附件2

2022年天津电力市场化交易结算方案

为规范做好天津市2022年电力市场化交易结算工作，保障相关市场主体利益，推动市场化交易平稳有序进行，制定本方案。

一、结算基本原则

1.发用解耦结算。发电侧与用电侧电量解耦结算，发电侧实发电量、用电侧实际用电量分别与其合同电量进行比较，计算各自的偏差电量。

2.合同和偏差电量同步结算。直接交易合同电量与偏差电量同步结算，售电公司电费于零售用户结算的当月同步结算。

3.合同偏差电量计算。发电企业实际发电量超出直接交易合同电量部分定义为超发电量（记为正值），实际发电量低于直接交易合同电量部分定义为少发电量（记为负值），二者统称为发电侧偏差电量。

电力用户、售电公司实际用电量超出直接交易合同电量（购售合同电量）部分定义为该时段超用电量（记为正值），实际用电量低于直接交易合同电量（购售合同电量）部分定义为少用电量（记为负值），二者统称为用电侧偏差电量。其中，售电公司实际用电量取其签约的零售用户抄见电量之和。

4.电费结算。电力交易机构负责按月向市场主体出具结算依据，市场主体根据现行规定进行电费结算。其中，涉及与北京电力交易中心有限公司（以下简称北京电力交易中心）、天津域外电厂交易结算的，由北京电力交易中心、首都、冀北电力交易中心负责出具结算依据，天津电力交易中心有限公司（以下简称“天津电力交易中心”）负责审核确认。国网天津市电力公司负责与发电企业、售电公司及经营区域内的电力用户结算相关费用，地方增量配电网负责与其经营区域内的电力用户结算相关费用，并与国网天津市电力公司结算。合同电量转让交易，由电网企业分别与转让双方结算。

5.结算依据内容。电力交易机构向各市场主体提供结算依据，包括以下内容：

（1）发电企业结算依据。实际上网电量；省内保量保价的优发电量合同和各类市场交易合同结算电量、电价和电费；合同偏差电量、电价和电费；新机组调试电量、电价和电费等。

（2）直接交易用户结算依据。各类市场交易合同结算电量、电价和电费；合同偏差电量、电价和电费；分摊的不平衡资金差额或盈余等。

（3）零售电力用户结算依据。根据售电公司与零售用户在交易平台填报的2022年天津电力零售用户结算关键要素（包含购售合同电量、零售交易电价（平段）、偏差电量结算方式等核心内容，简称“零售用户结算关键要素”，下同）计算形成的结算电量、电价和电费；偏差电量、电价和电费。

（4）售电公司结算依据。与发电企业达成的各类市场交易合同结算电量、电价和电费，以及交易引起的区域电网输电费及网损；与零售用户按零售用户结算关键要素计算形成的结算电量、电价和电费；批发市场、零售市场分别计算的偏差电量、电价和电费；分摊的不平衡资金差额或盈余等。

（5）电网企业结算依据。省间、省内保量保价的优发电量合同和各类市场交易合同结算电量、电价和电费；合同偏差电量、电价和电费等。

二、发电侧结算

6.发电侧合同电量结算。发电侧按照合同约定的电价结算合同电量。市场化合同电价均包含环保电价和超低排电价。其中，超低排电价在下一季度首月按照环保部门认定的合格率参照现行规定进行清算。

7.电量清分依据合同偏差电量结算。发电企业超发电量获得发电收入，少发电量支付购电费用。

保量保价的优发部分的超发、少发电量按照政府批复电价进行结算。其超发、少发电量带来的系统偏差电量由全部市场化机组分摊承担。

由于保障居民、农业用电、系统平衡需要等非发电企业原因造成的市场化机组的超发、少发电量不予违约考核，按照月度竞价出清价格加权平均值P集中进行结算。

由于非计划停电等发电企业原因造成的发电侧超发、少发电量按照月度竞价出清价格P集中乘以发电侧偏差电量调节系数D进行结算。

其中：

超发电量结算电价P超发=P集中×D1；

少发电量结算电价P少发=P集中×D2；

2022年度，为保证平稳过度，发电侧偏差电量调节系数D1、D2暂取1.0。天津市工业和信息化局（以下简称“市工信局”）将结合市场运营实际，适时调整D1、D2取值。

8.发电侧结算顺序。发电侧各类合同的结算顺序如下：

保量保价的优发电量合同；

发电权合同；

用于保障居民、农业等用电的市场化合同；

其他市场化交易合同。

三、用电侧结算

9.用电侧合同电量分时段结算。用户侧按照实际用电量的尖峰、峰、平、谷各时段的比例分劈交易合同电量，形成各时段合同电量。各时段价格较平段价格的浮动比例参照现行规定执行。

10.偏差电量交易结算。用电侧超用电量支付购电费用，少用电量获得售电收入。各时段合同偏差电量按照偏差电量交易结算价格结算。其中，P集中为月度竞价出清价格加权平均值，P合同为合同电价。

