算流程 7.1 结算数据准备 7.1.1 电力调度机构于运行日提前1 日(D－1 日)完成日前市 场出清，并将日前市场交易结果推送至电力交易机构和电网企 业；运行日(D 日)完成实时市场出清，运行日后1 日（D＋1 日） 将实时市场交易结果推送至电力交易机构和电网企业。具体包括
日前市场和实时市场以15 分钟为时间间隔的市场出清电量、出 清价格；发电侧、用户侧日前市场申报信息；必开、调试等特殊 机组状态。 7.1.2 原则上，运行日后第1 个工作日(D＋1 日)前，电网企 业将运行日(D 日)的机组、市场用户时点电量数据推送给电力交 易机构，包括机组每15 分钟实际上网电量和市场用户每小时实 际用电量。 7.1.3 当分时计量数据采集失败时，由电网企业提供电量拟 合数据用于市场化结算，详见附件1。 7.1.4各类结算数据由数据提供方和接收方共同校核确认， 如存在各种因素造成数据差异的，纳入差错退补处理。 7.2 日清分 7.2.1 原则上，运行日后第2 个工作日(D＋2 日)前，电力交 易机构计算运行日(D 日)电能量电费；运行日后第3 个工作日(D ＋3 日)前，形成日清分预结算依据发送至电网企业校核，并发 布至相关经营主体。 7.2.2 经营主体在日清分预结算依据发布后，对结算依据进 行核对确认，如有异议应在1 个工作日内反馈电力交易机构，逾 期则视同没有异议。 7.2.3 电力交易机构根据各方反馈意见，会同电网企业和电 力调度机构对需调整的日清分预结算依据进行调整，并于运行日 后第5 个工作日(D＋5 日)前将日清分正式结算依据发布至经营 主体，同时推送至电网企业。 7.3 月结算 7.3.1 每月第1 个工作日（M＋1 日）前，电网企业将上月
机组、市场用户月度调平电量数据推送给电力交易机构。 7.3.2 每月第3 个工作日（M＋3 日）前，电力调度机构将月 度辅助服务数据发送电网企业和电力交易机构。 7.3.3 电力交易机构依据经营主体核对确认后的上月日清分 结果、零售市场结算结果，汇总辅助服务清分结果以及历史月份 的退补结算结果等。每月第5 个工作日（M＋5 日）前，出具月 结算依据（核对版），月结算依据（核对版）内容包括：各经营 主体当月累计结算电量、电价、电费，考核费用，分摊分享等费 用明细。 7.3.4 经营主体在月结算依据（核对版）发布后，对结算数 据进行确认，如有异议在1 个工作日内反馈电力交易机构，逾期 则视同没有异议。若有异议，电力交易机构会同电网企业和电力 调度机构在1 个工作日内进行核实处理。 7.3.5 每月第8 个工作日（M+8 日）前，电力交易机构根据 经营主体核对情况、电网企业处理意见，向经营主体出具正式月 结算依据，并推送至电网企业。 7.3.6 电网企业在收到上月正式月结算依据后，每月10 个 工作日内形成正式结算通知单并向经营主体发布，电网企业和经 营主体按照合约或法律法规的规定完成电费收支。 中长期交易曲线形成 中长期交易合约电量需分解到月、日及分时电力曲线，具体 分解方法按照《安徽电力中长期交易实施方案》及相关实施细则 执行。 电能量电费计算
9.1 市场化机组结算 9.1.1“报量报价”市场化机组电能量电费构成 “报量报价”市场化机组的电能量电费，由省内中长期合约 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（包括省间现货交易、 华东备用市场交易、应急调度等）、实时市场偏差电费构成。计 算公式如下： R 电能量=R 省内中长期＋R 省间中长期＋R 长三角新能源互济交易＋R 日前偏差＋R 其他省间电能 量交易＋R 实时偏差 其中： R 电能量为机组电能量电费； R 省内中长期为机组省内中长期合约电费； R 省间中长期为机组省间中长期合约电费； R 长三角新能源互济交易为长三角新能源互济交易电费； R 日前偏差为机组日前市场偏差电费； R 其他省间电能量交易为其他省间电能量交易电费； R 实时偏差为机组实时市场偏差电费。 （1）省内中长期合约电费 根据机组省内中长期合约电量与对应的合约电价、日前市场 节点价格、日前市场统一结算点电价，计算中长期合约电费，计 算公式为： R 省内中长期=∑[Q 省内中长期,t×(P 省内中长期,t+P 日前,t-P 日前统一，t)] 其中： Q 省内中长期,t为t 时段机组省内中长期合约电量； P 省内中长期,t为t 时段机组省内中长期合约电价；
P 日前,t为t 时段机组日前市场节点价格； P 日前统一，t为t 时段的发电侧日前市场统一结算点电价； （2）省间中长期合约电费 根据机组省间中长期合约电量与对应的合约电价，计算省间 中长期合约电费，计算公式为： R 省间中长期=∑[Q 省间中长期,t×P 省间中长期,t] 其中： Q 省间中长期,t为t 时段机组省间中长期合约电量； P 省间中长期,t为t 时段机组省间中长期合约电价； （3）长三角新能源互济交易电费 根据机组长三角新能源互济交易电量、对应的交易价格，计 算长三角新能源互济交易电费，计算公式为： R 长三角新能源互济交易=∑[Q 长三角新能源互济交易,t×P 长三角新能源互济交易,t] 其中： Q 长三角新能源互济交易,t为t 时段机组长三角新能源互济交易电量； P 长三角新能源互济交易,t为t 时段机组长三角新能源互济交易电价； （4）日前市场偏差电费 根据机组日前市场出清电量与中长期合约电量之间的差额， 以日前市场节点价格计算日前市场偏差电费，计算公式为： R 日前偏差=∑[(Q 日前,t-Q 省内中长期,t-Q 省间中长期,t-Q 长三角新能源互济交易,t)×P 日 前,t] 其中： Q 日前,t为t 时段机组日前市场出清电量； P 日前,t为t 时段机组日前市场节点价格；
