電力市場化交易實施方案培訓資料

電力市場化交易實

施方案培訓資料

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云南電力市場化交易實施方案

為貫徹落實＜中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革

的若干意見》（中發(fā)〔〕9號）及其配套文件的有關要求，依據(jù)〈云南

省進一步深化電力體制改革試點方案》（云發(fā)〔〕10號），在云南電

力市場化交易實施方案的基礎上,結合云南電力系統(tǒng)運行實際，進一

步完善市場結構和市場體系，特制定本方案。

本方案適用于云南省內所有發(fā)電企業(yè)、供電企業(yè)、用電企業(yè)

及售電企業(yè)。省外及境外發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶在具備

條件時，按照本方案參與交易。

本方案分為四個部分:交易主體、商場交易、結算、其它事

項。

一、交易主體

（一）售電主體

售電主體為并入云南電網(wǎng)運行的所有電廠，分為優(yōu)先電廠和市

場化電廠。

優(yōu)先電廠指由地調/縣調調度的并網(wǎng)運行公用中小水電及其它

類型電廠、1月1日前已投產(chǎn)的并網(wǎng)運行公用水電廠（以該電廠第

一臺機組投運時同為準，下同）;市場化電廠指風電場、光伏電廠、

火電廠、1月1日及以后投運由總調調度、省調調度、省地共調

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電廠。新投電廠按上述原則劃分電廠類別。

優(yōu)先電廠稱為非競爭性售電主體，暫不參與市場化交易,市場化

電廠稱為競爭性售電主體,按本方案參與市場化交易和結算。市場

化電廠須在電力交易中心進行注冊。

售電主體的發(fā)電量分為優(yōu)先發(fā)電量和市場化發(fā)電量，其中優(yōu)先

發(fā)電量含優(yōu)先電廠的發(fā)電量、風電場和光伏電廠保居民電能替代

電量、火電廠保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量、火電備用狀態(tài)確

認電量、供氣所需電量及其它分配電量（相應電量按政府有關部門

政策執(zhí)行）、具有年調節(jié)能力及以上水庫的水電廠調節(jié)電量;市場化

發(fā)電量指市場化電廠優(yōu)先發(fā)電量之外的所有發(fā)電量,經(jīng)過市場化方

式進行交易、結算。

風電場和光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量根據(jù)居民電能替代需要的金

額分月確定，月間滾動，年度平衡。其中，汛期風電、光伏電廠全部

上網(wǎng)電量為優(yōu)先電量，枯平期風電、光伏電廠按照上年度當月全網(wǎng)

風電、光伏電廠平均利用小時數(shù)（風電、光伏電廠分別核算）的1/4

折算的上網(wǎng)電量為優(yōu)先電量，全年統(tǒng)籌平衡，剩余上網(wǎng)電量參與市場

化交易。風電場和光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量結算價格為競爭性售電

主體月度集中撮合交易平均成交價，其它電量按市場化方式進行交

易結算。

本方案中售電主體發(fā)電量特指用于結算的上網(wǎng)電量，調試期電

量不參與市場化交易。

（二）購電主體

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二、市場交易

云南電力市場遵循”省內需求優(yōu)先、外送消納次之”的總體

原則開展交易，現(xiàn)階段電力市場化交易分為中長期交易和短期交

易。中長期交易開展年度交易和月度交易，短期交易開展日前電量

交易。本方案中所有交易都是實物合約交易,各類交易的成交結果

一經(jīng)確認，不得更改。

（一）數(shù)據(jù)申報

L售電主體

競爭性售電主體以廠為單位進行申報，售電主體的申報電價為

上網(wǎng)側的絕對價格，為含環(huán)保電價、含稅的價格。

若火電廠有保障電網(wǎng)安全的運行機組，則分為保安全機組和非

保安全機組兩部分，分別進行申報。

2.購電主體

選擇自行申報和委托供電單位代報的用戶以戶號為單位進行

申報;選擇售電公司代理購電的,售電公司根據(jù)其代理用戶的用電需

求整體申報月度交易，按戶號申報日前電量交易。

購電主體的申報電價為上網(wǎng)側的絕對價格，即:購電主體申報電

價=購電主體意愿電度價格-輸配電價-線損電價-基金及附加，其中

線損電價二基準價x綜合線損率/（I-綜合線損率），雙邊協(xié)商交易按合

同約定的上網(wǎng)價格作為線損電價計算基準價，集中撮合、掛牌交易

按上月集中撮合交易平均成交價作為線損電價計算基準價。

3.申報數(shù)據(jù)約束

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購、售電主體申報電量的最小單位為0.1萬千瓦時，申報可價

的最小單位為0.001元/千瓦時;合約轉讓交易中，電廠各月申報可量

的最小單位為0.0001萬千瓦時，申報電價的最小單位為0.00001元/

千瓦時。除年度和月度雙邊協(xié)商交易外，為保證有序競爭，考慮供

需關系設置申報最低限價和最高限價，最低限價暫定為0.13元/千

瓦時，最高限價暫定為0.42元/千瓦時。鼓勵全年增加用電,特別是

汛期多消納水電。1—4月以1—4月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用

電部分不設最低限價；5-12月以5-12月用電平均值為基數(shù)，超

基數(shù)用電部分不設最低限價。

各電廠在某交易環(huán)節(jié)申報電量<=確認的發(fā)電能力-已成交可量

-優(yōu)先發(fā)電量-協(xié)議內西電東送分配電量x折算系數(shù)，為保證未分配協(xié)

議內西電東送電量電廠與分配了協(xié)議內西電東送電量電廠公立參

與省內電量市場，按月設置折算系數(shù)，折算系數(shù)二除火電外市場化電

廠總發(fā)電能力/（協(xié)議內西電東送總分配電量+協(xié)議外西電東送預計

增送電量+省內市場化電量預測值）?；痣姀S增加申報最小開機電

量（單臺機組按最低技術出力運行7天電量）。若火電廠（除有在運

機組及當月計劃開機機組外）累計成交電量低于申報的最小開機電

量，則不成交。

經(jīng)省級及以上相關部門或監(jiān)管機構認定,某交易過程中售電主

體或購電主體存在串謀或惡意報價行為并造成嚴重后果的,該部分

售電主體成交電量按月度集中撮合交易最低價0.9倍結算，該部分

購電主體成交電量按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的1.1倍

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與月度集中撮合交易電廠最高成交價格的1.1倍中的較大值結

