广东电力交易中心日前发布了关于印发《广东电力市场结算实施细则(修编版)》的通知，细则适用于输配电价实施之前的广东电力市场结算工作。若输配电价实施后，将按照相关规定对本细则进行修编。
“为避免对市场主体电费进行持续性调整，原则上每半年开展一次集中退补调整。”修改为：为避免对市场主体电费进行持续性调整，原则上每年组织开展5月份和11月份月度结算时进行集中退补处理。
详情如下：
关于印发《广东电力市场结算实施细则（修编版）》的通知
各市场成员：
为进一步规范电力市场结算免考核工作，为市场主体提供明确、清晰的工作指引，交易中心组织修编了《广东电力市场结算实施细则(修编版)》，经广东电力市场管理委员会审议通过，并报政府主管部门备案，现予以印发，自2018年6月1日起执行，具体通知事项详见附件。
广东电力市场结算实施细则(修编版)
1.总则
1.1目的
为落实广东电力交易基本规则，指导、规范、明确广东省电力市场交割结算工作,特制订本结算细则。
1.2文件依据
1.2.1《关于推进售电侧改革的实施意见》(发改经体〔2015〕2752 号)。
1.2.2《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(粤发〔2015〕14号)。
1.2.3《广东电力市场交易基本规则(试行)》(南方监能市场〔2017〕20号)。
1.2.4《广东省经济和信息化委、广东省发展改革委、国家能源局南方监管局关于明确2017年市场交易组织有关事项的通知》(粤经信电力函〔2017〕63号)。
1.2.5《广东省发展改革委、广东省经济和信息化委、国家能源局南方监管局关于2017年广东省有序放开发用电计划及电力批发交易有关工作的通知》(粤发改能电〔2016〕784号)。
1.2.6《广东省经济和信息化委、广东省发展改革委、国家能源局南方监管局关于明确2017年集中竞争交易有关事项的通知》(粤经信电力函〔2017〕104号)。
1.2.7《广东电力市场建设实施方案》、《广东省售电侧改革试点实施方案》(粤发改能电〔2017〕48号)。
1.2.8《广东电力市场发电合同电量转让交易实施细则(试行)》(南方监能市场〔2017〕178号)。
1.3内容简介
本细则包含以下内容：各方主要权责、结算流程及详细步骤、免考核管理、追退补管理、月度电费结算和其他。
1.4实施范围
本细则适用于输配电价实施之前的广东电力市场结算工作。若输配电价实施后，将按照相关规定对本细则进行修编。
1.5定义与解释
1.5.1结算周期：本细则下结算周期为月度，即结算月份1日0时整至月末最后1日24时整。
1.5.2交易电量：指经交易机构根据本细则对交易意向进行审核、计算、安全校核，得出的月度市场合约电量。含月前调整后的长协交易电量与月度竞价交易成交电量。
1.5.3交割电量：是交易周期内，根据上网电量、用网电量等实际电量情况(以下简称发用电量)，对于发布的市场交易电量进行计算判定后，得出的实际成交、用于结算的电量。
1.5.4结算电费：用户、售电公司或电厂通过电力市场交易所应支付或获取的结算总电费，包含考核电费、往期追退补电费等。
1.5.5交易价差：根据结算主体在相关交易中取得的与目录电价的价格差额。
1.5.6零售合同：指售电公司与其代理用户协商签订合同统称。
1.5.7交易合同：指明确了年度长协电量和价差的售电公司、发电企业直接交易及电网输配电服务合同。
1.5.8结算合同：指电网公司与售电公司、用户(包括大用户、一般用户)签订的明确结算关系、结算计量点等三方合同或市场主体注册时签订的结算协议条款。
1.5.9关停淘汰机组：指列入全省“十三五”关停计划、具有当年年度基数计划指标且已关停的B类机组。
1.5.10刚性执行：指电厂在进行发电权转让交易时，转让的电量不受用电侧实际用电量波动的影响，100%结算。
1.5.11月度考核：指根据当月实际交割完成情况，对于大用户、售电公司、发电企业等市场主体的考核情况。
