V4.0 → V5.0 规则修订对比学习手册
这本手册只讲“变了什么、为什么重要、怎么算”。每处变化都标了类型： 新增 删除 修改 收紧 放宽。 左边灰色是 V4.0（2026年），右边绿色是 V5.0（2027年）。V5.0 的完整讲解见同目录《规则体系V5.0学习手册》。
① 对比基准是 594 号文的原始 V4.0。2026年5月的 208 号文（调整优化 V4.0）是扫描件，未能提取文字，所以其中已经提前调整过的条款，本手册仍记为“V4.0→V5.0 的变化”。② 2027 方案还是征求意见稿。③ “影响提示”一栏是编者对发电企业的理解，仅供参考。
导读：一页看懂十大变化
1. 结算价
全省系统电价→发电按节点价
对发电 ↓ · 电源基地收入可能下降2. 现货下限
−50→0
对发电 ↑ · 不再有负电价3. 月度签约
分时段 85%→按月合计；用户 80%
对发电 ↑ · 时段间可抵消4. 零售套餐
交易价＋联动 5–10%→联动价＋浮动 2–20
中性 · 用户全跟市场5. 水电基数
近三年同月平均→上一年同月
中性 · 优先计划两边都含6. 报价 A2
100%→20%
对发电 ↓ · 必须分段报价7. 市场力合理价
外购电价→边际成本 × K
中性 · K 待定8. 价格异常对象
水电→新能源 / 最高段
对发电 ↑ · 水电松绑9. 履约保障
0.8 分 / 5 分→1 分 × 3，≥200 万
中性 · 售电押金↑10. 交易组织
工作日、按日类型→多月、绿电挂牌、自然日
对发电 ↑ · 窗口更多展开详解：十大变化文字说明
结算价：全省一个价 → 发电侧按节点价V4.0 发、用两侧都按“系统电价”结算；V5.0 发电侧按自己节点的电价，用户按统一结算点价，两者之差要发电企业自己承担。
现货价格下限：−50 → 0 元/MWh不再出现负电价；月内滚动交易上限从 481.44 放宽到 800。
月度签约和偏差回收：分时段 → 按月总量V4.0 每个时段都要满足 85%，V5.0 只看全月合计；用户侧比例从 85% 降到 80%。
零售套餐：“交易价＋联动比例” → “联动价＋浮动价”零售用户从“大部分锁价”变成“全部跟随批发市场”，售电公司只赚 2—20 元的浮动价。
水电年度签约基数：近三年平均 → 上一年月度签约口径也变了：优先发电计划电量从“两边都扣”改为“两边都含”。
报价规则收紧水电、新能源单段最大宽度从 100% 降到 20%（必须真正分段报价）；水电取消“全容量报地板价”；燃煤报价起点改为最小稳定出力。
市场力“合理价”换锚V4.0 对标省间外购价；V5.0 对标机组边际成本曲线 × K（K 待定）。
价格异常处置对象：水电 → 新能源价格贴地板时，V4.0 限制水电，V5.0 限制新能源“全容量报 0”。
售电公司履约保障重算从“按历史批发电量 0.8 分/5 分”改为“按预计售电量 1 分 × 3，最低 200 万”，并按信用等级限制保险比例。
交易组织更灵活新增多月交易、绿电挂牌和小时级绿电；月内交易从“工作日”改为“自然日”连续开市；集中交易成交电量从“按日类型系数分解”改为“按日均分”。
关键数字速查
| 项目 | V4.0（2026） | V5.0（2027） |
|---|---|---|
| 省内交易规模 | 约 2300 亿kWh | 约 2500 亿kWh |
| 现货申报/出清限价 | −50 ～ 800 | 0 ～ 800 |
| 月内滚动交易限价 | 0 ～ 481.44（燃煤基准价上浮20%） | 0 ～ 800 |
| 实时出清滚动时长 M | 1 小时 | 2 小时 |
| 水电、新能源单段容量上限 A2 | 100% | 20% |
| 燃煤最小连续开机时间 | 72 小时 | 丰水期 72 / 枯水期 120 小时 |
| 月度签约（用户/售电） | 分时段 85%，回收区间 85%～115% | 月总量 80%，回收区间 80%～120% |
| 零售价格可调部分 | 联动比例 5%～10%，结算价 ≤ 交易价 105% | 浮动价 2～20 元/MWh |
| 履约保障基础额度 | MAX(12个月批发电量×0.8分, 2个月电量×5分) | MAX(200万, 预计售电量×1分×3) |
| 计量追溯期 | 6 个月 | 1 年；追退补不超过 12 个月 |
第一篇 总体方案对比（2026 → 2027）
规模 · 成员 · 交易品种 · 零售 · 价格 · 结算 · 关键机制
1.1 交易规模与市场成员
规模 +200 亿；35kV 以上逾期不入市就当批发用户；新型主体加了绿电直连、微电网。
V4.0（2026）
- 约 2300 亿kWh
- 工商业原则全入市
- 售电公司单列
→
V5.0（2027）
- 约 2500 亿kWh
- 35kV+ 逾期 → 视为批发用户
- 新增绿电直连、智能微电网
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0（2026） | V5.0（2027） | 变化 |
|---|---|---|---|
| 交易规模 | 约 2300 亿kWh | 约 2500 亿kWh | 修改 +200 亿 |
| 大用户入市 | 工商业原则上全部直接入市，具备计量能力并注册 | 35kV 及以上须在年度交易结束前注册入市，逾期视为批发用户、接受现货价格 | 收紧 |
| 售电公司 | 单列一类经营主体 | 不再单列（作为用电侧主体出现在各品种中） | 修改 |
| 新型经营主体 | 新型储能（用户侧、独立）、虚拟电厂、电动汽车充换电设施、分布式新能源，各列准入条件 | 分布式光伏、分散式风电、储能、可调节负荷、虚拟电厂、智能微电网、绿电直连项目；发、用电部分分别参加；绿电直连可整体注册、主责单位统一申报；2025-06-01 后投产的非调度分布式可由虚拟电厂聚合 | 新增 绿电直连、微电网 |
| 交易中心职责 | 组织中长期、注册、合规校核、结算、监测风控等 | 增加“中长期出清校核”“中长期运营监测” | 修改 |
| 新能源参与市场（V4.0 七(二)） | 集中式风光应直接参与；鼓励分布式聚合；机制电价按省方案执行 | 该节删除（相关内容分散到成员、结算、签约条款） | 删除 |