（5）其他省间电能量交易电费 根据机组其他省间电能量交易电量、对应的交易价格，计算 其他省间电能量交易电费，计算公式为： R 其他省间电能量交易=∑[Q 其他省间电能量交易,t×P 其他省间电能量交易,t] 其中： Q 其他省间电能量交易,t为t 时段机组其他省间电能量交易电量； P 其他省间电能量交易,t为t 时段机组其他省间电能量交易电价； （6）实时市场偏差电费 根据机组实际上网电量与日前出清电量、其他省间电能量交 易电量之前的差额，以实时市场节点价格计算实时市场偏差电 费，计算公式为： R 实时偏差=∑[（Q 上网电量,t-Q 日前,t-Q 其他省间电能量交易,t）×P 实时,t] 其中： Q 上网电量,t为t 时段机组实际上网电量； P 实时,t为t 时段机组实时市场节点价格。 9.1.2 “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 “不报量不报价”且参与中长期交易的市场化机组，包括部 分新能源场站、参与绿电交易的生物质电厂发电机组、电动汽车 充电设施，其电能量电费由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、其他省间电能量交易电费 （包括省间现货交易、华东备用市场交易、应急调度等）、实时 市场偏差电费构成。计算公式如下： R 电能量=R 省内中长期＋R 省间中长期＋R 长三角新能源互济交易+R 其他省间电能量交易＋R 实时 偏差
其中： R 电能量为机组电能量电费； R 省内中长期为机组省内中长期合约电费； R 省间中长期为机组省间中长期合约电费； R 长三角新能源互济交易为长三角新能源互济交易电费； R 其他省间电能量交易为其他省间电能量交易电费； R 实时偏差为机组实时市场偏差电费。 （1）省内中长期合约电费 根据机组省内中长期合约电量与对应的合约电价、实时市场 节点价格、实时市场统一结算点电价，计算中长期合约电费，计 算公式为： R 省内中长期=∑[Q 省内中长期,t×(P 省内中长期,t+P 实时,t-P 实时统一，t)] 其中： Q 省内中长期,t为t 时段机组省内中长期合约电量； P 省内中长期,t为t 时段机组省内中长期合约电价； P 实时,t为t 时段机组实时市场节点价格； P 实时统一，t为t 时段发电侧实时市场统一结算点电价； （2）省间中长期合约电费 根据机组省间中长期合约电量与对应的合约电价，计算省间 中长期合约电费，计算公式为： R 省间中长期=∑[Q 省间中长期,t×P 省间中长期,t] 其中： Q 省间中长期,t为t 时段机组省间中长期合约电量； P 省间中长期,t为t 时段机组省间中长期合约电价；
（3）长三角新能源互济交易电费 根据机组长三角新能源互济交易电量、对应的交易价格，计 算长三角新能源互济交易电费，计算公式为： R 长三角新能源互济交易=∑[Q 长三角新能源互济交易,t×P 长三角新能源互济交易,t] 其中： Q 长三角新能源互济交易,t为t 时段机组长三角新能源互济交易电量； P 长三角新能源互济交易,t为t 时段机组长三角新能源互济交易电价； （4）其他省间电能量交易电费 根据机组其他省间电能量交易电量、对应的交易价格，计算 其他省间电能量交易电费，计算公式为： R 其他省间电能量交易=∑[Q 其他省间电能量交易,t×P 其他省间电能量交易,t] 其中： Q 其他省间电能量交易,t为t 时段机组其他省间电能量交易电量； P 其他省间电能量交易,t为t 时段机组其他省间电能量交易电价； （5）实时市场偏差电费 根据机组实际上网电量与省内中长期合约电量、省间中长期 合约电量、长三角新能源互济交易电量、其他省间电能量交易电 量之前的差额，以实时市场节点价格计算实时市场偏差电费，计 算公式为： R 实时偏差=∑[（Q 上网电量,t-Q 省内中长期,t-Q 省间中长期,t-Q 长三角新能源互济交易,t-Q 其 他省间电能量交易,t）×P 实时,t] 其中： Q 上网电量,t为t 时段机组实际上网电量； P 实时,t为t 时段机组实时市场节点价格。
9.1.3“不报量不报价”且不参与中长期市场的新能源机组 电能量电费构成 按照《安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源 高质量发展实施方案》要求，“不报量不报价”且不参与中长期 市场的新能源机组电能量电费，根据机组月度实际上网电量与新 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。计算公式如下： R 电能量=Q 月度上网电量×P 新能源月度实时加权均价 T t N i t i T t N i t i t i Q P Q P , , , , , , 加权 新能源月度 /) ( 上网电量 实时 上网电量 均价 实时 其中： R 电能量为机组电能量电费； Q 月度上网电量为新能源机组月度实际上网电量； P 新能源月度实时加权均价为新能源同类型项目所有节点实时市场分时 月度加权均价，按光伏或风电两类分别计算； Q 上网电量,i,t为第i 台机组t 时段实际上网电量； P 实时,i,t为第i 台机组t 时段实时市场节点价格。 9.1.4 二级限价 二级价格限值由政府主管部门发布后，市场运营机构执行。 当安徽发电侧单日96 点日前或实时市场统一结算点加权均 价超过二级限价时，日前和实时市场信息披露的现货出清价格不 变，在结算时按照等比例缩小，直到发电侧单日96 点日前或实 时市场统一结算点加权均价等于二级限价。 9.2 市场用户结算 市场用户电能量电费包含中长期合约电费、日前市场偏差电
