《江苏省电力现货市场运营规则（V2.2 版）》 结算部分示例说明 （V1.0） 规则第一百五十九条批发市场电能量电费按照《电力 现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217 号） 第八十四条方式二结算。其中，跨区跨省合同优先保障结算， 核电保量保价小时数电量（如有）分解至每个现货时段后照 付不议结算。省内交易中长期合同电量按中长期合同价格结 算，并结算所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值。 日前市场出清电量与机制电量（如有）、保量保价小时数电 量（如有）、跨区跨省合同电量（含绿电，下同）、省内中 长期合同电量（含绿电，下同）的偏差按日前市场价格结算； 实际电量与日前市场出清电量的偏差按实时市场价格结算。 参与现货出清的发电侧主体、电网侧储能充放电以机组 （场站）所在节点电价作为现货市场结算价格。用户侧（含 负荷类虚拟电厂）主体采用统一结算点电价作为现货市场结 算价格。实时市场统一结算点现货电价由所有参与现货出清 的发电侧主体实时结算电价按实际上网电量加权计算确定。 日前市场统一结算点电价计算的发电侧主体范围与实时市 场保持一致，按日前出清电量加权计算确定。 批发市场用户侧主体采用统一结算点电价进行现货偏 差结算。日前出清电量与省内中长期合约、跨区跨省交易的 偏差电量，按照日前市场统一结算点电价进行结算；实际用 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
电量与日前出清电量的偏差电量，按照实时市场统一结算点 电价进行结算。 代理购电、居民农业全月实际使用市场电量与省内中长 期合约的偏差电量，分别按照实时市场统一结算点全月均价 进行结算。 发电侧市场主体中长期部分结算时，中长期合约电量按 照合约价格结算。其中，省内中长期合约结算时，应叠加其 现货结算价格与中长期结算参考点现货电价差值。中长期结 算参考点现货电价取统一结算点电价。初期，原则上叠加日 前现货结算价格与日前市场统一结算点电价差值；不参与日 前市场结算的市场主体，叠加实时现货结算价格与实时市场 统一结算点电价差值。 发电侧主体（非新能源项目）现货部分结算时： 1.参与现货出清的机组采用机组所在节点电价。参与日 前、实时市场出清的机组日前出清电量与省内中长期合约、 跨区跨省交易、保量保价小时数电量（如有）的偏差电量， 按照日前市场节点电价结算；实际电量与日前市场出清电量 的偏差按实时市场节点电价结算。 2.不参与现货出清的机组实际电量与省内中长期合约、 跨区跨省交易、保量保价小时数电量（如有）的偏差电量， 按照实时市场统一结算点价格结算。 发电侧主体（新能源项目）现货部分结算时： 1.参与实时市场出清的新能源项目实际上网电量对应机 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
制电量部分按照实时市场节点电价结算。自愿参与日前市场 的，日前出清电量与机制电量、省内中长期合约、跨区跨省 交易的偏差电量，按照日前市场节点电价结算；实际上网电 量与日前市场出清电量的偏差按实时市场节点电价结算。不 参与日前市场的，实际上网电量与机制电量、省内中长期合 约、跨区跨省交易的偏差按实时市场节点电价结算。 2.暂未参与现货市场出清但中长期市场准入生效的，实 际上网电量对应机制电量部分，按实时市场同类项目分时上 网电量加权均价结算；实际上网电量与机制电量、省内中长 期合约、跨区跨省交易的偏差电量，按实时市场统一结算点 价格结算。 3.默认接受市场形成价格的新能源项目，现阶段结算价 格按照发电侧实时市场同类项目日加权均价确定，乘以日电 量后，通过月度加权方式结算，具备分时计量条件后，结算 价格参照发电侧实时市场同类项目分时加权均价确定。 示例1： 某日0:00-0:15 时段，日前市场统一结算点电价为280 元/MWh，实时市场统一结算点电价为300 元/MWh。 批发市场用户侧结算： 售电公司A中长期合约曲线分解至该时段电量14MWh， 能量块交易总电量-2MWh，日前出清电量13MWh，实际用 电量12.58MWh。则该时段下售电公司A 的中长期合约（含 能量块）按合约价格结算，日前市场偏差电量 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
