附件
海南电力市场结算实施细则
（2026年V1.0版）
1. 总则
1.1 为规范开展海南电力市场现货结算工作，提高结算服务水平，构建规范、高效、透明的结算机制，依据《电力现货市场基本规则（试行）》、《电力中长期市场基本规则》、《电力市场计量结算基本规则》、《南方区域电力市场运行规则（试行）》和《南方区域电力市场现货结算实施细则》等规定，制定本实施细则。
1.2 本细则主要适用于海南电力批发市场电能量交易结算，包括现货市场环境下和非现货市场环境下的批发市场电能量交易结算。内容包括：市场结算主要职责、结算原则、结算流程、现货市场环境下的批发市场结算、分摊及返还电费、非现货市场环境下的批发市场结算、绿电绿证结算、追退补和清算管理。
涉及需求响应、零售市场等结算的未尽事宜，按照相关规定和方案执行。
1.3 按照国务院价格主管部门有关要求及南方区域市场建设工作的统一安排，现行各类偏差收益回收、考核、返还等损益调节类结算机制将逐步退坡和取消，条件具备时，于2027年底前完成取消工作。其中，用户侧偏差收益回收机制，在南方区域电力市场实现日前市场和可靠性机组组合分别计算后相应取消。
2. 市场结算主要权责
2.1 发电企业权责
2.1.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行电力交易合同、购售电合同等。
2.1.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。
2.1.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。
2.1.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。
2.1.5 配合电网企业做好自身相关关口计量装置的改造、验收、现场检查、故障处理等工作。
2.1.6法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。
2.2 电力用户权责
2.2.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行交易合同、供用电合同或电费结算协议等合同或协议。
2.2.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。
2.2.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。
2.2.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。
2.2.5 配合电网企业做好自身相关关口计量装置的改造、验收、现场检查、故障处理等工作。
2.2.6 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。
2.3 售电公司权责
2.3.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行交易合同、电费结算协议等。
2.3.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。
2.3.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。
2.3.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。
2.3.5 拥有配电网运营权的售电公司根据《售电公司管理办法》等规定开展电费结算。
2.3.6 根据用户授权掌握其历史用电信息，可在电力交易平台或电网企业平台进行数据查询和下载。
2.3.7 按规定向交易中心提交履约保函、保证金或其他结算担保品等。
2.3.8 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。
2.4 新型经营主体权责
2.4.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，签订和履行交易合同、电费结算协议。
2.4.2 依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市场服务所需的相关数据。
2.4.3 获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。
2.4.4 负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付。
2.4.5 获得签约分散资源的相关信息。
2.4.6 按规定向交易中心提交履约保函、保证金或其他结算担保品等。
2.4.7 聚合负荷侧资源的新型经营主体，应依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务。
2.4.8 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。
2.5 电网企业权责
2.5.1 按照市场规则（细则）参与市场交易，履行交易合同。
2.5.2 依法依规披露和提供支撑结算所需的相关基础数据，确保交互数据的准确性、完整性和及时性。
2.5.3 获取、查看结算依据，按规定时间核对并确认其准确性和完整性。
2.5.4 负责根据交易中心推送的结算依据，开展电费结算，按时向市场经营主体出具电费账单，提供电费账单查询等服务。
2.5.5 负责根据电费账单按时完成电费收付，并向发生付款违约的市场经营主体催缴欠款。对于逾期仍未全额付款的市场经营主体，按规定向电力交易机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请。
2.5.6 负责电费结算相关信息系统的建设、管理、维护，根据用户授权向市场经营主体提供电能数据查询服务，并将电能数据推送电力交易平台。
2.5.7 组织协调电能计量和电费结算有关问题，参与协调结算依据有关问题。
2.5.8 按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信息和数据进行管理。
2.5.9 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。
2.6 电力调度机构权责
2.6.1 依法依规披露和提供支撑结算所需的相关基础数据，确保交互数据的准确性、完整性和及时性。
2.6.2 负责计算并出具电力辅助服务结算结果、机组补偿和考核费用，并提供至电网企业或交易中心。
2.6.3 负责结算所需的调度数据采集管理信息系统的建设、管理、维护。
2.6.4 按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信息和数据进行管理。
2.6.5 组织协调电力辅助服务市场计量计算有关问题，参与协调结算依据、电费结算有关问题。
2.6.6 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。
2.7 电力交易中心权责
2.7.1 负责汇总结算基础数据。
2.7.2 负责编制结算依据，并保证结算依据的准确性、完整性和及时性。
2.7.3 负责通过交易平台向市场经营主体、电网企业出具结算依据，提供结算相关服务。
2.7.4 组织协调省内结算依据有关问题，参与协调跨区跨省交易结算和电费结算有关问题。
2.7.5 按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结算的信息和数据进行管理。
2.7.6 负责编制与发布结算依据所需信息系统的建设、管理、维护。
2.7.7 组织开展市场经营主体结算风险评估。
2.7.8 法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。
3. 结算原则
3.1 结算周期
电力批发市场原则上以自然月为周期开展。采用“日清月结”的结算模式，以小时为结算时段按日对已执行的成交结果进行量价清分计算，以日为周期出具日清分临时结果，以月度为周期出具结算依据，并根据需要开展追退补及清算。原则上，结算所需基础数据的时段维度应与结算时段一致，现阶段为按日、24时刻数据。其中月度指自然月1日0时整至月末最后1日24时整（下同）。
3.2 结算模式
3.2.1 批发市场现阶段按照差量结算模式开展三部制结算。条件具备时，随南方区域整体工作安排，采用差价模式结算。
差量模式：中长期合约电量按中长期合约价格结算，并结算所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值；日前市场现货出清曲线与中长期市场合约曲线的偏差电量按日前市场价格结算；实际结算电量与日前市场现货出清曲线之间的偏差电量按实时市场价格结算。
差价模式：实际结算电量按实时现货电能量交易形成的实时价格结算；日前现货出清电量按日前现货电能量交易形成的日前价格与实时现货电能量交易形成的实时价格的差值结算；中长期合约电量按中长期交易价格与中长期结算参考点现货价格差值结算。
3.2.2 所有结算项目的分摊（返还），分项独立记录，按照经营主体“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则分摊（返还）。
3.2.3 发电企业暂停交易资格之日起，在暂停之日前通过参与集中交易或合同电量转让等交易方式，将在暂停周期内的中长期合约电量转出按转让前后价格差价结算；剩余的未履行的中长期合约电量关联的发用电双方均不予结算，由此引起的相关责任由相关发用电侧双方按协商约定处理。
售电公司暂停交易资格之日起，在暂停之日前已成交的中长期合约电量予以结算。