费、实时市场偏差电费构成。 计算公式如下： C 电能量=C 中长期＋C 日前偏差＋C 实时偏差 其中： C 电能量为用户电能量电费； C 中长期为用户全部中长期合约电费； C 日前偏差为用户日前现货市场偏差电费。 C 实时偏差为用户实时现货市场偏差电费。 （1）中长期合约电费 根据用户T 小时的全部中长期合约电量与对应的合约电价 计算合约电费，具体计算公式如下： C 中长期＝∑(Q 中长期，T×P 中长期，T) 其中： C 中长期为用户全部中长期合约电费； Q 中长期，T为用户T 小时的全部中长期合约电量； P 中长期，T为用户T 小时的全部中长期合约电价。 （2）日前市场偏差电费 根据用户日前市场出清电量与全部中长期合约电量之间的 差额，以用户侧日前市场统一结算点电价计算日前市场偏差电 费，具体公式如下： C 日前偏差=∑[(Q 日前,T－Q 中长期,T)×P 日前统一,T] N t i N t i t i T Q P Q P , , , , , , , /) ( 日前 日前 日前 日前统一 其中： C 日前偏差为用户日前现货市场偏差电费；
Q 日前,T为日前市场T 小时用户出清电量； Q 中长期,T为用户T 小时全部中长期合约电量； P 日前统一,T为T 小时用户侧日前市场统一结算点电价； Q 日前,i,t为T 小时内第i 台机组t 时段的日前出清电量； P 日前,i,t为T 小时内第i 台机组t 时段的日前节点价格。 （3）实时市场偏差电费 根据用户实际用电量与日前市场出清电量之间的差额，以用 户侧实时市场统一结算点电价计算实时市场偏差电费，具体公式 如下： C 实时偏差=∑((Q 实际,T－Q 日前,T)×P 实时统一,T) N t i N t i t i T Q P Q P , , , , , , , /) ( 上网电量 实时 上网电量 实时统一 其中： C 实时偏差为用户实时现货市场偏差电费； Q 实际,T为用户T 小时实际用电量； Q 日前,T为日前市场T 小时用户出清电量； P 实时统一,T为T 小时内用户侧实时市场统一结算点电价； Q 上网电量,i,t为T 小时内第i 台机组t 时段的实际上网电量； P 实时,i,t为T 小时内第i 台机组t 时段的实时节点电价。 9.3 月内调平电费 月内电量发行前，如月度抄表电量与日清累计电量差额超过 合理阈值（日清累计与月度电量调平阈值）时，则进行调平电量 计算，并按实时市场月度现货均价进行调平结算，由此产生的发 用两侧电能量电费差异纳入市场平衡费用。 10 市场平衡费用计算
现货市场运行期间，受电力供需、经营主体量价申报等因素 影响，发用两侧电能量电费存在偏差，包括阻塞平衡费用和市场 结构费用两部分，计算公式为： F= R 阻塞平衡费用+R 市场结构费用 式中： T t N i t t i t i P P Q R , , , , , - ） （ 实时统一 实时 日前 阻塞平衡费用 用户调平 货偏差 居民农业（含线损）现 实时偏差 日前偏差 市场结构费用 C C C C R ） ） 日前 上网电量 实时统一 省内中长期 日前 日前统一 t i N i t i t M t t i N i t i t Q Q P Q Q P , , , , , , , , , , ( ( { N i t i t i t i N i t i t i Q P Q Q P , , , , , , , , , , ) ( ] ( [ 其他省间电能量交易 实时 长三角新能源互济交易 省间中长期 日前 ） ) ( , , , , G g t g t g P Q R 中长期 不报量不报价发电主体 中长期 不报量不报价发电主体 电能量 不报量不报价发电主体 G g t g t g P Q , , , , ) ( 其他省间电能量交易 不报量不报价发电主体 其他省间电能量交易 不报量不报价发电主体 } 发电调平 R 其中： F 为市场平衡费用； R 阻塞平衡费用为阻塞平衡费用，指发电侧主体“报量报价”参与 现货市场时，日前市场出清电量与实时市场节点电价和发电侧实 时市场统一结算点电价差值的乘积； R 市场结构费用为市场结构费用，主要是指用户申报偏差、优发优 购匹配偏差等费用； M 为全月总时段数； N 为“报量报价”发电侧主体总数；
