第七十二条 中长期合同执行偏差主要通过在发电侧
采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理（即优先发电、基数电
量合同优先结算）。
第七十三条 预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结
束后（如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌），
通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格
由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到
高排序）。每月最后 7 日，电力调度机构根据各机组整体合
同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧
张时（月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时），
基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，
优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电
量安排发电计划；当电力需求不足时（月度系统实际用电需
求小于月度系统总合同电量时），优先安排补偿价格较低的
机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。
第七十四条 除以上方式外，各地还可以采取以下三种
方式之一处理合同电量偏差，也可以根据实际探索其他偏差
处理方式。
（一）预挂牌日平衡偏差方式。月度交易结束后，通过
预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格由低
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到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排
序）。实时运行过程中，当系统实际用电需求与系统日前计
划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或
减发电量，保障系统实时平衡。机组各日的增发电量或减发
电量进行累加（互抵），得到月度的净增发电量或净减发电
量，按照其月度预挂牌价格进行结算。其余机组原则上按日
前制定的计划曲线发电。
（二）等比例调整方式。月度交易结束后，在实时调电
过程中，电力调度机构按照“公开、公平、公正”要求，每日
跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率
基本相当为目标，安排次日发电计划。发电企业超发、少发
电量按照各自月度计划合同和市场合同电量比例划分，超发
电量按照其全部合同的加权平均价格进行结算，少发电量对
相应合同进行扣减且后期不予追补。用户承担超用、少用偏
差责任并且支付偏差考核费用，偏差考核费用按照发电企业
电量或者电费比例返还给发电企业。采用本方式导致的发电
企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
（三）滚动调整方式。此方式适用于发电计划放开比例
较低地区。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户
侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方
式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，
可以开展事后合同电量转让交易。
第九章 辅助服务
第七十五条 辅助服务执行各区域辅助服务管理实施
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细则及并网运行管理实施细则。
第七十六条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助
服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三
方参与提供辅助服务。
第七十七条 按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，
按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助
服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补
偿。
第七十八条 鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主
体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电
控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅
助服务。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过竞价方式
统一购买系统所需的无功和黑启动服务。
第七十九条 电力用户参与提供辅助服务需满足各类
辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补
偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。
第八十条 用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用
户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网
调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰
贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡
献度为负。与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电
厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。
电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊
调峰辅助服务补偿费用；剔除直接交易曲线后的剩余发电曲
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线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。
第八十一条 加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电
信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响
应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机
动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。
第八十二条 跨省跨区交易涉及的送端地区发电企业
纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务情
况获得或者支付补偿费用。
跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰
要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行；达到有偿调
峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。
第十章 计量和结算
第八十三条 电网企业应当根据市场运行需要为市场
主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在
产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的
变（线）损。
第八十四条 同一计量点应当安装相同型号、相同规
格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标
志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，
当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电
量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装
置。
第八十五条 电网企业应按照电力市场结算要求定期
抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并提
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交电力交易机构。当出现计量数据不可用时，由电能计量检
测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关
市场主体协商解决。
第八十六条 电力交易机构负责向市场主体出具结算
依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，跨省跨
区交易原则上由电力用户所在地区电力交易机构向市场主
体出具结算依据，在区域交易平台开展的交易由区域电力交
易机构向电力用户所在地区电力交易机构出具结算依据；合
同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出
具结算依据。
第八十七条 电力用户和发电企业原则上均按照自然
月份计量用电量和上网电量，不具备条件的地区可暂时保持
现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的
电费结算和支付方式不变，并由电网企业承担电力用户侧欠
费风险，保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电
网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方
式。
第八十八条 市场主体接收电费结算依据后，应进行核
对确认，如有异议在 3 个工作日内通知电力交易机构，逾期
则视同没有异议。
第八十九条 建立合同偏差电量结算机制，发电企业和
电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主
的地区，按月清算、结账；开展周（日）交易的地区，按周
（日）清算，按月结账。
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采用预挂牌月平衡偏差方式的，结算流程和结算价格如
下：
（一）发电侧
1．根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安
排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细
则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电
（含部分时段无调节能力的水电）可按照申报次日可发电量
方式累加得到月度发电计划。
2．其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数
电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量；提供下
调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的
减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中
竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用，2%以内的少
发电量免于支付偏差考核费用。
3．其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数
电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和
时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订
的市场合同加权平均价结算剩余电量；提供下调服务导致的
减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于
补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高
成交价的 10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支
付偏差考核费用。
4．其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数
电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电
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和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量；提供上调
服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿；因自身原因
导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。
机组提供上调服务（或下调服务）导致的增发电量（或
减发电量），均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提
供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减
发电量。
5．全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的
实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超
发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算；因自身原因导
致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付
偏差考核费用；提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价
格获得补偿；提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格
获得补偿。
6．各地可按照以上原则，区分电源类型细化结算方式
和流程。
（二）电力用户侧
1．市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其
合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加
权平均价结算（系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交
易的最高成交价结算）。
市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同
加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏
差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价
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支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权
价的 10%支付偏差考核费用）。
下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总
电量
发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补
偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。
2．非市场电力用户（含优先购电电力用户，下同）按
实际用电量和目录电价结算。