SOLARZOOM新能源智库  2025-2-18

2025年来，电力市场改革加速：一方面，从2025年6月开始，增量集中式光伏、大型工商业分布式光伏非自发自用部分的电价全面参与电力市场交易。另一方面，2025年是我国初步建成统一电力市场的一年；不少在2024年及以前尚未开展电力现货交易的省份（如安徽），均在2025年启动了电力现货连续结算试运行。

为了更好的帮助光伏企业“看清现货时代的电力市场规则、理解现货时代电力市场的底层逻辑、了解电力用户是怎么看待电力市场、并由此合理修正战略规划”，我们以安徽为例，梳理一下省级电力市场（含中长期、现货）的规则，并给出我们的理解及对光伏企业的建议。

本文讨论以下四个问题：

（1）以安徽省为例，梳理现货时代电力市场2025年的政策要点。

（2）全面进入现货时代后的电力市场，该如何理解？

（3）电力用户的最优选择？

（4）基于全面现货时代的电力市场及电力用户的最优选择，光伏企业该如何应对？

一、以安徽省为例，梳理现货时代电力市场2025年的政策要点

第一部分中，我们对以下七个文件中的要点进行梳理：《安徽电力中长期交易规则（2022年9号文）》《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）》、《2025 年安徽省电力集中交易实施细则》、《2025 年安徽省电力滚动撮合交易实施细则》、《安徽电力现货市场运营基本规则（结算试运行第5版）》、《安徽电力现货市场结算实施细则（结算试运行第5版）》、《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则（2020年版，2024年修改部分条款）》。

（一）《安徽电力中长期交易规则（2022年9号文）》

（1）期限：主要期限是年、月度，但也有多年、多月、周、多日等频率。

（2）主体：主要参与方包括发电企业、电力用户、售电公司，除此以外电网（含电网企业、电力交易中心、电力调度控制中心、配电公司）、储能企业、负荷聚合商等也是参与方。其中，电力用户分为一级用户、二级用户及代理购电用户，一级用户直接参与电力市场，二级用户通过售电公司参与电力市场（原则上一年内只能向一家售电公司购电），代理购电用户通过电网代购。

（3）交易品种：中长期交易主要交易的是电能量，辅助服务另行规定。在电能量交易中，分为电力直接交易、电网企业代理购电交易、厂网双边交易、合同转让交易、合同回购（回退）交易。其中：a）电力直接交易是主体，主要是发电企业、电力用户（含售电公司）之间的交易；b）电网企业代理购电交易是电网与电力用户间的交易；c）厂网双边交易是电网与发电企业间的交易。

（4）交易方式：电力直接交易有四种交易方式，即：双边协商交易、集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易。其中：a）双边协商交易由买卖双方自主协商电量、电价，经安全校核和相关方确认后形成交易结果；b）集中竞价交易，是设置交易报价截止时间、按市场规则进行统一的市场出清的交易，类似于股票交易中的集合竞价；集中竞价交易的价格形成机制有边际出清、高低匹配等，电力用户侧的成交顺序为价格优先、时间优先，发电企业侧的成交顺序为清洁能源优先、价格优先、时间优先；c）滚动撮合交易是在规定的交易起止时间内的实时交易，类似于股票交易中的连续竞价；d）挂牌交易则类似于土地及股权交易中的挂牌机制。

同一市场主体不能在单次交易中既购入电量又出售电量，只能二者选其一。

（5）交易曲线：市场主体需将月度电量分解至日曲线及分时曲线，并在规定时间内提交至电力交易中心。双边协商方式开展的中长期交易，可以由交易双方自行约定交易曲线，如未约定则按照典型交易曲线分。以集中方式开展的中长期交易，采用由电力交易中心在交易公告中公布的典型交易曲线。

（6）电价：电能量市场化交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。市场用户的用电价格=电能量交易价格+输配电价格+辅助服务费用+政府性基金及附加，其中：输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行，辅助服务费用按照辅助服务相关规定执行。执行峰谷电价的电力用户，参与直接交易后，峰谷分时电价和功率因数调整电费标准按国家与安徽省内有关规定执行。各类市场化交易在“基准价格+上下浮动”范围内，形成交易价格，上下浮动范围暂不超过20%，高耗能企业市场化交易价格不受20%限制。双边协商交易原则上不另外进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。