算。

4.售電公司電量分配

售電公司在電力交易中心辦理代理用戶購電手續(xù)時，須將售電

公司與用戶簽訂的合同交至電力交易中心備案，并依據(jù)雙方合同按

規(guī)定模板在交易平臺填寫售電公司向用戶售電的合約價格等信

息。

售電公司在月度交易成交結果公布后的第一個工作日內，須將

月度各類交易成交電量、成交價格按戶號預分給其代理用戶并在

交易系統(tǒng)中填報。若未進行預分，則默認為月度成交電量、加權平

均成交價格平均分配給代理用戶。

各售電公司須動態(tài)跟蹤代理用戶用電情況，在用電月結束后的

三個工作日內按戶號在交易系統(tǒng)中填報各代理用戶最終分配的月

度成交電量、成交價格，電力交易中心據(jù)此對用戶進行結算和考核;

若售電公司未填報各用戶按戶號最終分配的月度成交電量和價格,

則按用戶各戶號實際用電量的比例將售電公司的月度成交電量、

加權平均成交價格分配給代理用戶，其中代理參與日交易用戶的各

戶號預分成交電量為最終分配的成交電量，不能更改。

5.年度發(fā)用電需求預測申報

每年12月份，競爭性售電主體和競爭性購電主體須向電力交

易中心申報次年各月的發(fā)電能力預測和用電需求預測。

（二）年度（多年）交易

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電力交易中心根據(jù)交易主體需求按雙邊協(xié)商的方式組織年度

交易，每年12月份開放一次年度交易,交易主體雙邊可簽訂一年或

多年雙邊交易合同n

1.交易主體

競爭性用戶，競爭性售電主體中的*電廠、風電場、光伏電

廠。

2.信息公不

滿足條件的交易主體可在電力交易平臺公示雙邊交易需求的

電量、價格及聯(lián)系方式等信息，其中電量、價格分月明確。交易主

體在交易系統(tǒng)中填報信息即為同意向所有市場主體公開，是否迸行

信息填報由交易主體自行決定，不影響雙邊合同簽訂和備案。

3.合同簽訂和合同備案

購、售電主體協(xié)商確定年度（多年）分月的交易電量和價格后,

由售電主體在交易時間內在交易系統(tǒng)中填報,購電主體在交易時間

內進行確認,在交易系統(tǒng)形成初步的年度（多年）交易合同。經(jīng)調度

機構安全校核后形成初始成交結果，交易雙方根據(jù)初始成交結昊簽

訂標準的年度（多年）交易雙邊合同，并交由電力交易中心備案。

購、售電主體雙方簽訂標準的年度（多年）交易雙邊合同時,不得自

行更改經(jīng)調度機構安全校核后形成的初始成交結果。

4.月度安全復核

調度機構在月度集中撮合交易開始前，對電廠年度（多年）雙邊

合同的次月電量進行安全復核,并以月度安全復核后的電量作為最

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終成交結果。

電廠雙邊合同電量不超過按裝機等比例原則所分配的電力外

送通道平均送電能力。電廠雙邊合同電量因安全復核被調減時，用

戶側按等比例原則調減雙邊合同電量,電廠與用戶應在雙邊合同中

明確按照調度安全校核后的成交電量作為月度雙邊合同電量執(zhí)

行。

5.雙邊合同月度確認

月度最后一個工作日前，交易主體可對年度（多年）雙邊合同的

下月價格進行協(xié)商調整，分月電量不可進行調整。分月價格調整流

程如下:由售電主體在交易系統(tǒng)填報經(jīng)協(xié)商調整后的價格，購電主體

進行確認生效。若未填報或未經(jīng)確認，則交易系統(tǒng)默認為年度（多年）

交易合同中的分月價格。

（三）優(yōu)先電量月度平衡

月度交易前，交易機構應會同調度機構對月度優(yōu)先發(fā)電量、優(yōu)

先購電量進行電力電量平衡預測分析。

優(yōu)先發(fā)電量=優(yōu)先電廠的發(fā)電量+風電場和光伏電廠保居民電

能替代電量+火電廠保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量+火電備月狀

態(tài)確認電量+供氣所需電量及其它分配電量（相應電量按政府有關

部門政策執(zhí)行）+具有年調節(jié)能力及以上水庫的水電廠調節(jié)電量;優(yōu)

先購電量二優(yōu)先購電用戶用電量+符合市場準入條件但未交易的用

戶用電量。

優(yōu)先發(fā)電量大于優(yōu)先購電量時，偏差部分由框架協(xié)議內西電東

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送電量進行平衡。優(yōu)先發(fā)電量小于優(yōu)先購電量時，偏差部分由交易

中心組織省內優(yōu)先購電量掛牌交易。

(四)框架協(xié)議內西電東送電量分配

平衡優(yōu)先發(fā)電量后,剩余的框架協(xié)議內西電東送電量作為計劃

性電量，根據(jù)電力主管部門有關分配政策安排,電力交易中心按要求

執(zhí)行。

電力交易中心按照按框架協(xié)議內西電東送電量送出價格扣減

輸配電價、線損電價對框架協(xié)議內西電東送分配電量進行結算口

框架協(xié)議內西電東送分配電量需進行事后調整。若框架協(xié)議

內西電東送電量的實際送電量與計劃送電量存在偏差或預分配電

量與實際應分配電量存在偏差，則相應對電廠的分配計劃進行調

整。

(五)月度交易

月度交易采用雙邊協(xié)商、集中撮合、掛牌等方式進行。電力

交易中心依次組織省內優(yōu)先購電量掛牌交易、省內電量市場雙邊

協(xié)商交易、省內電量市場集中撮合交易、省內電量市場掛牌交易

和框架協(xié)議外西電東送電量掛牌交易。

1.省內優(yōu)先購電量掛牌交易

(1)交易主體

電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一代理購電;競爭性售電主體中的水電廠、風電

場、光伏電廠。

(2)掛牌、摘牌

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電力交易中心經(jīng)過交易平臺公布優(yōu)先購電量的掛牌電量，掛牌

電量=優(yōu)先購電量預測值-優(yōu)先發(fā)電量預測值掛牌電量小于(或等于)