13-14-(-2)=1MWh 按照日前市场统一结算点电价280 元 /MWh 结算，实时市场偏差电量12.58-13=-0.42MWh 按照实 时市场统一结算点电价300 元/MWh 结算。 批发市场发电侧（非新能源项目）结算： 1.某火电机组A 参与现货出清，该时段日前出清电量 39MWh，实际上网电量41MWh，中长期合约曲线分解至该 时段电量25MWh，其中省内中长期合约曲线分解电量 23MWh，能量块交易总电量7MWh，火电机组A 日前节点 电价292 元/MWh，实时节点电价为306 元/MWh。该时段省 内中长期交易（含能量块交易）23+7=30MWh 按照合约价格 叠加日前节点电价与日前市场统一结算点电价差值 292-280=12 元/MWh 后结算，日前市场偏差电量 39-25-7=7MWh 按照日前节点电价292 元/MWh 结算，实时 市场偏差电量41-39=2MWh 按照实时节点电价306 元/MWh 结算。 2.某火电机组B 不参与现货出清，该时段实际上网电量 21MWh，省内中长期合约曲线分解至该时段电量27MWh， 能量块交易总电量-4MWh。该时段中长期交易（含能量块交 易）按照合约价格叠加实时市场统一结算点电价与实时市场 统一结算点电价差值300-300=0 元/MWh 后结算（即中长期 交易按照合约价格结算），实时市场偏差电量 21-27-(-4)=-2MWh 按照实时市场统一结算点电价300 元 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
/MWh 结算。 批发市场发电侧（新能源项目）结算： 1.某新能源机组A 参与实时市场出清，该机组所在节点 实时节点电价350 元/MWh，该时段上网电量12MWh，机制 电量比例60%，省内中长期合约曲线分解至该时段电量 5MWh ，能量块交易总电量1MWh 。则机制电量部分 12×60%=7.2MWh 按照实时节点电价350 元/MWh 结算。 若该机组自愿参与日前市场，日前出清电量15MWh， 日前节点电价340 元/MWh，则中长期交易（含能量块交易） 按照合约价格叠加日前节点电价与日前市场统一结算点电 价差值340-280=60 元/MWh 结算，日前市场偏差电量 15-12×60%-5-1=1.8MWh 按照日前节点电价340 元/MWh 结 算，实时市场偏差电量12-15=-3MWh 按照实时节点电价350 元/MWh 结算。 若该机组不参与日前市场，则中长期交易（含能量块交 易）按照合约价格叠加实时节点电价与实时市场统一结算点 电价差值350-300=50 元/MWh 结算，实时市场偏差电量 12-12×60%-5-1=-1.2MWh 按照实时节点电价350 元/MWh 结 算。 2.某新能源机组B 暂未参与现货市场出清但中长期市场 准入生效，该时段上网电量16MWh，机制电量比例75%， 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
省内中长期合约曲线分解至该时段电量3MWh，能量块交易 总电量-2MWh，该时段下实时市场同类项目分时上网电量加 权均价295 元/MWh。则机制电量部分16×75%=12MWh 按照 该时段下实时市场同类项目分时上网电量加权均价295 元 /MWh 结算，该时段中长期交易（含能量块交易）按照合约 价格叠加实时市场统一结算点电价与实时市场统一结算点 电价差值300-300=0 元/MWh 后结算（即中长期交易按照合 约价格结算），实时市场偏差电量16-16×75%-3-(-2)=3MWh 按照实时市场统一结算点电价300 元/MWh 结算。 3.某新能源机组C 为默认接受市场形成价格的新能源项 目。