（7）年度交易：交易标的物为次年的（分时）电量，采用双边协商、集中交易等方式。交易步骤为：a）11月出台方案，b）12月中旬开展双边交易、12月下旬开展集中交易，c）双边交易申报截止前申报并形成双边交易预成交结果，d）集中交易申报报价并形成集中交易预成交结果，e）电力交易中心汇总每类交易的预成交结果并交电力调度控制中心统一进行安全校核，5日内返回安全校核结果，由电力交易中心发布，f）市场主体对结果提出异议（1个工作日）并由电力交易控制中心予以解释，电力交易平台自动确认成交。

（8）月度交易：每月中旬组织，电力调度控制中心安全校核时间为2天，其余交易步骤与年度交易基本类似。

（9）偏差电量：偏差电量的处理方式包括交易电量计划调整、合同转让、合同回购（回退）三种方式。在双方协商一致、不改变合同总电量、安全校核通过的情况下，可在月度交易前提出次月电量调整申请，也可以提出电价调整申请。现货市场开展后，可以提出月内剩余天数或特定天数的电力曲线调整申请，但合同总电量须保持不变。在上述处理后，发电企业、电力用户的实际发用电量与对应时段合同电量的差值，为偏差电量，其允许范围为±5%。现货市场开展后，偏差电量按照对应时段现货价格结算。

市场主体合同偏差电量超过允许范围（即：±5%）之外的偏差电量，每季度按燃煤机组基准电价的10%缴纳合同偏差考核费用。售电公司合同偏差考核费用，原则上由其与产生偏差的相关二级用户共同承担。因保供电需要、电网安全约束、不可抗力、电力用户参加特定时段的需求侧响应等原因，导致市场主体月度合同偏差电量超过允许范围之外，可申请减免偏差考核费用。

（10）安全校核：各类交易必须通过电力调度控制中心安全校核。当安全校核未通过时，根据交易优先级由低（即多日交易）到高（年度交易）进行交易调整；交易优先级相同时，按交易达成时间逆序调整；交易达成时间相同时，按等比例原则进行交易调整。双边协商，按照等比例原则进行交易调整；集中交易，按照交易排序原则逆序进行调整。

（11）结算：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。发电企业的上网电量电费由电网企业支付；电力用户向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险。市场主体因偏差电量引起的电费资金，暂由电网企业收取和支付，并应在电费结算依据中单项列示。市场主体合同电量和偏差电量分开结算。

（二）《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）》

（1）参与主体：燃煤发电机组原则上全部参与，除居民及农业用电外的电力用户原则上全部参与（10kV以上工商业用户原则上要直接参与）。燃气发电机组、售电企业、增量配电网、独立储能、虚拟电厂可参与（但储能电站不低于5MW×1h）。经营主体须具备分时计量条件，无法按要求采集计量数据的用户、分布式光伏，采用典型交易曲线拟合。

（2）发电企业的交易电量：参与市场的燃煤、燃气、新能源发电企业的上网电量原则上全部参与市场交易，电力调度控制中心提供每日24时段的交易限额。为确保电力保供及新能源消纳，临时设置火电机组午间（9-16点）交易限额：1、7、8、12月为65%，其余月份为50%。燃煤发电企业的单一机组、新能源发电企业的单期项目为交易单元，发电企业上网电量原则上按交易单元计量。300MW以上煤电、各类电力用户的2025年度中长期合同电量不低于2024年全省平均合同利用小时数/用电量的80%；各市场主体中长期合同电量（含月度）不低于年度上网电量或用电量的90%。

（3）售电公司的交易电量：同一主体控股的无亏损售电公司，全年合计成交电量原则上不超过180亿度。对2024年亏损较大的售电公司控制2025年交易规模。售电公司参考合同模版与二级用户签订代购合同（期限为1年）。

（4）电力用户的交易电量：被暂停交易资格的电力用户，一年内不得申请参与市场交易，由电网企业代理购电并执行1.5倍电价。

（5）中长期交易：年度交易标的为全年分月分时段电量（24时段），主要交易方式为双边协商、集中竞价；月度交易标的为次月分时段电量，交易方式为集中竞价、挂牌等；月内连续交易标的为月内特定天数或剩余天数分时段电量，交易方式为集中竞价、挂牌、滚动撮合。

