9.5 电量结算
9.5.1结算原则
9.5.1.1燃煤自备电厂所属企业采用“月结年清”的方式，即年度交易电量应分解到月度，并按月度结算、年度进行清算的方式结算，结算顺序为先计算确定交易电量，再确定购网电量，进行综合结算。
9.5.1.2新能源发电企业采用优先结算市场化交易电量，优先发电权电量兜底的方式，当优先发电权电量不能兜底时，按照优先结算直接交易电量、外送电量，调峰替代交易电量垫付原则执行。
9.5.1.3交易结算采用“顺推法”：电网运营企业向中标新能源发电企业支付扣除中标调峰替代交易结算电量对应的补偿款（含税）后的电费，即分别计算市场化电量和优先发电权电量，计算全部上网电量对应的综合电费（含补贴电价）；燃煤自备电厂所属企业向电网运营企业支付购电费时，其实际调峰替代交易电量部分仅需缴纳目录电度电价与交易电价（补偿款）的差额部分（含税），其他费用不变。票据与资金支付保持一致。
9.5.1.4交易结算采用“输配电价法”：燃煤自备电厂所属企业向电网运营企业支付购电费时，其实际调峰替代交易电量部分以新能源综合中标电价（含替代交易电价对应补偿款后的差额部分（含税））加上相应输配电价及损耗等，计算到燃煤自备电厂所属企业对应电压等级用电（电度）电价，其他费用不变。
9.5.1.5交易月度结算电量的确定
（1）燃煤自备电厂所属企业实施边界条件一方式（实时有功电力调峰）结算电量确定：根据自备电厂机组调峰开始、结束调整出力时对应的企业下网负荷时间段、下网负荷增加调整的幅度，结合下网计量抄表数据综合计算确定。
边界条件一的具体计算：电力调度机构值班调度员对自备企业机组下达增加下网电量、调整发电机组出力的指令后，各自记录四个节点的相关信息，即调整出力时的开始实际负荷下网负荷、增加幅度、开始时间以及截止时间和下网负荷；交易时段内通过电网运营企业用电量采集系统进行该时段电量数据的提取，再根据电力电力调度机构提供的调整时间段内四个节点的相关信息，进行综合计算。即M1=(T2结束底码-T1开始底码）×倍率-(T2-T1)×P1功率调整数值＜该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码）×倍率，由电网运营企业与自备电厂所属企业双方共同确认。
（2）燃煤自备电厂机组实施边界条件二（旋转备用调峰）结算电量的确定：根据自备电厂机组降低出力调峰开始、结束调整出力时对应的企业下网负荷时间段、下网负荷增加调整的幅度，结合下网计量抄表数据综合计算确定。
边界条件二的具体计算：电力调度机构值班调度员对自备企业机组下达连续增加下网电量、调整发电机组出力的指令后，各自记录四个节点的相关信息，即调整出力时的实际下网负荷、增加幅度、开始时间、以及截止时间和下网负荷，同时扣除连续调整时段内非调峰电量（调整发电出力时段）；交易时段内通过用电量采集系统进行该时段电量数据的提取，再根据电力调度机构提供的替代交易间段内四个节点的相关信息，进行综合计算。
可采用两种方式计算：
M2=(T2结束底码-T1开始底码）×倍率-非调峰电量＜该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码）×倍率；即自备电厂所属企业连续调峰下网负荷×调峰时间段＜该时间段下网电量，如出现超出情况，以(T2结束底码-T1开始底码）×倍率计算电量为准确定（适用多台机组情况）。
M2=机组旋转备用对应的容量×(1-厂用电率%)×T（旋转备用时间）-非调峰电量＜该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码）×倍率计算电量为准确定（适用两台机组及以下情况）。
非调峰电量=调峰期间需要个别时段调整出力（其他机组跳闸）所产生的电量+自身其他机组非计划停运期间所产生的电量。
由电网运营企业与自备电厂所属企业双方共同确认。
（3）燃煤自备电厂机组实施边界条件三（停机）结算电量的确定：按照电力调度机构公示的自备电厂机组月度停机计划，计算其月度停机替代电量，即机组停机解列时间、结束停机后并网时间及恢复到正常出力时间，结合下网计量抄表数据综合计算确定。