1.5.12代理用户：指该结算周期内与售电公司存在代理关系的用户。
1.5.13日期：本细则所指的日期遇到节假日时不顺延，实际操作中以电力交易机构发布的调整日期为准。
1.5.14不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超设计标准的地震、台风、雷电等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等 。
2各方主要权责
2.1用户主要权责：
2.1.1按照市场运营规则参与市场交易，履行交易合同、结算合同、零售合同及与电网企业签订的供用电合同，享受输配电服务。
2.1.2在电费中抵扣交易价差电费，获取相关方履行合同的信息、资料及查阅计量数据，按时足额缴交电费。
2.1.3在交易系统填制、更新用电户号(计量点号)，确认与售电公司的代理关系、结算方式、零售价格、违约电量电费等信息
2.1.4在临时结果公示后审核确认本企业结算结果并反馈意见。
2.1.5参与批发市场偏差考核或按照零售合同承担偏差考核责任。
2.1.6向电网公司获取其增值税专用发票。
2.2售电公司主要权责：
2.2.1按照市场运营规则参与市场交易，履行交易合同、结算合同及零售合同，收取或支付价差电费，在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信息、资料及查阅计量数据。
2.2.2在交易系统上填制零售合同结算方式、价格等信息，将零售合同上传至交易系统备案，在临时结果公示后审核确认本企业结算结果并反馈意见。
2.2.3参与批发市场偏差考核，按照零售合同承担偏差考核责任。
2.2.4向电网公司获取或者开具增值税专用发票。
2.3发电企业主要权责：
2.3.1按照运营规则参与市场交易，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。
2.3.2在合同有效期内依据合同获取相关方履行合同的信息、资料及查阅计量数据，在临时结果公示后审核确认本企业结算结果并反馈意见。
2.3.3向电网公司获取或者开具增值税专用发票。
2.4电网企业主要权责：
2.4.1负责电网安全稳定运行，提供输配电服务，无歧视向电力用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务，按规定收取输配电费。
2.4.2按照交易中心出具的结算依据，负责市场主体的电费结算，及时向交易中心反馈市场主体欠费情况。
2.4.3在临时结果公示后审查确认网间结算数据并及时反馈意见。
2.4.4向其他市场主体获取或者开具增值税专用发票。
2.4.5配合提供用户历史分月用电量;配合市场主体确认《用电侧免考核申报表》受影响电量情况;配合交易中心开展电量差错退补等相关工作。
2.5电力调度机构主要权责：
2.5.1提供基数计划月前调整系数、电厂非计划停运天数等基本结算参数。
2.5.2负责安全校核，并向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合交易机构履行结算职能。
2.6电力交易机构主要权责：
2.6.1组织市场化交易，拟定交易结算细则。
2.6.2负责市场交易交割计算，出具结算依据。
2.6.3发布年度和月度交易交割电量及电费情况等信息。
2.6.4建设和运维交易技术支持系统。
2.6.5解释、协调、解决交易结算中的问题。
2.6.6对市场主体进行偏差考核。
3结算流程
3.1步骤一：数据准备
具体包括：基数计划、市场合约电量、实际发用电量数据、电价数据、发电权转让合约及合约完成率、追退补数据、强制成交电量、用户免考核申报数据、非计划停运考核数据、交易结算参数等。
3.2步骤二：实际发用电量数据确认
3.2.1市场主体在交易系统及时确认实际发用电量数据。
3.2.2电网公司根据市场主体反馈意见，对电量进行再次复核、调整、并推送数据，并将复核情况告知市场主体。