若机组C 具备分时计量条件，该时段上网电量0.25MWh， 发电侧实时市场同类项目分时加权均价275 元/MWh，则该 时段机组C 结算电能量费用0.25×275=68.75 元。若机组C 不具备分时计量条件，当日上网电量6.5MWh，发电侧实时 市场同类项目日加权均价270 元/MWh，则当日机组C 结算 电能量费用6.5×270=1755 元。 以上新能源机制电量部分按机制电价开展差价结算。 规则第一百六十条用电侧（发电侧）支付（收取）的 市场运营费用包括成本补偿费用、市场不平衡费用、市场调 节费用。 （一）成本补偿费用和分摊 启停机组成本补偿费用：火电、核电机组启动后72 小 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
时内发生的停机或停机后72 小时内发生的启动，实施启停 机组成本补偿（包括日前出清启停和临时调令启停，属于非 计划停运引起的除外，跨月启停或者停启情况纳入次月结 算）。按照启停费用报价予以补偿。 启停机组成本补偿费用按月向参与现货市场的一类用 户和售电公司按照用电量占比分摊。 示例2： 某煤电机组某月5 日启动费用报价为30 万元。该机组3 日7:00 根据调度临时调令停机，5 日19:00 根据实时市场出 清结果开机，因该机组在停机后72 小时内启动，按其报价 获得补偿30 万元。 （二）市场不平衡费用 1.省内中长期合约结算差值返还回收及不平衡费用 引入中长期结算参考点现货电价后，发电机组（或风电、 光伏项目）中长期合约执行价格变动导致的损益部分，向其 返还或回收，返还或回收的比例设置为k（0≤k≤1），后续根 据市场建设进程逐步降低。返还或回收后，产生的收支不平 衡费用向参与现货市场结算的发电侧主体按省内中长期合 约电量分摊或返还。（交易单元各时段k=min（计算上网电 量/中长期合约电量，1）。计算上网电量为（1）新能源按实 际上网电量扣除机制电量计算（2）燃煤机组考虑深度调峰 和调停影响，计算上网电量=max（实际上网电量，等效容量 *0.25 小时*L）（3）其它类型发电主体计算上网电量取实际 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
上网电量。其中，交易单元等效容量为其各机组等效容量之 和，机组检修和非计划停运时段等效容量为0，调停时段和 启停过程等效容量为额定容量）系数k、L 由市场管理委员 会提出建议，经政府主管部门、电力监管机构批准后执行。 示例3： 接示例1，新能源机组A 自愿参与日前市场，该时段计 算上网电量12×（1-60%）=4.8MWh，k=min（4.8/(5+1),1） =0.8，该项目省内中长期交易（含能量块）按照合约价格叠 加340-280=60 元/MWh 结算，按照k=0.8 回收后价差余额为 60×（1-0.8）=12 元/MWh，该时段新能源机组A 产生的价差 费用为-12×（5+1）=-72 元。各发电企业价差费用分时计算 汇总后的净值向参与现货市场结算的发电侧主体按省内中 长期合约电量分摊或返还。 接示例1，该时段下火电机组A 的等效容量为600MW。 根据12 月12 日，江苏电力市场管理委员会2025 年第四次 全体会议审议，燃煤机组上网电量计算系数L 取0.4。火电 机组A 该时段下的计算上网电量=max（41，600×0.25×0.4） =60MWh，k=min[60/（23+7）,1]=1，即火电机组A 省内中 长期交易（含能量块）叠加的价差费用292-280=12 元/MWh 全额回收。若该时段下火电机组A 的省内中长期交易（含能 量块）为80MWh，k=min（60/80,1）=0.75，火电机组A 省 内中长期交易（含能量块）叠加的价差费用按照k=0.75 回收 后价差余额为12×（1-0.75）=3 元/MWh，该时段火电机组A 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
