北极星售电网获悉，湖南省发改委发布关于公开征求湖南电力现货市场系列规则意见的通知。
其中湖南省电力现货市场结算实施细则（征求意见稿）中提到，电力现货市场试运行期间，非现货市场发电机组、非现货市场电力用户的结算按照原有中长期结算方式执行，实际发、用电量与中长期合约分解电量的偏差产生的资金差额纳入电力市场统一清算。
参与现货市场的独立储能电站作为价格接受者，其充放电电量按照所在节点的节点边际价格结算，暂不参与市场运营费用分摊。批发市场结算周期采用“日清月结”的模式。零售市场根据售电合同性质以月度为周期结算。
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详情如下：
湖南省电力现货市场结算实施细则
（征求意见稿）
1.总 述
为指导、规范、明确湖南电力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，确保电力市场安全、经济、绿色，依据《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、《发电企业与电网企业电费结算办法》（国能发监管〔2020〕79号）及其配套文件等文件要求制定本细则。
2.适用范围
本细则适用于湖南电力现货市场运行期间湖南省电力市场结算工作。
3.术语定义
（1）电能量电费：指经营主体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。
（2）辅助服务费用：为维护系统的安全稳定运行、保证电能质量，由经营主体提供辅助服务所得的费用。
（3）“两个细则”电费：指《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》规范的辅助服务费用和并网运行考核等费用。
（4）节点电价：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。
（5）统一结算点电价：用电侧采用统一结算点电价，即发电侧所有节点电价加权平均值。
（6）批发市场用户：直接参与批发市场的电力用户（批发用户）、售电公司等。
（7）零售市场用户：通过售电公司间接参与批发市场购电的电力用户。
（8）电网企业代理购电用户：暂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。
（9）中长期分时净合约电量：指发电企业或市场用户在分时段内达成的所有中长期合约电量的代数和。
（10）中长期分时净合约综合价格：指发电企业或市场用户在分时段内达成的所有中长期合约电量电价的加权平均值。
（11）现货市场月度分时综合价格：指发电企业当月内日前市场与实时市场分时段内所有节点电价按对应电量占比加权平均值。
（12）市场运营费用：市场运营费用指在市场初期清算发用两侧电能量费用之外的费用（不含辅助服务费用），包括成本补偿类费用、市场调节类费用、市场不平衡类费用。
（13）成本补偿类费用：包括机组启动补偿费用、必开机组运行补偿费用以及独立储能补偿费用。其中，机组启动补偿费用是指对按照日前现货市场出清结果提供启动服务的机组，按照启动报价进行的补偿。必开机组运行补偿费用是指交易时段内若必开机组日前市场出清电力小于等于最小必开出力，且该时段日前节点电价低于其成本价格时，对该时段日前现货正偏差电量进行的补偿。独立储能补偿费用是指因电网运行需要，由调度机构调整储能电站的充放电曲线，导致储能电站的电能量收益为负时，对其进行的补偿。
（14）市场调节类费用：包括火电中长期偏差收益回收费用、新能源中长期偏差收益回收费用以及用户侧中长期偏差收益回收费用。其中，火电中长期偏差收益回收费用是指火电企业中长期合同电量低于或高于实际结算电量一定比例时，对低于下限要求或高于上限要求的电量进行偏差收益费用回收。新能源中长期偏差收益回收费用是指新能源企业中长期合同电量低于或高于实际结算电量一定比例时，对低于下限要求或高于上限要求的电量进行偏差收益费用回收。用户侧中长期偏差收益回收费用是指用户侧中长期合同电量低于或高于实际结算电量一定比例时，对低于下限要求或高于上限要求的电量进行偏差收益费用回收。
（15）市场不平衡类费用：包括阻塞不平衡费用、市场发用电量不平衡费用以及市场结构类不平衡费用。其中，阻塞不平衡费用是指现货市场中，发电侧以节点电价进行电能量电费结算，用户侧以统一结算点电价进行电能量电费结算，导致的应收与应付电费的偏差费用。市场发用电量不平衡费用是指现货模式下市场发电按日前市场出清电量结算，用户侧按日前申报电量结算，发用两侧结算电量存在不平衡，导致的不平衡费用。市场结构类不平衡费用主要指由于计划与市场双轨制等原因，导致出现的偏差费用。