1.2 批发交易品种与组织方式
交易窗口更多：新增多月交易、绿电挂牌，转让可在月度/月内集中；“日前市场”改称“日前预出清”。
V4.0（2026）
- 年度·月度·月内
- 绿电只双边
- 月内工作日开市
→
V5.0（2027）
- 新增多月交易
- 绿电可挂牌、新增小时级绿电
- 月内自然日连续开市
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0（2026） | V5.0（2027） | 变化 |
|---|---|---|---|
| 交易周期 | 年度、月度、月内 | 年度、月度、多月、月内 | 新增 多月 |
| 省内绿电方式 | 仅双边协商 | 双边协商＋挂牌；含小时级绿电 | 新增 |
| 年度完成时间 | 2025 年底前 | 2026 年底前 | 修改 |
| 月度组织时间 | 上月下旬 | 每月下旬（月度、多月） | — |
| 月内开市 | 按工作日连续开展（遇节假日在节前一个工作日把周期顺延 n 天） | 按自然日连续不间断开市 | 修改 |
| 常规直购月度双边 | “不含电能量增量交易”（只能减量、转让） | 发电侧只能买入、用电侧只能卖出（含义相同，换了表述） | 修改 表述 |
| 现货阶段名称 | 日前市场（出清不结算） | 日前预出清（不结算） | 修改 名称 |
| 实时市场出清结果 | 发电出力曲线＋分时电价 | 发电出力曲线＋节点边际电价 | 修改 见 1.4 |
1.3 零售交易：套餐结构彻底改变（重点）
零售用户从“大部分锁价”变成“全部跟随批发市场”，售电公司主要赚 2—20 元浮动价。
V4.0：结算价 = 交易价 ×(1−联动比例) ＋ 联动价 × 联动比例
交易价（锁定）90%—95%联动 5—10%
V5.0：结算价 = 联动价 ＋ 浮动价
联动价（统一价 ＋ 全体售电合约平均盈亏）全部跟市场浮动 2—20
V4.0
- 结算价 ≤ 交易价 105%
- 只能调一次绿电比例
- 双边·挂牌·邀约
→
V5.0
- 峰谷 MAX/MIN 分时引导
- 每月可调一次
- 双边·挂牌·竞价；新增聚合
默认算例：同一用户 V4.0 结算 310，V5.0 结算 286.67（元/MWh）
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
V4.0（2026）“交易价格＋联动价格”
结算价 = 交易价 × (1 − 联动比例) + 联动价 × 联动比例· 联动价 = 当月该时段现货实时加权均价
· 联动比例 5%～10%
· 联动后结算价 ≤ 全电量按交易价结算的 105%
· 交易价限价 = 中长期年度交易限价
· 套餐签订后只有绿电比例可调整一次
· 方式：双边、挂牌、邀约
V5.0（2027）“联动价格＋浮动价格”
结算价 = 联动价 + 浮动价· 联动价 = 统一结算点实时价 + 全体售电公司中长期合约平均盈亏
· 浮动价 2～20 元/MWh，全年固定
· 峰谷时段有 MAX/MIN 分时引导
· 月度可调当月绿电比例和次月其他参数（每月一次）
· 方式：双边、挂牌、竞价（邀约改为竞价）
· 新增聚合交易（虚拟电厂）
V4.0 像“固定价套餐、只留一点点浮动”：现货涨到 400，用户也只多付一点；V5.0 像“按市价结算、另付服务费”：用户承担全部市场波动，但也享受全省售电公司的平均签约水平。对售电公司来说，赚钱方式从“赚批零价差”变成主要“赚浮动价”，超额部分还要和用户分享。
| 零售其他条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 峰谷电价 | 原执行峰谷电价的批发、零售用户继续执行；批发用户交易价、零售用户联动价部分不浮动 | 零售分时价格引导：峰段 MAX(联动价, 月均价×(1+上浮))，谷段 MIN(联动价, 月均价×(1−下浮))，损益由电网向全体市场用户分摊或分享 | 修改 |
| 收益分享 | 各月各用户批零价差收益超过基准的部分分享；PPA、留存、保障性小水电不纳入 | 度电收益扣除浮动价后超过基准的部分分享；默认值仍为 7 元、50% | 修改 |
| 保障性小水电 | 地县调直调电站保障电量，按工商业曲线分解、计入签约、按交易价结算 | 概念删除 | 删除 |
| 留存、PPA | 不参与零售结算价计算 | 差价费用单独计算，并向拥有它的用户“传导”：电量 × (合同价 − 联动价) | 修改 |
同一个用户，两种套餐各付多少
1.4 价格机制、限价与结算（重点）
发电侧从“全省一个系统电价”改为“自己节点的价”，合同按统一价补差，基差自担；现货下限 −50 → 0。
−50 → 0现货申报/出清下限
481 → 800月内滚动上限
−5,000 → 0负价时新能源 100MWh 现货收入
默认算例（settle 计算器）：同一电站 V4.0 29,200 元 → V5.0 25,000 元，少 4,200 元
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V4.0：系统电价
“在满足所有安全约束的最优调度下，按发电机组出力占系统总发电比例，增加单位负荷所需增加的能量成本”。发电企业、用户、售电公司、虚拟电厂全电量按每 1 小时的系统电价结算；独立储能按 15 分钟。V5.0：节点边际电价 + 统一结算点
发电侧：自己节点的 15 分钟电价，按自身上网电量加权成小时价；用户侧：统一结算点价（发电侧节点价按出清电量加权），按全网出清电量加权成小时价；储能放电用节点价、充电用统一价；差额在发电侧平衡。对位于送出受限地区（如攀西等电源基地）的电厂，节点价常低于统一结算点价。V5.0 下多签中长期合同只能锁住统一价的波动，锁不住基差。相关分析可参考同目录《节点电价新手教程》。
| 限价与结算条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 中长期限价（丰/平/枯） | 211.43 / 333.84 / 415.63 | 相同 | — |
| 月内滚动交易限价 | 0～481.44（燃煤基准价上浮 20%） | 0～800 | 放宽 |