零時，取消省內優(yōu)先購電量的掛牌。

掛牌價格暫按中小水電統(tǒng)一上網(wǎng)電價0.235元/千瓦時執(zhí)行。

電廠經(jīng)過交易平臺申報摘牌電量。

(3)成交規(guī)則

當電廠摘牌電量之和大于掛牌電量時，按電廠摘牌電量的比例

進行成交;當電廠摘牌電量之和小于(或等于)掛牌電量時，電廠摘牌

電量全部成交。

(4)成交價格

電廠成交價格為掛牌價格。

2.省內電量市場雙邊協(xié)商交易

(1)交易主體

競爭性用戶，競爭性售電主體中的《電廠、風電場、光伏電

廠。

(2)申報

電力交易中心每月開啟次月月度協(xié)商交易，在交易時間內售電

主體填報電量、價格，購電主體確認月度最后一個工作日前雙方可

對價格進行調整。

⑶成交、校核

電力交易中心將購、售電主體雙方填報結果提交調度機構進

行安全校核，安全校核后的結果作為最終成交結果。

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(4)成交價格

成交價格為售電主體申報價格。

3.省內電量市場集中撮合交易。

(1)交易主體

競爭性購電主體，競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏

電廠。

(2)撮合申報

售電主體可采用單段或多段(不高于3段)電量申報方式，申報

總量不得大于其發(fā)電能力。每段電量申報兩個意愿價格，第一意愿

價格不低于第二意愿價格。

購電主體中，直接參與市場化交易的用戶申報單段電量,每段電

量申報兩個意愿價格，第一意愿價格不高于第二意愿價格;售電公司

可采用多段(不超過代理用戶數(shù)量)電量申報方式，每段電量申報兩

個意愿價格，第一意愿價格不高于第二意愿價格。

(3)成交規(guī)則

購、售電主體申報電量首先以雙方第一意愿價格撮合成交，剩

余電量采用第二意愿價格撮合成交。撮合成交規(guī)則如下：

計算購電主體與售電主體價差，價差=購電申報價-售電日報

價。按價差從大到小的順序確定成交對象、成交電量、成交價格,

價差為負不能成交。價差相同時，按以下原則成交：

一個售電主體與多個購電主體價差相同,當售電主體申報電量

大于(或等于)購電主體申報電量之和時,按購電主體申報電量成交;

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當售電主體申報電量小于購電主體申報電量之和時,購電主體按照

申報電量比例分配售電主體申報電量。

一個購電主體與多個售電主體價差相同,當購電主體申報電量

大于(或等于)售電主體申報電量之和時,按售電主體申報電量成交;

當購電主體申報電量小于售電主體申報電量之和時,售電主體按照

申報電量比例分配購電主體申報電量。

多個購電主體與多個售電主體價差相同,當售電主體申報電量

之和大于(或等于)購電主體申報電量之和時,售電主體按申報電量

比例分配購電主體申報電量;當購電主體申報電量之和大于售電主

體申報電量之和時，購電主體按申報電量比例分配售電主體申報電

量。

(4)成交價格

售電成交價二售電申報價+K1X價差，購電成交價=購電申報價-

K2x價差,其中,Kl=K2=().l。購電成交價和售電成交價之間的剩余

價差收益納入結算平衡機制處理。

4.省內電量市場掛牌交易

(1)月度自主掛牌交易

月度自主掛牌交易分為三步進行，第一步是信息公示，第二步是

電廠掛牌，用戶摘牌;第三步是用戶掛牌，電廠摘牌。

第一步:在信息公示時間內，有需求的電廠和用戶在交易系統(tǒng)上

公布單段掛牌電量和掛牌價格。

第二步:電廠掛牌，用戶摘牌

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1）掛牌、摘牌

競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠在電力交易

平臺上申報單段攔牌電量和掛牌價格（上網(wǎng)側），用戶申報摘牌電

量。

2）成交規(guī)則

當用戶摘牌電量大于電廠掛牌電量時，用戶按摘牌電量比例分

配電廠掛牌電量;當用戶摘牌電量小于或等于電廠掛牌電量時，用戶

全部電量成交。

3）成交價格

用戶的成交價格為對應成交電廠的掛牌價格。

第三步:用戶掛牌，電廠摘牌

1）掛牌、摘牌

用戶在電力交易平臺上申報單段掛牌電量和掛牌價格（上網(wǎng)

側），競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠、火電廠申報

摘牌電量。

2）成交規(guī)則

市場化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠首先成交。市場

化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠成交之后,若有電量缺額，再

由市場化電廠中的火電進行成交，非保障系統(tǒng)安全的火電先成交，成

交之后仍有電量缺額，由保障系統(tǒng)安全的火電機組成交。

當電廠摘牌電量大于掛牌電量時,電廠按摘牌電量比例分配用

戶掛牌電量;當電廠摘牌電量小于或等于用戶掛牌電量時，電廠全部

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電量成交。

3)成交價格

電廠的成交價格為對應成交用戶的掛牌價格。

(2)月度增量掛牌交易

用戶1—4月以1—4月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分可

參與增量掛牌交易；5-12月以5-12月用電平均值為基數(shù)，超基

數(shù)用電部分可參與僧量掛牌交易。增量掛牌交易不設最低限價。

(3)臨時掛牌交易

根據(jù)市場需求及政策需要適時開展臨時掛牌交易。

5.框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易

(1)交易主體

由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，競爭性售電主體中的水電廠、風電場、

光伏電廠參與。遵循”省內市場優(yōu)先,外送消納次之”的原則,參與西

電東送增量交易的電廠，需優(yōu)先滿足省內月度電量交易。有拉水壓

力和棄水風險的電廠參與框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交

易。

(2)掛牌、摘牌

增送電量的掛牌價格在框架協(xié)議內西電東送電量價格的基礎

上進行調整。電力交易中心對框架協(xié)議外的增送電量和價格進行

掛牌。競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠申報摘牌

電里。

(3)成交規(guī)則

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統(tǒng)籌考慮對西電東送通道的安全支撐、保障西電東送通道充

分利用、以及國家核準文件中明確承擔'‘西電東送”開發(fā)任務的水

電廠等情況,框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易由500kV電壓

等級并網(wǎng)的市場化水電廠優(yōu)先成交。500kV電壓等級并網(wǎng)的市場

化水電廠成交之后,若有電量缺額，冉由其它電廠進行成交。

當電廠摘牌電量大于掛牌電量時,電廠按摘牌電量比例分配掛

牌電量;當電廠摘牌電量小于掛牌電量時，未成交的增送電量如實際

安排了送電，則月度發(fā)電結束后，根據(jù)各市場化水電廠、風電場、光

伏電廠超發(fā)電量等比例對未成交的增送電量進行分配，按照電廠掛

牌成交的規(guī)則進行結算。

（4）成交價格

電廠的成交價格為掛牌價格。

若省政府相關部門、廣州電力交易中心出臺西電東送有關政

策和交易規(guī)則，交易組織方式按規(guī)定進行調整。

（六）日前電量交易

日前電量交易是指競爭性售電主體與競爭性用戶之間進行次

日發(fā)用電量交易?，F(xiàn)階段日前電量交易僅在工作日開市（節(jié)假日在

前一個工作日進行申報交易）。

1.交易主體

滿足日計量要求的競爭性用戶自愿向電力交易中心提出日前

電量交易申請，審核經(jīng)過方可參與。售電公司只能代理有日前電量

交易資格的用戶參與日前電量交易。

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競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠和當前已開