3.3步骤三：零售市场电费计算
3.3.1售电公司根据零售合同及零售结算模式，按照零售代理用户实际用网电量，计算零售电费。
3.3.2售电公司发起零售计算结果确认流程，零售代理用户确认零售计算结果。如有异议，由零售双方协商明确相关数据。
3.4步骤四：批发市场电费计算
3.4.1需求侧结算
3.4.1.1市场合约结算。根据用户长协交易电量与价差、竞价交易成交电量与价差，计算市场合约价差电费。
3.4.1.2偏差结算。根据实际用电量与市场合约电量的偏差和月度出清电价，计算偏差电费。
3.4.1.3考核结算。根据用户偏差电量、结算参数中偏差允许范围以及偏差免考核申报结果，计算偏差考核电费;根据月前长协需求消减电量与用户需求消减免考核申报结果，计算需求削减考核电费。
3.4.1.4售电公司盈利结算。根据售电公司批发市场结算数据，与零售市场结算结果，计算售电公司盈利结果。
3.4.2供应侧结算
3.4.2.1基数电量结算。根据机组基数计划和B类机组基数结算进度系数进行机组实际基数电量结算。
3.4.2.2市场合约结算。根据机组长协签订电量与价格、竞价交易成交电量与价格，计算市场合约电费。
3.4.2.3发电权交易结算。根据发电权交易结果，进行发电权结算并将结算的上网电量从受让方还原至出让方。
3.4.2.4偏差电费结算。根据市场实际用电进度进行偏差1电量结算，根据机组结算上网电量进度进行偏差2电量结算及偏差电费分摊。
3.4.2.5考核结算。根据热电联产电厂热电联产预测偏差进行热电联产考核结算，根据调度机构提供的数据进行非计划停运考核结算。
3.5步骤五：根据批发、零售市场结果和其他待结算数据，出具临时结算单据，供市场主体确认
3.6步骤六：校核与发布结算单
3.6.1市场主体对各自临时结算结果确认。
3.6.2交易中心发布经市场主体确认后的正式结算清单。
4数据准备
4.1读取基础数据
读取月度竞价过程中形成的月度基数计划(由调度机构月度调整发布)、长协分月结果(由市场主体对年度长协分月计划削减调整而来)、月度竞价交易结果、市场合约电量(长协分月电量与月度竞价成交电量之和)、发电权交易结果(含广州电力交易中心发布的网间发电合同转让结果、省内线上线下发电合同电量转让)、强制成交电量等数据。
4.2准备结算参数
交易中心根据相关规则文件在系统设定：用户需求削减考核倍数，用户偏差允许范围及考核倍数，电厂热电联产预测偏差允许范围及考核倍数，非计划停运考核倍数等。
4.3实际发用电量准备
4.3.1电网经营企业按自然月份(每月1日0时整至月末最后一日24时整)的周期为市场主体计量发用电量。
4.3.2电网经营企业根据所辖范围向交易系统推送市场主体的实际发用电量。
4.4用户侧免考核数据
市场主体在交易系统上提出免偏差考核申报及相关材料，交易中心与供电局根据本细则免考核相关规定分别进行核实、审批。
4.5电价数据
4.5.1B类机组上网电价、环保电价等电价数据由电网公司向交易系统推送。
4.5.2电厂侧偏差1电价按机组上网电价与月度竞价出清价差代数和执行。
4.5.3电厂侧偏差2电价直接读取月度竞价后计算得出的煤机和气机偏差结算价格。
4.6非计划停运数据
调度机构根据上月实际调度情况，给出电厂非计划停运数据。
4.7发电合同转让结算系数
4.7.1交易中心根据相关规定，为每一笔发电权交易进行结算系数指定。除特殊情况按政府有关规定另行计算外，基数转让部分的结算系数β基数转让按照整体B类机组基数进度系数结算，长协转让部分按照整体市场化进度系数结算。
4.7.2在广东电力交易中心开展“合同电量转让”集中交易前，依据政府有关规定和双方合同执行。
4.7.3淘汰机组作为基数电量出让方时，结算时不考虑用户需求波动;计算总基数实际电量时，优先保证淘汰机组转让的基数电量刚性执行，再计算整体B类机组剩余基数计划的基数进度系数。
4.7.4省外水电机组作为基数电量受让方时，转让的基数电量刚性还原至出让方的上网电量。