| 现货申报、出清限价 | −50～800 | 0～800 | 修改 取消负价 |
| 绿电价格 | 各时段绿证价格保持一致 | 各时段环境价值双方约定，原则上一致且 > 0 | 收紧 |
| 零售限价 | 交易价限价同中长期年度限价 | 浮动价 2～20；发电类聚合 0～20 | 修改 |
| 中长期结算参考价 | 现货实时系统电价 | 统一结算点价 | 修改 |
| 零售结算周期 | 按月度结算 | 日清月结 | 修改 |
| 未聚合分布式风光 | — | 按每1小时统一结算点价结算 | 新增 |
| 结算限价 | 批发用电侧月度综合价设上限，并对零售联动价设上限 | 只对批发用电侧整体月度综合结算价设上限 | 修改 |
同一小时，两版规则下发电收入对比
1.5 高比例签约要求（重点）
年度水电基数改“上一年”；月度从“每时段达标”改“全月合计达标”，用户侧 85% → 80%。
V4.0（2026）
- 水电年度基数：近三年同月平均
- 月度：每个时段 ≥85%
- 优先计划：分子分母都扣
→
V5.0（2027）
- 水电年度基数：上一年同月
- 月度：全月合计；用户侧 80%
- 优先计划：分子分母都含（更易达标）
默认算例：水电年度下限 28,000 → 29,400 MWh；月度比例 84.52% → 85.56%
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| 主体 | V4.0 年度 | V5.0 年度 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 水电 | 5—10月 70%，其余 75%（季调节+ 80%）；基数 = 近三年同月平均上网 − 省间 − 优先 | 比例相同；基数 = 上一年同月上网 − 省间 − 优先（“上一年”按最近12个月滚动） | 修改 |
| 燃煤 | 5—10月 60%；1—4、11—12月 80% | 5—11月 60%；1—4、12月 80% | 放宽 11月 |
| 批发用户 | 60%（含PPA、留存、保障性小水电） | 60%（含PPA、留存） | — |
| 售电公司 | 60% | 60% | — |
| 负荷类虚拟电厂 | 60%（与售电公司同列） | 调节能力 <5%：55%；≥5%：50% | 放宽 |
| 不受年度限制 | 新能源、独立储能、发电类虚拟电厂 | 新能源、独立储能、发电类虚拟电厂、绿电直连 | 新增 |
| 主体 | V4.0 月度、月内 | V5.0 月度、月内 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 考核颗粒度 | 当月分时段签约 vs 对应时段全月电量 | 当月签约 vs 全月电量 | 放宽 |
| 水电 | 85%；签约含留存、不含优先；基数扣省间、调试、优先 | 85%；签约含留存、含优先；基数扣省间、调试 | 修改 |
| 燃煤、集中式新能源 | 85% | 85% | 颗粒度变化 |
| 批发用户、售电公司 | 85% | 80% | 放宽 |
| 发电类虚拟电厂 | 75%（扣机制、省间、调试） | 不受限制 | 放宽 |
| 负荷类虚拟电厂 | 75% | <5%：75%；≥5%：70% | 放宽 |
| 不受月度限制 | 独立储能 | 独立储能、发电类虚拟电厂、绿电直连 | 新增 |
“近三年”和“上一年”的具体取数月份，V4.0 原文脚注在 md 文件中缺失，本计算器用“前年、去年、最近12个月同月”三年示意。
水电签约基数：两版规则对比
1.6 风险防控、批零协同、地方电网及其他
风控归纳为 5 项；批零协同改看申报限额；地方电网不满足计量的转代购。
V4.0（2026）
- 批零协同看合同容量、近三年最大用电
- 地方电网 2026 年底前改造
→
V5.0（2027）
- 签约 ≤ 交易申报限额；新增 VPP 批零协同
- 不满足的注销、转地方电网代购
- “中长期带曲线连续运营”
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 风险防控机制 | 市场力缓解、价格异常、售电履约；超缺额回收（发电、售电、虚拟电厂、批发用户）；结算限价（含零售联动价上限） | 归纳为 5 项：市场力、价格异常、售电履约、超缺额回收、结算限价（仅批发用电侧） | 修改 |
| 批零协同 | 售电每日各时段签约 ≤ 代理用户合同容量对应电量；各月签约 ≤ 代理用户近三年同月最大用电量之和，超出部分按合同均价增缴履约保障 | 签约 ≤ 交易申报限额；新增虚拟电厂批零协同（负荷类同售电，发电类 ≤ 申报限额）；增缴规则移到风控细则 | 修改 |
| 地方电网用户 | 2026 年底前完成计量改造；不满足的 2027 年起不再直接入市 | 2026 年及以前入过市、仍不满足的：年度交易前报备，交易中心注销，转地方电网代购 | 收紧 落地 |
| 信用管理 | 建立信用管理机制 | 按国家统一部署完善，定期评价，结果报备主管和监管部门 | 修改 |
| 可再生能源消纳 | 重点行业通过绿电绿证达到绿色电力消费比例 | 增加“公平承担消纳责任”“绿电交易和绿证核发全覆盖有序衔接” | 修改 |
| 组织实施 | 发电企业规范报价、售电不得虚假宣传；“分时段、带曲线签约和结算” | 严禁操纵价格、制造舆情；“中长期市场带曲线连续运营” | 修改 |
第二篇 中长期交易细则对比
V4.0《中长期市场交易衔接实施细则（现货连续结算试运行期）》→ V5.0《中长期交易实施细则》
2.1 批发交易组织方式
术语统一为“买入/卖出”；集中交易电量从“按日类型系数分”改为“按日均分”；月内改自然日开市。
V4.0：按日类型系数分解（7月10点 3,100 MWh）
工作日 110.36双休 70.23
V5.0：按日均分
每天 100每天 100
- V4.0 工作日 = 3,100 × 1.1 ÷ (23×1.1 + 8×0.7) = 110.36；双休 = 3,100 × 0.7 ÷ 30.9 = 70.23（系数为示例）
- V5.0 = 3,100 ÷ 31 = 100；合同曲线更平，周末差异靠月内交易自己调