機運行的火電廠。

2.撮合申報

競爭性售電主體按廠、競爭性用戶（包括售電公司代理用戶）

按戶號申報單段電量和單一價格。競爭性用戶次日用電需求超出

日前電量交易申報基準值的部分，方可參與日前電量交易。

用戶日計量數(shù)據(jù)能夠采集時，用戶日前增量申報基準值二〔用

戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）一月度交易累計完成

電量〕/本月剩余天數(shù)。用戶日計量數(shù)據(jù)無法按時采集時，用戶日前

增量申報基準值二〔用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電

量）〕/本月天數(shù)。其中,售電公司代理用戶按月度交易預分成交電

量作為用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量），計算日前

電量交易申報電量的基準值。

3.成交規(guī)則

市場化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠首先成交。市場

化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠成交之后,若有電量缺額，再

由市場化電廠中的火電進行成交，非保障系統(tǒng)安全的火電先成交，成

交之后仍有電量缺額，由保障系統(tǒng)安全的火電機組成交。

撮合成交規(guī)則參照月度集中撮合交易執(zhí)行。

4.成交價格

售電成交價=售電申報價+K1X價差，購電成交價=購電申報價-

K2x價差,其中,Kl=K2=0.l。購電成交價和售電成交價之間的剩余

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價差收益納入結算平衡機制處理。

(七)月度合約轉讓交易

電廠月度上網(wǎng)電量結完月度所有合約電量(含日交易電量、年

度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易電量、月度集中交易電

量、各類計劃分配電量)后仍有剩余電量則為超發(fā)電量。如因上網(wǎng)

電量不足，造成月度交易電量未完成，則為少發(fā)電量。

月度交易執(zhí)行完畢后月度合約轉讓交易在有超發(fā)和少發(fā)電量

的市場化電廠間開展，其中年度、月度雙邊協(xié)商的合約偏差電量不

能進行月度合約轉讓交易。

月度合約轉讓交易依次開展合約協(xié)商轉讓交易、同一發(fā)電集

團合約轉讓交易。

1.合約協(xié)商轉讓交易

(1)交易規(guī)則

有超發(fā)電量的市場化電廠與少發(fā)電量的市場化電廠自愿協(xié)商

進行合約轉讓交易，優(yōu)先轉讓自身原因少發(fā)電量。

(2)成交價格

合約協(xié)商轉讓交易的成交價格由交易雙方協(xié)商確定，買入合約

價格等于賣出合約價格。

2.同一發(fā)電集團合約轉讓交易

(1)交易規(guī)則

合約協(xié)商轉讓交易結束后,對隸屬于司一發(fā)電集團的少發(fā)電量

和超發(fā)電量進行合約轉讓交易，優(yōu)先轉讓自身原因少發(fā)電量。

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當集團少發(fā)電量小于超發(fā)電量時，少發(fā)電量全部成交，按超發(fā)電

量的比例分配各超發(fā)電廠的成交電量。當集團少發(fā)電量大于等于

超發(fā)電量時，超發(fā)電量全部成交，按少發(fā)電量的比例分配各少發(fā)電廠

的成交電量。

（2）成交價格

少發(fā)電量競爭性售電主體的合約出讓成交價格為自身各類月

度交易成交電量（不包含年度、月度雙邊協(xié)商的合約電量）的加權

平均價（P0）,多發(fā)電量競爭性售電主體合約承接價格等于合約出讓

成交價格。

（八）清潔能源交易機制

在保障電網(wǎng)安全、電力供應的前提下，統(tǒng)籌國家關于清潔能源

利用政策以及云南省能源結構特性等,遵循充分利用云南省清潔能

源原則執(zhí)行市場化交易計劃。非輸電阻塞區(qū)域風電場和光伏電廠,

在不造成水電廠未按交易計劃（包括市場交易合約電量、優(yōu)先發(fā)電

量及其它分配電量）安排發(fā)電產(chǎn)生棄水的情況下其發(fā)電量全額收

購。輸電阻塞區(qū)域風電場和光伏電廠的發(fā)電量，統(tǒng)籌優(yōu)先收購同一

區(qū)域內優(yōu)先發(fā)電量后的剩余通道能力、同一區(qū)域內市場化電廠市

場化交易電量、風電場和光伏電廠發(fā)電能力，遵循公平、充分利用

電力外送通道送電能力原則消納。

調度機構在實際調度過程中考慮保障系統(tǒng)安全、優(yōu)先吸納清

潔能源、減少系統(tǒng)棄水等因素,安排火電廠、有調節(jié)能力的水旦廠

等電廠少發(fā)，采用清潔能源交易機制對電廠間的不平衡電量進行轉

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讓。清潔能源交易機制主要經(jīng)過月度平衡機制實現(xiàn)。

(九)月度平衡機制

月度平衡機制包括不平衡電量轉讓交易和月度上、下調服務

1.不平衡電量轉讓交易

(1)交易規(guī)則

月度合約轉讓交易結束后,對市場化電廠剩余少發(fā)電量(保障系

統(tǒng)安全和平抑負荷波動需要)和市場化電廠的剩余超發(fā)電量進行不

平衡電量轉讓交易(不包含年度、月度雙邊協(xié)商的合約偏差電

量)。當少發(fā)電量小于超發(fā)電量時，按超發(fā)電量的比例分配各超發(fā)電

廠的成交電量。當少發(fā)電量大于等于超發(fā)電量時，按少發(fā)電量的比

例分配各少發(fā)電廠的成交電量。

(2)成交價格

少發(fā)電量電廠合約出讓價格為自身各類電量交易成交電量(不

包含年度、月度雙邊協(xié)商的成交電量)的加權平均價(P0)的90%,多

發(fā)電量電廠的合約承接價格等于少發(fā)電量電廠的合約出讓價格,

不平衡電量轉讓交易結束后，仍有超發(fā)或少發(fā)電量的電廠，超發(fā)