4.8退补数据
当历史结算数据需要退补调整时，交易中心及供电局根据本细则退补结算相关规定进行数据准备。
4.9时间要求
数据准备工作不迟于每月5日前完成。
5电费计算
5.1供应侧电费计算
5.1.1电费构成
机组i的电费Ri由基数电量收入R基数、市场合约电量收入(含双边协商以及集中竞争电量)R市场合约、发电权交易电量费用R发电权、偏差电量收入(包括偏差1、偏差2、偏差分摊)R偏差、市场考核费用R考核、其他费用(包括脱硫、脱硝、除尘、必开电量补贴、退补电费)R其他等六部分构成。
Ri= R基数i+R市场合约i+R发电权i+ R偏差i+R考核i +R其他i
5.1.2基数电量结算
5.1.2.1计算全部B类机组月度实际总基数电量Q总基数实际。所有参与市场交易的用户月度实际总用电量为Q总市场实际，全部B类机组月度总上网电量为Q总上网，西南富余水电机组月度市场电量为Q省外市场(含发电合同转让和集中竞争交易电量)，淘汰关停机组基数转让电量为Q关停基数转让，则：
Q总基数实际=Q总上网-(Q总市场实际- Q省外市场)- Q关停基数转让
5.1.2.2计算机组月度基数电量收入R基数。根据全部B类机组月度实际总基数电量Q总基数实际、淘汰关停机组基数转让电量为Q关停基数转让、月度计划总基数电量Q总基数计划计算B类机组月度基数电量进度β基数，再等比例调整各发电企业月度计划基数电量Q基数计划，得到各发电企业实际结算基数电量Q基数实际，按政府核定上网电价P基数结算，则在运机组i月度基数电量收入R基数i为：
β基数=Q总基数实际/(Q总基数计划-Q关停基数转让);
R基数i= (Q基数计划i×β基数)×P基数i
5.1.2.3计算淘汰关停机组月度基数电量收入R基数。淘汰关停机组i转让的月度基数电量Q基数计划i刚性执行，剩余基数电量参照上一条规定执行。月度转让基数电量收入R基数i为：
R基数i= Q基数计划i×P基数i
5.1.3市场合约电量结算
5.1.3.1机组双边协商交易电量(不含双边协商交易合同转让电量)Q长协与集中竞争交易电量Q竞价之和，称为市场合约电量Q市场合约。
5.1.3.2按双边协商交易价差与政府核定上网电价之和P长协结算月度双边协商交易电量。按月度集中竞争交易成交价差与政府核定上网电价之和P竞价结算月度集中竞争交易电量，则机组i市场合约收入R市场合约i为：
R市场合约i=∑(Q长协in×P长协in)+ Q竞价i×P竞价i
其中：Q长协in为机组i与第n个大用户或售电公司签订月度核减后长协电量;
P长协in为机组i与第n个大用户或售电公司签订的长协价差与政府核定上网电价之和;
Q竞价i为机组i在月度竞价中的成交电量，包含强制成交电量;
P竞价i为月度集中竞争交易成交价差与机组i政府核定上网电价之和。
5.1.4发电权交易电量结算
5.1.4.1发电权交易收入分基数发电权转让收入和长协发电权转让收入两种。
5.1.4.2机组发电权交易电量结算。出让方按照发电合同转让成交价格(P基数转让和P双边协商转让)和考虑结算系数后的转让成交电量Q发电权实际，计算受让方应得的电费收入。
5.1.4.3将全部市场用户实际总用电量Q总市场实际与所有B类机组总市场合约电量Q总市场合约的比值计为β市场合约，则机组i的发电权交易收入R总发电权i为：
R总发电权i=∑[( Q基数转让in×β基数转让)×P基数转让in]+∑[(Q双边协商转让in×β市场合约)×P双边协商转让in]
其中： 出让方Q基数转让取负值，受让方Q基数转让取正值;
Q转让in为机组i与第n个机组签订的发电权转让合同中的转让电量值。
5.1.5必开电量补贴
5.1.5.1必开机组的月前公布安全下限电量为Q必开电量下限;必开电价P必开按政府有关规定执行。除政府规定的特殊情况另行处理外，必开电量补贴为：
R必开电量=(Q必开电量下限-Q基数计划-Q市场合约-Q发电权转让合约)*P必开
5.1.6偏差电量结算
5.1.6.1机组偏差结算分为三部分，即：
R偏差= R偏差1 +R偏差2-R偏差分摊