G 为“不报量不报价”发电侧主体总数； Q 日前,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的日前市场出清 电量； P 日前,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的日前市场节点 电量； Q 上网电量,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的实际上网电 量； P 实时,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的实时市场节点 电量； P 日前统一,t指t 时段发电侧日前市场统一结算点电价； P 实时统一,t指t 时段发电侧实时市场统一结算点电价； C 日前偏差指市场用户日前市场偏差电费，计算方式见9.2 小节； C 实时偏差指市场用户实时市场偏差电费，计算方式见9.2 小节； C 居民农业（含线损）现货偏差指居民农业（含线损）现货偏差电费，由 电网企业代理居民农业购电量（含线损）扣减省内省外各类优发 电量及其市场化中长期合约电量后，与实时市场月度现货均价相 乘算得； C 用户调平指用户侧主体月度调平电费，计算方式见9.3 小节； Q 省内中长期,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的省内中长 期合约电量； Q 省间中长期,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的省间中长 期合约电量； Q 长三角新能源互济交易,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的长三 角新能源互济交易电量；
Q 其他省间电能量交易,i,t指t 时段“报量报价”发电侧主体i 的其他 省间电能量交易电量； R 不报量不报价发电主体电能量指“不报量不报价”发电侧主体电能量电 费，计算方法见9.1.2 及9.1.3； Q 不报量不报价发电主体中长期,g,t指t 时段“不报量不报价”发电侧主体g 的各类中长期合约电量； P 不报量不报价发电主体中长期,g,t指t 时段“不报量不报价”发电侧主体g 的各类中长期合约电价； Q 不报量不报价发电主体其他省间电能量交易,g,t指t 时段“不报量不报价”发电 侧主体g 的其他省间电能量交易电量； P 不报量不报价发电主体其他省间电能量交易,g,t指t 时段“不报量不报价”发电 侧主体g 的其他省间电能量交易电价； R 发电调平指发电主体月度调平电费，计算方式见9.3 小节。 分摊方式：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）、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。 清算方式：遇到数据无法及时传递、数据接收有误等原因导 致市场平衡费用需要退补清算时，在满足清算条件的下一个结算 周期将退补清算结果并入当月市场平衡费用进行分摊或分享。 11 市场运营费用计算 11.1 机组考核类费用 11.1.1 机组限高考核 机组发生限高时按照长三角“两个细则”进行调峰能力考核。
11.1.2 机组限低考核 机组发生限低时按照长三角“两个细则”进行调峰能力考核。 11.1.3 机组实时发电计划执行偏差考核 机组根据长三角“两个细则”或《安徽电力调频辅助服务市 场运营规则（试行）》有关条款进行AGC 考核、曲线偏差考核。 11.1.4 机组日内非计划停运收益回收 机组日内非计划停运按照长三角“两个细则”中相关条款执 行非计划停运考核，并进行日内非计划停运收益回收。 ） （ ） （ 实时 日前 实际 日内非计划停运 日前 日内非计划停运收益 t i t i t i t t t i P P Q Q R , , , , , , , , 其中，t 为机组i 发生临时非计划停运的时段，以15 分钟 为单位进行累计，若机组非计划停运后，在运行日内未重新并网， 终点时刻计为运行日的24:00； Q 日前,i,t为机组i 日前电能量市场中t 时段的出清电量； Q 实际,i,t为机组i 实际运行后第t 时段的实际上网电量； P 实时,i,t为第t 时段内机组i 的实时市场节点价格； P 日前,i,t为第t 时段内机组i 的日前市场节点价格； 在每个15 分钟时段，当 R 日内非计划停运收益 时，将R日内非计划停运收益的 等额资金回收； R 日内非计划停运收益 时，不计算回收费用。 分摊方式：机组日内非计划停运收益回收资金以月度为单位 由全体工商业用户按当月用电量比例分享。 11.1.5 机组申报试验收益回收 机组因自身原因申报试验的，需将试验时段内（包括试验前 后升降出力的时段）机组试验收益进行回收，计算公式如下： ） ， （ 燃煤发电基准价 变动成本 实际 临时试验时段 电能量 试验收益 P P Q R R i t i t t i , , , , , max
其中，t 为机组i 临时试验的时段，以15 分钟为单位进行 累计； R 电能量,i,t为机组i 试验期间第t 时段的电能量费用； Q 实际,i,t为机组i 试验期间第t 时段的实际上网电量； P 变动成本,i为发电机组i 的变动成本； P 燃煤发电基准价为燃煤发电基准价; 在每个15 分钟时段，当R 试验收益＞0 时，将R 试验收益的等额资 金回收；R 试验收益＜0 时，不计算回收费用。 分摊方式：机组日内临时申报试验收益回收资金以月度为单 位由全体工商业用户按当月用电量比例分享。 11.2 机组补偿类费用 11.2.1 启动成本补偿 对可靠性机组组合优化结果正常开机的火电机组、以及电力 调度机构设置的必开火电机组，对其开机过程的启动费用按其日 前申报的机组启动费用予以补偿。日前申报的机组启动费用不超 过核定的火电机组启动费用补偿上限。 R 启动费用=∑P 启动费用,i 其中：P 启动费用,i为机组当月第i 次启动费用报价。 分摊方式：启动补偿费用由市场化机组（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。 11.2.2 必开机组补偿 必开机组处于必开最小出力时，对其超出中长期曲线的量差 和对应成本大于该时段日前节点电价的价差形成的电费差额进 行补偿。计算公式如下：