電量按上調服務價格機制結算,少發(fā)電量根據(jù)調度機構認定的偏差

電量性質，按相應的結算價格機制處理。

2.上、下調服務

(1)上調服務

電力交易中心公布月度集中撮合交易中發(fā)電側的最低成交價

和平均成交價。

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電廠申報上調服務價格，申報價格限定在月度集中撮合交易中

發(fā)電側的最低成交價和平均成交價之間，電廠上調服務的申報價格

作為調度機構安排發(fā)電計劃的依據(jù)之一。

進行事后合約轉讓交易后仍存在的超發(fā)電量，按其上調服務申

報價格結算;未參與上調服務預招標的電廠，進行事后合約轉讓交易

后仍存在的超發(fā)電量，按月度集中撮合交易中發(fā)電側的最低成交價

結算。

（2）下調服務

電廠少發(fā)電量由調度機構進行事后認定,因系統(tǒng)原因產(chǎn)生的少

發(fā)電量計入下調服務，因自身原因產(chǎn)生的少發(fā)電量不計入下調服

務。電廠事后合約轉讓交易結束后，剩余下調服務電量根據(jù)交易平

衡賬戶資金盈余情況，按月進行補償，補償金額不超過0.03元/千瓦

時。

（十）月度長期備用市場

為支持火電企業(yè)長期備用設備維護，開展月度長期備用市場。

全年火電補償總金額初步按20億元確定、其中大朝山電廠共分攤

4389萬元，按月平均提??；以前投產(chǎn)的UOkV及以上電壓等級并網(wǎng)

不參與市場化的總調調度、省調調度、省地共調水電廠（除大朝

山、漫灣、以禮河電廠）上網(wǎng)電量按照0.02元/千瓦時分攤，大朝

山、漫灣、以禮河電廠作為居民生活電能替代電量的保障型電源，

按照云政辦發(fā)〔）73號文件有關規(guī)定執(zhí)行;市場化水電廠、風電

場、光伏電廠上網(wǎng)電量（除調試電量）按0.01元/千瓦時分攤。

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三、結算

(一)總體原則

以”按日核算月結月清”的結算原則開展結算。

(二)購電主體結算

1.結算原則

(1)競爭性購電主體以戶號為單位進行電費結算。

(2)非競爭性購電主體按目錄電價和月度實際用電量進行結

算。

(3)直接參與交易用戶和售電公司代理用戶的電費分為電能電

費、電能偏差電費、輸配電費、線損電費、基金及附加電費。其

中，輸配電費、線損電費、基金及附加電費根據(jù)用戶實際用電量與

政府核定價格標準計算。日前交易電量及偏差電量在用電日結束

后進行結算;月度用電結束后首先進行年度交易分月電量和月度雙

邊協(xié)商電量結算、其次進行月度集中交易電量結算和偏差電量結

算。

(4)當售電公司代理用戶存在少用電量時,用戶自身承擔少月電

量偏差電費的90%,售電公司承擔該用戶少用電量偏差電費的

10%。電力交易中心按照用戶少用電量儕差電費的100%向用戶出

具結算依據(jù)，電網(wǎng)公司按結算依據(jù)向用戶收費，用戶少用電量偏差電

費的10%由售電公同支付給其代理用戶。

2.直接參與交易用戶的電能電費、電能偏差電費結算步驟

(1)日前電量交易電量、偏差電量結算

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1）用戶次日實際用電量Urd扣減日前電量交易申報基準值后,

若大于日前電量交易成交電量舊前電量交易結算電量即為日前電

量交易成交電量,其余用電量計入月度交易用電量。

2）用戶次日實際用電量Urd扣減日前電量交易申報基準值后,

若小于日前電量交易成交電量,則日前電量交易結算電量為

max｛（Urd-日前電量交易申報基準值）,0｝沫完成的日前交易成交電

量為日前電量交易成交電量減去日前電量交易結算電量。

3）由于表計原因導致日用電量數(shù)據(jù)元法取得時,用戶次日實際

用電量11必=月度實際用電量/本月天數(shù)，日前電量交易申報基準值二

〔用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）〕/本月天數(shù)。

Urd扣減申報基準值大于日前交易成交電量,則日前電量交易結算

電量為日前電量交易成交電量，否則日前電量交易結算電量為（Urd-

日前電量交易申報基準值），未完成的日前交易成交電量為日前且量

交易成交電量減去日前電量交易結算電量。

4）根據(jù)日前電量交易各日的實際結算電量和成交價格,計算日

前電量交易電量電費;未完成的日前電量交易成交電量超過日前電

量交易成交電量3%的部分按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電

費,3%以內的部分免除偏差電費。

（2）年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結算

用戶月度用電量Ur扣減日前增量交易累計結算電量Ud作為

月度交易用電量Urto即:Urt=max｛Ur-Ud,0｝。匯總用戶年度雙邊

合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量的合同（兩者合并簡稱

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雙邊協(xié)商合同）,用戶第i個雙邊協(xié)商合同電量為Ugi,合同總量

Ugo用戶分配給第i個合同的月度交易用電量Urti二UrtxUgi/Ug,對

應成交電廠電量為Qrtio

用戶第i個雙邊協(xié)商合同結算電量Ughi=

min{Urti,Ugi,Qrti}oUghi按雙邊合同約定價格結算。當

Ughi<Urti<Ugi,Urti-Ughi按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的

倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結算;當

Ughi<Ugi<Urti,Ugi-Ughi按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的

1.1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結算。

用戶雙邊協(xié)商合同結算電量Ugh=ZUghio

由于系統(tǒng)安全原因導致電廠的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合

同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電

量按合同價格對用戶進行結算。

（3）月度集中交易電量、偏差電量結算

用戶月度集中交易成交電量包括月度集中撮合交易成交電

量、月度掛牌交易成交電量。

用戶月度集中交易用電量Urm=max{min{Urt-Ugh,Urt-Ug},0}

1）當Urm大于該用戶月度集中交易成交電量Um時，交易實際

結算電量為Um按月度成交電量的加權平均價格結算，該用戶超用

電量為（Urm-Um）,超用電量按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的

1.2倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結算。

2）當Urm小于或等于該用戶月度集中交易成交電量Um時，交

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易實際計算電量為Urm按月度成交電量的加權平均價格結算，該用