产生的价差费用为-3×80=-240 元，各发电企业价差费用分时 计算汇总后的净值向参与现货市场结算的发电侧主体按省 内中长期合约电量分摊或返还。 2.结构性偏差电量与电费 市场内发电侧日前市场结算电量、实时市场结算电量 （含月度调平电量、机制电量、默认接受市场价格的新能源 市场化结算电量）、发电侧中长期偏差结算电量与用电侧日 前市场结算电量、实时市场结算电量（含月度调平电量）之 差，为结构性偏差电量。按照实时市场统一结算点价格的全 月算术均价结算，形成结构性偏差电费。 示例4： 某现货运行月份全省参与现货结算的发电机组（项目） 日前市场结算电量0.6 亿千瓦时，实时市场结算电量1.3 亿 千瓦时，发电侧中长期偏差结算电量-0.3 亿千瓦时，参与现 货结算的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）日前市场结算 电量1.2 亿千瓦时，实时市场结算电量0.5 亿千瓦时。实时 市场全月统一结算点算术均价0.298 元/千瓦时。 则该月形成结构性偏差电量0.6+1.3+（-0.3）-1.2-0.5=-0.1 亿千瓦时，结构性偏差电费-0.1×0.298=-0.0298 亿元。 3.非双偏差结算部分（新能源全量入市）量价不平衡费 用 非双偏差结算部分（新能源全量入市）量价不平衡费用 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
由未参与日前市场结算的上网电量（含新能源机制电量）对 应用户侧按日前市场与实时市场的结算价差产生，通过分时 计算全月汇总得到。其中分时非双偏差结算部分（新能源全 量入市）量价不平衡费用=（用户侧日前市场偏差结算电量- 发电侧日前市场偏差结算电量）×（实时市场统一结算点电 价-日前市场统一结算点电价），在参与日前市场结算的一类 用户及售电公司按月度用电量占比分摊或返还。 示例5： 接示例1，该时段用户侧日前市场偏差结算电量0.06 亿 千瓦时，发电侧日前市场偏差结算电量0.02 亿千瓦时，则该 时段非双偏差结算部分（新能源全量入市）量价不平衡费用 为（0.06-0.02）×（300-280）=0.8 亿元。分时计算全月汇总 后，在参与日前市场结算的一类用户及售电公司按月度用电 量占比分摊或返还。 4.市场量价不平衡费用 市场内发电侧日前市场结算电费、实时市场结算电费 （含月度调平电量、机制电量、默认接受市场价格的新能源 市场化结算电量等对应电费）、发电侧中长期偏差结算电费 与用电侧日前市场结算电费、实时市场结算电费（含月度调 平电费）、结构性偏差电费、非双偏差结算部分（新能源全 量入市）量价不平衡费用之差，为市场量价不平衡费用，在 参与现货市场结算的批发市场发用两侧主体间按1:1 比例分 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
摊或返还，其中发电主体（含默认接受市场价格的新能源） 按月度上网电量（不含机制电量）占比分摊或返还，一类用 户及售电公司（含虚拟电厂）按月度用电量占比分摊或返还。 示例6： 接示例4，某现货运行月份，发电侧日前市场结算电费 0.18 亿元，实时市场结算电费0.96 亿元，中长期偏差结算电 费-0.1 亿元，用电侧日前市场结算电费0.4 亿元，实时市场 结算电费0.16 亿元。非双偏差结算部分（新能源全量入市） 量价不平衡费用0.8 亿元。则全月量价不平衡费用 0.18+0.96-0.4-0.16+（-0.1）-（-0.0298）-0.8=-0.2902 亿元。 （正值表示向经营主体收取，负值表示向经营主体返还） 该费用中的1/2 按照上网电量（不含机制电量）比例向 参与现货结算的发电机组（项目）（含默认接受市场价格的 新能源）分摊或返还，1/2 按照用电量比例向参与现货结算 的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）分摊或返还。 5.结构性不平衡费用 结构性偏差电量为正时，作为电网企业代理购电来源， 按照实时市场统一结算点价格的全月算术均价结算，结构性 不平衡费用为0。结构性偏差电量为负时，该电量对应按照 电网企业代理购电当月平均购电的清算价、实时市场统一结 算点价格的全月算术均价的价差费用，为结构性不平衡费用， 在参与现货市场结算的批发市场发用两侧主体间按1:1 比例 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
