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第十一章计量和结算
第一百零二条[计量位置]电网企业应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。
第一百零三条[计量装置]同一计量点应安装同型号、同规格、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。
第一百零四条[计量数据]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。
第一百零五条[结算依据]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本省电力交易机构协调省外交易机构后，向市场主体出具结算依据；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。
第一百零六条[电费结算]市场交易电费结算为现金方式，经交易双方约定可以少量使用承兑汇票，但约定接受承兑汇票的发电企业、售电公司应承担承兑汇票的消化责任或贴现责任。有历史原因或特殊困难的用户企业，经省政府特批后，可暂时使用承兑汇票结算，但承兑汇票比例应逐年下降。
第一百零七条[电费结算]电力用户按实际交易电量和交易电价（代理交易电价）结算交易电费，电网企业负责收费，将交易电费分类进行再结算：
1．直接交易：电网企业将发电企业与该用户交易的电费（交易上网电量乘交易电价）结算给发电企业；
2．批发交易和代理交易：电网企业将发电企业与售电公司（含代理交易）交易的电费（实际交易上网电量乘交易电价）结算给发电企业；同时将用户上缴的交易电费减去发电企业应得的交易电费和基金附加、输配电价（含损耗）后的余款结算给售电企业；
3．跨省区交易：按交易类别和参与主体的差别按上述原则结算；
4．合同电量转让交易：最终受让方为结算主体，并按上述办法结算；转让合同另有约定的，经电力交易机构审查可按相关规定结算。电费结算原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，具备不条件时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。不承担市场交易电费结算职能的电网企业不承担相应电费拖欠风险，市场主体可自行约定结算方式。偏差电量电费结算（含违约金扣减和电费补偿）按以下第一百零九条规定办理，原则上与上述电费一并结算。第一百零八条[结算争议]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5个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。
第一百零九条[偏差电量结算]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时，按月清算、结账；开展周（日）交易时，按周（日）清算，按月结账。预招标按月平衡偏差时的结算流程和结算价格如下：
（一）发电侧
1.可再生能源：根据自身发电能力预测，申报次月可发电量。鼓励可再生能源参与市场竞争，相应上网电量按其合同价格结算。
（1）实际上网电量超过其申报电量时，水电、风电、光伏发电105%以上的超发电量按实际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低成交价结算），其余电量按政府批复电价或合同电价进行结算。
（2）实际上网电量低于其申报电量时，按政府批复电价或合同电价结算其实际上网电量。风电、光伏发电75%（水电85%）以下的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付违约金，因调度运行需要导致的少发电量免于支付违约金。
2.其他类型电源：
（1）实际上网电量小于其月度计划电量时，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招标价格获得补偿，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%支付违约金，2%以内的少发电量免于支付违约金。
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