戶總少用電量為（Um-Urm）,少用電量超過月度交易成交電量3%的

部分按0.03元/kWh的價格支付偏差電費,3%以內的部分免除偏差

電費。

由于電網(wǎng)檢修、故障等系統(tǒng)原因、小可抗力因素以及國家相

關政策調整導致用戶未完成的交易電量免除考核。具體認定范圍

見偏差電量責任認定章節(jié)。

3.售電公司代理用戶的電能電費、電能偏差電費結算步驟

年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結算與

直接參與交易用戶一致。

日前電量交易（或月度交易）實際結算電量確定方法與直接參

與交易用戶一致,日前交易實際結算電量的結算價格為售電公司代

理用戶參與日交易成交電量對應成交價格月度交易實際結算也量

的結算價格為售電公司最終分配給代理用戶月度成交電量的成交

價格。

日前電量交易（或月度交易）偏差電量及其結算價格確定方法

與直接參與交易用戶一致,用戶自身承擔少用電量偏差電費的

90%。

4.售電公司結算步驟

售電公同的偏差電費為代理用戶少用電量偏差電費累計值的

10%o

（三）售電主體結算

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1.競爭性售電主體結算

（1）結算原則

競爭性售電主體按廠為單位進行結算。日前交易電量及偏差

電量在發(fā)電日結束后進行結算。月度發(fā)電結束后首先進行年度雙

邊合同分月電量和雙邊協(xié)商成交電量結算，其次進行月度交易電量

結算和負偏差電量結算,最后進行優(yōu)先發(fā)電量結算、月度正偏差電

量結算。

（2）競爭性售電主體的結算步驟

1）日前交易電量結算和偏差電量結算

a）計算合約電量電費

根據(jù)電廠各日的成交電量和成交價格，計算日前電量交易的總

成交電量Qd及加權平均價格Pd,電廠日前電量交易的合約電量電

費Sd=PdxQdo

b）計算偏差電費

①當電廠次日實際發(fā)電量小于日前電量交易成交電量時，未完

成的交易電量視為偏差電量。在日前成交電量3%以內（含）內的偏

差電量按Pd價格計算偏差電費;超過3%的偏差電量,由于電廠自身

原因按Pd”=（Pd+0.03沅/千瓦時的價格計算偏差電費，由于系統(tǒng)需

要少發(fā)電量（下調服務電量）暫按Pd-=Pd元/千瓦時的價格計算偏

差電費，下調服務電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月補償。

②當電廠次日實際發(fā)電量大于日前電量交易成交電量時，超出

的電量計入月度交易發(fā)電量，無偏差電量結算費用。

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C）計算日前電量交易實際電費收益

電廠日前電量交易實際電費收益Srd=Sd+Sd+Sd”。

表3-1電廠日前電量交易結算表

交易電量電價電費

日前電量交易成交電量QdPdSd=QdxPd

日前交易逐5效電封000

易福里范鎏

少發(fā)電量3%以內-Qd'Pd'=PdSd'=-Qd'xPd,

少發(fā)電量3%以外-Qd"Pd"Sd"=-Qd"xPd"

日前累計

Qrd=Qd-Qd'-Qd"

結算電量

電費合計Srd=Sd+Sd'+Sd"

2）年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結算

電廠月度發(fā)電量Qr扣減日前增量交易累計結算電量Qrd為月

度交易發(fā)電量Qrto即:Qrt=Qr-Qrd。匯總電廠年度雙邊合同分月

電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量的合同（兩者合并簡稱雙邊協(xié)商

合同），電廠第i個雙邊協(xié)商合同電量為Qgi,合同總量Qgo電廠分

配給第i個合同的月度交易用電量Qrti二QrtxQgi/Qg,對應成交用戶

電量為Urtio

電廠第i個雙邊協(xié)商合同結算電量Qghi=

min{Qrti,Qgi,Uni}oQghi按雙邊合同約定價格結算。當

Qghi<Qrti<Qgi,Qrti-Qghi按月度集中撮合交易最低成交價的0.9倍

結算;當Qghi<Qgi<Qrti,Qgi-Qghi按月度集中撮合交易最低成交價

的倍結算。

電廠雙邊協(xié)商合同結算電量Qgh=ZQghi

表3?2雙邊協(xié)商合同電量結算表

結算電量電價電費

QghPli-flSO,i=Q沙xP-

S?M2=

Qrt-Qgh

x（Qr（-Qgh）

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S3=Po.9

Qg-QghP0.9*TR

x(Qg-Qgh)

雙邊協(xié)商合同電費S；?n=SMH1+S2+S3

由于系統(tǒng)安全原因導致電廠的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合

同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電

量按0.03元/kWh的價格補償電廠。

由于系統(tǒng)安全原因導致用戶的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合

同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電

量按預招標價格對電廠結算。

3）月度集中交易電量結算和負偏差電量結算

電廠月度集中交易包括:省內優(yōu)先購電量掛牌交易、省內商場

電量集中撮合交易、省內市場電量掛牌交易、框架協(xié)議外西電東

送電量交易、月度合約轉讓交易、不平衡電量轉讓交易

電廠月度集中交易實際發(fā)電量Qrm二min{Qrt-Qgh,Qrt-Qg}。

a）計算月度集中交易合約電費Smo

表3.3電廠月度交易合約結算表

月度交易類別成交電量成交價格電費

省內優(yōu)先購電量主自牌交易QiPISl=QlxPl

集中撮合交易Q2P2S2=Q2xP2

省內市場月度電量交易

掛牌交易Q3P3S3=Q3xP3

框架協(xié)議外西電東送電量掛牌交易Q4P4S4=Q4xP4

合約協(xié)商轉讓交賣出合約-Q5P5S5=-Q5xP5

易

合約轉讓交易買入合約Q6P6S6=Q6xP6

同一發(fā)電集團轉賣出合約-Q7P7S7=-Q7xP7

讓交易買入合約Q8P8S8=Q8xP8

賣出合約P9S9=-Q9xP9

不平衡電量轉讓交易-Q9

買入合約QI0P10S10=Q10xP10

合約電量Qm=Q1+Q2+Q3+Q4-Q5+Q6-Q7+Q8-Q9+Q10

合約電費Sm=S1+S2+S3+S4+S5+S6+S7+S8+S9+S10

合約轉讓基準價

P0=(S1+S2+S3+S4)/(Q1+Q2+Q3+Q4)

（偏差電量結算基準價）

b）計算負偏差電費

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根據(jù)電廠月度交易發(fā)電量Qrm和月度交易成交電量Qm計算