（6）常规火电交易：D-7至D-2日，对于日分时段电量，采用滚动撮合交易方式。

（7）电网代购电：代理居民农业、代理工商业两部分分开交易，报量不报价，采用挂牌的交易方式。省电力公司负责挂牌，燃煤机组按时段摘牌。摘牌量大于挂牌量的，按摘牌申报等比例成交；摘牌量小于挂牌量的，挂牌剩余电量按剩余发电能力等比例分摊。

（8）市场供不应求时的办法：超合同电量部分，由省电力调度控制中心按各机组当月剩余发电能力等比例调度。

（9）交易曲线：年度交易按照12月×24时段组织，每月同一时段电量按工作日、非工作日、节假日电量比例分解到每日。月度及月内交易按各标的日×24时段组织。

（10）交易价格：燃煤发电企业中长期年度交易、月度交易的合同加权均价、集中交易各时段价格在“基准价格±20%”范围内。电网企业代理购电各时段挂牌价格取集中竞价交易各时段价格。

（11）电量结算：中长期交易采用“照付不议、偏差结算、日清月结”方式，即电量、电价按合同约定结算，偏差电量按市场化价格进行差价结算。现货未运行期间，偏差电量按市场化中长期全部合同对应时段均价结算；现货市场结算运行期间，偏差电量按市现货运行阶段规则执行。

（12）偏差电量考核：除新能源企业、虚拟电厂外的市场经营主体合同偏差允许范围为±15%，超出部分按燃煤发电基准价的10%缴纳偏差考核电费。售电公司产生的偏差考核电费，与二级用户各承担50%。代理工商业购电的偏差考核费用由代理工商业用户承担。现货市场结算运行期间，不再进行偏差考核。

（13）中长期交易占比考核：按发改委“电力市场不作期货”的基本要求，现货市场结算运行初期，中长期净交易电量占上网电量或用电量（不含自发自用）比例超出80-120%区间的，超出部分按照燃煤基准电价的30%进行考核。

（三）《2025 年安徽省电力集中交易实施细则》

（1）交易方式：集中交易包括集中竞价、挂牌交易等。

（2）交易标的：年度交易的标的是各月分时段电量；月度（内）交易的标的是各日分时段电量。

（2）交易限额：发电企业、售电公司所申报电量+已（预）成交电量≤本周期内相应时段的电量上限。

（3）量价最小变动单位：电量最小变动单位为0.01MWh，（发电侧上网）电价最小变动单位为0.01元/MWh。

（4）集中竞价的交易申报：年度采用两段式申报，每个交易单元可以最多报两个电量及价格，每段电量不低于总申报电量的10%；月度竞价采用一段式申报。

（5）集中竞价的匹配成交规则：卖方按价格（由低到高）、节能减排系数、申报时间进行排序，买方按价格（由高到低）、申报时间进行排序。发电侧申报扣除电网企业代理购电申报电量的部分，剩余申报与其他用户侧申报，按照买方报价不低于卖方报价的原则，依次匹配成交。排序相同时按照申报电量等比例成交，直到一方全部成交。若总成交电量（包含代理购电成交电量）小于等于电网代理购电电量的，本次竞价交易无成交匹配。

（6）集中竞价的出清价格：各时段最后一个成交匹配对双方报价的算术平均值，作为该时段全部成交电量的统一出清价格。（注：采用边际出清方式）

（7）电量分解：年度集中交易标的物为各分月分时段电量、电价，分月电量为相应月份内24时段电量之和，价格为加权平均价；月内日分时段电量为所属月份相应分时段电量按历史同期该月工作日、非工作日、节假日电量比例分解，月内日分时段电价与所属月份分时段价格一致；日电量为日内24时段电量和，日电价为日内24时段加权平均价。月度（内）集中交易标的物为各标的日24时段电量、电价，日内各时段电量、电价加权形成日电量、日电价。