可采用两种方式计算：
M3=(T2结束底码-T1开始底码）×倍率-非调峰电量＜该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码）×倍率；即自备电厂所属企业停机解列时的下网负荷×停机时间段＜该时间段下网电量，如出现超出情况，以(T2结束底码-T1开始底码）×倍率计算电量为准确定（适用多台机组情况）。
M3=机组停机备用对应的容量×(1-厂用电率%)×T（停机备用时间）-非调峰电量＜该时间段下网电量(T2结束底码-T1开始底码）×倍率计算电量为准确定（适用两台机组及以下情况）。
非调峰电量=超出停机计划时间以外所产生的电量+自身其他机组非计划停运期间所产生的电量。
由电网运营企业与自备电厂所属企业双方共同确认。
（4）燃煤自备电厂所属企业具体计算月度交易电量的方法：W=∑M月度各燃煤自备电厂所属企业总调峰替代交易电量=∑M1+∑M2+∑M3。
W=各燃煤自备电厂所属企业月度总下网电量实际数值=W1+W2
W1各燃煤自备电厂所属企业月度实际网购电量=W-∑M（各月度实际调峰替代交易电量数值）
W2月度实际调峰替代交易电量数值=∑M
在月度实际结算替代交易时，应在发生替代交易的月度内，根据双方共同确认的调峰替代交易电量数值和下网计量电量数值进行月度综合计算后，据实结算。
（5）燃煤自备电厂所属企业月度结算电量上、下网单独计算（其中W3=富裕电量上网=关口表计反向上网电量（W3单独计算））；电费需对应各项电量相应的电价后综合计算确认（含税），并出具结算单。
（6）所有调峰替代交易开始、结束时间以电力调度机构值班调度员下达调度指令为准，同时应与对应的自备电厂值班员确认无误后，双方记录并录音（如出现异议时，以调度录音为准）。
9.5.1.5新能源发电企业月度交易结算电量的确定
（1）按照当月燃煤自备电厂所属企业实际替代交易总电量确定后，再进行各中标新能源发电企业结算电量计算。
（2）具体新能源发电企业结算中标电量具体计算方法和公式如下：
按照电力调度机构校核的月度各区域内实际发生的网架受阻电量、调峰受阻电量、发电能力、弃电电量、弃电比（风电、光伏分别给出）数据，电力交易机构进行综合计算，即先计算出各区域内月度调峰替代交易电量的分配系数、结算电量月度具体比例（新能源发电企业替代交易电量占上网电量的比例），在计算出各新能源发电企业替代交易结算电量。具体计算方式：
W（新能源发电企业月度实际总上网电量）=各新能源发电企业(T2底码-T1底码）×倍率=W1+W2；
W1=各新能源机组非市场化电量（优先发电权电量）
W2=各新能源机组月度市场化电量=N=（∑N1+∑N2)+∑N3；
∑N1+∑N2=其他市场化电量之和；
∑N3调峰替代交易各新能源发电企业具体结算电量之和；
N3区域内新能源发电企业调峰替代交易月度结算电量=同一区域内新能源发电企业月度实际上网电量×(X)同一区域内新能源发电企业替代交易电量占上网电量的月度实际结算比例；
X同一区域新能源发电企业替代交易电量占上网电量的比例:
（具体计算方式见细则说明）
区域月度调峰替代交易电量的分配系数
(公式1)
(公式2)
先计算8个风电企业区域内的系数，再计算13个光伏企业区域内的系数。
说明：月度各区域新能源替代交易电量的结算电量比例、分配系数为实际发生数值，电力交易机构计算后，据实结算，并出具结算单（详细列出新能源发电企业所有结算成分）。
9.5.2电量结算顺序
9.5.2.1新能源发电企业月度交易电量结算可采取两种方式进行，具体在交易公告中明确。
第一种方式，先计算新能源发电企业月度实际上网电量，然后按照调峰替代交易月度电量中确定的分配系数、月度实际结算比例，在区域内按照比例一致的方式优先扣除，再结算其他市场化交易电量和优先发电权交易电量。
第二种方式，先计算新能源发电企业月度实际上网电量，然后按照其他市场化交易电量先期扣除，再将调峰替代交易月度电量和占优先发电权交易电量中确定的分配系数、月度实际结算比例，在区域内按照比例一致的方式扣除。