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| “交易电量”小节 | 各品种都有，如用户可全电量参与常规直购，或参与其他交易后剩余电量参与；风光机制电量以外可自愿参与绿电 | 删除 | 删除 |
| 年度常规直购 | 仅开展电能量增量交易和合同转让（仅双边） | 发电只卖、用电只买（双边＋集中） | 修改 表述 |
| 集中交易分解到日 | 按当月工作日、双休日、节假日分类的工商业典型用电量比例系数分解 | 按日均分 | 修改 |
| 月度集中 | 增量、减量、转让合并组织 | 发电、用电两侧都可自主选择买入或卖出 | 修改 |
| 多月交易 | 无 | 年内剩余月份（不含次月），仅双边协商 | 新增 |
| 月内连续交易 | 工作日开展；遇节假日开展未来 n+5 日至月底；周期为全月的不开展 | 自然日开展；未来5日至月底；与月度集中重叠时只组织月度集中 | 修改 |
| 月内滚动交易 | 未来 2 日至 4 日（节假日顺延为 n+4） | 未来 2 日至 4 日 | 修改 |
| 省内绿电 | 仅双边；约定绿证价格；转让按国家绿电规则 | 双边＋挂牌；约定环境价值；新增小时级绿电“先关联小时级需求用户，再关联其他用户”；转让规则写入本细则 | 新增 |
| 代理购电来源 | 燃气、生物质、新投调试电量、保障性用电剩余的水电优先计划电量 | 燃气、生物质、新投调试电量 | 修改 |
| 代理购电/保障性挂牌分解 | 按日类型系数分解；月度全月同一时段同为增持或减持 | 按代购/居农典型曲线分时段挂牌、按日均分 | 修改 |
| 省间外购月度挂牌 | 截至交易前一个工作日的外购电量 | 截至交易前一个自然日 | 修改 |
2.2 曲线形成
非交易电量分解“按日类型系数”一律改“按日均分”；保障性小水电删除。
V4.0（2026）
- 优先、留存按日类型系数分日
- 保障性小水电单列
- 地方保障电量可调整
→
V5.0（2027）
- 一律按日均分再按典型曲线
- 保障性小水电删除
- 确定后不再调整
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| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 水电优先计划 | 月电量按日类型的居农用电比例系数分到日，再按居农典型曲线分到时段 | 月电量按日均分，再按居农典型曲线分到时段；新投机组的优先电量也要分解 | 修改 |
| 留存电量 | 按日类型的工商业系数分到日 | 按日均分 | 修改 |
| 保障性小水电 | 单列一节，可报批后调整，上月 20 日前推送 | 删除 | 删除 |
| 地方电网无分时计量用户 | 月电量按工商业系数和曲线拟合成24时段 | 转由地方电网代理购电 | 收紧 |
| 地方电网网内保障电量调整 | 报批后可在总量内调整 | 确定后不再调整 | 收紧 |
| 地方协议电量 | 写在现货细则 3.1.2.3 | 移到中长期细则 4.5 | 位置 |
2.3 校核与交易限额
“可交易规模上限”改名“交易申报限额”，还要扣已申报未出清的量；新增光伏配储限时段。
V4.0（2026）
- 上限 − 已成交合同
→
V5.0（2027）
- 限额 − 已持有 − 已申报未出清
- 出清参数前一日 23:00 封存
- 配储 <10% 光伏只能交易 10—16 点
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| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 名称 | 交易电力电量限额校核；可交易规模上限 | 交易出清校核；交易申报限额 | 修改 |
| 参数封存 | 无 | 交易日前1个自然日 23:00 前封存下一日关键参数并发布，交易中不得临时调整 | 新增 |
| 剩余额度 | 限额 − 已成交合同 | 限额 − 已持有净合同 − 已申报未出清（含省间预成交） | 收紧 |
| 新投机组发电能力提供时间 | 转商运后 2 个工作日 | 完成整套设备启动试运行后 2 个工作日 | 修改 |
| 光伏配储 | 无限制 | 配储 <10% 的光伏原则上只能交易 10—16 点；只聚合分布式光伏的虚拟电厂同样 | 新增 |
| 发电类虚拟电厂限额 | 参照新能源 | Σ容量×24×天数×系统控制系数（分散式风电 0.45、分布式光伏 0.25） | 修改 |
| 储能被售电代理 | 充电限额纳入售电公司限额 | 删除该表述 | 删除 |
| 发电能力超限提示 | 外送预成交后，省内＋外送合同超当月发电能力的，调度提示并由企业转出或调减 | 删除（改由“已申报未出清”计入限额来约束） | 删除 |
| 近两年新投风光发电能力 | MIN(容量算法, MAX(设计值, 1.2×并网以来最大)) | MIN(容量算法, MAX(1.2×设计值, 1.2×并网以来最大)) | 放宽 |
| 绿电直连限额 | 无 | 电网提供用电合同容量和发电能力 | 新增 |
2.4 经营主体要求
删记分考核和批发用户自动退出；新增取证时限、20% 份额红线、实名认证。
V4.0（2026）
- 记分考核、红黄牌
- 连续 3 个月未签视为退出
- 新户按季度选择入市
→
V5.0（2027）
- 记分考核删除
- 同一实控人 / 发售一体 ≤20%
- 每月 20 日前可选次月入市；须实名
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| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 记分考核制度 | 不合规行为定性定责、记分，累积到一定分值红黄牌警告 | 未写入本细则 | 删除 |
| 同时买卖禁令 | 同次交易同一类型同一日同一时段不得同时增持和减持 | 同一交易序列同一品种同一时段不得同时买入和卖出 | 表述 |
| 批发用户退出 | 连续三个月以上未签合同视为违约退出 | 删除 | 删除 |