超用电量交易结算价格P超用=MAX{P集中，P合同}×调节系数U1；

少用电量交易结算价格P少用=MIN{P集中，P合同}×调节系数U2。

2022年度，用电侧偏差电量调节系数U1暂定1.03，U2暂定0.97。市工信局将结合市场运营实际，适时调整U1、U2取值。各时段超用、少用电量交易结算价格较平段超用、少用电量交易结算价格的浮动比例参照现行规定执行。

11.零售用户结算。零售用户合同电量、零售交易电价、偏差电量由天津电力交易中心按照售电公司与零售用户通过天津电力交易平台确认的零售用户结算关键要素的约定分时段清分和结算。按照零售用户实际用电量的尖峰、峰、平、谷各时段的比例分劈购售合同电量，形成各时段合同电量。各时段价格较零售交易电价（平段）的浮动比例参照现行规定执行。

购售合同偏差电量按照对应时段偏差电量交易结算价格结算，超用电量支付购电费用，少用电量获得售电收入。

其中： 超用电量交易结算价格P超用=购售合同约定的当月零售交易平段电价P当月零售交易电价（平段）×调节系数U1；

少用电量交易结算价格P少用=时段购售合同约定的当月零售交易电价P当月零售交易电价（平段）×调节系数U2。

调节系数U1、U2由零售用户与售电公司双方约定，全年不做调整。各时段超用、少用电量交易结算价格较平段超用、少用电量交易结算价格的浮动比例参照现行规定执行。

12.用户侧超用电量交易结算价格限制。现阶段，对电力用户及售电公司超用电量交易结算价格设置上限值。市场化电力用户超用电量交易结算价格上限值取电网公司代理购电价格的1.5倍。当通过调节系数U1计算的价格高于该上限值时，取上限值进行超用电量结算。

13.用电侧其它电费结算。全部工商业用户按照实际尖、峰、平、谷用电量按照现行规定结算输配电费、政府性基金及附加费用，其中零售用户不考虑华北电网输配电费及网损。居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格按照现行规定执行。执行两部制电价用户的基本电价、功率因数调整电费等其它费用，根据国家以及省有关规定进行结算。

14.偏差电量免责。因不可抗力、有序用电造成的合同偏差电量，由市场主体提出偏差电量免责申请，经市工信局审核确认后，天津电力交易中心按照审核结果核定市场主体实际免责偏差电量，售电公司免责偏差电量按签约零售用户实际免责偏差电量的总和核定。经批准后的免责偏差电量于批复免责的当月进行退补清算。

15.不平衡资金的产生。不平衡资金包括以下内容：

（1）直接交易用户、售电公司偏差结算造成的损益；

（2）发电侧实际发电电量结构与市场化合同电量结构差异造成的损益；

（3）综合线损和实际线损之间的偏差所产生的损益；

（4）超低排电价清算造成的损益；

（5）市场化电力用户执行峰谷电价，而发电企业市场化电量不执行峰谷所产生的损益。

16.不平衡资金的分配。发、用电两侧分别按月分摊各自的不平衡资金，于次月清算。其中：

（1）直接交易用户、售电公司偏差结算造成的损益，由全部直接交易用户、售电公司按照实际用电量分摊或分享；

（2）发电侧实际发电电量结构与市场化合同电量结构差异造成的损益，在全部市场化机组中按照实际上网电量比例分摊或分享；

（3）综合线损和实际线损之间的偏差所产生的损益，由全体工商业用户按照实际用电量的比例分摊或分享；

（4）超低排电价清算造成的损益在全体工商业用户按照实际用电量的比例分摊或分享；

（5）市场化电力用户执行峰谷电价，而发电企业市场化电量不执行峰谷所产生的损益，在下一监管周期输配电价中统筹考虑。

17.售电公司费用结算。售电公司在零售市场按照购售合同约定的零售交易电价（平段）售电取得的收入与在批发市场按照平段直接交易电价购电支出的费用（含区域电网输电费及网损、偏差结算费用）的差值结算。

四、其它规定

18.绿电交易结算。绿电交易发、用电两侧耦合结算，结算优先级最高。

19.结算校核确认规定。市场主体收到电力交易机构出具的结算依据后，应进行核对确认，如有异议在2个工作日内通知电力交易机构，逾期视同没有异议。

20.结算校核争议反馈时限。电力交易机构应在收到市场主体结算校核争议的1个工作日内给予回复。

21.追、退补电费。由于政策调整变化、历史发用电量计量差错等原因，需要进行电费追补和退补时，应根据政策文件要求和电网企业推送的修正数据，按照对应的结算规则重新计算，结算结果与历史结算结果的差额部分作为追退补费用。市场主体发生各类电费追补时，造成的不平衡资金金额不超出1000元时，不再做平衡资金分配的还原处理，纳入下月平衡账户内统一分配。

22.市场化结算电量统计。市场化结算电量按照发电侧实际结算的市场化上网电量进行统计，包括直接交易合同结算电量及合同偏差电量。

23.结算依据归档。结算依据由电力交易机构以纸质或电子文件形式并经盖章后正式出具。电力交易机构以可靠介质妥善保存结算依据及相关资料，保存期限不少于五年。