R 必开机组补偿费用=∑[Q 必开补偿,t×(P 变动成本-P 日前,t)] 其中：Q 必开补偿,t为必开机组在t 时段的应补偿电量； P 变动成本为必开机组的变动成本； P 日前,t为第t 时段内机组所在节点的日前电能量市场结算价 格; 当Q 必开补偿,t<0 或P 变动成本-P 日前,t<0 时，R 必开机组补偿费用=0。 分摊方式：必开机组补偿费用由市场化机组（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。 11.2.3 独立储能临时调整补偿 电力调度机构临时调整参与现货市场的独立储能充放电，若 临时调整造成当日独立储能充电费用大于放电费用，则按日对其 进行补偿，计算公式如下。 R 储能补偿费用=R 储能充电费用-R 储能放电费用 其中，R 储能补偿费用为临时调整日的独立储能补偿费用，当其小 于0 时，按0 计算； R 储能充电费用为临时调整日的独立储能充电电能量费用； R 储能放电费用为临时调整日的独立储能放电电能量费用。 分摊方式：独立储能临时调整补偿费用由市场化机组（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。
11.3 市场调节类费用 11.3.1 煤电机组超额收益回收和缺额收益补偿 为引导煤电市场价格水平合理形成，按照“发电成本+合理 收益”的原则，结合上一年度平均到厂煤价和月度煤价变化情况， 综合确定月度超额收益回收价格（燃煤发电基准价的δ1倍）、 月度缺额收益补偿价格（燃煤发电基准价的δ2倍），并根据月 度煤价变化、市场运行实际等情况适时调整。对煤电机组月度电 能量价格超出回收价格的部分，实施超额收益回收；对保供月（1、 7、8、12 月）煤电机组月度电能量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。 R 煤电机组超额收益回收=（R 月度电能量费用-Q 月度上网电量×燃煤发电基准价×δ 1）×h10 R 煤电机组缺额收益补偿=Q 月度上网电量×燃煤发电基准价×δ2-R 月度电能量费用 其中： R 煤电机组超额收益回收为煤电机组超额收益回收费用，当其小于0 时， 按0 计算； R 煤电机组缺额收益补偿为煤电机组缺额收益补偿费用，当其小于0 时， 按0 计算； R 月度电能量费用为煤电机组月度全部电能量费用； Q 月度上网电量为煤电机组月度上网电量； δ1为月度超额收益回收价格系数，由政府部门根据市场运 行情况动态调整；
δ2为月度缺额收益补偿价格系数，由政府部门根据市场运 行情况动态调整； h10为月度超额收益回收系数。 承担主体：该项市场运营费用由燃煤火电机组承担。 分摊方式：煤电机组超额收益回收资金以月度为单位由全体 工商业用户按当月用电量比例分享；煤电机组缺额收益补偿资金 以月度为单位由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。 11.3.2 其它类型机组超额收益回收 当某其它类型机组月度电能量结算均价超过燃煤发电基准 价的δ3倍时，对超出的部分进行回收。 R 其它类型机组超额收益回收=（R 月度电能量费用-Q 月度上网电量×燃煤发电基准价× δ3）×h11 其中： R 其它类型机组超额收益回收为其它类型机组超额收益回收费用，当其小 于0 时，按0 计算； R 月度电能量费用为其它类型机组月度全部电能量费用； Q 月度上网电量为其它类型机组月度上网电量； δ3为月度超额收益回收价格系数，由政府部门根据市场运 行情况动态调整； h11为月度超额收益回收调整系数。 承担主体：该项市场运营费用由参与中长期交易的新能源及 虚拟电厂交易单元、生物质发电机组承担。 分摊方式：其它类型机组超额收益回收资金以月度为单位由 全体工商业用户按当月用电量比例分享。
11.3.3 用户侧中长期交易偏差收益回收 为鼓励发用两侧签订中长期合约，稳定市场价格，市场用户 现货运行月全部中长期合约电量应不小于其月度实际用电量 1-u%，允许负偏差u%范围内的偏差电量不进行收益回收，允许 负偏差u%范围外的电量部分，以月度为周期，按度电回收价格 对批发用户、售电公司进行收益回收，具体计算公式如下： R用户侧中长期交易偏差收益回收=Q用户侧月度中长期交易偏差电量×P用户侧度电回收价格 Q 用户侧月度中长期交易偏差电量=(1-u%)×Q 用户侧月度实际用电量-Q 用户侧月度中长期合约 电量 P 用户侧度电回收价格= (P 月度用户侧省内全部市场化中长期合约电能量均价-P 日前市场统一结算点月度加 权平均价)×h1 其中： R 用户侧中长期交易偏差收益回收为用户侧中长期交易偏差收益回收费用； Q 用户侧月度中长期交易偏差电量为用户侧当月中长期交易偏差电量，该电 量为负时置零； Q 用户侧月度实际用电量为当月用户侧实际用电量； Q 用户侧月度中长期合约电量为当月用户侧全部中长期合约电量； P 用户侧度电回收价格为用户侧度电回收价格，该价格为负时置零； P 月度用户侧省内全部市场化中长期合约电能量均价为当月用户侧省内全部市场化中 长期合约电能量均价； P 日前市场统一结算点月度加权平均价为当月发电侧内各时段日前统一结算点 电价按对应时段日前出清电量进行加权平均的计算值； h1为调整系数。 承担主体：该项市场运营费用由批发用户、售电公司承担。