月度交易的偏差電費Sm'o

①當電廠月度交易發(fā)電量Qrm小于月度交易成交電量Qm,即

Qrm<Qm時：

3%以內的偏差電量Q0'免除偏差貴仕，按P0的價格計算偏差

電費;3%以外的偏差電量進行責任認定，因系統(tǒng)需要導致的少發(fā)電

量（即下調服務電量）QU,暫按PU=P0的價格計算偏差電費，下調

服務電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月度統(tǒng)一補償;因自身

原因導致的少發(fā)電量Q12,按P12=（P0+0.03元/kWh）的價格計算偏

差電費。

②當電廠月度交易發(fā)電量Qrm大于（或等于）月度交易成交電

量Qm,即Qrm>Qm時，負偏差電費為零。

表3-4電廠月度交易負偏差電量結算表

電量電價電費

少發(fā)電量少于3%的部分-Q0'P0S0'=Q0'xP0

系統(tǒng)需要少發(fā)電量（下調Sll=

負偏差電量少發(fā)電量-Q11P11

少發(fā)電量超過服務電量）QlIxPH

3%的部分S12=-

自身原因少發(fā)電量-Q12P12

Q12xP12

偏差電費Sm'=S0'+SH+S12

c）計算月度集中交易電量電費收益

電廠月度集中交易電費收益Srm=Sm+Smo

4）優(yōu)先發(fā)電量結算

框架協(xié)議內西電東送分配電量同優(yōu)先發(fā)電量合并結算。

Qrm扣減月度集中交易結算電量Qrms二min（Qrm,Qm）為電廠

優(yōu)先發(fā)電量（含框架協(xié)議內西電東送分配電量，下同）實際發(fā)電量

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Qrf,Qrf=Qrm-Qrms0

根據(jù)各電廠分月分配優(yōu)先發(fā)電量總量QfO和優(yōu)先發(fā)電量結算

價格PfO（各類優(yōu)先電量加權平均價格）,計算優(yōu)先發(fā)電量電費

SfO,SfO=min{QfO,Qrf}xPfOo

其中，火電廠優(yōu)先發(fā)電量中,保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量按

國家批復上網(wǎng)電價結算,若此部分優(yōu)先電量由某火電廠內多個機組

發(fā)電滿足時，按各機組總發(fā)電量比例和各機組國家批復電價加權平

均計算該優(yōu)先發(fā)電量結算價格PfO;火電備用狀態(tài)確認電量及政策

分配電量按政府確定價格計算優(yōu)先發(fā)電量結算價格PfOo

風電場、光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量按競爭性電廠月度集中撮合

交易平均成交價計算優(yōu)先發(fā)電量結算價格PfOo

水庫具有年調節(jié)能力及以上水電廠調節(jié)電量、電廠框架協(xié)議

內西電東送分配電量按西電東送框架協(xié)議送出價格扣減輸配電

價、線損電價倒推確定結算價格PfO。

5）月度正偏差電量電費Sf

當Qrf>QfO時:存在月度正偏差電量，即電廠超發(fā)電量為

Q13=Qrf-Qf0o調度機構認定的火電上調服務電量按P13等于按國

家批復上網(wǎng)電價結算;其它上調服務電量參與了上調服務報價按

P13等于上調服務報價計算偏差電費，未參加上調服務報價,按月度

集中撮合交易電廠側最低成交價的價格計算偏差電費。

表3-5電廠月度正偏差電量結算表

電量電價電費

偏差電量超發(fā)電量

Q13P13S13=QI3xPI3

正偏差電費sr-si3

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6)總電費

電廠月度總電費Srt=Srd+S協(xié)商+Srm+SrfO+Sfo

2.非競爭性電廠結算

非競爭性電廠按月度實際上網(wǎng)電量和其國家批復上網(wǎng)電價結

算電費。

(四)月度長期備用結算

1.火電長期備用資金來源

(1)結算平衡機制的剩余資金；

(2)電廠分攤的火電長期備用資金。

2.火電長期備用結算范圍

(1)保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需的火電機組容量(簡稱保安全裝

機容量)不進行長期備用結算，保安全裝機容量=開機時間/月度總時

間x開機機組裝機容量。

(2)火電機組競爭到市場化電量，其市場化電量的等效容量(簡

稱市場化電量等效容量),不進行長期備用結算，其中等效容量=可量

/(當月天數(shù)x24)。

(3)其余容量進行長期備用結算，每臺火電機組月度長期備月結

算容量二(裝機容量-保安全裝機容量■市場化電量等效容量)。

3.結算方式

(1)1—10月,按每月火電長期備用提取資金確定月度長期備用

容量總金額,11—12月,根據(jù)前期火電長期備用費用支付情況統(tǒng)籌

確定。

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(2)月度長期備用容量計算單價=月度長期備用容量總金額/月

度火電機組長期備用結算總容量

(3)每臺火電機組長期備用結算費用二每臺火電機組長期備用

結算容量x月度長期備用容量結算單價

(五)電費支付方式

1?結算依據(jù)

電力交易中心負責向競爭性購、售電主體出具結算依據(jù)，競爭

性購、售電主體按此結算依據(jù)進行電費結算、支付。

(1)競爭性用戶結算依據(jù)

直接進入市場交易的用戶和售電公司代理用戶,電力交易口心

按照購電主體結算步驟出具用戶側電費明細單，主要包含電能電

費、輸電費用、配電費用、線損電費、基本電費、力調電費、基

金、偏差電費。

(2)售電公司結算依據(jù)

電力交易中心按照購電主體結算步驟出具售電公司收支明細

單,主要包含成交電價、與用戶合同類型、與代理用戶之間的收益

明細10%偏差金額。

(3)電廠結算依據(jù)

電力交易中心按照售電主體結算步驟出具電廠側電費明細單,

主要包含上網(wǎng)電量、成交價格、電能電費。

2.競爭性用戶電費支付方式

競爭性用戶交易成功后，直接進入市場交易的用戶和售電公司

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代理用戶須繳納交易電量用電電費，交易用電電費=成交電量X（成

交價格+該戶號最高用電電壓等級輸配電價+線損電價+基金）。在

用電月10日前繳納交易電量用電電費的20%,在用電月15日前再

繳30%（也可選擇15日前一次性繳納50%）;待電力交易中心出具交

易月實際結算單后,競爭性用戶繳納剩余電費。

競爭性用戶結算單,市場化退補電費金額為電度電費和功率因

數(shù)調整電費，基本電費、政府性基金及附加按國家現(xiàn)行電價政矣執(zhí)

行。參與市場化交易的競爭性用戶欠交電費的，將暫停交易資格，并

按相關規(guī)定處理。

售電公司依據(jù)電力交易中心向售電公司出具的偏差電費結算

單向用戶支付偏差電費，未及時支付偏差電費的售電公同，用戶有權

向交易機構申請取消售電公司的代理資格。

3.電廠電費支付方式

電廠與電網(wǎng)企業(yè)維持現(xiàn)有的電費支付方式。

4.售電公司支付保證金制度

電力交易中心開通保證金專用銀行賬戶,售電公司按核定資產(chǎn)