3.2.4 现货市场中止运行时，省内批发市场结算按照条款8非现货环境下的批发市场结算模式开展结算。
3.3 结算电价
3.3.1 发电侧现货市场结算电价为机组所在物理节点的节点电价；尚未直接参与市场化交易的新能源项目采取实时市场分时节点电价结算的，按匹配的变电站内所有母线的绝对值最高实时市场分时节点价格进行结算。
3.3.2 用户侧现货市场结算电价采用统一结算点电价或所在物理节点的节点电价进行结算。
3.3.3 购售电双方根据合同约定价格对中长期合约电量做全电量结算；并结算经营主体所在节点与中长期结算参考点间的价差引起的中长期合约阻塞电费。跨省中长期市场化交易根据《南方区域电力市场运行规则》和《南方区域电力市场中长期电能量交易实施细则》要求确定相应的结算参考点。
3.4 结算单元
3.4.1 参与现货交易的发电企业与新型经营主体，其交易单元、调度单元、营销结算单元原则上须保持一致，调度单元与营销结算单元不一致时，交易单元应与调度单元保持一致。
3.4.2 若单一交易单元（调度单元）对应多个营销结算单元，市场化电费按交易单元计算，电网企业按各交易单元对应的计量点实结电量比例分解到各营销结算单元。
3.4.3 若多个交易单元（调度单元）对应单一营销结算单元，需按交易单元单独建档并重新形成对应的营销结算单元，以交易单元（调度单元）为单位开展现货市场出清，市场化电费按交易单元计算。
3.5 结算依据管理
3.5.1 结算依据内容
海南电力交易中心制定海南电力市场结算依据模板，结算依据应包括但不限于以下内容：
（1）实际结算电量；
（2）各类中长期交易合同结算电量、电价和电费；
（3）偏差电量、电价和电费；
（4）分摊、返还、不平衡资金、环境溢价电费等。
（5）电力辅助服务市场结算量、费用。
3.5.2 结算信息发布
结算依据明细按特定信息向经营主体发布，结算概况作为公开信息发布。
3.5.3 结算单位
采用统一结算单位。其中：
（1）电量单位为兆瓦时，保留三位小数；
（2）电价单位为元/兆瓦时，保留三位小数；
（3）电费单位为元，保留两位小数。
4. 结算流程
4.1 结算基础数据准备
4.1.1 结算基础数据准备是指在规定时间内对各类交易结算所需基础数据进行收集汇总的过程。
4.1.2 结算基础数据包括：市场经营主体档案数据、交易合同数据、电能量市场出清及调度执行数据、辅助服务市场费用计算结果、调试及商业运行时间、关口设置及电能计量数据、市场规则、电价政策文件，以及其他需电力交易机构合并出具结算依据的数据等。结算环节不得改变结算基础数据。
4.1.2.1市场出清类数据，获取后1日的电力现货市场日前出清结果、辅助服务市场出清结果（涉及电量清分部分）、必开机组以及前1日的现货市场日内、实时出清结果等。
4.1.2.2调度执行类数据，获取前1日中长期交易及电力现货市场执行结果、辅助服务市场实际调用结果（涉及电量清分部分）、应急调度执行结果、机组有效发电容量结果等。
4.1.2.3新投跨省跨区输电通道、发电机组（独立储能）首次并网、完成整套启动试运行、进入商业运行时间节点等信息，调度机构应在每个阶段开始后的1个工作日内提供至交易中心。
4.1.3 中长期交易电量按照《海南电力市场现货电能量交易实施细则》规定，在日前市场开市前进行分解上报。具体包括：年度、月度、周等为周期的中长期交易价格和分时电量，分时电量以1小时为时间间隔。
4.1.4 运行日后1日，调度机构按照《海南电力市场现货电能量交易实施细则》规定的原则，将发电交易单元运行日24小时时段的优先发电量推送交易系统。
4.1.5 交易中心按日向电网企业提供前1日实时市场的节点价格。
4.1.6 计量数据应满足结算最小时段和周期要求，电网企业应以结算单元（或机组）和计量点为最小单位于每日提供前1日发电企业、市场购电用户分时计量电量至交易中心。
4.1.7 调度机构收到交易中心推送发电企业日分时电量后，1个自然日内完成运行补偿及考核费用和电力辅助服务结算结果，并推送至交易中心。
4.1.8 当分时计量数据缺失、错误或不可用时，原则上由电网企业、调度机构在1个自然日内完成消缺、补采，或依据拟合规则补全拟合数据，重新提供至电力交易机构。计量电量拟合规则和补充说明详见附件。
4.1.9 特殊情况下，因政策调整或合同关键要素缺失等原因，导致部分主体或结算科目不满足结算条件的，在满足结算条件的下一个结算周期完成结算。
4.1.10 广州电力交易中心在规定时间内将跨省市场结算的经营主体电能量电费传递至海南电力交易中心。
4.1.11 市场经营主体和电网企业应保障结算基础数据的准确性、完整性和及时性，并在规定时间内通过交易平台完成更新、提交。未及时更新、提交的，交易中心以交易平台既有数据形成结算依据。
4.2 日清分
4.2.1 结算基础数据准备完成后，2个工作日内完成计算并发布省内市场日清分临时结果，并同步披露日清分临时结果概况信息披露。
4.2.2 经营主体在日清分临时结果发布后，对日清分临时结果进行确认，在1个工作日内反馈意见，在规定时间内无反馈的视同确认无异议。
4.2.3 交易中心根据各方意见，每月第4个工作日对当上月需调整的日清分临时结算结果进行重算，并重新发布已重算的日清分临时结算结果。
4.2.4 涉及数据修正的，需采用工单方式与结算交互，在系统建设完备前，应采用线下说明方式开展交互。
4.3 月结算
4.3.1 每月第1个工作日前（含第1个工作日，下同），电网企业完成上月电量校核修正，并推送至交易系统；交易中心按需同步推送至调度现货考核补偿系统。
4.3.2 每月第2个工作日前，调度机构完成发电侧考核及补偿数据复核修正，并推送至交易系统。
4.3.3 每月第3个工作日前，调度机构完成电力辅助服务相关费用计算，并推送至交易系统，由交易中心合并出具结算依据。因特殊因素计算导致结果发布延迟的，调度机构在下一个结算周期推送交易中心进行结算并合并出具结算依据。
4.3.4 上述结算基础数据交互时限过后，交易中心不再接受新增结算基础数据修正。
4.3.5 每月第5个工作日前，交易中心根据上一月日清分结果、零售市场结算结果以及历史月份的退补结算结果，向市场经营主体、相关电网企业出具上月结算依据（核对版）。具体包括：各经营主体当月累计结算电量、电价、电费、考核电费、分摊、返还等电费明细。
4.3.6 市场经营主体、电网企业应在1个工作日内完成核对、异议反馈（若有）和确认，逾期视为已确认。
4.3.7 市场经营主体、电网企业对月结算依据（核对版）中结算数据提出异议的，电力交易机构应在每月第7个工作日内组织市场经营主体、电网企业、调度机构进行核实修正，因异议处理无法按时达成一致或未能在规定时限范围内完成修正的，纳入下一结算周期进行结算调整，异议处理不得影响无争议部分的电费结算。
4.3.8 每月第8个工作日前，交易中心形成上一月的月正式结算依据，推送至电网企业并向经营主体发布。
4.3.9 电网企业和经营主体收到交易中心正式结算依据后，按合同约定开展电费结算。原则上电网企业应于每月第10个工作日前向发电企业、电力用户发行上月电费账单。
4.3.10 在日清、月结结果确认过程中，交易中心负责对经营主体市场结算电费异常进行核实并处理，电网企业负责对档案、电量异常进行核实并处理，调度机构负责对出清、考核及补偿异常进行核实并处理。经营主体应在日清分临时结果确认中真实、准确反馈有关档案、电量、出清、考核及补偿的异常情况，由于自身原因未及时反馈的，后续环节有关上述问题的反馈原则上在月度结算前不予再次受理。
4.3.11 如国家有新的政策要求，则按最新意见执行。
5. 现货市场环境下的批发市场结算
5.1 用户侧主体结算
用户侧主体电费支出包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期合约阻塞电费、分摊及返还电费、跨省不平衡资金（省内）等。计算公式如下：
C支出=C中长期合约+C日前+C实时+C中长期合约阻塞+C分摊及返还+R跨省不平衡资金（省内）
其中：
C支出为用户侧主体电费支出；
C中长期合约为用户侧主体中长期合约电能量电费；
C日前为用户侧主体日前市场偏差电能量电费；
C实时为用户侧主体实时市场偏差电能量电费；
C中长期合约阻塞为用户侧主体中长期合约阻塞电费；
C分摊及返还为用户侧主体的系统运行补偿等分摊及返还电费，具体见6章；
R跨省不平衡资金（省内）为用户侧主体需承担的跨省结算不平衡资金分摊或分享费用，详见6.4；
5.1.1 中长期合约电能量电费结算
用户侧主体中长期合约按小时开展电费结算，按照合约分时电量、合约分时电价计算中长期合约电费。公式为：
C中长期合约=Σ（Q中长期合约,t×P中长期合约,t）
其中：
C中长期合约为用户侧主体中长期合约电能量电费；
Q中长期合约,t为T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约，下同）；
P中长期合约,t为T时段中长期合约电价；
5.1.2 日前市场偏差结算
根据用户侧主体日前市场出清电量与中长期合约电量之间的差额，以日前市场统一结算点电价计算日前偏差电费。公式为：
C日前=Σ[(Q日前,t-ΣQ中长期合约,t)×P日前统一,t]
其中：
C日前为用户侧主体日前市场偏差电能量电费支出；
Q日前,t为用户侧主体日前市场T时段出清电量,已扣减该时段需求侧响应中标容量折算的电量；
Q中长期合约,t为T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约，下同）；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。
5.1.3 实时市场偏差结算
根据用户侧实际分时用电量与日前市场出清电量之间的差额，以实时市场统一结算点电价计算偏差电费。公式为：