| 新投用户入市 | 投产后三个月内可选；之后每季度最后15日前选下季度 | 代理购电用户每月 20 日前可选次月起入市；已入市主体新增户号注册生效次月起 | 放宽 |
| 用户实名 | 实人认证 | 2027 年度交易前完成实名认证，否则不能参与新的零售交易 | 收紧 |
| 业务变更确认 | 无 | 销户、改类、过户后 1 个自然日内确认，逾期自动确认，户号失效 | 新增 |
| 发电企业取证 | 无 | 整套启动试运后 3 个月（风光并网后 6 个月）内取得许可证；调试期不能交易；超期暂停交易 | 新增 |
| 售电公司 | 不得虚假宣传、冒用账户；发售一体不得抢市场；履约保障写在本细则；资产规模对应售电量上限 | 新增：同一实际控制人签约量 ≤ 20%；同一发电集团售电与发电双边净交易 ≤ 20%，人员、财务、资产隔离；按信用等级确定核验频率；履约保障移到风控细则；资产规模条款删除 | 收紧 |
| 虚拟电厂 | 须具备售电公司资质；负荷类参照售电公司，发电类参照新能源 | 聚合关系在中长期、现货、需求响应中保持一致；分布式同一合同周期只能一家虚拟电厂 | 修改 |
| 用户侧储能收益 | 可委托交易中心计算收益（仅供参考） | 删除 | 删除 |
2.5 超缺额收益回收：分时段 → 按月（重点）
V4.0 每个时段都要在 85%～115%；V5.0 只看全月合计，时段之间多签少签可以互相抵消。
默认算例：V4.0 分时段回收 99,000 元 → V5.0 按月 0 元
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 主体 | V4.0 允许区间（分时段） | V5.0 允许区间（全月） |
|---|---|---|
| 水电（V4 签约不含优先、基数扣优先；V5 均含优先） | 85%～115% | 85%～115% |
| 燃煤、集中式新能源 | 85%～115% | 85%～115% |
| 发电类虚拟电厂 | 75%～125% | 不再回收 |
| 批发用户、售电公司 | 85%～115% | 80%～120% |
| 负荷类虚拟电厂 | 75%～125% | <5%：75%～125%；≥5%：70%～130% |
| 用户侧回收费返还对象 | 现货电厂、发电类虚拟电厂按对应时段上网电量占比 | 参与现货的发电企业按当月上网电量占比 |
计算器简化了两点：① 各时段都用同一个中长期集中均价（V4.0 原文是“对应时段”的均价）；② V5.0 的全月现货均价按各时段上网电量加权。
同一发电企业，分时段考核 vs 按月考核（4 个时段块示意，回收区间 85%～115%）
第三篇 现货交易细则对比
参与方式 · 市场衔接 · 价格机制 · 申报报价 · 出清 · 实时 · 模型与参数
3.1 主体参与方式与市场衔接
新增扶贫光伏、绿电直连的参与方式；储能删除报量报价相关内容；三选一只剩独立储能。
V4.0（2026）
- 储能报价规则和模型都写了
- VPP 也三选一
- 西南区域辅助服务
→
V5.0（2027）
- 储能只报曲线，按时长拆单元
- 三选一仅独立储能
- 新增川渝藏互济、绿电直连
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 扶贫光伏 | 未单列 | 报量不报价 | 新增 |
| 独立储能 | 报量不报价（细则同时写了报量报价的申报方式和模型） | 报量不报价；含多类储能的按配置时长拆分计划单元；报量报价相关内容删除 | 修改 |
| 绿电直连 | 无 | 整体参与，报量不报价（交换功率曲线） | 新增 |
| 省间外购挂牌（衔接） | 发电、售电、批发用户可摘牌 | 删除（已在中长期细则规定） | 删除 |
| 省间现货 | 现货连续运行期间不再对省间现货申报做受限断面校核 | 增加“川渝藏省间电力互济交易”，删除受限断面校核表述 | 新增 |
| 应急调度 | 纳入省内统一出清；送出电量按应急时段上网电量比例事后分配给各市场机组 | 只保留“纳入联络线关口管理” | 删除 分配规则 |
| 西南区域辅助服务 | 在省间现货出清后开展，调整联络线计划 | 删除 | 删除 |
| 三选一（现货/调频/备用） | 独立储能、虚拟电厂 | 仅独立储能 | 修改 |
3.2 关键要素与价格机制
核心变化：系统电价 → 节点边际电价＋统一结算点价。
V4.0（2026）
- 每15分钟系统电价，发用同价
- 来水不足时才水电耦合
→
V5.0（2027）
- 发电节点价，用户统一结算点价
- 按运行情况引入水电耦合
- 日内滚动“具备条件时”开展
详见 1.4 的节点价示意图
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 价格 | 每15分钟系统电价，发用两侧都用 | 每15分钟节点边际电价；发电侧用节点价，用户侧用统一结算点价（水电、燃煤、新能源、网调电厂、储能放电的节点价按出清电量加权） | 修改 |
| 水电耦合触发 | “当梯级流域来水不够充分时”引入 | “根据实际运行情况”引入；同一流域联系紧密的机组“可”纳入 | 修改 |
| 日内滚动优化 | 根据运行日实际情况开展 | “具备条件时”开展 | 修改 |
| 核定参数分类 | 市场价格参数＋生产运行参数 | 市场价格参数＋市场运行参数 | 名称 |
系统电价可以理解为“全省一口价”：哪怕线路堵了、某些地方的电送不出去，全省电厂也拿同一个价。节点电价则让“送不出去的地方便宜、缺电的地方贵”，价格信号更准确，但电源基地的电厂收入会受影响。
3.3 日前流程、边界条件与数据报送
时间节点提前：事前信息 9:00 → 8:45；特殊运行要求提前到运行日前一个工作日 11:00。
V4.0（2026）
- 事前信息 9:00 前
- 特殊要求 竞价日 9:45
- 必开、必停各 6 种
→
V5.0（2027）
- 事前信息 8:45 前
- 特殊要求 前一工作日 11:00
- 各 4 种；备用燃煤检修前两日必停
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 事前信息发布 | 竞价日 9:00 前 | 竞价日 8:45 前 | 提前 |