分摊方式：该项费用由燃煤火电、参与中长期交易的新能源 及虚拟电厂交易单元、生物质发电机组按其当月实际上网电量比 例分享。 11.3.4 发电侧中长期交易偏差收益回收 11.3.4.1 发电侧中长期交易欠签偏差收益回收 燃煤火电、生物质发电机组现货运行月全部中长期合约电量 应不小于其月度实际上网电量1-u%，允许负偏差u%范围内的偏 差电量不进行收益回收，允许负偏差u%范围外的电量部分，以 月度为周期，按度电回收价格进行收益回收，具体计算公式如下： R发电侧中长期交易欠签偏差收益回收=Q机组月度中长期交易欠签电量×P机组度电回收价格 Q 机组月度中长期交易欠签电量=(1-u%)×Q 机组月度实际上网电量-Q 机组月度中长期合约电量 P 机组度电回收价格=（P 日前市场统一结算点月度加权平均价-P 月度发电侧省内全部市场化中长期合约电能 量均价）×h2 其中： R 发电侧中长期交易欠签偏差收益回收为发电侧中长期交易欠签偏差收益回 收费用； Q 机组月度中长期交易欠签电量为机组当月中长期交易欠签电量，该电量 为负时置零； P 机组度电回收价格为机组度电回收价格，该价格为负时置零； Q 机组月度实际上网电量为机组当月实际上网电量； Q 机组月度中长期合约电量为机组当月全部中长期合约电量； P 日前市场统一结算点月度加权平均价为当月发电侧各时段日前统一结算点电 价按对应时段日前出清电量进行加权平均的计算值； P 月度发电侧省内全部市场化中长期合约电能量均价为当月发电侧省内全部市场化中
长期合约电能量均价； h2为调整系数。 承担主体：该项市场运营费用由燃煤火电、生物质发电机组 承担。 分摊方式:该项费用由全体工商业用户按其当月实际用电量 比例分享。 11.3.4.2 发电侧中长期交易超签偏差收益回收 市场机组现货运行月全部中长期合约电量应不高于其实际 上网电量1+w%，允许正偏差w%范围内的偏差电量不进行收益回 收，允许正偏差w%范围外的电量部分（燃煤火电、生物质发电 机组、新能源、虚拟电厂交易单元分别设置），以月度为周期， 按度电回收价格进行收益回收，具体计算公式如下： R发电侧中长期交易超签偏差收益回收=Q机组月度中长期交易超签电量×P机组度电回收价格 Q机组月度中长期交易超签电量=Q机组月度中长期合约电量-(1+w%)×Q机组月度实际上网电量 P 机组度电回收价格=（P 月度发电侧省内全部市场化中长期合约电能量均价-P 日前市场统一结算点月度加权 平均价）×h5 其中： R 发电侧中长期交易超签偏差收益回收为发电侧中长期交易超签偏差收益回收 费用； Q 机组月度中长期交易超签电量为机组当月中长期交易超签电量，该电量 为负时置零； P 机组度电回收价格为机组度电回收价格，该价格为负时置零； Q机组月度中长期合约电量为机组当月全部中长期合约电量； Q 机组月度实际上网电量为机组当月实际上网电量；
P 月度发电侧省内全部市场化中长期合约电能量均价为当月发电侧省内全部市场化中 长期合约电能量均价； P 日前市场统一结算点月度加权平均价为当月发电侧各时段日前统一结算点电 价按对应时段日前出清电量进行加权平均的计算值； h5调整系数。 市场机组在现货运行月内，若被电力调度机构设置为必停机 组，当日的中长期合同电量，在计算中长期交易超签电量时予以 扣除。 承担主体：该项市场运营费用由燃煤火电、生物质发电机组、 新能源、虚拟电厂交易单元承担。 分摊方式:该项费用由全体工商业用户按其当月实际用电量 比例分享。 11.3.5 用户侧中长期曲线偏差收益回收 对批发用户、售电公司，其与发电企业签订的中长期曲线偏 差回收费用按照以下方式执行： （1）在现货运行日（D 日）每个时段全部中长期净合约电 量与实际用电量的负偏差超过v%范围的电量，按照该时段用户 侧省内全部中长期合约电能量均价的h3 倍与当月相应时段用户 侧日前市场统一结算点电价的差价（差价为负值时不回收）进行 全额回收。 当Q 中长期，T<(1-v)%×Q 用电，T，且P 用户侧省内全部市场化中长期合约电能量均价，T ×h3> P 日前统一,T时， C 中长期曲线负偏差回收费用=[(1-v)%×Q 用电，T-Q 中长期，T]×（h3×P 用户侧省内全 部市场化中长期合约电能量均价，T-P 日前统一,T）×h6
