燃煤机组日前电能量市场交易结果（不含省间现货外送）按照厂用电率折算为上网侧电力进行结算。新能源场站日前电能量市场交易结果（不含省间现货外送）按照厂用电率、入市比例折算至上网侧市场化电力，进行市场化结算。市场化用户申报曲线即为出清曲线。代理购电不参与现货市场日前申报，日前出清曲线等于燃煤机组上网侧电力曲线与新能源场站上网侧市场化电力曲线之和减去市场化用户总出清曲线。

调频辅助服务市场在省内日前现货市场确定的机组组合基础上开展，根据系统所需的调频总速率，采取集中竞价、边际出清的组织方式，出清次日调频机组序列。本次试运行，调频中标机组预留容量定为10%。

实时现货市场中，采用日前现货市场封存的竞价信息进行集中优化出清。电力调度机构基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，综合考虑发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，在机组实际开机组合和实际出力水平的基础上，以发电成本最小为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到各发电机组每15分钟的发电计划和实时节点电价。

调电试运行期间，日前现货电能量市场出清的发电出力计划实际下发；实时现货电能量市场基于实时边界条件，对日前出清的发电出力计划优化调整，将每15分钟出清的发电出力值下发至机组实际执行；为保障新能源最大化消纳，新能源场站统一按零价参与现货电能量市场出清。

（四）模拟结算

对调电试运行期间中长期交易和现货市场出清结果开展模拟结算，包括发、用两侧电能量费用、调频辅助服务费用、市场补偿费用、市场不平衡资金等。代理购电与其他用户侧主体按相同原则参与现货市场分时偏差结算。以上费用不实际结算。各类费用结算办法详见相关规则条款。其中：

1.电能量结算

发电侧：燃煤机组按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场中标电量与中长期合约电量之间的差额，以及日前市场节点电价计算日前市场偏差电能量电费；根据实际分时上网电量与日前市场中标分时电量之间的差额，按照实时市场节点电价计算实时市场偏差电能量电费。新能源场站按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前现货市场中标电量的市场化部分与中长期合约电量之间的差额，以及日前市场节点电价计算日前市场偏差电能量电费；根据实际分时上网电量的市场化部分与日前市场中标分时电量的市场化部分之间的差额，按照实时市场节点电价计算实时市场偏差电能量电费。

用户侧：售电公司、批发用户及代理购电按照中长期合约分时电量和合约价格计算中长期合约电费；根据日前市场中标电量与中长期合约电量之间的差额，以及日前市场发电侧加权平均电价计算日前市场偏差电能量电费；根据实际分时用电量（代理购电实际分时电量等于发电侧市场化实际分时总电量减市场化用户实际分时总电量）与日前市场中标电量之间的差额，以及实时市场发电侧加权平均电价计算实时市场偏差电能量电费。