（16）优先发电电量：指政府规定按现行价格机制由电网企业收购的保量保价电量。
（17）市场交易电量：主要是指通过市场化方式形成的交易电量。
4.主要权责
4.1发电企业
（一）按照市场规则参与市场交易，履行交易合同、结算合同及与电网企业签订的购售电合同，执行并网调度协议，享受输配电服务。
（二）在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信息，在预结算单据公示后审核、确认本企业结算结果。
（三）按照市场规则，承担辅助服务、偏差考核、违约等相关责任。
（四）向电网企业开具增值税专用发票并收取电费。
4.2批发市场用户
（一）批发市场用户（包括直接参与批发市场的电力用户、售电公司）按照市场规则参与市场交易，履行交易合同，享受输配电服务。
（二）在交易平台上填制合同结算方式、价格等信息，将合同上传至交易平台备案，在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信息，在预结算单据结果公示后审核、确认本企业结算结果。
（三）电力用户向电网企业支付电费并获取增值税专用发票；售电公司向电网企业支付或收取电费，并获取或开具增值税专用发票。
（四）按照市场规则，承担辅助服务、偏差考核、违约等相关责任。
4.3零售市场用户
（一）履行与售电公司签订的零售合同，履行与电网企业签订的供用电合同，享受输配电服务。
（二）在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信息，审核、确认本企业的结算结果。
（三）向电网企业支付电费并获取增值税专用发票。
（四）按照市场规则，承担辅助服务、偏差考核、违约等相关责任。
4.4市场运营机构
（一）交易机构负责经营主体注册、市场申报、中长期交易组织、合同管理；负责出具市场结算依据并发布交易结算信息。
（二）调度机构负责现货电能量市场、辅助服务市场交易组织及出清；负责提供现货市场出清结果、辅助服务补偿及分摊费用、机组考核相关数据等。
4.5电网企业
（一）负责按照交易机构提供的结算依据进行电费结算。
（二）按照合同约定或法律法规的规定，向发电企业收取增值税专用发票后完成电费支付；向电力用户收费并开具增值税专用发票；向售电公司支付或收取电费，并获取或开具增值税专用发票。
5.结算原则
由交易机构负责出具结算依据，电网企业负责电费结算，各经营主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变。
电力现货市场试运行期间，非现货市场发电机组、非现货市场电力用户的结算按照原有中长期结算方式执行，实际发、用电量与中长期合约分解电量的偏差产生的资金差额纳入电力市场统一清算。
5.1发电侧结算模式
5.1.1 对于市场化机组，其中参与现货市场的，中长期市场按照合同约定价格（即按规则分解后的净合约综合价）对中长期合约电量进行结算；日前市场根据日前市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差电量，按照日前市场每小时节点电价进行结算；实时市场根据实际上网电量与日前市场出清电量的偏差电量，按照实时市场每小时节点电价进行结算。不参与现货市场的，按中长期合约价格及当月现货市场月度综合价格结算。
5.1.2 省内市场化机组参与省间电力现货交易，按照《省间电力现货交易规则（试行）》执行。当省内市场化机组参与省间电力现货售电时，其成交结果叠加至中标机组对应时段的中长期交易结算曲线开展偏差结算。
5.1.3 省内市场化机组参与华中省间调峰辅助服务交易或华中省间备用辅助服务,按照《华中省间电力调峰及备用辅助服务市场运营规则》规定执行。当省内市场化机组作为服务卖方参与华中省间备用辅助服务交易时，其成交结果叠加至中标机组对应时段的中长期交易结算曲线开展偏差结算。当省内市场化机组作为服务卖方参与华中省间调峰辅助服务交易时,其中标容量在省内现货市场出清中预留，其最大出力限额扣减华中省间调峰辅助服务市场交易的中标容量作为机组出力上限参与省内现货市场出清，并将成交结果从其对应时段的中长期交易结算曲线中扣除，以开展偏差结算。
5.1.4 对于非市场化机组，实际上网电量按照政府批复的上网电价进行结算。
5.1.5参与现货市场的独立储能电站作为价格接受者，其充放电电量按照所在节点的节点边际价格结算，暂不参与市场运营费用分摊。