（8）原则上不展开分月调整：年度集中交易合同，原则上不再展开分月调整交易。

（四）《2025 年安徽省电力滚动撮合交易实施细则》

（1）参与主体：所有通过市场准入的市场主体均可参与交易。

（2）交易标的及交易时间：滚动撮合交易按工作日组织，分24时段开展。交易标的为交易周期内各标的日24 时段电量、电价。各市场经营主体原则上可在D-7 至D-2 日，对D 日某一时段电量进行交易。

（3）量价最小变动单位：电量最小变动单位为0.01MWh，（发电侧上网）电价最小变动单位为0.01元/MWh。

（4）撮合交易的交易申报：滚动撮合交易周期内，市场主体在规定时间内自主申报各日各时段拟购买或出售的交易电量与价格。一个时段只能选定卖出或买入一个方向，最多存续十个有效申报。申报电量、电价应满足电量约束、最高及最低限价要求。

（5）撮合交易的匹配成交规则：价格优先、时间优先，即时自动撮合成交。买方提交意向申报时，将小于等于其报价的卖方申报意向按价格从低到高排序，价格相等时按时间从早到晚排序，依次成交，直至达到买方提交的交易意向电量或对应价格范围内的卖方电量全部成交为止，若仍有剩余电量，以未成交的买方申报意向继续滚动撮合。卖方提交意向申报时，反向按上述规则撮合。

（6）撮合交易的成交价格：以买卖双方申报时间较早一方的申报价格作为成交价格。

注：上述撮合交易方式，类似于股票的连续竞价交易。

（五）《安徽电力现货市场运营基本规则（结算试运行第5版）》

（1）安徽省各电力市场间的关系：电能量市场（中长期电能量+现货电能量）+辅助服务市场（调频+调峰）。

现货电能量市场=日前市场+实时市场，采用全电量申报、集中优化出清方式，得到机组开机组合、分时发电出力曲线、分时现货电能量市场价格。

调峰辅助服务市场与现货电能量市场融合，火电机组根据自身实际情况从最小可调出力开始申报。

（2）交易周期和交易方式：现货市场以日和实时（5分钟）为周期开展。交易方式为集中竞价。

（3）现货市场采用节点电价机制定价。节点电价=系统电能量价格（反应电力供需情况）+阻塞电价（反应节点所在位置的电网阻塞情况）。

（4）限价：市场运营机构可设置市场申报价格上下限、出清价格上下限。在市场价格处于价格限值的连续时间超过一段时间（24小时）后可设置二级价格限值，其上限可参考长期平均电价水平，一般低于正常交易的市场限价。

（5）运行参数管理：参与现货市场的发电机组、独立储能、虚拟电厂，应向电力市场运营机构提供详细的运行技术参数，作为电力现货市场出清的默认参数。

（6）现货与中长期市场的衔接：中长期交易中，双边协商交易自行约定交易曲线，集中交易采用典型交易曲线，新能源场站绿电合约电能量部分按双方自行约定曲线或风光典型曲线。中长期合约应包括：执行周期、分时电量（电力曲线）、分时价格、结算参考点。

（7）日前市场的报价方式：火电报量报价，新能源报量报价或报量不报价，独立储能及虚拟电厂报量报价或自调度，市场用户报量不报价。

（8）日前市场参与主体：100MW以上省调公用煤电机组、平价新能源场站（初期30MW以上）。

（9）日前市场交易模式：全电量申报、集中优化出清，基于运营主体申报信息及运行日的电网运行边界条件，以社会福利最大化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）程序、安全约束经济调度（SCED）程序进行出清。运行日（D）每15分钟一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。竞价日为运行日前一日（D-1），竞价日内由发电企业进行申报，并通过日前市场出清形成运行日的交易结果。

（10）日前市场的边界条件准备：电力调度机构在日前交易出清计算前确定运行日电网运行边界条件，竞价日交易申报开始前发布。因电网安全约束要求的必开（停）机组及时通知机组，确保运行日能正常开机运行或按时停机。

（11）日前市场的交易申报：在日前交易申报阶段，燃煤机组报运行日报价曲线，新能源场站报日发电预测曲线及价格曲线，独立储能场站及虚拟电厂申报量价曲线或自调度计划曲线，市场用户申报用电曲线。