C实时=Σ[(Q实时,t－Q日前,t)×P实时统一,t]
其中：
C实时为用户侧主体实时市场偏差电能量电费支出；
Q实时,t为用户侧主体实时市场T时段实际用电量；
Q日前,t为用户侧主体日前市场T时段出清电量,已扣减该时段需求侧响应中标容量折算的电量；
P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价。
5.1.4中长期合约阻塞电费结算
用户侧主体中长期合约阻塞电费包括省内中长期合约阻塞电费、省间中长期合约阻塞电费和跨省中长期合约阻塞电费。
5.1.4.1省内中长期合约阻塞电费
省内中长期合约阻塞电费按照用户侧主体省内中长期合约分时电量，以用户侧主体日前统一结算点电价与中长期结算参考点的现货价格的差值单独计算。
C省内中长期合约阻塞=Σ[Q省内中长期合约,t×（P日前统一,t－P结算参考点,t）]
其中，
C省内中长期合约阻塞为用户侧主体省内中长期合约阻塞电费；
Q省内中长期合约,t为用户侧主体T时段省内中长期合约电量；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；
P结算参考点,t为中长期结算参考点在T时段的现货电价。
5.1.4.2省间中长期合约阻塞电费
用户侧主体参与省间中长期市场化交易后，用户侧统一结算点与受端省（区）受入侧关口之间的价差引起的阻塞费用单独结算。
C省间中长期合约阻塞=Σ[Q省间中长期合约,t×（P日前统一,t－P落地侧日前,t）]
其中：
C省间中长期合约阻塞为用户侧主体省间中长期合约阻塞电费；
Q省间中长期合约,t为用户侧主体T时段省间中长期合约电量；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。
P落地侧日前,t为对应的送电类别落地侧T时段日前结算电价。
5.1.4.3 跨省中长期合约阻塞电费
用户侧主体参与省间中长期市场化交易后，由广州电力交易中心按跨省中长期合约逐笔计算，受端省（区）受入侧关口与中长期合约结算参考点之间的价差引起的阻塞费用。跨省中长期合约阻塞费用由合约对应主体承担。
5.2 发电交易单元结算
发电交易单元总电费包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期合约阻塞电费、分摊及返还电费、跨省不平衡资金（省内）。
R收入=R中长期合约+R日前+R实时+R中长期合约阻塞+R分摊及返还+R跨省不平衡资金（省内）
其中：
R收入为发电交易单元电费收入；
R中长期合约为发电交易单元中长期合约电能量电费收入（包括省间中长期合约、省内中长期合约、代购市场电量合约，下同）；
R日前为发电交易单元日前市场偏差电能量电费收入；
R实时为发电交易单元实时市场偏差电能量电费收入；
R中长期合约阻塞为发电侧主体中长期合约阻塞电费；
R分摊及返还为发电交易单元考核、补偿及其他分摊及返还电费，具体见6章；
R跨省不平衡资金（省内）为发电交易单元需承担的跨省结算不平衡资金分摊或分享费用；详见6.4；
5.2.1 中长期合约电能量电费结算
发电交易单元按照中长期合约分时电量和合约电价计算中长期合约电费。公式为：
R中长期合约=Σ（Q中长期合约,t×P中长期合约,t）
其中：
R中长期合约为发电交易单元中长期合约电能量电费；
Q中长期合约,t为发电交易单元T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约、电网代理购电中长期合约，下同）；
P中长期合约,t为发电交易单元T时段中长期合约电价；
5.2.2 日前市场偏差结算
发电交易单元根据日前市场出清电量与中长期合约电量之间的差额，以日前市场节点电价计算偏差电费。公式为：
R日前=Σ[(Q日前,t-ΣQ中长期合约,t)×P日前,t]
其中：
R日前为发电交易单元日前市场偏差电能量电费；
Q日前，t为发电交易单元日前市场T时段出清电量，已扣减相应时段的优先计划电量，差额电量为负时置零；
Q中长期合约,t为发电交易单元T时段中长期合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约、电网代理购电中长期合约，下同）；
P日前,t为发电交易单元所在节点日前市场T时段结算电价。
若新能源项目选择不参与日前市场，不计算此科目。
5.2.3 实时市场偏差结算
发电交易单元根据实际分时上网电量与日前市场出清的分时电量之间的差额，以及实时市场节点结算电价计算偏差电费。公式为：
R实时=Σ[（Q实时,t－Q日前,t）×P实时,t]
其中：
R实时为发电交易单元实时市场偏差电能量电费；
Q实时，t为发电交易单元在T时段的上网电量，已扣减相应时段的优先计划电量，差额电量为负时置零。；
Q日前，t为发电交易单元日前市场T时段出清电量，已扣减相应时段的优先计划电量，差额电量为负时置零；
P实时,t为发电交易单元所在节点实时市场T时段结算价格。
5.2.4中长期合约阻塞电费结算
发电侧主体中长期合约阻塞电费包括省内中长期合约阻塞电费、省间中长期合约阻塞电费和跨省中长期合约阻塞电费。
5.2.4.1省内中长期合约阻塞电费
省内中长期合约阻塞电费按照交易单元的省内中长期合约分时电量，以发电侧主体日前市场节点电价和中长期结算参考点现货电价的差值结算。
R省内中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省内中长期合约,t×（P日前,t－P结算参考点,t）]
其中，
R省内中长期合约阻塞为发电侧主体省内中长期合约阻塞电费；
Q省内中长期合约,t为发电侧主体T时段省内中长期合约电量；
P日前,t为发电交易单元所在节点日前市场T时段结算电价；
P结算参考点,t为中长期结算参考点T时段现货价格。
5.2.4.2省间中长期合约阻塞电费
省间中长期合约阻塞电费按照交易单元的省间中长期合约分时电量，以发电侧主体的日前市场节点电价和送端省（区）送出侧关口价格不同产生的阻塞费用单独结算。
R省间中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省间中长期合约,t×（P日前,t－P送出侧关口日前,t）]
其中：
R省间中长期合约阻塞为发电侧主体省间中长期合约阻塞电费；
Q省间中长期合约,t为发电侧主体T时段省间中长期合约电量；
P日前,t为发电侧主体所在节点日前市场T时段结算电价。
P送出侧关口日前,t为对应的送电类别T时段的日前结算电价（不含省内输电价）。
5.2.4.3 跨省中长期合约阻塞电费
发电侧主体参与省间中长期市场化交易后，由广州电力交易中心按跨省中长期合约逐笔计算，送端省（区）送出侧关口与中长期合约结算参考点之间的价差引起的阻塞费用。跨省中长期合约阻塞费用由合约对应主体承担。
5.3 电网企业代购市场电量费用结算
电网企业代理购电分为“电网代购”和“电网优购”两个结算单元分开结算，分别出具结算依据。两个结算单元同等条件参与市场三部制结算和市场不平衡费用的分享（分摊）原则。
电网代购（优购）电量费用包括电网代购（优购）中长期合约电能量电费、电网代购（优购）日前市场偏差电能量电费、电网代购（优购）实时市场偏差电能量电费、电网代购（优购）分摊电费、电网代购（优购）返还电费、电网代购（优购）中长期合约阻塞电费、电网代购（优购）跨省不平衡资金（省内）等。
C电网代购（优购）电量电费=C电网代购（优购）中长期合约+C电网代购（优购）日前+C电网代购（优购）实时+C电网代购（优购）中长期合约阻塞+C电网代购（优购）分摊及返还+R电网代购（优购）跨省不平衡资金（省内）
其中：
C电网代购（优购）电量电费为电网代购（优购）电量电费支出；
C电网代购（优购）中长期合约为电网代购（优购）中长期合约电能量电费；
C电网代购（优购）日前为电网代购（优购）日前市场偏差电能量电费；
C电网代购（优购）实时为电网代购（优购）实时市场偏差电能量电费；
C电网代购（优购）中长期合约阻塞为电网代购（优购）中长期合约阻塞电费；
C电网代购（优购）分摊及返还为电网代购（优购）的系统运行补偿等分摊及返还电费，具体见6章；
R电网代购（优购）跨省不平衡资金（省内）为电网代购（优购）需承担的跨省结算不平衡资金分摊或分享费用；详见6.4。
5.3.1 电网企业代购市场实结分时电量
电网企业代购市场实结分时电量，由市场机组总实际上网电量，与市场购电用户总实际用电量计算得出，计算公式如下：
Q代购实时,t=(Q总上网结算,t+ΣQ省间受入,t-ΣQ省间送出,t-Q总用电,t)
其中：
Q总上网结算,t为市场机组T时段实际总上网市场结算电量，已扣减该时段的优先计划电量；
Q总用电,t为省内市场购电用户T时段实际用电量；
Q跨省受入,t为省间送电类别T时段落地侧结算电量；
Q跨省送出,t为省间送电类别T时段送出侧结算电量。
“电网代购”和“电网优购”结算单元的实结分时电量，根据日分时优购市场电量比例计算得出。
Q电网优购,t=Q代购实时,t×k日分时优购电量比例
Q电网代购,t=Q代购实时,t×（1-k日分时优购电量比例）
其中：
Q代购实时,t为电网企业代购市场实结分时电量；
k日分时优购电量比例为电网优购日前出清结算电量与电网优购和电网代购日前出清结算总电量的比例。
5.3.2 电网代购（优购）中长期合约电能量电费
根据电网代购（优购）合约电量和电网代购（优购）合约价格计算电网代购（优购）市场电量合约电费。计算公式如下：
C电网代购（优购）中长期合约=Σ（Q电网代购（优购）合约,t×P电网代购（优购）,t）
其中：
C电网代购（优购）中长期合约为电网代购（优购）市场电量中长期合约电费；
Q电网代购（优购）合约,t为电网代购（优购）T时段市场合约电量（包括省间中长期合约、省内中长期合约，下同）；
P电网代购（优购）,t为电网代购（优购）T时段市场电量合约价格；