5.1.6.2计算R偏差1。全部市场用户实际总用电量Q总市场实际与月度总市场合约电量的偏差，由所有B类机组市场电量共同承担，按照等比例原则分摊得到各机组的偏差1电量，计为Q偏差1，按月度集中竞争交易成交价差与政府核定上网电价之和P竞价结算，则：
R偏差1 =[(Q市场合约×(β市场合约- 1)] ×P竞价
5.1.6.3计算R偏差2。机组结算上网电量Q上网与应结电量的差值，称为偏差2电量，计为Q偏差2。按各类型机组事后偏差结算价格P偏差结算，则：
R偏差2 = [(Q上网 - Q发电权实际)-(Q基数实际+Q市场合约+ Q偏差1)] ×P偏差
5.1.6.4当不同类型机组的偏差结算价格P偏差不同，导致发电侧偏差结算电费存在盈亏时，盈亏费用R总偏差2等于各机组R偏差2的代数和，由B类机组按结算上网电量分摊，则：
R偏差分摊 = R总偏差2×(Q上网-Q 发电权实际)/ Q总上网
5.1.7市场考核结算。
市场考核费用R考核包括非计划停运考核和热电联产考核两部分。
5.1.7.1由于发电企业自身原因造成整个电厂法人单位等效非计划停运超过5天而产生的全厂负偏差电量Q偏差2，按照月度集中竞争交易成交价差的绝对值进行考核。
R非计划停运考核费用= Q偏差2电量×|P出清|;
5.1.7.2若热电联产机组预测的“以热定电”电量需求大于实际上网电量，超过实际上网电量3%的预测偏差部分，按2×(政府核定上网电价-月度集中竞争交易成交价差的绝对值-偏差结算价格)进行考核。若上述考核价格小于0，则不予考核。
若Q热电联产电量+Q协商电量+Q基数电量-(1+β热电联产偏差范围)×Q上网电量>0时
R热电联产考核电费=[Q热电联产电量+Q协商电量+Q基数电量-(1+β热电联产偏差范围)×Q上网电量]×(|P出清|+P偏差-P上网)×2;
长协电量和基数电量均为已考虑发电权转让的计划电量。
5.1.8环保电量结算
根据《关于印发<广东电力市场发电合同转让交易实施细则(试行)》(南方监能市场[2017]178号)文件精神，环保附加电价根据机组实际上网电量结算：
R环保=Q上网×(P脱硫+ P脱硝+P除尘电价)
5.2批发市场用户(含售电公司)结算
用户n(含大用户、售电公司，以下同)价差电费Rn由市场合约价差电费(含双边协商以及集中竞争)、偏差电量价差电费、考核费用构成。用户n总电费为Rn，将计算公式表达为：
Rn=Rn长协+Rn竞价+Rn偏差+Rn偏差考核+Rn需求考核
5.2.1对于用户n(含大用户、售电公司，以下同)，与电厂i的长协价差为Pn长协i，长协电量为Qn电量i，结算电费为Rn长协i，该用户总长协电费为Rn长协，将公式表达为：
Rn长协=∑(Qn电量i× Pn长协i)
5.2.2对于用户n，在竞价市场获得电量为Qn竞价，月度出清价差为P出清，竞价结算电费为Rn竞价，将公式表达为：
Rn竞价=Qn竞价×P出清
5.2.3对于用户n，实际用电量为Qn，偏差结算电费Rn偏差为：
Rn偏差=(Qn- Qn竞价-∑Qn长协i)× P出清
5.2.4对于用户n，实际用电量与合约电量偏差绝对值超过2%时，需要进行考核，考核电费Rn偏差考核为：
Rn偏差考核=[|Qn- Qn竞价-∑Qn长协i|-( Qn竞价+∑Qn长协i)×2%]×|P出清|×2
5.2.5若大用户n偏差免考核申报通过，该大用户偏差考核电费为0;若售电公司n为某个代理用户j申报偏差考核免考核成功，可剔除免考核用户j的影响，以剩余代理用户用电量对售电公司进行偏差考核。具体计算公式参照上一条。
5.2.6对于用户n，若月度竞价前其申报月度需求为Qn需求小于年度长协分月电量Qn长协，则需求考核电费为Rn需求考核为：
Rn需求考核=(Qn长协-Qn需求) ×|P出清|
5.3零售市场结算
根据交易系统结算模块功能设置，零售市场电费一般由固定回报、市场联动、偏差考核三部分构成。
5.3.1固定回报部分