分摊或返还，其中发电主体（含默认接受市场价格的新能源） 按月度上网电量（不含机制电量）占比分摊或返还，一类用 户及售电公司（含虚拟电厂）按月度用电量占比分摊或返还。 示例7： 接示例4，电网企业代理购电预测并向社会公布的当月 平均购电价格为0.362 元/千瓦时，电网企业代理购电当月平 均购电的清算价格为0.36 元/千瓦时。则该月形成结构性不 平衡费用结算值0.1×（0.362-0.298）=0.0064 亿元。（正值 表示向经营主体收取，负值表示向经营主体返还） 该费用中的1/2 按照上网电量（不含机制电量）比例向 参与现货结算的发电机组（项目）（含默认接受市场价格的 新能源）分摊或返还，1/2 按照用电量比例向参与现货结算 的一类用户和售电公司（含虚拟电厂）分摊或返还。 该月形成结构性不平衡费用清算值0.1×（0.36-0.298） =0.0062 亿元。 由此形成的各经营主体结构性不平衡费用分摊或返还 的调整值0.1×（-0.002）=-0.0002 亿元在后续月份清算。 （三）市场调节费用 1.发电侧中长期合约超额收益回收费用和返还 中长期交易准入生效的发电侧（含煤电、核电、新能源， 按中长期交易单元）全月中长期合约（含跨省跨区交易合约、 核电保量保价小时数电量）加机制电量占实际上网电量与折 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
算上网电量较小值的比例低于一定数值p1 时，低于部分按 照该交易单元全月日前、实时市场电能量结算加权均价与所 有参与现货市场结算的发电侧省内中长期合约结算加权均 价（不含所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值）的 价差乘以m，回收正收益部分。 中长期合约（含跨省跨区交易合约、核电保量保价小时 数电量）加机制电量占实际上网电量与折算上网电量较大值 的比例高于一定数值p2，高出部分按照所有参与现货市场结 算的发电侧省内中长期合约结算加权均价（不含所在节点与 中长期结算参考点的现货价格差值）与该交易单元全月日前、 实时市场电能量结算加权均价的价差乘以m，回收正收益部 分。其中，煤电中长期合约电量（含跨省跨区交易合约）低 于h 等效可用（扣除检修）容量对应电量时予以豁免。系数 p1、p2、m、h 由市场管理委员会提出建议，经政府主管部 门、电力监管机构批准后执行。 其中： 折算上网电量=实际上网电量×（参与现货结算的所有火 电、核电、新能源实际上网电量+结构性偏差总电量）/参与 现货结算的所有火电、核电、新能源实际上网电量 发电侧中长期合约超额收益回收费用向参与现货市场 结算的批发市场发用两侧部分主体（不含默认接受市场价格 的新能源）按1:1 比例返还，其中火电、核电、新能源按月 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
度上网电量（不含机制电量）占比返还，一类用户及售电公 司（含虚拟电厂）按月度用电量占比返还。 示例8： 根据12 月12 日，江苏电力市场管理委员会2025 年第 四次全体会议审议，p1 煤电、核电、新能源取90%；p2 火 电、核电、新能源取110%；m 取1.2；h 取45%。 某1000MW 的火电机组某现货月上网电量6 亿千瓦时， 其全月中长期合约总电量5 亿千瓦时。该月其日前、实时市 场电能量结算加权均价280 元/MWh,该月所有参与现货市场 结算的发电侧省内中长期合约结算加权均价为350 元/MWh。 该月参与现货结算的所有火电、核电、新能源总上网电量390 亿千瓦时，结构性偏差电量（向市场内送入）20 亿千瓦时。 则： 折算上网电量为6×（390+20）/390=6.308 亿千瓦时 因中长期合约电量小于上网电量，该机组中长期合约占 比为5/min（6，6.308）=0.833<90%。 该机组超额收益为600000（MWh）×（0.9-0.833）× （280-350）×1.2=-337.68 万元<0,超额收益回收费用为0。 若该机组上网电量为4 亿千瓦时，其他参数不变，则： 折算上网电量为4×（390+20）/390=4.205 亿千瓦时 因中长期合约电量大于上网电量，该机组中长期合约占 比为5/Max（4，4.205）=1.189>110%。 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