5.3.3 日前市场偏差结算
根据电网代购（优购）日前市场申报的分时电量与中长期合约电量之间的差额，以日前市场统一结算点电价计算日前偏差电费。公式为：
C电网代购（优购）日前=Σ[(Q电网代购（优购）日前,t-Q电网代购（优购）市场合约,t)×P日前统一,t]
其中：
C电网代购（优购）日前为电网代购（优购）日前市场偏差电能量电费；
Q电网代购（优购）日前,t为电网代购（优购）日前市场申报的T时段电网代购（优购）的需求电量；电网优购的需求电量已扣减相应时段的优先发电购电量，差额电量为负时置零；
Q电网代购（优购）市场合约,t为电网代购（优购）T时段市场合约电量；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。
5.3.4 实时市场偏差结算
根据电网代购（优购）市场实际分时电量与电网代购（优购）日前市场申报的分时电量之间的差额，以实时市场统一结算点电价计算实时偏差电费。公式为：
C电网代购（优购）实时=Σ[(Q电网代购（优购）实时,t－Q电网代购（优购）日前,t)×P实时统一,t]
其中：
C电网代购（优购）实时为电网代购（优购）实时市场偏差电能量电费；
Q电网代购（优购）实时,t为电网代购（优购）T时段实际购买市场机组的电量；
Q电网代购（优购）日前,t为电网代购（优购）日前市场申报的T时段电网代理购电的需求电量；
P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价。
5.3.5中长期合约阻塞电费结算
电网代购（优购）中长期合约阻塞电费包括省内中长期合约阻塞电费、省间中长期合约阻塞电费和跨省中长期合约阻塞电费。
5.3.5.1省内中长期合约阻塞电费
省内中长期合约阻塞电费按照电网代购（优购）省内中长期合约分时电量，以用户侧主体日前统一结算点电价与中长期结算参考点的现货价格的差值单独计算。
C省内中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省内中长期合约,t×（P日前统一,t－P结算参考点,t）]
其中，
C省内中长期合约阻塞为电网代购电省内中长期合约阻塞电费；
Q省内中长期合约,t为电网代购电T时段省内中长期合约电量；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；
P结算参考点,t为中长期结算参考点T时段现货价格。
5.3.5.2省间中长期合约阻塞电费
电网代购（优购）参与省间中长期市场化交易后，受端省（区）受入侧关口与用户侧统一结算点之间的价差引起的阻塞费用单独结算。
C省间中长期合约阻塞=Σ[ΣQ省间中长期合约,t×（P日前统一,t－P落地侧日前,t）]
其中：
C省间中长期合约阻塞为电网代购电省间中长期合约阻塞电费；
Q省间中长期合约,t为电网代购电T时段省间中长期合约电量；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。
P落地侧日前,t为对应的送电类别落地侧T时段日前结算电价。
5.3.5.3 跨省中长期合约阻塞电费
电网企业参与省间中长期市场化交易后，由广州电力交易中心按跨省中长期合约逐笔计算，受端省（区）受入侧关口与中长期合约结算参考点之间的价差引起的阻塞费用。跨省中长期合约阻塞费用由合约对应主体承担。
5.4 新型经营主体结算
5.4.1 储能主体结算
独立储能主体电能量交易电费根据放电、充电电量分为两个交易结算单元结算，由中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费和分摊及返还电费组成，其中分摊及返还电费全部计入放电交易结算单元。独立储能主体充电电量不参与用户侧峰谷浮动价格结算。计算公式如下：
false
false
其中：
false、false分别为放电、充电交易结算单元的电能量交易电费；
false、false分别为放电、充电交易结算单元的中长期合约电能量电费；
false、false分别为放电、充电交易结算单元的日前市场偏差电能量电费；
false、false分别为放电、充电交易结算单元的实时市场偏差电能量电费；
false、false分别为放电、充电交易结算单元的省内中长期合约阻塞电费；
false为独立储能主体承担的考核等分摊及返还电费。
5.4.1.1中长期合约电费结算
储能主体中长期合约分时电量按照合约价格结算全电量电费。
false
false
其中：
false、false分别为放电、充电交易结算单元的中长期合约电能量电费；
false、false分别为时段t放电、充电交易结算单元的中长期合约电量，时段t合约计入放电交易结算单元合约电量以正值表示，计入充电交易结算单元合约电量以负值表示；
false为时段t的中长期合约价格。
5.4.1.2日前市场偏差结算
独立储能主体日前市场出清分时电量与中长期合约分时电量的偏差，按照所在节点日前市场分时价格结算。
若储能主体电费基本计算时段为小时：
false
false
其中：
false、false分别为放电、充电交易结算单元的日前市场偏差电能量电费；
false、false分别为时段t的日前市场出清放电、充电交易结算单元电量，日前市场出清为放电时，时段t日前市场出清电量计入放电交易结算单元，以正值表示，反之计入充电交易结算单元，以负值表示；
false、false分别为时段t放电、充电交易结算单元的中长期合约电量，时段t合约计入放电交易结算单元合约电量以正值表示，计入充电交易结算单元合约电量以负值表示；
false为时段t的所在节点日前市场价格。
5.4.1.3实时市场偏差结算
独立储能主体实际分时充放电量与日前市场出清分时电量的偏差，按照所在节点实时市场分时价格结算。
false
false
其中：
false、false分别为放电、充电交易结算单元的实时市场偏差电能量电费；
false、false分别为时段t的放电、充电交易结算单元实际计量电量（即该时段计量上网结算电量、实际用电量），放电电量以正值表示、充电电量以负值表示；
false、false分别为时段t的日前市场出清放电、充电交易结算单元电量，日前市场出清为放电时，时段t日前市场出清电量计入放电交易结算单元，以正值表示，反之计入充电交易结算单元，以负值表示；
false为时段t的所在节点实时市场价格。
5.4.1.4 省内中长期合约阻塞电费
省内中长期合约阻塞电费按照交易单元的省内中长期合约分时电量，以储能主体日前市场节点电价和结算点电价的差值产生的阻塞费用结算。
R省内中长期合同阻塞放/充电=Σ[Q中长期合约，t放/充电×（P日前,t－P结算参考点,t）]
其中，
R省内中长期合同阻塞、放/充电为放电/充电交易结算单元的省内中长期合约阻塞电费；
Q中长期合约，t放/充电为放电/充电交易结算单元T时段省内中长期合约电量；
false为储能交易结算单元所在节点日前市场T时段结算电价；
P结算参考点,t为中长期结算参考点T时段现货价格。
5.4.2 其他新型经营主体结算
适时探索研究虚拟电厂（负荷聚合商）、分布式电源和可调节负荷等新型经营主体的结算机制。
6.分摊及返还电费
市场分摊及返还费用包括成本补偿类、市场考核类、市场平衡类返还和市场调节类返还四项。
6.1 成本补偿类费用
6.1.1 运行补偿费用
运行补偿费用包含运行成本补偿费用和启动成本补偿费用。
6.1.1.1运行补偿费用分摊
运行补偿费用以月度为单位，由全体工商业按实际用电量比例参与分摊，其中电网代购（优购）按实结分时电量比例参与费用分摊，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分摊。设置度电分摊上限，达到上限后，对各机组系统运行补偿进行等比例打折，度电分摊上限在省内实施方案中明确。
6.2 市场考核类费用
6.2.1 机组考核电费
6.2.1.1机组日内临时非计划停运偏差费用返还
机组日内临时非计划停运偏差费用返还以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。
6.2.1.2机组实时发电计划执行偏差费用返还
机组实时发电计划执行偏差费用返还以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。
6.2.1.3机组限高考核费用
机组限高考核费用以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。
6.2.1.4机组限低考核费用
机组限低考核费用以月度为单位，批发用户、售电公司按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。上述电网代购（优购）承担的分享费用，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本，由其代理购电用户分享。
6.2.2 发电侧中长期交易偏差考核
发电侧当月中长期交易成交电量之和应不小于其全月实结上网电量（为负时置零）的D1%。不足电量部分以月度为周期，按度电回收价格进行考核。允许的偏差考核范围和调整系数，在省内相关实施方案中明确。具体计算公式如下：
当（ΣQ中长期合约,t/Q实际结算上网电量）%<D1%,
R考核电费=Q考核电量×P机组度电回收价格
Q考核电量=max（（Q实际结算上网电量×D1%-Q中长期合约），0）
P机组度电回收价格=(P机组日前市场月度加权平均综合电价-min(P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价,P当月全市场交易合同加权平均价))×h1
其中：
P度电回收价格为发电侧度电回收价格，该价格为负时置零；