5.1.6燃气机组年度优先发电电量由政府主管部门根据实际情况分解到度夏（冬）重点保供期，在月度交易方案中明确优先电量规模；度夏（冬）重点保供期，燃气机组作为非市场化机组，其上网电量按照政府定价进行结算；非度夏（冬）重点保供期，选择参与现货交易的燃气机组，按照5.1.1条款进行结算。
5.1.7火电以机组为单位作为结算单元，新能源、抽蓄、独立储能、水电等以场站或同一并网点机组为单位作为结算单元。
5.2用户侧结算模式
5.2.1 对于批发用户和售电公司，中长期交易合约分解电量，按照合同约定价格（即按规则分解后的净合约综合价）进行结算；日前市场申报电量与中长期合约分解电量的偏差电量按照日前市场统一结算点电价进行结算，日前市场统一结算点电价按各现货市场化机组每小时日前出清上网电量进行所有节点加权平均；实时市场根据实际用电量与日前市场申报电量的偏差电量按照实时市场统一结算点电价进行结算，实时市场统一结算点电价按各现货市场化机组每小时上网电量进行所有节点加权平均。
5.2.2 对于电网公司代理购电用户，中长期合约分解电量，按照合约约定价格进行结算，实际用电量与中长期合约分解电量的偏差按照当月现货市场月度综合价格结算。
5.2.3 对于零售市场用户，按照售电公司与其签订的零售合同约定的零售结算模式进行结算。
5.2.4 对于非市场化用户，以目录电价作为结算价格。
5.3结算周期
5.3.1 批发市场结算周期采用“日清月结”的模式。即按日进行市场化交易结果清分，生成日清分账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并向经营主体发布。
5.3.2 零售市场根据售电合同性质以月度为周期结算，即按月进行零售市场电费结算，生成月结算账单，并向经营主体发布。
5.4结算单位时间
5.4.1 中长期市场按经营主体中长期净合约价格结算，原则上结算电价最小单位时间为1小时；
5.4.2 现货市场以1小时为结算电价单位时间。每小时节点电价等于该小时内每15分钟节点电价的算术平均值。
6.结算流程
6.1数据准备
6.1.1 电力交易机构在日前省内现货市场开市前将中长期交易电量分解数据传送到电力现货市场技术支持系统，分时电量以每小时为时间间隔。
6.1.2 调度机构于运行日提前1日（D-1）完成日前市场出清，运行日（D）完成实时市场出清。运行日后第1天（D+1）获取运行日的省间、省内日前市场交易结果，以及运行日省间日内、省内实时市场交易结果，具体包括：省间日前及日内市场每15分钟的出清电力和价格，发电侧省内日前和实时市场每15分钟的出清电力和每小时的出清价格；用户侧日前市场出清电量；日前机组组合安排；必开、试验等特殊机组标签；启停及考核数据等。
6.1.3 运行日后第4天（D+4），电网企业以机组和计量点为最小单位，采集运行日（D）火电机组、新能源场站、独立储能电站的每15分钟电量数据和市场用户每小时分时电量数据。
6.1.4 运行日后第6天（D+6），交易机构计算运行日（D）的清算电费，具体包括：各经营主体当日每小时不同交易类型的清算电量、电价、电费，当日累计电量电费情况。
6.2结算流程
6.2.1 日清算结果发布。交易机构每周三前按周发布日清算结果。
6.2.2 日清算结果确认。经营主体在日清算结果发布后，对清算电量、电价、电费进行确认，在2日内反馈意见，在规定时间内无反馈的视同确认无异议。
6.2.3 日清算结果重算。交易机构根据各方处理意见，对运行月（M）需调整的日清算结果进行重新计算，并重新发布已重算的日清算结果。
6.2.4 月度结算依据发布。交易机构于运行月下一月（M+1）10个工作日前，根据运行月（M）日清算结果，出具运行月（M）月度结算依据，并发布给经营主体查询确认。具体包括：各经营主体当月累计电量、电价、电费，考核费用，分摊、返还，以及历史月份的退补电量电费等费用明细。
6.2.5 月度结算依据确认。经营主体在月结算依据发布后3个工作日内，对结算数据进行确认。若有异议，经营主体提出反馈意见经相关经营主体确认一致后，交易机构形成最终月度结算依据并公布，同时提供给电网企业。在规定时间内无反馈的视同确认无异议。
6.2.6 电费结算账单公布。电网企业根据交易机构提供的市场结算依据开展电费结算，形成电费结算账单并发布，相关经营主体在2日内反馈意见，在规定时间内无反馈的视同确认无异议。电网企业和经营主体按照合同或法律法规的规定完成电费收支。
6.2.7 遇特殊情况和节假日，结算相关工作顺延。其中，结算单发布遇到周六、周日和其他节假日时，相关结算单顺延至下一工作日发布。