固定回报部分指与用户签约合同中约定每月的获利不变，不受市场任何因素影响的一种分成模式。常见模式如下：
5.3.1.1固定价差
根据售电公司与用户签约的合同，对结算电量以固定价差价格计算其零售电费。
5.3.1.2阶梯单价
根据售电公司与用户的合同约定，根据结算电量所处区间确定零售单价，以此计算零售电费。
5.3.1.3阶梯累进
根据售电公司与用户的合同约定，对结算电量分段计算电费，不同分段对应有不同价格。
5.3.1.4固定电费
按照零售合同双方约定的固定电费结算，不考虑其他因素。
5.3.2市场联动部分
市场联动部分是指与用户签约合同中与市场月竞相关，随着月竞价格的变化而变化的一种分成模式。常见模式如下：
5.3.2.1直接分成
根据售电公司与用户的合同约定，结算电量先乘以市场统一出清价，再乘以分成系数得出零售电费。
5.3.2.2保底加分成
根据售电公司与用户的合同约定，结算电量先按保底价格结算，如果统一出清价大于保底价格，超出部分价格再乘以分成系数计算零售电费。
5.3.2.3保底或分成
根据售电公司与用户的合同约定，结算电价取统一出清价乘以分成比例后的价格与保底价格的较大值计算零售电费。
5.3.2.4阶梯分成
根据售电公司与用户的合同约定，对结算电量进行分段，不同的分段适用不同的分成比例计算零售电费。
5.3.3偏差考核部分
偏差考核部分是指根据双方签定的合同，售电公司对用户超出约定电量部分进行偏差考核。常见模式如下：
5.3.3.1电量阶梯罚金系数
根据售电公司与用户的合同约定，按照代理用户偏差电量所在区段，确定罚金系数并计算代理用户所分摊的考核费用。
5.3.3.2偏差比例阶梯罚金系数
根据售电公司与用户的合同约定，按代理用户偏差比例所在区段，确定罚金系数并计算代理用户所分摊的考核费用。
5.3.3.3固定费用
根据售电公司与用户的合同约定，代理用户罚金为固定费用，不考虑其他因素。
5.3.3.4固定比例
根据售电公司与用户的合同约定，代理用户分摊的考核费用为固定的比例，不考虑其他因素。
5.4网间平衡结算
对于市场主体跨越广东电网公司、广州供电局有限公司、深圳供电局有限公司营业区的交易事项，每月根据各电网企业月度价差电费收支情况，在电网公司网间交易中联动疏导。广州供电局、深圳供电局网间平衡结算费用为：
R广(深)网间平衡结算费=∑R广(深)发电企业价差电费 -∑R广(深)用户、售电公司价差电费
当R>0时，由广东电网公司支付给广州供电局或深圳供电局。
当R<0时，由广州供电局或深圳供电局支付给广东电网公司。
其中，网间价差电费已包含考核费用、必开电量补贴等费用。
5.5结余资金计算
5.5.1四舍五入差额
在结算过程中，因四舍五入导致的不平衡电费需纳入结余资金收支管理。
5.5.2考核费用
在结算过程中，市场主体考核费用纳入结余资金收入管理。
5.5.3必开电量补贴
在结算过程中，必开电量补贴费用纳入结余资金中支出管理。必开电量等补贴费用来自当年市场化结算结余资金余额，年度清算时按照收支平衡的原则集中支付必开电量等补贴费用，余额不足时按各发电企业应补金额等比例支付补贴费用。
6结果确认与发布
交易中心计算出结算电量、电费后，在系统上开放结算临时结果给所有市场主体确认，由相关企业在两日内提出反馈意见，逾期未反馈的视为默认。交易中心根据反馈意见进行解释或调整后，提交结算结果，经交易中心两级审批通过后正式对外发布。
7月度电费结算
7.1市场交易电费由电网企业负责结算，其中发电企业上网电费由广东电网有限责任公司、广州供电局有限公司和深圳供电局有限公司支付;用户用电费由所在地区供电局收取;售电公司电费按其从不同供电营业区代理用户上获得的价差电费来划分，分别与广东电网有限责任公司、广州供电局有限公司和深圳供电局有限公司结算。
7.2用户交割电费纳入电网企业售电管理流程，与月度用电费一并结算;发电企业交割电费纳入电网企业购电管理流程，与月度电费一并结算;售电公司交割电费纳入电网企业售电管理流程，按结算合同约定支付或收取。