| 11:00—14:30 | 省间现货、西南区域辅助服务市场 | 省间现货、川渝藏互济 | 修改 |
| 特殊可用状态 | 孤网、自然灾害等不可抗力 | 孤网运行 | 修改 |
| 新建机组 | 并网试运行结束到下一整点前，按燃煤/径流/新能源/水库/储能分类安排发电；可提前申报，D 日可报 D+1 | 结束试运行后未出清的下一时段起参与出清；超期未取证或未转商运暂停现货资格 | 简化 |
| 开停机过程、特定出力机组 | “接受现货市场价格” | 删除该表述 | 修改 |
| 机组特殊运行要求 | 竞价日 9:45 前 | 运行日前一个工作日 11:00 前 | 提前 |
| 调试计划 | 竞价日 9:45 前 | 竞价日 11:00 前 | 修改 |
| 备用约束 | 结合西南网调备用要求 | 消纳压力期可设正备用上限 | 新增 |
| 必开机组情形 | 6 种，含电压/惯量支撑、固定出力 | 4 种（合并精简） | 修改 |
| 必停机组情形 | 6 种，含关停计划、计划/临时检修 | 4 种；新增“备用燃煤在计划检修前两日设为必停” | 修改 |
| 机组状态确认报送主体 | 含虚拟电厂 | 不含虚拟电厂 | 修改 |
3.4 交易申报与报价规则（重点）
V5.0 报价“管得更细”：水电、新能源单段最长从 100% 降到 20%，至少要报 5 段；水电不能再全容量报地板价；燃煤报价从最小稳定出力起报；缺省值从“核定成本起步”改为“地板价（燃煤加 85）起步”。
V4.0
- 水电、新能源单段最长 100%
- 水电可全容量报地板价
- 燃煤从最小可调出力起报
- 缺省值从核定成本起步
→
V5.0
- 单段最长 20%，至少 5 段
- 水电不能全容量报地板价
- 燃煤从最小稳定出力起报
- 缺省值从地板价起步（燃煤 +85）
必须真正分段报价，不能一口价报满
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 单段容量上限 A2 | 水电、新能源 100%；燃煤 20%；储能、VPP 40% | 水电、新能源、燃煤均 20% | 收紧 |
| 燃煤报价起点 | 从 0 起报：第一段 0～最小可调出力，价格 = 下限；第二段起每段 (最大−最小可调)×[A1,A2]，第二段与第一段价差 ≥ β0 | 从最小稳定出力起报（灵活性机组可从最小可调出力起）；第一段价格 − 下限 ≥ β0=85 | 修改 |
| 水电方式一 | 径流式和有消纳压力的水库可全容量报下限；连续三日弃电 >1000 万kWh 或单日 >3000 万kWh 时禁用，降到连续三日 <500 万kWh 恢复 | 取消；水库电站最多 10 段且 0～80% 容量内至少 5 段 | 收紧 |
| 新能源方式一 | 可全容量报下限 | 保留，但价格持续偏低处置期间不可选 | 收紧 |
| 储能、VPP 报量报价 | 有完整报价规则（N1=1、N2=5、A1=10%、A2=40%），储能报日末 SOC | 删除，只报曲线 | 删除 |
| 启动费用 | 不超过上限 | 在上下限之间（新增下限 2 万元/次） | 新增 下限 |
| 最小可调出力费用上限 | 按容量分档（万元/小时）：30万级及以下 4/5，30—60万级 6/10，100万级及以上 10/15（具备/不具备深调能力） | 以价格主管部门最新发布为准 | 修改 |
| 缺省参数 | 只有一套 | 额外提供“价格异常处置”用缺省参数 | 新增 |
缺省值（没报价时系统替你报的价）
| 主体 | V4.0 默认值 | V5.0 默认值 |
|---|---|---|
| 燃煤 | 0～最小可调为第1段（下限）；其上均分9段，第2段 = 核定电能量成本，之后每段+20；启动费、空载费默认取上限 | 最小稳定～最大均分10段；第1段 = 下限+85，之后每段+20 |
| 水库电站 | 均分10段；第1段 = 核定成本 13 元，之后每段+20 | 均分10段；第1段 = 下限 0，之后每段+20 |
| 径流式水电 | 与新能源同：可选方式一时全报下限，否则10段、从13元起 | 均分5段（偏低处置时10段）；第1段 0，每段+20 |
| 新能源 | 可选方式一时全报下限，否则10段、从0元起 | 全报下限 0；偏低处置时10段、首段0每段+20 |
3.5 出清机制、实时市场与运行调整
市场力改为“先替换再出清”；实时滚动 1h → 2h；调整从“已超限”提前到“预计超限”。
V4.0（2026）
- 出清后监测，再替换重出清
- 实时看未来 1 小时
- 已经超限才调整
→
V5.0（2027）
- 触发时先替换后出清
- 实时看未来 2 小时
- 预计有超限风险就调整
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 市场力处理时点 | 日前出清后做市场力监测，未通过的替换报价后重新出清，替换结果封存用于运行日 | 触发条件时先替换报价再出清 | 修改 |
| 开停机排序 | 启动费、空载费、报价“全相同”时，按停机（并网）时长排序 | SCUC 运行成本相同时，开机规模不变就优先维持在运机组；需增减时再按时长排序；可组织多日机组组合；可评估新能源能力 | 修改 |
| 必停机组出清机制 | 无单列 | 单列：必停时段停机，不参与组合优化 | 新增 |
| 新型主体出清 | 在实时章节规定储能、VPP | 日前、实时都规定储能、VPP、绿电直连 | 修改 |
| 实时出清时长 M | 滚动出清未来 1 小时 | 未来 2 小时 | 修改 |
| 实时参与省间 | 经营主体结合实时出清和富余能力参与日内省间现货、西南区域辅助服务 | 删除该段 | 删除 |
| 精度 | 未规定 | 出清电力 0.01MW，实时电价 0.01 元/MWh | 新增 |
| 特殊可用机组实时 | — | 不参与优化，接受统一结算点价 | 新增 |
| 容量电费抽查时段 | 机组在该时段接受现货价格 | 机组在该时段不参与优化 | 修改 |
| 事故后恢复基准 | 当前出力点 | 调整后的出力 | 表述 |