（12）市场出清过程：输入信息包括次日负荷预测、联络线计划、各机组报价、机组运行参数，电网运行约束包括备用需求、输电断面极限，机组运行约束包括最大最小出力、爬坡限制，计算程序为SCUC、SCED，形成日前开机组合、各机组日前96点发电计划曲线、日前市场节点价格。原则上日前市场的发电侧出清结果即为运行日的发电调度计划。

（13）实时市场交易模式：在日前市场所确定的开机组合的基础上，以集中优化、统一出清的方式开展。基于经营主体的日前报价信息、最新电网运行方式、最新联络线计划、超短期负荷预测、超短期新能源发电预测等边界条件，采用SCED进行出清。电力调度机构在系统实际运行前15分钟开展实时市场交易出清，每5分钟滚动优化更新一次。

（14）实时市场的边界条件准备：除与日前市场相比发生较大变化的运行参数信息外，不需要发电企业另行申报。新能源场站基于最新运行及气象数据，上报实时运行时刻开始的未来4小时超短期发电预测曲线，用于实时市场出清计算。

（15）实时市场的出清及结果发布：实时市场的结算价格为事前出清价格，结算电量为实际上网电量/实际用电量。电力调度机构将每5分钟出清的发电计划下发至各发电机组，次日发布前一日的实时市场分时价格。

（16）辅助服务：现货市场运行期间，备用、无功调节、黑启动等辅助服务补偿机制，按照华东区域“两个细则”执行，调频按照调频辅助服务市场运行规则执行。

（17）计量点周期：发电企业每15分钟上传一次电量数据，电力用户每1小时上传一次电量数据。

（18）结算规则：现货市场结算试运行期间，发电侧和市场用户“日清月结”。中长期合约电量按中长期合约电价结算，现货市场以节点电价作为现货电能量交易结算价格。

（19）发电侧电费计算公式：发电侧电能量电费=中长期合约电费+日前电能量电费+实时电能量电费，发电侧中长期合约电费=Σ[中长期合约电量×（中长期合约价格+日前市场节点边际电价-日前市场统一结算点电价）]，发电侧日前电能量电费=Σ[（日前市场出清电量-中长期合约电量）×日前市场节点边际电价]，发电侧实时电能量电费=Σ[（实际上网电量-日前市场出清电量）×实时市场节点边际电价]。

（20）用户侧电费计算公式：用户侧电能量电费=中长期合约电费+日前电能量电费+实时电能量电费，用户侧中长期合约电费=Σ[中长期合约电量×中长期合约价格]，用户侧日前电能量电费=Σ[（日前市场出清电量-中长期合约电量）×日前市场统一结算点电价]，用户侧实时电能量电费=Σ[（实际用电量-日前市场出清电量）×实时市场统一结算点电价]。现货市场结算试运行期间，参与现货市场的市场用户及电网代理工商业购电根据实际用电量、日前申报电量以及中长期合同电量进行双偏差结算。

（21）总电费计算：机组总电费包括：电能量电费、考核费用、补偿费用、分摊返还费用。电力用户总电费包含：电能量电费、输配电费、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等。

（六）《安徽电力现货市场结算实施细则（结算试运行第5版）》

（1）用户侧中长期交易偏差收益回收费用：市场用户现货运行月中长期合约电量应不小于其月度实际用电量的80%，允许负偏差20%范围内的偏差电量不进行收益回收，允许负偏差20%范围外的电量部分，以月度为周期，按度电回收价格对参加批发交易的电力用户和售电公司进行收益回收，度电回收价格=（中长期合同均价-日前市场统一结算点月度加权平均价）×150%。即：当中长期电量小于实际用电量的80%时，80%以下缺口部分要按中长期、现货价差的1.5倍进行收益回收。

（2）用户侧中长期曲线偏差收益回收费用：在现货运行日的每个时段，当中长期净合约电量<实际用电量×85%，负偏差超过15%的部分按照“中长期合约均价-分时现货均价”进行回收（注：现货便宜时，多做现货所带来的“降本”白做）；当中长期净合约电量>实际用电量×115%，正偏差超过15%的部分按照“分时现货均价-中长期合约均价”进行回收（注：现货贵时，少做现货所带来的“降本”白做）。