P机组日前市场月度加权平均综合电价为日前市场当月所有机组节点电价按对应时段上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算值；
P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价;
P当月全市场交易合同加权平均价为当月全市场中长期交易合同加权平均价；
D1%为发电侧全月中长期直接交易成交电量不少于月度市场直接交易上网电量的允许偏差范围；
h1为调整系数。
发电侧中长期交易偏差考核电费以月度为单位，由用户侧按实际用电量比例参与分享，电网代购（优购）按电网代购（优购）市场实际分时电量比例参与分享。现阶段，独立储能、新能源交易单元不进行中长期交易偏差考核。月度结算结果发布以后，如电量差错等原因发生退补，机组日前市场月度加权平均综合电价不作调整，发电侧中长期交易偏差考核电费原则上不作调整。如因电网企业计量发生故障，导致电量出现重大偏差，致使发电企业没有足量签订中长期合同的，可对其相应部分的中长期交易偏差考核电费进行豁免。交易中心应在年度清算工作中，进行豁免费用的计算，并重新分摊。
6.2.3 用户侧和电网代购（优购）中长期交易偏差考核
用户侧和电网代购（优购）当月的中长期成交电量之和应不小于其月度实际结算用电量的D2%，其中，电网企业代理购电当月实际结算电量应扣除当月机制结算电量总额。不足电量部分以月度为周期，按度电回收价格进行收益回收。允许的偏差考核范围和调整系数，在省内相关实施方案中明确。具体计算公式如下：
当（ΣQ中长期合约,t/Q实际结算用电量）%<D2%,
R考核电费=Q考核电量×P机组度电回收价格
Q考核电量=max（（Q实际结算用电量×D2%-Q中长期合约），0）
P度电回收价格=(min(P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价,P当月全市场交易合同加权平均价)-P日前市场月度加权平均综合电价)×h1
其中：
P度电回收价格为中长期交易偏差收益度电回收价格，该价格为负时置零；
P当月全市场直接交易的集中交易加权平均价为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价;
P当月全市场交易合同加权平均价为当月全市场中长期交易合同加权平均价；
P日前市场月度加权平均综合电价为日前市场当月所有统一结算点电价按对应时段市场总电量占比进行加权计算值；
D2%为全月成交电量不少于月度实际用电量的允许偏差范围；
h1为调整系数。
用户侧和电网代购（优购）的中长期交易偏差考核电费以月度为单位，由发电交易单元按上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）的比例分享；其中，独立储能、新能源交易单元不参与分享。
月度结算结果发布以后，如电量差错等原因发生退补，日前市场月度加权平均综合电价不作调整，中长期交易偏差收益回收电费原则上不作调整。如因电网企业计量发生故障，导致电量出现重大偏差，致使用户自身没有足量签订中长期合同的，可对其相应部分的用电偏差考核费用进行豁免。交易中心应在年度清算工作中，进行豁免费用的计算，并重新分摊。
6.2.4 用户侧和电网代购（优购）现货市场偏差收益转移
对于用户侧及电网代购（优购）实时市场分时偏差电量进行事后计算判断，超出允许偏差范围λ0的，回收允许偏差外的实时市场与日前市场分时价格的价差收益。偏差收益转移电费以月度为单位，售电公司、批发电力用户按实际用电量比例返还，电网代理购电按电网企业代购市场实际分时电量比例返还，计算公式如下：
当Q日前,t>Q实时,t×（1+λ0），且P实时统一,t>P日前统一,t时，
C=Σ[Q日前,t-Q实时,t×（1+λ0）]×(P实时统一,t-P日前统一,t)；
当Q日前,t<Q实时,t×（1-λ0），且P实时统一,t<P日前统一,t时，
C=Σ[Q实时,t×（1-λ0）-Q日前,t]×(P日前统一,t-P实时统一,t)。
其中：
C为需转移的售电公司、批发电力用户及电网代理购电偏差收益；
Q实时,t为用户实时市场T时段实际用电量；
Q日前,t为用户日前市场所申报的T时段需求电量,已扣减该时段需求侧响应中标容量折算的电量；
P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；
λ0为允许的偏差比例，根据现货电力市场结算试运行方案确定。
6.3 市场平衡类返还电费
6.3.1 市场盈余
市场盈余等于用户侧电能量电费、电网代购（优购）场电能量电费、省间市场送出侧结算的电能量电费之和与直接参与交易发电市场机组对应市场化交易电量所收取的电能量电费、省间市场落地侧结算的电能量电费之和之间的差额，具体包括市场发用电量不平衡偏差电费、市场部分阻塞盈余两部分。
6.3.1.1市场发用电量不平衡偏差电费
（1）市场发用电量不平衡偏差电费由日前市场出清时用户侧和电网代购（优购）日前出清市场电量与市场机组日前出清市场电量不同引起，计算公式如下：
R发用电量不平衡偏差,t=[（Q用户日前申报,t+Q电网代购（优购）日前,t）-（Q日前,t-Q送端日前,t+Q受端日前,t）]×（P日前统一,t-P实时统一,t）
其中：
Q用户日前申报,t为用户侧日前申报的T时段总电量，已扣除需求侧响应中标容量折算电量；
Q电网代购（优购）日前,t为电网代购（优购）日前市场申报的T时段电网代理购电的需求电量；已扣减相应时段的优先发电购电量，差额电量为负时置零；
Q日前，t为机组日前市场T时段出清总电量；
Q送端日前,为送电类别日前市场T时段送出侧结算电量；
Q受端日前,t为送电类别日前市场T时段落地侧结算电量；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价；
P实时统一,t为实时市场T时段统一结算点电价。
（2）市场发用电量不平衡偏差电费按小时统计，计算公式如下：
其中：
当P发电日前加权,t＞P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＞0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至用户侧分享；
当P发电日前加权,t＞P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＜0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至发电侧分摊；
当P发电日前加权,t＜P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＜0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至用户侧分摊；
当P发电日前加权,t＜P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t＞0时，R发用电量不平衡偏差,t累计至发电侧分享。
当P发电日前加权,t=P发电实时加权,t且R发用电量不平衡偏差,t发生费用时，R发用电量不平衡偏差,t由发用两侧按50%比例分摊或分享。
上式中，日前、实时加权平均电价根据机组日前市场电量按小时加权计算。
市场发用电量不平衡偏差电费根据“按小时统计、按月分摊”的原则，发电侧按全月市场结算上网电量比例分摊或返还，用户侧和电网代购（优购）按实结用电量比例分摊或返还。
6.3.1.2市场部分阻塞盈余
市场部分阻塞盈余等于市场盈余扣减发用不平衡电费得到，以月度为周期，由直接参与交易的发电交易单元按全月上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）比例分摊或分享。
6.4市场调节类返还电费
6.4.1 跨省不平衡资金
跨省不平衡资金指跨省现货交易送出侧价格与送端省（区）送出侧关口价格不同产生的不平衡资金。广州电力交易中心将计算的跨省不平衡资金按不同送电类别向送（受）端电网企业推送分摊或分享费用。
6.4.2 跨省不平衡资金省内分摊（分享）
需省内承担的跨省不平衡资金按照送电类别分别计算，送出侧跨省不平衡资金由发电交易单元按当月月度电量比例分摊或分享，落地侧跨省不平衡资金由全体工商业用户按实际月度用电量比例分摊或分享，其中电网代购（优购）按实结电量比例参与费用分摊或分享，纳入电网代购（优购）市场电量购电成本。
7.非现货环境下的批发市场结算
7.1 结算原则
7.1.1 当燃煤、燃气发电交易单元超发时，偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价。若当月没有集中交易加权平均价，则取当月全市场中长期交易合同加权平均价。
7.1.2 当核电、风电、光伏、独立储能、虚拟电厂以及其他新型经营主体发电交易单元超发时，偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价和当月机组自身省内中长期合约加权平均价取小者。若当月没有集中交易加权平均价，则取当月全市场直接交易加权平均价和其自身省内中长期交易加权平均价取小者。
7.1.3 当发电交易单元少发时，因自身原因少发，偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价和其自身省内中长期交易加权平均价取大者；非自身原因少发，偏差价格为当月机组自身省内中长期卖出合约加权平均价；未经认定原因的偏差电量均视为自身原因产生。
7.1.4 用户侧和电网代购（优购）偏差价格为当月全市场直接交易的集中交易加权平均价。若当月没有集中交易加权平均价，则取当月全市场中长期交易合同加权平均价。