| 调整情形 (1) | 设备负载、断面潮流等已经超限时 | 预计存在超限风险时（提前干预） | 修改 |
| 调整措施 | 含“暂停实时电能量市场交易”“调整断面限额、设置临时断面” | 改为“新增或调整断面限额、水库电量约束”；“暂停”移到风控细则 | 修改 |
3.6 出清模型与性能、核定参数
模型删储能项；燃煤枯水期最小连续开机 72h → 120h；价格下限 −50 → 0。
V4.0（2026）
- SCUC 22 项约束（含储能 3 项）
- 最小连续开机 72h
- −50～800
→
V5.0（2027）
- SCUC 20 项
- 丰水 72h / 枯水 120h
- 0～800
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| SCUC 目标函数 | 含储能充电、放电报价成本项 | 删除储能项（储能只报曲线） | 删除 |
| SCUC 约束 | 22 项，含储能/VPP 充放电功率、荷电状态、日初日末荷电状态 3 项 | 20 项（删除储能3项，新增“机组群最大最小运行方式约束”） | 修改 |
| 日前 SCED 约束 | 18 项（含储能3项） | 15 项 | 修改 |
| 燃煤最小连续开机时间 | 72 小时 | 丰水期（6—10月）72 小时，枯水期 120 小时 | 收紧 枯水期 |
| 爬坡参数名称 | 有功功率调节速率（物理/经济） | 爬坡速率（物理/经济）；燃煤经济爬坡可分两档 | 修改 |
| 水电性能参数 | — | 新增“水位变幅”（米/日、旬、月） | 新增 |
| 价格上下限 | 申报、出清 −50～800 | 0～800 | 修改 |
| 核定电能量成本用途 | 燃煤用于成本补偿和缺省报价；水电13、新能源0用于缺省报价 | 燃煤用于成本补偿；水电、新能源保留数值 | 修改 |
第四篇 风险防控细则对比
风险分类 · 市场力缓解 · 价格异常 · 售电公司与虚拟电厂履约 · 暂停与中止
4.1 风险分类、分级与市场干预
“熔断”改称“暂停”，中、高风险定义更明确；触发条件、时长、结算价不变。
V4.0（2026）
- 市场熔断
- “较严重”“严重”
→
V5.0（2027）
- 市场暂停（≤72h）
- 中风险 = 需短时暂停；高风险 = 暂停超 72h
低处置
中>6h → 暂停
高>72h → 中止
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 风险名称 | 电力供需风险；售电公司履约风险；市场规则及参数适应性风险 | 电力供需失衡风险；售电公司、虚拟电厂履约风险；市场机制风险 | 修改 |
| 价格异常范围 | 部分时段 | 全部或部分地区、时段（呼应节点电价） | 修改 |
| 中、高风险定义 | “较严重”“严重”的风险 | 中风险 = 处置不足以恢复、需短时（72小时内）暂停；高风险 = 暂停超72小时仍未恢复 | 更明确 |
| 短时停市 | 市场熔断 | 市场暂停（触发条件、时长、结算价不变：中风险处置超6小时；≤72小时；按上一同类型正常交易日同时段价） | 名称 |
| 市场中止 | 熔断超72小时；中止期间按当月中长期分时加权均价结算 | 暂停超72小时；结算价不变 | — |
4.2 市场力缓解：合理申报价格的“锚”换了（重点）
触发条件不变；合理价的“锚”从省间外购价（全省一个数）换成机组边际成本 × K（每段一个数）。
V4.0 锚：外购电价
枯水：外购当月均价
丰水：(外购均价 ＋ 省间现货最高价) ÷ 2
→
V5.0 锚：边际成本
煤耗 × 煤价
×
K
(段起点 ＋ 段终点参考价) ÷ 2
水电、新能源参照燃煤同负荷率成本，径流和新能源 K = 1
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
V4.0：对标外购电价（全省一个数）
枯水期：合理价 = 年度中长期外购当月均价丰水期：合理价 = (外购当月均价 + 日前省间现货外购最高价) ÷ 2
· 当日省间现货未成交 → 取外购当月均价
· 没有外购当月均价 → 取省间现货外购最高价（当日无成交取最近一次）
· 合理价不超过申报上限；出清价格上限同时替换为合理价
V5.0：对标机组边际成本（每段一个数）
燃煤：边际煤耗曲线 × 月度煤价 = 典型边际成本曲线水电、新能源：参照 100万千瓦级燃煤同负荷率成本
参考报价曲线 = 边际成本曲线 × K（燃煤、水库 K 待定；径流、新能源 K=1）
每段合理价 = 段起点、终点参考价的平均
出清价格上限替换为 30万千瓦级燃煤满出力参考价
对水电、新能源企业的含义：V4.0 时合理价锚定外购电价（常在 300～500 元），替换后价格仍可能较高；V5.0 锚定燃煤边际成本，而且水电、新能源参照燃煤成本、径流和新能源 K 固定为 1。K 值和煤耗曲线出台后，才能算出具体的合理价水平。
V4.0 合理申报价格怎么算（含取价顺序）
4.3 价格持续偏高、偏低处置
处置对象换了：偏低管新能源（不许全报 0），偏高管所有主体的最高报价段（A2 → 10%）。
V4.0：盯水电
- 偏低：取消水电全容量报下限；前 3 段 A2 → 10%
- 偏高：水电 A2 100% → 20%
→
V5.0：盯新能源 + 最高段
- 偏低：新能源不可全容量报 0
- 偏高：最高段 A2 20% → 10%
- 同时出现：两套合并
水电默认报价（100 MW）
V4.0 偏低处置：下限 −50，5 段
−50−30−101030
V5.0：下限 0，均分 10 段，每段 +20
020406080100120140160180
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 情形 | V4.0 | V5.0 |
|---|---|---|
| 偏低触发 | 全天实时价累计 8 小时低于 0 | 全天统一结算点实时价累计 8 小时达到下限 0 |
| 偏低处置 | 次日起取消水电全容量报下限；水电前3段 A2 调为 10%；10天 | 触发下一时段起新能源用偏低缺省参数；次日起新能源不可全容量报 0；10天（含当日） |
| 偏高触发 | 累计 8 小时达到出清上限 | 同左 |