该机组超额收益为400000（MWh）×（1.189-1.1）× （350-280）×1.2=299.04 万元>0，超额收益回收费用为299.04 万元。 全省火电、核电、新能源电厂（不含默认接受市场价格 的新能源）超额收益回收总费用中的1/2 按照上网电量比例 （不含机制电量）向参与现货结算的发电机组（项目）返还， 1/2 按照用电量比例向参与现货结算的一类用户和售电公司 （含虚拟电厂）返还。 2.用户侧中长期合约超额收益回收费用和返还 各参与现货交易的用电侧经营主体全月中长期合约电 量占实际用电量的比例低于q1 时（将新能源机制电量占比f 纳入用户侧中长期签约比例统计，后续视每个月机制电量占 市场化用电量比例和新能源发展情况调整），低于部分按照 全体一类用户、售电公司中长期合约结算加权均价与该主体 日前、实时市场电能量结算加权均价的价差乘以m，回收正 收益部分；全月中长期合约电量占实际用电量的比例高于q2 时，高出部分按照该主体日前、实时市场电能量结算加权均 价与全体一类用户、售电公司中长期合约结算加权均价的价 差乘以m，回收正收益部分。系数q1、q2、m、f 由市场管 理委员会提出建议，经政府主管部门、电力监管机构批准后 执行。 用户侧中长期合约超额收益回收费用向参与现货市场 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
结算的批发市场发用两侧部分主体（不含默认接受市场价格 的新能源）按1:1 比例返还，其中火电、核电、新能源按月 度上网电量（不含机制电量）占比返还，一类用户及售电公 司（含虚拟电厂）按月度用电量占比返还。 示例9： 根据12 月12 日，江苏电力市场管理委员会2025 年第 四次全体会议审议，q1 取90%（虚拟电厂80%）；q2 取105% （虚拟电厂110%）；m 取1.2；f 取20%。 某售电公司现货月代理零售用户总用电量6 亿千瓦时， 其全月中长期合约总电量4 亿千瓦时。该月全体一类用户、 售电公司中长期合约结算加权均价350 元/MWh，该售电公 司日前、实时市场电能量结算加权均价298 元/MWh。 考虑新能源机制电量占比f=20%后，该售电公司全月中 长期合约电量占实际用电量的比例4/6+20%=0.867<90%。 该售电公司超额收益为600000（MWh）×（0.9-0.867） ×（350-298）×1.2=123.552 万元>0，超额收益回收费用为 123.552 万元。 若该售电公司代理用户用电量为4 亿千瓦时，其他参数 不变，则： 因中长期合约电量大于上网电量（考虑新能源机制电量 占比），该售电公司中长期合约占比为4/4+20%=1.2>105%。 该售电公司超额收益为400000（MWh）×（1.05-1.25） 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
×（350-298）×1.2=-499.2 万元，超额收益回收费用为0。 全省火电、核电、新能源电厂（不含默认接受市场价格 的新能源）超额收益回收总费用中的1/2 按照上网电量比例 （不含机制电量）向参与现货结算的发电机组（项目）返还， 1/2 按照用电量比例向参与现货结算的一类用户和售电公司 （含虚拟电厂）返还。 3.用户侧日前申报偏差收益回收费用和返还 参与现货交易的用电侧经营主体某时段日前市场出清 电量占实际用电量的比例低于一定数值q3 时，低于部分按 照该时段日前市场统一结算点电价与实时市场统一结算点 电价的价差，回收正收益部分；某时段日前市场出清电量占 实际用电量的比例高于一定数值q4 时，高于部分按照该时 段实时市场统一结算点电价与日前市场统一结算点电价的 价差，回收正收益部分。