7.1.5 经营主体按交易单元以月度为周期进行偏差电量考核，超过允许偏差率以外的电量缴纳偏差考核费用。为保障电力供应平衡，经营主体允许的偏差率为D4%，超出允许的偏差率以外的电量缴纳偏差考核费用；偏差电量考核价格=当期燃煤机组基准电价×10%。
7.2 用户侧结算
批发用户（售电公司）电能量电费包含跨区跨省结算电费、中长期合约电能量电费、偏差电能量电费、偏差考核费用等。计算公式如下：
C支出=C跨区跨省电费+C中长期合约+C偏差电费+C偏差考核费用
其中：
C支出为批发用户（售电公司）电费支出；
C跨区跨省电费为批发用户（售电公司）跨区跨省电能量电费；
C中长期合约为批发用户（售电公司）省内中长期合约电能量电费；
C偏差电费为批发用户（售电公司）中长期偏差电费。
C偏差考核费用为批发用户（售电公司）的偏差考核费用；
7.2.1 跨区跨省结算电费
跨区跨省交易电量电费由广州电力交易中心结算，并向相关市场主体发布结算依据。交易中心根据广州电力交易中心发布的跨区跨省市场结算电量电费结算依据，将跨区跨省市场交易电量电费合并至市场主体账单。
7.2.2 省内中长期合约电量电费结算
用户侧省内中长期合约电量电费按交易合约分时段电量和分时段价格全量结算。中长期合约电量为正数代表买入电量，中长期合约电量为负数代表卖出电量。
计算方式如下：
C中长期合约=∑（Q中长期合约，i×P中长期合约，i）
其中：
C中长期合约为用户侧中长期合约电能量电费；
Q中长期合约，i为用户侧第i份中长期合约电量；
P中长期合约，i为用户侧第i份中长期合约价格。
7.2.3 中长期偏差电量电费结算
用户侧偏差电量等于实际用电量减去跨区跨省结算电量减去省内中长期合约电量，按照偏差价格结算偏差电费。计算公式如下：
C偏差电费=（Q实际用电-Q跨区跨省结算电量-∑Q中长期合约，i）×P偏差价格
其中：
C偏差电费为用户侧中长期合约偏差电费；
Q实际用电为用户侧月度实际用电量；
Q跨区跨省结算电量为用户侧当月跨区跨省结算电量；
Q中长期合约，i为用户侧第i份中长期合约电量；
P偏差价格为用户侧偏差价格。
7.2.4 用户侧偏差考核电量电费结算
允许偏差范围外的偏差电量进行考核，按偏差电量考核价格计算偏差电量考核费用。计算公式如下：
C偏差考核费用=Q偏差考核电量×P偏差考核价格
其中：
C偏差考核费用为用户侧偏差考核费用；
Q偏差考核电量为用户侧允许偏差范围外的偏差电量；
P偏差考核价格为偏差电量考核价格。
7.3 发电企业结算
发电交易单元结算费用包含跨区跨省结算电费、省内中长期合约电量电费、偏差电量电费、偏差考核费用、市场分享（分摊）费用、市场损益费用等；计算公式如下：
R收入=R跨区跨省结算电费+R中长期合约+R偏差电费+R偏差考核费用
其中：
R收入为发电交易单元的电费收入；
R跨区跨省结算电费为发电交易单元跨区跨省市场结算电量电费收入；
R中长期合约为发电交易单元省内中长期合约电能量电费收入；
R偏差电费为发电交易单元中长期合约偏差电费收入。
R偏差考核费用为发电交易单元的偏差考核费用；
7.3.1 跨区跨省结算电费
跨区跨省交易电量电费由广州电力交易中心结算，并向相关发电交易单元发布结算依据。交易中心根据广州电力交易中心发布的跨区跨省市场结算电量电费结算依据，将跨区跨省市场交易电量电费合并至发电交易单元账单。
7.3.2 省内中长期合约电量电费结算
7.3.2.1发电交易单元省内市场结算电量为上网结算电量减去跨区跨省结算电量。
7.3.2.2发电交易单元省内中长期合约电量电费按交易合约电量和对应的交易价格全量结算。中长期合约电量为正数代表卖出电量，中长期合约电量为负数代表买入电量。
计算方式如下：
R中长期合约=∑（Q中长期合约，i×P中长期合约，i）
其中：
R中长期合约为发电交易单元中长期合约电能量电费收入；
Q中长期合约，i为发电交易单元第i份中长期合约电量；
P中长期合约，i为发电交易单元第i份中长期合约价格。
7.3.3 市场偏差电量电费结算
发电交易单元偏差电量等于省内市场结算电量减去跨区跨省结算电量减去省内中长期合约电量，按照偏差价格结算偏差电费。计算公式如下：
Q省内市场结算电量=Q上网结算电量-Q跨区跨省结算电量
R偏差电费=（Q省内市场结算电量-∑Q中长期合约，i）×P偏差价格
其中：
R偏差电费为发电交易单元中长期合约偏差电费；
Q省内市场结算电量为发电交易单元当月省内市场结算电量；
Q中长期合约，i为发电交易单元第i份中长期合约电量；
P偏差价格为发电交易单元偏差电量结算价格。
7.3.4 偏差考核电量电费结算允许偏差范围外的偏差电量进行考核，按偏差电量考核价格计算偏差电量考核费用。计算公式如下：
R偏差考核费用=Q偏差考核电量×P偏差考核价格
其中：
R偏差考核费用为发电交易单元偏差考核费用；
Q偏差考核电量为发电交易单元允许偏差范围外的偏差电量；
P偏差考核价格为偏差电量考核价格。
7.3.5未直接参与市场化交易的新能源发电主体上网电量按照同类项目当月全市场直接交易加权平均价开展月度结算；不开展偏差考核结算。
7.4 电网企业结算
7.4.1 电网代购（优购）市场电量电费包括省内中长期合约电能量电费、偏差电能量电费。计算公式如下：
C电网代购（优购）电量电费=C电网代购（优购）市场合约+C偏差电费+C偏差考核费用
其中：
C电网代购（优购）电量电费为电网代购（优购）市场电费；
C电网代购（优购）市场合约为电网代购（优购）中长期合约电能量电费；
C偏差电费为电网代购（优购）市场偏差电费；
7.4.2 电网代购（优购）实际结算电量计算公式如下：
Q电网代购（优购）结算电量=（Q发电侧上网结算电量-Q用户侧总用电）-（Q跨区跨省送出侧结算电量-Q跨区跨省受入侧结算电量）
其中：
Q电网代购（优购）结算电量为电网代购（优购）市场电量的实际结算电量；
Q发电侧上网结算电量为发电交易单元上网结算电量；
Q用户侧总用电为用户侧的实际用电量；
Q跨区跨省送出侧结算电量为当月跨区跨省送出侧结算市场电量；
Q跨区跨省受入侧结算电量为当月跨区跨省受入侧结算市场电量。
7.4.3 电网代购（优购）中长期合约电量电费结算
电网代购（优购）中长期合约电量电费按交易合约电量和交易价格全量结算。计算公式如下：
C电网代购（优购）中长期合约=∑（Q电网代购（优购）中长期合约，i×P电网代购（优购），i）
其中：
C电网代购（优购）中长期合约为电网代购（优购）中长期合约电量电费；
Q电网代购（优购）中长期合约，i为电网代购（优购）第i份中长期合约电量；
P电网代购（优购），i为电网代购（优购）第i份中长期合约价格。
7.4.4 电网代购（优购）偏差电量电费结算
电网代购（优购）偏差电量等于电网代购（优购）实际结算电量减去电网代购（优购）中长期合约电量总和；按照偏差价格结算偏差电费。计算公式如下：
C偏差电费=（Q电网代购（优购）结算电量-∑Q电网代购（优购）中长期合约，i）×P偏差价格
其中：
C偏差电费为电网代购（优购）市场偏差电费；
Q电网代购（优购）结算电量为电网代购（优购）市场电量的实际结算电量；
Q电网代购（优购）中长期合约，i为电网代购（优购）第i份中长期合约电量；
P偏差价格为电网代购（优购）市场偏差电量结算价格。
7.4.5 电网代购（优购）偏差考核电量电费结算
允许偏差范围外的偏差电量进行考核，按偏差电量考核价格计算偏差电量考核费用。计算公式如下：
C偏差考核费用=Q偏差考核电量×P偏差考核价格
其中：
C偏差考核费用为电网代购（优购）市场偏差考核费用；
Q偏差考核电量为电网代购（优购）市场允许偏差范围外的偏差电量；
P偏差考核价格为偏差电量考核价格。
8. 绿电绿证结算
8.1 结算原则
8.1.1 交易中心按照省内结算实施细则相关结算流程和结算周期等要求，向绿电交易主体出具绿电交易电费结算依据，结算依据应包含以下内容：
（一）电能量部分结算电量、价格、结算费用；
（二）绿电环境价值结算数量、价格、结算费用；
（三）电能量部分偏差结算费用。
8.1.2 绿电交易保持电网企业结算模式。根据交易中心出具的结算依据，电力用户向电网企业缴纳绿色电力的电能量费用和绿证价格费用；电网企业向发电交易单元支付相应费用；售电公司按照交易中心出具的结算依据与电网企业进行结算。
8.1.3 绿电交易电能量与绿电环境价值分开结算，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿电环境价值收益。其中绿电交易电能量费用以小时为基本计算时段，绿电环境价值费用以月为基本计算时段。跨经营区、跨区跨省绿电交易产生的绿电环境价值由广州电力交易中心负责结算，省内绿电交易产生的绿电环境价值由交易中心负责结算。
8.1.4 经营主体同时参与跨经营区、跨省跨区、省内绿色电力交易时，按照跨经营区、跨省跨区、省内绿色电力交易总合同电量各自占比计算对应的用电量或上网电量，作为各自绿证部分结算的边界。
8.1.5 绿电环境价值结算电量按当月合同电量、发电交易单元绿电环境价值市场结算上网电量扣除机制电量、批发电力用户（售电公司）绿证价格结算用电量三者取小的原则确定结算电量，原则上以兆瓦时的整数倍取值，不足1兆瓦时的电量尾差暂不结算。
8.2 电能量费用结算
批发侧电能量费用按照市场交易规则或有关交易方案开展电能量费用结算。零售侧根据零售用户及其代理的售电公司签订的零售合同约定开展电能量费用结算。
8.3 绿电环境价值费用结算
8.3.1 交易中心以月度为周期开展绿电环境价值费用结算。
R绿电环境价值=∑（Q绿电环境价值，i×P绿电环境价值,，i）
其中：
R绿电环境价值为经营主体的绿电环境价值费用；
Q绿电环境价值，i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值结算电量；
P绿电环境价值,i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值。