| 偏高处置 | 水电 A2 调为 20%（V4.0 平时为100%）；10天 | 经营主体最高报价段 A2 调为 10%（平时20%）；10天 |
| 同时出现 | 未规定 | 两套措施合并，不重复启动 |
| 默认值 | 只规定水电：偏低时5段（前三段各10%、后两段各35%），偏高时均分5段，首段下限、每段+20 | 水电、新能源、燃煤分别规定（见 V5.0 手册 3.4） |
4.4 售电公司、虚拟电厂履约保障（重点）
押金从“按历史批发电量 0.8 分”改为“按预计售电量 1 分 × 3、最低 200 万”。
V4.0
MAX
12月批发×0.8分
,
2月电量×5分
→
V5.0
MAX
200万
,
预计售电×1分×3
＋
批零增缴
385 万V4.0 默认算例
599 万V5.0 默认算例（+56%）
50% / 30% / 0保险上限（按信用等级）
现金保证金
履约保函
履约保险
V5.0 新增的启用顺序
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 |
|---|---|---|
| 基础额度 | MAX(过去12个月批发总电量 × 0.8分/kWh, 过去2个月批发、零售电量较大值 × 5分/kWh)，考虑信用评级；无历史的按预测全年电量 × 0.8分 | MAX(200万元, Σ月预计售电量 × 1分/kWh × 调整系数3)；月预计 = 上年同月 × 1.05 + 新户容量 × 24 × 天数 |
| 批零增缴 | 各月签约超过代理用户近三年同月最大用电量之和的部分 × 合同均价 | (全年批发电量 − Σ月预计售电量) × 合同均价 |
| 交易前拦截 | 单笔交易使“批发电费 − 零售电费 > 额度80%”时不能申报 | 按日监测剩余额度并动态调整下一交易日限额 |
| 风险敞口 | 批发电费含实时费用＋差价合约；零售电费按套餐指南，联动价取前一日实时均价 | 批发电费 = 各时段电能量均价 × 清分电量；零售电费 = (联动价 + 0.002元/kWh) × 清分电量 |
| 补缴 | 3个工作日内补缴，否则按《售电公司管理办法》处理 | 1个工作日内通知并暂停交易；3个工作日内补缴，足额后1个工作日恢复 |
| 凭证形式与比例 | 未规定 | AAA—AA 保险 ≤50%；AA-—A- 和新入市 ≤30%；B、C 级不能用保险 |
| 追溯期覆盖 | 未规定 | 须覆盖至 2028-12-31，2027-01-31 前补足 |
| 审核与启用 | 未规定 | 保函须系统重要性银行、见索即付；保险须B类以上公司，不得含7类条款；启用顺序 现金 → 保函 → 保险 |
| 适用对象 | 售电公司 | 售电公司＋虚拟电厂（发电类按发电能力 × 1分） |
同一家售电公司，两版规则的应缴额度（不考虑信用评级调整）
第五篇 计量管理细则对比
V4.0《电力市场交易计量管理规则》→ V5.0《电力市场计量管理实施细则》
5.1 计量管理、数据时限与异议
追溯期 6 个月 → 1 年；新增追退补 ≤12 个月、D+7 修正、15+5 工作日异议时限。
V4.0（2026）
- 示值追溯 6 个月
- 追退补、异议未规定
- 发电表计“宜”选用
→
V5.0（2027）
- 示值追溯 12 个月
- 追退补 ≤12 月；D+7 修正
- 异议 15 个工作日提、5 个答复
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 用语 | 关口电能计量设备 | 关口电能计量装置 | 名称 |
| 调试期机组 | 首次并网至连续调试运行结束 | 首次并网至调试结束 | 修改 |
| 月度调平电量 | 月初冻结示数算的月度电量 − 当月分时电量之和 | 月度结算电量 − 当月现货日清累计电量；原因增加“计量差错故障” | 修改 |
| 示值追溯期 | 向前 6 个月 | 向前一年（12个月） | 延长 |
| 发电侧表计选型 | “宜”选用 | “应”选用 | 收紧 |
| 追退补期限 | 未规定 | 不超过 12 个自然月 | 新增 |
| 数据修正 | 及时消缺、补采或拟合后重新提供 | 需修正的于 D+7 日内重新推送 | 新增 |
| 地方电网无分时用户 | M+1 月第1个工作日内，拟合到小时推送 | M+1 月 1 日内推送 | 修改 |
| 定量计量点 | 按当月日历天数平均折算到每个时段 | 主计量点参照代购工商业典型曲线；分计量点参照主计量点分时曲线 | 修改 |
| 计量数据异议 | 未规定 | 账单发布后 15 个工作日内提出，5 个工作日内答复，下一结算周期追退补 | 新增 |
5.2 数据拟合规则
分界线前移：V4.0 缺 ≤3 点都匀速补；V5.0 只有缺 1 点匀速，缺 ≥2 点按相似日/同台区走势占比补。
V4.0 差值平均（匀速）
1000 → 1001 / 1002 / 1003 → 1004→
V5.0 相似日占比（按节奏）
1000 → 1000.625 / 1001.875 / 1003.125 → 1004走字占比 0.5、1.5、2.5（共 3.2）
每个点电量不同 → 现货 15 分钟结算的电费也不同
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 条目 | V4.0 | V5.0 |
|---|---|---|
| 用电户：差值平均法 | 连续缺 ≤3 个点 | 缺 1 个点 |
| 用电户：相似日法 | 连续缺 >3 个点 | 连续缺 ≥2 个点；新增“曲线全缺有连续两日冻结”按峰平谷时段差值补；新增“无历史数据用算术平均” |
| 光伏：同台区/近3日/去年同期占比 | 发电时段连续缺 >3 个点 | 发电时段连续缺 ≥2 个点 |
| 非光伏发电户：昨日占比 | 缺 >3 个点；≤3 个点用算术平均 | 缺 ≥2 个点；1 个点用算术平均 |
| 多日失败：尾点和次日冻结失败 | 月中不拟合，现场消缺；结算日按 0 电量拟合 | 次日及之后有数据：追溯最近成功点作尾点按比例补；之后也全失败：高压用户和光伏月中不拟合、现场消缺，低压用户和非光伏发电户补 0 |