其中： C 中长期曲线负偏差回收费用为T 小时市场用户中长期曲线负偏差回收费 用； Q 中长期，T为市场用户在T 小时全部中长期净合约电量； Q 用电,T为市场用户T 小时的实际用电量； P 日前统一,T为T 小时用户侧日前市场统一结算点电价； P 用户侧省内全部市场化中长期合约电能量均价，T为T 小时用户侧省内全部市场化 中长期合约电能量均价； h3、h6为回收系数。 （2）在现货运行日（D 日）每个时段全部中长期净合约电 量与实际用电量的正偏差超过u%范围的电量，按照当月相应时 段用户侧日前市场统一结算点电价与该时段用户侧省内全部中 长期合约电能量均价h4倍的差价（差价为负值时不回收）进行全 额回收。 当Q 中长期，T>(1+u)%×Q 用电，T，且P 日前统一,T>P 用户侧省内全部市场化中长期合约 电能量均价，T×h4时， C 中长期曲线正偏差回收费用=（Q 中长期，T-(1+u)%×Q 用电，T）×（P 日前统一,T-h4 ×P 用户侧省内全部市场化中长期合约电能量均价，T）×h7 其中： C 中长期曲线正偏差回收费用为T 小时市场用户中长期曲线正偏差回收费 用； Q 中长期，T为市场用户T 小时全部中长期净合约电量； Q 用电,T为市场用户T 小时的实际用电量； P 日前统一,T为T 小时用户侧日前市场统一结算点电价；
P 用户侧省内全部市场化中长期合约电能量均价，T为T 小时用户侧省内全部市场化 中长期合约电能量均价； h4、h7为回收系数。 承担主体：该项市场运营费用由批发用户、售电公司承担。 分摊方式：该项费用由全体工商业用户按当月用电量比例分 享。 11.3.6 用户侧日前申报偏差收益回收 对市场用户实时市场每小时偏差电量超出允许偏差范围的， 计算允许偏差外的日前和实时价差费用，汇总单日价差费用，若 日价差费用为盈余，纳入市场调节费用处理。计算公式如下： （1）按小时计算，正允许偏差外价差费用 当Q 日前申报,T＞Q 实际,T×(1+λ3) R 正允许偏差外价差费用，T=Σ{[Q 日前申报,T－Q 实际,T×(1+λ3)]×[P 实时统一,T －P 日前统一,T]}×h8 （2）按小时计算，负允许偏差外价差费用 当Q 日前申报,T＜Q 实际,t×(1-λ4) R 负允许偏差外价差费用,T=Σ{[Q 实际,T×(1-λ4)－Q 日前申报,T]×[P 日前统一,T －P 实时统一,T]}×h9 （3）汇总单日允许偏差外价差总费用 R 允许偏差外价差费用=ΣR 正允许偏差外价差费用，T+ R 负允许偏差外价差费用,T 其中： R 正允许偏差外价差费用，T为T 小时日前申报正允许偏差外价差费用； R 负允许偏差外价差费用，T为T 小时日前申报负允许偏差外价差费用； R 允许偏差外价差费用为汇总全天的日前申报允许偏差外价差费用;
若R 允许偏差外价差费用为正，就对其进行回收，纳入市场调节费用 处理。 Q 日前申报,T为T 小时市场用户日前市场申报的电量； Q 实际,T为T 小时市场用户实际用电量； P 日前统一,T为T 小时用户侧日前市场统一结算点电价； P 实时统一,T为T 小时用户侧实时市场统一结算点电价； λ3为允许的用户侧电量正偏差比例上限，λ4为允许的用户 侧电量负偏差比例上限，根据实际运行情况确定； h8、h9为回收系数。 承担主体：该项市场运营费用由批发用户、售电公司和电网 代理工商业购电承担。 分摊方式：该项费用由全体工商业用户按当月用电量比例分 享。 12 其他不平衡资金 产生的不平衡资金且未明确的，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。 13 退补管理 13.1 月内差错处理 月内发生计量电量、出清电量等数据差错时，原则上数据提 供方应按旬补推，电力交易机构据此重新开展清分工作，并发布 结算依据。
13.2 跨月差错退补 13.2.1 发生电量差错时，市场经营主体差错电量按照该经 营主体差错发生月现货实时市场结算价格进行电费追退补计算 （原则上按照对应时段现货实时市场价格计算，无法对应到时段 的电量按照当月现货实时市场结算均价进行退补计算），零售用 户根据零售代理合同进行退补结算，原则上不对其他费用及市场 主体做联动处理。 13.2.2 结算依据或电费账单发布后，如市场主体存在异议， 可在15 个工作日内分别向电力交易机构、电网企业提出结算问 询。电力交易机构或电网企业在收到问询后，经核查属实的在满 足结算条件的下一个结算周期进行结算调整，差错费用与同类型 费用一并兑现。 13.2.3 由于结算基础数据差错、技术支持系统异常等原因 以及其他规则允许情况，需进行电费、市场运营费等追退补调整 时，由电力交易机构根据相关规则重新计算并对外公示，公示无 异议的在满足结算条件的下一个结算周期由电网企业开展追退 补，原则上不对其他费用及市场主体做联动处理，市场运营费差 错费用与同类型市场运营费用一并兑现。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。 13.2.4 原则上差错追退补不再调整差错月的全部售电公司 批发侧电能量结算均价、零售结算均价、计算市场运营费用涉及 的各类价格。 13.2.5 因市场交易规则、结算规则、电价政策等发生变化， 需要调整电费的，由电力交易机构会同电网企业依照相应规则或 政策开展电费追退补和清算。