8.3.2 依据发电主体交易单元第i份绿电交易合同电量Q合同，i占该交易单元当月所有合同电量Q总合同的比例，分解该交易单元当月实际上网电量扣减机制结算电量后的剩余部分，作为该笔合同对应的扣减机制电量后剩余实际上网电量Q发电，i，以兆瓦时为单位向下取整。同一发电交易单元第i份绿电环境价值结算上网电量计算方式如下：
Q绿电环境价值市场结算上网电量，i=（Q总市场结算上网电量－Q机制电量）×（Q合同，i/Q总合同）
其中：
Q绿电环境价值市场结算上网电量，i为发电交易单元第i份绿电交易合同的绿电环境价值市场结算上网电量；
Q总市场结算上网电量为发电交易单元总市场结算上网电量；
Q机制电量为发电交易单元机制电量；
Q合同，i为发电交易单元签订的第i份绿电交易合同电量；
Q总合同为发电交易单元批发市场签订的合同总电量。
8.3.3 依据电力用户第i份绿电交易合同电量Q合同，i占该电力用户当月所有绿电交易合同电量Q总合同的比例，分解该电力用户当月实际用电量，作为该笔合同对应的实际用电量Q用电，i，以兆瓦时为单位向下取整。同一电力用户第i份绿证价格结算上网电量计算方式如下：
Q绿电环境价值市场结算用电量，i=Q实际用电量×（Q合同，i/Q总合同）
其中：
Q绿电环境价值市场结算上网电量，i为电力用户第i份绿电交易合同的绿电环境价值市场结算上网电量；
Q实际用电量为电力用户实际用电量；
Q合同，i为电力用户签订的第i份绿电交易合同电量；
Q总合同为电力用户签订的绿电交易合同总电量。
8.3.4 取第i份绿电交易合约对应的实际上网电量Q发电，i、对应的实际用电量Q用电，i以及合同电量三者的较小值，作为每笔合同当月的绿证（绿电环境价值）结算电量Q绿色环境价值，i。以兆瓦时为单位向下取整。
Q绿电环境价值i=min（Q发电，i，Q用电，i，Q合同，i）
其中：
Q绿电环境价值，i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值结算电量；
Q发电，i为发电交易单元第i份绿电交易合同对应的市场结算上网；
Q合同，i为经营主体签订的第i份绿电交易合同电量；
Q用电，i为电力用户第i份绿电交易合同对应的实际用电量。
8.4. 绿电环境价值偏差补偿费用
8.4.1 当绿电批发市场购售双方的上网电量和用电量对应的绿证数量均未达到合同约定要求时，绿电环境价值偏差补偿费用为0。
8.4.2 绿证偏差数量小于等于合同约定数量比例时，绿证偏差量为0，不需要支付补偿费用；绿证偏差数量大于合同约定数量比例的部分计入偏差量，绿电环境价值偏差补偿费用等于偏差量乘以合同约定的绿证偏差补偿价格，由未达到合同约定电量的一方向合同另一方支付补偿费用。
Q绿证偏差，i=Q合同，i-Q绿电环境价值，i
当Q绿证偏差，i≤Q合同i×D3%，R绿电环境价值偏差补偿费用，i=0
当Q绿证偏差，i>Q合同i×D3%，Q偏差量，i=Q绿证偏差，i-Q合同，i×D3%
R绿电环境价值偏差补偿费用，i=Q偏差量，i×P绿电环境价值偏差补偿价格，i
其中：
Q绿证偏差，i为第i份合同对应的绿证数量与合同的差值，差值不足1MW部分向上取整；
Q绿电环境价值，i为经营主体第i份绿电交易合同的绿电环境价值结算电量；
Q合同，i为经营主体签订的第i份绿电交易合同电量；
Q偏差量，i为超出第i份绿电交易合同约定数量比例的偏差量；
P绿电环境价值偏差补偿价格，i为第i份绿电交易合同约定绿证偏差补偿价格；
D3%为绿电交易合同约定数量比例。
9. 追退补和清算管理
9.1 结算依据正式发布后，因市场经营主体原因、数据异常、政策或规则调整等原因，需对结算依据调整而开展的追退补及清算工作。追退补应设追溯期，原则上不超过12个月。
9.2 月度结算前发生的当月电量差错或政策调整退补，根据供电企业推送的修正电量，按日重新计算后并入当月结算依据。
9.3 实际用电主体变更、暂停、销户等业务变更和计量故障等业务涉及退补电量时启动非周期暂收，电网企业暂按当月电网企业代理购电工商业电价计算，月度市场交易结算时多退少补。
9.4 开展追退补和清算时，首先应由电力交易机构编制追退补和清算的结算依据并发布后，再由电网企业开展电费追退补和清算。
9.5 结算依据或电费账单发布后，如市场经营主体存在异议，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、电网企业在收到问询后，5个工作日内确认和评估问询是否属实，经核查属实的，在满足结算条件的下一结算周期进行追退补或清算。
9.6 对于跨月电量差错退补事项，按照以下规则处理：
9.6.1 对直接参与交易的发电交易单元分时差错电量按差错月份直接参与交易的发电交易单元实时市场分时价格进行退补结算；对未直接参与市场化交易的新能源发电主体分时差错电量由电网企业按照差错月份对应的结算价格对差错电量进行退补结算；对用户侧分时差错电量按差错月份用户侧实时市场统一结算点分时价格进行退补结算。
9.6.2 根据零售用户差错月份的结算价格重新计算电费，与差错月份已结电费的差额，作为零售用户退补电费。
9.6.3 售电公司批发侧退补电费与其代理零售用户退补电费的差额，作为售电公司的退补电费。
9.6.4 上述各项退补电费纳入退补实施月份一并结算；退补造成的不平衡纳入年度偏差清算，由市场发电侧按上网结算电量（已扣减该时段的优先计划电量）比例分摊或分享。
9.6.5 用户侧或发电侧在一个自然年内，发生差错月份分时差错电量绝对值累计值大于用户侧或发电侧发生差错月份总电量的2%时，该差错月份电网企业结算的代购市场电量费用应做联动调整结算。
电网企业代购市场电量费用联动调整金额计算公式为：
C联动退补，t=Q退补，t×P日前统一,t
其中：
C联动退补，t为T时段需联动调整的电网代购联动退补电费；
Q退补，t为全市场T时段退补电量；
P日前统一,t为日前市场T时段统一结算点电价。
电网企业代购市场电量费用联动退补电费，由交易中心在次年1季度按自然年累计分时电量差错进行计算，并推送至电网企业。年度计算完成后，用户侧或发电侧发生上年度分时电量差错的不再联动调整结算电网企业代购市场电量费用，退补造成的不平衡纳入电网企业代理购电损益疏导。
9.7 因市场交易和结算规则（细则）、电价政策等发生变化，需要调整电费的，由交易中心依照相应规则（细则）或政策开展电费退补。
9.8 月度结算前发生的因电量差错等引起的机组分摊及返还电费调整，根据重新推送的结算数据，按日重新计算后并入当月结算依据。月度结算后发现的机组电量差错引起的机组分摊及返还电费调整不予退补调整。
9.9 对于月度结算后的考核补偿结果差错按退补方式进行处理。经营主体需按照规定开展发电侧考核申诉及退补申请，除技术系统故障等原因导致考核边界数据差错外，原则上不开展发电侧考核退补。
9.9.1 经营主体须在规定时间内通过调度机构技术系统进行申诉，由调度机构审核处理并批准考核结果。经营主体对考核结果存在疑义的，需在月度结算基础数据准备截止时间之前通过调度机构技术系统进行申诉。经营主体因自身原因未及时在调度机构技术系统提交申诉理由或未正确填写申诉理由导致申诉未通过，原则上均不予受理，默认为同意考核结果。
9.9.2 在每月第2个工作日前，调度机构对经营主体申诉开展数据复核、修正及重推，交易中心按照日清重算处理。
9.9.3 若需跨月退补，由经营主体向交易中心提出发电侧考核退补申请，由调度中心核查并出具意见，交易中心依据调度中心出具的意见开展跨月退补结算。
9.9.4 由于技术系统问题导致需进行机组考核补偿修正的，按修正后数据重新计算对应主体的考核补偿退补电费，计入该经营主体电费退补向在实施退补月份一并结算。
9.10 考核、补偿等相关返还及分摊电费的退补调整，如需分摊和分享，纳入实施退补月份处理；因电量变化引起差错月份经营主体分摊比例的差异不作电费调整。市场形成价格不因事后电量调整进行重算。
9.11 对于发电及用户档案、电量等差错超出追溯有效期和用户差错月份对应的代理售电公司现已退市或无履约担保的，由电网公司按照同期代理购电电价对用户开展差错追退补工作，按照同期代购市场电量价格对电厂开展差错追退补工作。
10.辅助服务结算
调频、备用等辅助服务费用按国家有关政策规定和辅助服务市场规则执行。现阶段，由调度机构负责调频市场、“两个细则”、经营主体辅助服务调用及执行情况记录，开展辅助服务补偿、分摊等相关费用计算，并将费用计算结果推送电力交易中心。电力交易中心根据费用计算结果，与其他交易费用合并出具结算依据，向经营主体公开，并推送至电网企业。电网企业负责辅助服务计量工作，并开展辅助服务费用收付。
11.规则调整生效时间与电费结算周期的衔接机制
为保障市场电费按期结算、电费资金正常周转，市场结算规则和月度结算依据发布时间原则上不作临时性调整。因国家政策变化、市场规则确需调整或遇重大节假日等影响结算流程时，可适度延后结算发布，具体以电力交易机构通知为准。原则上规则调整应在结算月次月5日前完成相关调整文件发布，或研究后续月份结算执行方案。
12. 附则
12.1 本实施细则与国家或省内出台最新的政策、文件规定不符的，从其规定。
12.2 本实施细则自印发日的次月1日起生效，原《海南电力市场结算实施细则（2025年V1.1版）》（海南交易〔2026〕20号附件3）、《海南电力市场结算实施细则（非现货环境下1.0版）》（海南交易〔2024〕30号附件3）同时废止。
附录一
术语定义
（1）批发用户：指直接参与批发市场，向发电企业购电的电力用户。
（2）零售用户：指通过售电公司代理参与批发市场交易的电力用户。
（3）用户侧：指售电公司和批发用户。
（4）市场购电用户：指直接从电力市场购电的批发用户和零售用户。
（5）电网代购：指未直接从电力市场购电，由电网企业代理购电的工商业用户。