系数q3、q4 由市场管理委员会提 出建议，经政府主管部门、电力监管机构批准后执行。 用户侧日前申报偏差收益回收费用向参与现货市场结 算的批发市场发用两侧部分主体（不含默认接受市场价格的 新能源）按1:1 比例返还，其中火电、核电、新能源按月度 上网电量（不含机制电量）占比返还，一类用户及售电公司 （含虚拟电厂）按月度用电量占比返还。 示例10： 根据12 月12 日，江苏电力市场管理委员会2025 年第 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
四次全体会议审议，q3 取95%（虚拟电厂90%）；q4 取105% （虚拟电厂110%）。 某日0:00-0:15 时段，日前市场统一结算点电价为280 元/MWh，实时市场统一结算点电价为300 元/MWh。 某售电公司日前市场出清电量20MWh，实际用电量 25MWh。则该售电公司日前市场出清电量占实际用电量的比 例20/25=80%<95% 。该售电公司日前申报偏差收益 （20-0.95×25）×（300-280）=-75 元<0，该时段超额收益回 收费用为0。 若该售电公司实际用电量16MWh，其他参数不变，则 该售电公司日前市场出清电量占实际用电量的比例 20/16=1.25>105% 。该售电公司日前申报偏差收益 （20-1.05×16）×（300-280）=64 元>0，该时段超额收益回收 费用为64 元。 用户侧日前申报偏差收益经过分时计算、全月汇总后， 1/2 按照上网电量比例（不含机制电量）向参与现货结算的 发电机组（不含默认接受市场价格的新能源）返还，1/2 按 照用电量比例向参与现货结算的一类用户和售电公司（含虚 拟电厂）返还。 4.调试机组超额收益回收 机组因自身原因在日前、日内申报调试的，将调试时段 内机组超额收益进行回收，计算公式如下： 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
超额收益=按市场价结算的电能量电费（含中长期、现 货）-实际上网电量×年度交易加权均价 当超额收益＞0 时，将对应费用回收；超额收益＜0 时， 不回收费用。 回收费用按月向参与现货市场实时出清的发电侧主体 按照上网电量比例返还。 示例11： 某发电机组因自身原因申报从10:05 至20:35 调试，其 在10:00-10:15 时段产生上网电量100MWh，其中中长期合 约电量105MWh，均价410 元/MWh（含节点价差），日前 偏差电量5MWh，日前节点电价290 元/MWh，实时偏差电 量-10MWh，实时节点电价280 元/MWh。10:15-10:30 时段产 生上网电量100MWh，其中中长期合约电量80MWh，均价 410 元/MWh（含节点价差），日前偏差电量-10MWh，日前 节点电价320 元/MWh，实时偏差电量30MWh，实时节点电 价270 元/MWh。年度交易加权均价380 元/MWh。则： 10:00-10:15 时段按市场价结算的电能量均价为 [105×410+5×290+（-10）×280]/100=417 元/MWh 10:00-10:15 机组调试超额收益为100×10(分钟)/15(分 钟)×（417-380）=2466.67 元 10:15-10:30 时段按市场价结算的电能量均价为 [80×410+（-10）×320+30×270]/100=377 元/MWh 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83
10:15-10:30 机组调试超额收益为100×（377-380）=-300 元<0，不回收 全省全月调试机组超额收益回收费用总和按月度上网 电量比例向参与现货市场实时出清的发电侧主体（统调火电、 核电、统调集中式风电光伏）返还。 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:3 120.244.202.83 2026年9月26日 0:14:38 120.244.202.83