7.3对于跨区交易事项，按照网间平衡结算结果，在广东电网公司与广州供电局有限公司、深圳供电局有限公司网间交易中联动疏导。
7.4月度市场交割电费按照“月结月清”原则在实际发用电量的次月结算，具体由电网公司按照结算合同，根据可操作和同步结清的原则安排结算。
7.5如果市场主体未全额或未支付月度电费，由电网企业将欠费信息反馈给电力交易机构和相关交易方。相关交易方按照共担风险的原则承担欠费风险，按合同约定执行。电力交易机构按照市场注册管理规定将欠费市场主体纳入诚信管理，暂停或注销其市场资格，并按国家有关规定将其纳入联合惩戒名单。
8免考核管理
8.1适用范围
因以下原因用户出现负偏差电量的，经认定可免于考核：执行县(区)级及以上政府主管部门制定的去产能政策、环保停产政策、不可抗力、计划外的公用输配电设施向用户供电受限、按政府要求参与有序用电安排。
8.2免考核类型
8.2.1去产能、环保停产免考核
8.2.1.1对于因县(区)级及以上政府主管部门发布的去产能、环保停产等政策，导致用户产生负偏差电量时，售电公司或大用户按照单个用户逐一提供县(区)级及以上政府主管部门政策文件等证明材料，向交易中心提出免考核申报。
8.2.1.2因去产能、环保停产的用户，受影响时间持续多个月份的，原则上只对首月的影响电量进行免考核。对于用户去产能、环保停产有关证明材料的发文时间，在月度集中交易申报需求时间截止之前，该用户不能参与交易月份的免考核;在月度集中交易申报需求时间截止之后，该用户可参与交易月份的免考核。
8.2.2不可抗力免考核
8.2.2.1因台风、地震等不可抗力导致的用户用电设施受损而产生负偏差电量，根据省级政府主管部门发文明确的影响范围及免考核处理意见，按用户所在地区、免考核类型直接申报免考核。
8.2.2.2对于县(区)级及以上政府相应主管部门发文明确台风、地震等不可抗力影响范围的情况，售电公司或大用户按照单个用户逐一填报《用电侧免考核申报表》及相关证明材料，地级市供电局根据文件范围核对用电企业所在区域及用电情况，在《用电侧免考核申报表》中明确意见，并加盖地级市供电局市场部(广州、深圳电网公司可为区供电局或客服中心，下同)公章，作为免考核的依据。
8.2.2.3对于没有相关政府主管部门发文明确的不可抗力影响事件，售电公司或大用户按照单个用户逐一填报《用电侧免考核申报表》及相关证明材料，县(区)级及以上政府相应主管部门对事件属性进行确认，并加盖单位公章;地级市供电局对用户所在区域及用电情况进行确认，并加盖地级市供电局市场部公章。
8.2.3参与有序用电、计划外供电受限免考核
8.2.3.1省级、地级市电力主管部门发文明确全省、全市或全县(区)进入错峰限电状态时，售电公司或大用户可对当月负偏差电量申报免考核。全省启动有序用电时，不再执行负偏差考核;全市或全县(区)启动有序用电时，售电公司或大用户按照单个用户逐一提供县(区)级及以上政府主管部门政策文件等证明材料，向交易中心提出免考核申报。
8.2.3.2对于公用电力设施建设、检修等停电原因引起的用电负偏差，以县(区)级及以上政府主管部门文件为依据开展免考核，售电公司或大用户按照单个用户逐一提供影响设备用电情况及政府政策文件等证明材料，在交易系统提出免考核申报。
8.2.3.3对于参与有序用电、计划外供电受限的用电企业，若无法提供县(区)级及以上政府主管部门文件作为免考核依据，由售电公司或大用户填报《用电侧免考核申报表》，由地级市供电局确认事件的真实性(包括不限于：发布有序用电或计划外供电受限的通知信息、影响用户用电负荷情况)，并加盖地级市供电局市场部公章，作为免考核依据。
8.2.4发电企业免考核
对于发电企业因配合系统安全运行、不可抗力等非电厂自身原因导致非计划停运、以热定电偏差考核，由发电企业向交易中心提出免考核申报，并提供配合系统安全运行等证明材料，交易中心会同电力调度机构确认相关事实，并请示政府主管部门同意后进行免考核。
8.3免考核审核
