9.5 电量结算
9.5.1 电量结算原则
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调峰替代交易电量，再确定购网电量后，综合结算；新能源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，按两种方式进行替代交易电量，然后结算其他市场化电量的原则执行。
9.5.1.2 替代交易结算采用“顺推法”：中标新能源企业由电网运营企业支付购电费时应扣除中标替代交易结算电量对应的补偿款（含税）后统一支付，即分别计算市场化电量和优先发电权电量，计算相应电费（含补贴电价）；针对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。
9.5.1.3 替代交易结算采用“输配电价法”：针对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出清电价（含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。
9.5.1.4 燃煤自备电厂所属企业替代交易月度结算电量的确定。
（1）燃煤自备电厂机组实施实时有功电力调峰、旋转备用调峰替代结算电量的确定原则：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（自备机组降低出力的开始、结束时间及幅度），结合下网计量抄表数据综合计算确定。
（2）燃煤自备电厂机组实施停机替代结算电量的确定原则：按照调度机构公示的自备电厂机组月度停机计划，其机组开始停机、结束停机恢复正常出力时对应的企业下网负荷时间段、确定的下网负荷增加调整的幅度（自备机组停机的开始、结束时间及幅度），结合下网计量抄表数据综合计算确定。
（3）燃煤自备电厂机组如计划停机超出调度机构确定的时间后产生的下网电量增加，为购网电量，不计算为调峰替代交易电量；属政府根据供热要求，执行供热调峰、停止新能源企业发电的时间段，按照政府批复的“保证民生供热调峰办法”等政策执行，不计算为调峰替代交易电量。
（4）燃煤自备电厂所属企业具体计算月度替代交易电量的方法：按照边界条件，调度机构值班调度员对自备企业机组下达调整出力，并增加下网电量的指令时，记录四个节点的相关信息，即调整出力的下网负荷增加幅度（P2)、开始时间(T1)、开始时实际负荷(P1)以及截止时间(T2)。该指令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）。期间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，再根据电力调度机构提供的下网负荷调整时间段四个节点的相关信息，进行综合计算，并由电网运营企业与自备电厂所属企业双方共同确认。
在月度替代交易发生的月度内，根据双方共同确认的一次调整电量数值和下网计量电量数值，月度累计后据实结算。即W2即为自备电厂机组调整出力后形成的调整电量，具体公式示意如下：
W=月度总下网电量=W1+W2
W1=自备机组非调整出力后形成的替代电量（月度网购电量）=W-（M1+M2+M3）=W-M
W2=自备机组调整出力后形成的替代电量=M1+M2+M3
M月度总调峰替代交易电量=M1+M2+M3=M1实时有功电力调峰电量+M2旋转备用调峰电量+M3停机备用调峰电量
M1=(T2底码-T1底码）×倍率-(T2-T1)×P1功率调整数值
M2=P2（机组旋转备用对应的容量）×(1-厂用电率%)×T（旋转备用时间）
M3=P3（机组停机对应的容量）×(1-厂用电率%)×T（停机时间）
W1=月度网购电量；W2=月度调峰替代交易电量
W3=富裕电量上网=关口表计反向上网电量（W3单独计算）
燃煤自备电厂所属企业月度结算电量上下网单独计算；电费需对应各项电量对应电价综合计算（含税），并出具结算单。
9.5.1.5 新能源企业月度调峰替代交易结算电量的确定：
（1）按照当月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企业结算电量计算和进行分配。
（2）具体新能源企业结算中标电量具体计算方法和公式如下：
W（新能源企业月度总上网电量）=W1+W2
W1=新能源机组非市场化电量=(T2底码-T1底码）×倍率-M（市场化电量）
W2=新能源机组月度市场化电量=（M1+M2)+M3=M
M1=直接交易疆内市场化电量之和
M2=外送电交易市场化电量之和
M3=新能源参与调峰替代交易电量
M3=W×(X)(所在区域参与调峰替代交易月度实际结算比例)
月度新能源企业所在区域内实际结算电量比例的具体计算方式：
X：各区域“替代”电量与上网电量比率:
区域内所有中标新能源企业调峰替代交易电量的月度实际结算比例值保持一致。