13.3 其他事项 13.3.1 考虑到保供稳价等因素，若发电机组月度电能量结 算价格超过一定限值，正式结算前，可视情况对结算结果进行调 整，具体方案由政府主管部门制定。 13.3.2 若出现重大偏差（调度出清结果变更等），由相关 经营主体提出，经利益相关方共同确认后，由电力交易机构会同 电网企业按业务发生期（差错发生期间）价格及电量结构追溯调 整结算，并相应计算对市场平衡费用、市场运营费用的影响。 13.3.3 由差错退补产生的发用两侧不平衡费用，在退补月 当月市场平衡费用计算时计算处理。 13.3.4 电网企业负责本供电营业区内交易结算（含发电企 业上网交易电量）的电能计量装置的计量管理，对于计量装置资 产属于发电企业的或精度不满足4 位小数要求的，可由发电企业 提出换表申请，电网企业配合完成表计轮换。 13.3.5 若因经营主体主观原因造成电量差错的，追退补调 整按照《电力法》《供电营业规则》等法规执行。 13.3.6 未尽事宜，需提请相关政府管理部门，按政府管理 部门决策意见执行。 14 辅助服务结算 对于调频辅助市场、华东区域辅助服务市场等辅助服务电 费，按照相关规则进行结算。 15 电费收付 15.1 发电侧电费支付 发电侧电费结算纳入电网企业购电管理流程，由电网企业支 付。
15.2 用户侧电费收取 批发市场用户、零售市场用户结算电费按照电网企业相关收 费规定执行，纳入电网企业售电管理流程，由电网企业收取。 15.3 售电公司差额电费收付 售电公司差额电费按照相关规定由电网企业进行收付。 15.4 电费收付管理 各经营主体应根据法规、政策文件、合约等，在约定期限内 完成电费收付。如果经营主体未全额或未支付月度电费，由电网 企业将欠费信息反馈给电力交易机构。电力交易机构将欠费的经 营主体纳入市场信用管理。 16 其他结算事项 16.1 市场中止与管制 市场中止和价格管制时段时，根据电力现货市场规则及市场 运营机构向政府部门报备的市场中止和管制措施开展结算。其中 市场紧急中止与管制情况下所造成的成本，纳入电力市场本月或 后续若干月的市场运营费用，由经营主体共同承担。 当发生重大政策变化、供需矛盾突出、无法抗拒的外力等情 况时，电网企业及时向政府主管部门报备，由政府主管部门启动 应急机制确定处理方式。 16.2 用户违约用电、窃电行为的处理原则 用户发生违约用电、窃电行为的，按照《供电营业规则》规 定承担相关责任。对于追补电量可追溯到具体月份的，追退补电 费按具体月份市场化交易价格、代理购电价格（或代理购电价格 的1.5 倍）计算；追补电量无法追溯到具体月份的，追退补电费 按查实月份市场化交易价格、代理购电价格（或代理购电价格的
1.5 倍）计算。 17 附则 本细则由安徽省能源局会同相关部门负责解释。 现货市场运行中，市场运营机构可根据实际情况调整本细则 中相关参数，并报政府部门后发布。 本细则适用于安徽电力现货市场，自2026 年9 月1 日起实 施，有效期至下一版细则印发。
附件1：安徽电力现货市场电量拟合规则 对于参与市场化交易的电力用户、发电机组对表码缺失或者 异常开展拟合，拟合规则如下： 1.缺失1 个数据点，并且前后点正常采集、数据无异常则使 用算术平均值拟合缺失点。即缺失点N 示值=（N-1 数据点示值 +N+1 数据点示值）/2。 2.连续缺失2 个数据点及以上，根据缺失数据点的属性匹配 典型曲线，取典型曲线缺点区间电量占比拟合缺失数据点。即缺 失数据点示值=上一数据点实抄示值（拟合示值）+数据点典型曲 线缺点区间占比*缺点区间示值差。 3.无任何曲线示值时，以日电量按典型曲线计算各数据点电 量占比进行拟合。 4.市场化交易的电力用户典型曲线按照时间属性分为三种： 工作日、双休日、国家法定节假日（具体分类匹配依据市场交易 规则进行修改），以交易机构公示的典型曲线为准。 5.发电机组典型曲线按照电厂属性分为三种：火电、光伏、 风电（具体分类匹配依据市场交易规则进行修改），以交易机构 公示的典型曲线为准。储能电站以平均值拟合缺点数据。
附件2：安徽电力市场结算参数表 序号 参数名称 参数取值 煤电机组月度超额收益回收价格系数δ1 1、7、8、12 月份，暂定 1；其余月份装机容量30 万千瓦（含）至60 万千 瓦（不含）的机组暂定1， 60 万千瓦及以上的机组 暂定0.97 煤电机组保供月缺额收益补偿价格系数δ2 暂定0.85 煤电机组月度超额收益回收系数h10 暂定1 其它类型机组月度超额收益回收价格系数δ3 暂定1 其它类型机组月度超额收益回收调整系数h11 暂定1 用户侧中长期交易偏差收益回收允许负偏差u% 1、7、8、12 月份暂定30%， 其余月份暂定40% 用户侧中长期交易偏差收益回收调整系数h1 暂定1.2 发电侧中长期交易欠签偏差收益回收允许负偏差u% 煤电、生物质发电机组暂 定20% 发电侧中长期交易欠签偏差收益回收调整系数h2 煤电、生物质发电机组暂 定1.5 发电侧中长期超签偏差收益回收允许正偏差w% 煤电、生物质发电机组暂 定10% 新能源和虚拟电厂交易单 元暂定30% 发电侧中长期超签偏差收益回收调整系数h5 煤电、生物质发电机组暂 定1.5 新能源和虚拟电厂交易单 元暂定1 用户中长期曲线偏差收益回收允许负偏差v% 暂定9-16 时为45%，其余 时段为20% 用户中长期曲线偏差收益回收系数h3 暂定1 用户中长期曲线偏差收益回收系数h6 暂定1 用户中长期曲线偏差收益回收允许正偏差u% 暂定15% 用户中长期曲线偏差收益回收系数h4 暂定1 用户中长期曲线偏差收益回收系数h7 暂定1 用户侧日前申报偏差收益回收正偏差比例上限λ3 暂定15% 用户侧日前申报偏差收益回收负偏差比例上限λ4 暂定15% 用户侧日前申报偏差收益回收系数h8 暂定1 用户侧日前申报偏差收益回收系数h9 暂定1 日清累计与月度电量调平阈值 暂定0% 注：本表自2026 年9 月1 日起实施。