交易中心根据相关证明材料，对免考核申报进行审核认定。核实受影响的需求削减电量或偏差电量，作为免考核结算依据。
8.3.1交易中心认定
交易中心根据县(区)级及以上政府相应主管部门政策文件、《用电侧免考核申报表》(如需要)等相关证明材料，对免考核申报进行认定。
8.3.2政府主管部门确定
对于因去产能、环保排放等原因应停产的用户，未按要求停产、违规用电导致正偏差，或因用户自备电厂少发欠发导致正偏差，以及发电企业免考核等其它交易中心难以认定或认为需政府相应主管部门来裁决确定的免考核申报，由交易中心定期收集并请示省政府相应主管部门明确处理意见。
8.4免考核提交材料与申报方式
8.4.1售电公司或大用户按照自行评估、自愿申报的原则，按照单一用户提供县(区)级及以上地政府相应主管部门的文件依据、《用电侧免考核申报表》等证明材料，在交易系统提交免考核申报并上传证明材料。
8.4.2单个用户每月只能申报一次且只能选择8.2免考核类型中的一项进行免考核，根据实际情况选择需求削减免考核或用电偏差免考核。
8.5免考核计算标准
8.5.1对于直接参与批发市场的大用户全额减免偏差考核费用。
8.5.2对于申报免考核通过的售电公司，剔除免考核零售用户的影响，以剩余用户用电量对售电公司进行偏差考核。其中：售电公司当月用电量按剔除免考核用户后的当月实际用电量计算，售电公司当月合约电量按照免考核计算标准进行扣除，以上述两者计算售电公司偏差及偏差考核费用。
8.5.3零售用户免考核计算标准有以下三类，按优先级排序依次为：一是按申报的用户用电需求，二是按用户上一年度实际用电月份的月平均用电量，三是按用户近期连续3个月或以上实际用电月份的月平均用电量。
8.5.4对于零售用户，若售电公司在月度集中交易前申报该用户的用电需求，不超过该用户上一年度实际用电月份的月平均用电量130%，则优先选取申报的用电需求作为免考核计算标准。
8.5.5对于未在月度集中交易前申报该用户的用电需求，或申报用电需求超过该用户上一年月平均实际用电量130%，则选取用户上一年度实际用电月份的月平均用电量作为免考核计算标准。
8.5.6如用户的产能、产能利用率等发生变化，导致月用电量超过上一年度月平均实际用电量的130%，可由售电公司提出申报，根据用户近期至少连续3个月或以上实际用电月份的月平均用电量确定免考核计算标准，并提供电费通知单、增容等证明材料。免考核计算标准中用户用电量取值截止月份不得超过申报免考核月份，已执行免考核结算月份的用电量不纳入免考核计算标准取值范围。
8.6免考核处理时间及要求
市场主体在每月4日前提出上月免考核申报;交易中心每月6日前完成认定，符合条件的当期进行免考核结算。对于未能及时开展免考核结算的，采用退补方式进行处理，具体参照第九章规定执行。
9电费退补调整
9.1市场主体由于历史发用电量计量差错等原因需要进行电费退补调整的，由交易中心根据电网公司推送的修正后电量，重新计算涉及月份有关市场主体的市场化电费，并将差额电费纳入待退补电费项。电量差错退补调整追溯期原则上不超过12个月。
9.2因电价政策调整或者因市场主体适用的电价类别变化等原因，导致电费需要调整的，由交易中心依照有关电价政策文件开展电费退补。
9.3因市场交易结算规则、交易价格等政策性变化或不可抗力引起的差错，导致电费需要调整的，由交易中心依照有关规定开展市场化电费退补。
9.4为避免对市场主体电费进行持续性调整，原则上每年组织开展5月份和11月份月度结算时进行集中退补处理。
9.5对结算影响较大的退补调整，可由交易中心评估后及时组织退补。
10其他
10.1本细则名义下的结算发生争议时，争议各方应秉承谅解、合作的态度协商解决，协商未果的可提交省经信委、省发改委、国家能源局南方监管局调解或裁决。对裁决结果有异议的可根据相关合同约定提请司法诉讼。
10.2本细则由交易中心编制并负责解释，经市场管理委员会审定后发布。
10.3本细则承接广东电力交易基本规则等有关政府文件，若政府文件发生更改，则本细则相应内容做相应变更。