（6）电网优购：指由电网企业代理购电，并执行居民（含执行居民电价的公益性事业用户）、农业目录销售电价政策和标准的用户。
（7）节点电价：指在满足当前输电网络设备约束条件和各类其他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。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。
（8）统一结算点电价：统一结算点是用于现货三部制结算的虚拟节点。现阶段，对用户侧和电网代购（优购）日前（实时）市场的每小时统一结算点电价按照海南电力市场现货电能量交易实施细则规则执行。
（9）用电侧日前市场月度加权平均综合电价：指当月日前所有统一结算点分时电价与当月市场各时段总用电量占比进行加权计算的价格。
（10）机组日前市场月度加权平均综合电价：指当月日前市场所有机组节点分时电价按对应时段上网电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算的价格。
（11）日前市场加权平均电价：指当月所有机组日前市场所有机组节点分时电价按对应时段日前市场出清电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算的价格。
（12）实时市场加权平均电价：指当月所有机组实时市场所有机组节点分时电价按对应时段日前市场出清电量（已扣减该时段的优先计划电量）占比进行加权计算的价格。
（13）月度批发市场的结算均价：指结算月批发市场的度电支出，含年、多月、月、周、现货市场电能量支出及各项分摊返还。
附录二
计量电量拟合规则
对于参与市场的用户及发电企业，截至到D+2天12:00时，计量系统仍无法采集到其电表数据时，则由电网公司提供电量拟合数据用于市场化结算，拟合规则如下：
一、高压用户及发电企业
1.当主表采集失败无表码数据时，如副表采集成功有表码数据，则所缺表码数据采用副表行度进行近似拟合，如主表6:00表码缺失，副表5:00、6:00表码未缺失，主表6:00表码=主表5:00表码+（副表6:00表码-副表5:00表码），需从00:00表码开始扫描是否存在缺点，进行拟合。
2.当双表采集失败无电量数据时，且连续时间点内缺点数小于等于2小时，属非换表事件的取主表缺点区间内前后时间点的区间电量算术平均值做为电量拟合值，属换表事件的则按换表事件拟合处理。
3.当双表采集失败无电量数据时，且连续时间点内缺点数大于等于3个时，但不超过D+1日0点：（1）属于暂停、自停、停电的,若停电时间区间内存在度差，则度差值作为区间内第一个点的拟合电量，区间内其它点按0电量拟合处理；若无度差，则区间内所有点按0电量拟合处理。属于非暂停、非自停、非停电的，根据同日期属性（详见日期属性说明）历史电量（以下简称“历史电量”）比例分摊区间总电量，如历史电量为0，则取主表缺点总区间内前后时间点的小时电量算术平均值作为区间内所有点电量拟合值。
4.当双表采集失败无电量数据时，且连续时间点内缺点数大于等于3个时，超过D+1日0点：（1）属于暂停、自停、停电,按0电量拟合处理。（2）属于非暂停、非自停、非停电，按历史电量拟合处理，若历史电量不存在，则使用近7天每小时的平均电量拟合(下同)。
5.由于台风、洪涝等原因无法及时获知用户实际现场是否正常用电情况，则以工作日、双休日、节假日的日期属性按以上规则进行拟合。
6.采用拟合电量数据进行结算，如跨越结算期重新获得电表实际表码，且当日拟合总电量偏差超过实际电量±10%时，则按照电量追补原则进行处理。
7.由于换表期间造成表码缺失，根据换表起止时间，若换表前最后一个整点表码缺失，则将旧表止码替换为该点表码；若换表后第一个整点表码缺失，则将新表起码替换为该点表码。
8.在存在相关营销工单情况下，计量系统根据营销工单中的现场截止表码替换相应时刻的表码数据，并将新表码推送至营销系统。（备注：目前计量系统支持替换表码的营销工单类型有：换表、销户、增容、减容、计量点新装、拆除、营销暂停、非永久性减容。）
9.针对用户每月1日0点的小时数据（包括：实时数据、负荷曲线数据），采用计量系统月冻结数据进行替换，确保小时累计电量与月度电量保持一致。如果计量系统月冻结缺数，营销系统应反送月结的手工表码数据（人工手抄、点抄等），计量自动化系统根据手工抄表数据进行拟合重算。
10.经计算后的拟合电量需转换成拟合表码数据进行推送。转换原则：拟合表码=基准初始表码+（拟合电量/综合倍率）。如用户缺少基准初始表码依然推送拟合电量至营销。11.按旬进行电量的区间修正。每月2日修正上一整月的表码数据，每月10日、20日、30日分别修正1-8日、1-18日、1-28日的表码数据，并将更新的表码数据推送至营销系统。其中，2月份只在2日、10日、20日进行表码修正。
二、低压用户
1.按照现有低压集抄采集模式，对于低压用户数据按日进行采集。
2.结合不同行业用电特性，可制定用户小时典型负荷曲线。对计量自动化系统采集日电量数据，按小时典型负荷曲线分解拟合至小时形成小时电量。若无典型负荷曲线，均分日电量形成小时电量。
3.低压日数据缺数情况下，按照最近一个有电量采集日的日电量数据进行拟合。
4.分时电量累计值原则上应与用于月结算的总抄表电量保持一致。各费率时段尖、峰、平、谷电量以对应时段的小时电量累加计算。
三、发电企业
1.当发电企业具备独立机组分时计量条件时，参照高压用户拟合规则进行电量数据拟合。
2.当发电企业、光伏发电户具暂不具备独立机组分时计量条件时，采用以下原则对机组电量进行拟合：
（一）电网企业根据发电企业各机组发电出口侧计量表日电量数据占结算关口日总电量的比例计算出各机组日电量。
（二）光伏发电户采用基于光照特性的典型曲线拟合，日电量参考典型光伏发电曲线进行小时电量按比例分摊。
（三）光伏发电户非停运缺采事件采用近7天同时段平均发电量拟合，根据典型光伏发电曲线对应时段系数进行分摊。
附录三
计量电量拟合补充说明
日期属性及详细说明
1.日期属性
日期属性分为三种：工作日、双休日、国家法定节假日。其中节假日分为小长假（元旦、五一、清明等）和大长假（春节、国庆）两类；每天内的时间区段定义为（D日1:00-D+1日0:00），即D+1号0:00点数据为定义为D号24点数据。
2.详细说明
（1）如果缺点时间段区间在工作日内，按上一个月份工作日数据的平均值拟合处理，即5月22日（星期二）1:00-2:00缺数,以4月份每个工作日1:00-2:00数的平均值进行拟合。
（2）如果缺点时间段区间在双休日内，按上一个月份双休日区间数据的平均值拟合处理；如：2018年6月9日（周六）2:00-3:00缺数，则用2018年5月每个周六、日2:00-3:00数据的平均值进行拟合。
（3）如果缺点时间段区间在法定节假日内，按最近一个同类型节假日区间数据拟合处理。其中：节假日分为小长假（元旦、五一、清明、端午、中秋等）和大长假（春节、国庆）两类，小长假数据参照最近三个同类假期的数据均值拟合处理，大长假数据取上年同类假期数据均值拟合处理。无历史类比数据的参照上一个假期日数据均值拟合处理。
第一种情况：2018年6月17日（端午）2:00-3:00缺数，则取2018年元旦、清明、五一假期（3个小长假）2:00-3:00数据的平均值拟合处理。
第二种情况：2018年6月17日（端午）2:00-3:00缺数，若该用户在2018年1月10日后建档，则取2018年清明、五一假期（2个小长假）2:00-3:00数据的平均值拟合处理。若该用户在2018年4月15日后建档，则取2018年五一假期（1个小长假）2:00-3:00数据的平均值拟合处理。第三种情况：2018年10月2日（国庆）2:00-3:00缺数，则用2017年10月国庆7天2:00-3:00数据的平均值拟合处理。第四种情况：2018年10月2日（国庆）2:00-3:00缺数，若该用户2018年1月1日后才建档，不存在2017年国庆7天的数据，则用2018年春节期间2:00-3:00数据的平均值拟合处理；若该用户2018年5月1日后才建档，不存在2017年国庆与2018年春节的数据，则用2018年中秋节期间2:00-3:00数据的平均值拟合处理。
缺点时间段区间在横跨工作日/双休日和法定节假日时间段内，则先将该区间段分别工作日/双休日和法定节假日分开，再分别按上述工作日/双休日、去年法定节假日的数据拟合处理。
二、规则解释及补充
1.全部以正向有功总数据项进行缺数判断。
2.国家法定节假日：以每年国务院公开颁布的法定节假日为准，分为小长假（元旦、清明、五一、端午、中秋）和大长假（春节、国庆）两类。
3.现货数据发布（含拟合电量）取数优先级：主终端主表表码备终端主表表码主终端副表电量备终端副表电量主表的区间电量或历史电量。
4.连续缺点数的判断范围遵循“前三后三”原则。以D日为例，连续缺点数判断范围从D日的0点往前推3个小时点（即：D-1日21点），一直到D日23:00及往后顺推3个小时（即：D+1日2点）截止。如：计量系统是按日推送数据至营销，如果用户在1:00缺数、2:00不缺数，在考虑1:00-2:00间的拟合电量时，应从1:00往前追溯确定缺数点是否超过3个，以确定拟合电量的类型（平均值、历史电量比例、历史电量等）。
5.使用历史电量数据进行拟合的（基础表码及小时电量增加异常标志，拟合中不参考有异常标志的数据）,如历史电量不存在，使用近7天每小时的平均电量进行拟合，仍未能拟合成功的，则直接拟合为0电量。
6.（拟合）电量采用前时标记录电量时标，如：2点表码-1点表码=1点（拟合）电量。拟合电量数应为连续缺点数（N）+1，如：某天2:00缺失1个表码，需要拟合1:00-2:00及2:00-3:00的2个电量；某天2:00和3:00缺失表码，则应同时拟合1:00-2:00，2:00-3:00和3:00-4:00的3个电量，以此类推。