（3）用户侧日前申报偏差收益回收费用：按小时计算，正允许偏差外价差费用=（日前申报电量-实际用电量×115%）×（实时统一结算点现货价格-日前统一结算点现货价格）；负允许偏差外价差费用=（实际用电量×85%-日前申报电量）×（日前统一结算点现货价格-实时统一结算点现货价格）。汇总两项价差，若有盈余，则纳入市场调节费用处理（注：在日前市场和实时市场间做差价只允许15%的部分，做多了白做）。

（七）《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则（2020年版，2024年修改部分条款）》

（1）电力调峰辅助服务的定义和分类：为维护电力系统的安全稳定运行，保证电力平衡，并网发电厂或电储能设施按照电力调度指令，平滑稳定调整出力或者改变运行状态，所提供的服务。电力调峰辅助服务市场，暂包括深度调峰交易、应急停机调峰交易和电储能调峰交易。

（2）电力调峰辅助服务市场主体：省电力调度机构调度管辖范围内并且接入电压等级在35千伏及以上的各类型发电企业、电化学储能电站企业。

（3）深度调峰的定义及卖方主体：深度调峰是指并网发电机组根据系统运行需要，调减出力至低于有偿调峰基准值（暂定为其额定容量的50%）以下，所提供的辅助服务，分为全网深度调峰和局部深度调峰交易。深度调峰交易卖方原则上为燃煤发电机组。

（4）全网深度调峰的触发条件：电力调度控制中心在日前或者日内进行负荷预测和负备用计算时，当预计电网负备用小于裕度值，需要将一台及以上并网机组降至有偿调峰基准值以下时，启动全网深度调峰交易。

（5）深度调峰的报价上限：深度调峰交易采用阶梯式、分机组报价，以机组各档负荷率作为一个报价区间，随负荷率降低而增加，下一档报价不得低于上一档报价。负荷率在45%-50%、40-45%、35-40%、0-35%区间内，调峰报价上限为0.3、0.4、0.6、0.8元/kWh。

（6）深度调峰的交易模式、结算模式：市场初期，深度调峰交易模式为日前报价、日内调用、实时出清。深度调峰交易单位统计周期为15 分钟，实行日清月结；在每个单位统计周期中，计算机组深度调峰补偿费用、分摊费用、净结算费用。

（7）深度调峰的调度顺序：电力调度控制中心在调用深度调峰时，根据报价档位由低到高逐档依次调用，相同报价档位依据市场主体日前报价由低到高在日内依次调用，相同报价按节能减排系数由大到小依次调用。

（8）深度调峰补偿费的计算：燃煤火电机组深度调峰补偿费用=深度调峰电量（深度调峰电量为燃煤火电机组调减出力至有偿调峰基准值以下时形成的未发电量）×深度调峰报价（出清价格为其所在深度调峰分档区间内的报价）。

（9）电储能调峰的定义：电储能调峰是指蓄电设施在电网调峰能力不足时段，根据调度指令减少放电功率或者增加充电功率，提供的辅助服务。电储能既可在电源侧，也可在负荷侧，或者是公用电储能。

（10）电储能的调度优先级及电储能调峰交易费计算公式：公用电储能可以分放电降功率和充电加功率不同情况报价，充电加功率报价应不低于放电降功率报价。深度调峰调用时，电储能与燃煤火电机组同台竞争，相同报价时优先调用电储能（注：2020年版为“燃煤火电机组”）。电储能调峰交易费用计算参照燃煤机组执行，电储能充电时段暂不参与市场分摊。

深度调峰电量为放电功率低于基本调峰下限（额定放电功率的50%）或者处于充电状态时减少的放电电量和增加的充电电量。非电网运行需要，电储能放电降功率或者充电加功率不计入深度调峰电量。

（11）深度调峰的偏差考核：偏差电量=|调峰中标电量-调峰实际电量|。当偏差电量>2%×|调峰中标电量|时，若调峰实际电量大于调峰中标电量，机组深度调峰服务费按照调峰中标电量和中标电价结算；若调峰实际电量小于调峰中标电量，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和实际出力对应的档位报价结算，另外收取深度调峰交易偏差考核费用。深度调峰交易偏差考核费用=（偏差电量-2%×|调峰中标电量|）×中标价格×惩罚系数（惩罚系数暂定为2）。

【未完待续】