總額的10%繳納保證金，低于200萬元按200萬元繳納，高于萬元

按萬元繳納。交易申報時，可申報交易金額與保證金賬戶余額掛

鉤。

售電公同未按時支付代理用戶的偏差電費，則以保證金抵扣，不

足部分售電公司需補繳。若售電公司代理用戶未按時繳清電費，則

以保證金抵扣用戶欠費，不足部分由售電公司補繳，用戶繳清電費后,

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退還售電公司抵扣的保證金。

(六)票據(jù)開具方式

電網(wǎng)公司依據(jù)電力交易中心出具的結算單向直接參與交易用

戶和售電公司代理用戶收取電費，開具電費發(fā)票。售電公司與月戶

之間的費用按照電力交易中心出具的結算單進行費用結算和支

付。

四、其它事項

(―)交易校核

交易校核主要包括申報數(shù)據(jù)校核、網(wǎng)絡約束校核和梯級本量

匹配校核。

月度各交易類型均按下述流程進行交易校核。

1.申報數(shù)據(jù)校核。由交易中心負責對交易主體提交的申報數(shù)

據(jù)進行校核，申報數(shù)據(jù)校核包括發(fā)電能力校核和其它申報約束規(guī)定

校核。發(fā)電能力由調度機構提供，各發(fā)電企業(yè)在交易前需與調度機

構溝通確認。發(fā)電能力評估原則如下：

(1)由政府發(fā)文確認大型年調節(jié)以上水庫各關鍵節(jié)點時期內(枯

水期末、平水期末、豐水期末、年末等)水位控制目標。

(2)用于計算水電發(fā)電能力的月度預計天然來水原則上不高于

同期多年平均來水水平的1.1倍。

(3)對于具有年及以上調節(jié)性能水庫或上游具有年及以上調節(jié)

性能水庫的水電廠，枯水期及平水期以全網(wǎng)水電不棄水且統(tǒng)調火電

充分調減為前提，考慮系統(tǒng)平衡需求，以枯水期及平水期末政府確定

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水位為目標每月交易前確認下月末控制水位,綜合考慮天然來水和

月度水位控制目標核定相關水電廠月度發(fā)電能力。豐水期在考慮

期末控制水位和各月預計天然來水情況下核定相關電廠各月發(fā)電

能力。

(4)其它調節(jié)能力較弱或尢調節(jié)能力水電廠，按預計天然來水,

考慮發(fā)電設備和電網(wǎng)設備檢修等確定對應發(fā)電能力。其中,對于具

有季調節(jié)性能的水電考慮需在4-5月份拉水時，由調度機構在發(fā)

電企業(yè)申報能力前明確水位控制目標。

(5)電力調度機構按85%負荷率確認火電的發(fā)電能力;考慮廠用

電率,火電按80%裝機容量進行申報電量校核。若火電有保障可網(wǎng)

安全穩(wěn)定運行所需電量、火電備用狀態(tài)確認電量、火電其它分配

電量，則在申報電量校核時相應扣除。

(6)風電、光伏電廠按上年同期各廠月度平均利用小時數(shù)1.1

倍作為月度發(fā)電能力，上年同期有新投產(chǎn)機組的電廠按相同地區(qū)已

投產(chǎn)的類似電廠月度平均利用小時數(shù)L1倍作為月度發(fā)電能力。

(7)新投電廠按相同地區(qū)已投產(chǎn)的類似電廠確定發(fā)電能力。

2.網(wǎng)絡約束校核。交易技術支持系統(tǒng)根據(jù)調度機構提供的網(wǎng)

絡約束條件進行市場出清，形成滿足網(wǎng)絡約束的交易出清結果并提

交調度機構進行安全校核。網(wǎng)絡約束受限區(qū)域內各電廠交易電量

不超過按裝機等比例原則所分配的電力外送通道平均送電能力)

3.梯級水量匹配校核。對滿足網(wǎng)絡約束的交易結果進行梯級

水量匹配校核。蘭下游電站交易結果超出上游來水對應發(fā)電能力

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時，直接削減下游電站市場電量。

日前電量交易校核中，調度機構綜合考慮系統(tǒng)需求和次日電廠

發(fā)電能力，對電廠成交電量進行校核，電廠成交電量不得高于發(fā)電能

力扣減電廠日電量校核基準值后的電量。電廠日電量校核基準值二

1月成交電量-（本月已發(fā)電量-本月日前電量交易累計成交電量）〕/

本月剩余有效天數(shù)，本月剩余有效天數(shù)為本月電廠剩余有效發(fā)電時

間等效天數(shù)。系統(tǒng)需求較小月度交易電量（含年度合同分月電量）

按日平均的量無法安排，所有日前電量交易均能夠不予經(jīng)過。

（二）信息披露

電力交易中心對云南電力市場交易各環(huán)節(jié)的重要信息進行公

布和披露。

1.交易信息披露

（1）交易前信息披露

電力交易中心公布電力供需形勢預測、優(yōu)先發(fā)電量和優(yōu)先購

電量平衡預測情況、電網(wǎng)安全約束信息、報價約束、上月度集中

撮合交易平均成交價等信息。電力供需形勢預測包括系統(tǒng)發(fā)電能

力預測、系統(tǒng)用電需求預測等。電網(wǎng)安全約束信息包括通道能

力、主要設備檢修計劃等。報價約束信息包括各電廠和用戶的申

報電量約束、上限價格和下限價格等。

合約轉讓交易前披露各電廠未完成電量、超發(fā)電量及其責任

認定結果等。

（2）交易后信息披露

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電力交易中心公布交易結果，包括年度、月度各類型交易成交

電量、各類型交易最低成交價格、各類型交易最高成交價格、平

均成交價格等。

2.結算信息披露

電力交易中心公布包括優(yōu)先發(fā)電、購電在內的交易計劃執(zhí)行

情況、偏差電量責任認定、偏差處理資金收入及支出情況。

3.昆明電力交易中心按月向電力監(jiān)管機構、能源主管部門、

電力運行主管部門報送年度、月度交易信息和執(zhí)行情況。

(三)偏差電量責任認定

1.發(fā)電側

(1)日電量責任認定

調度機構記錄日交易電量少發(fā)原因，在月度結算時進行認定。

(2)月電量責任認定

根據(jù)月度實際來水情況，測算電廠實際發(fā)電能力TO。假設電廠

月度交易成交電量為T1,日前電量交易累計結算電量為T2;電廠月

度實際發(fā)電量為To

(1)當T<(T1+T2)<TO時，〔(T1+T2)”〕為系統(tǒng)運行需要導致的

少發(fā)電量(即下調服務電量

(2)當TvTO〈(T1+T2)時，C(T1+T2)-TOJ為因電廠自身原因導

致的少發(fā)電量,T0-T為系統(tǒng)運行需要導致的少發(fā)電量(即下調服務

電量)。

⑶當T>(T1+T2)時，〔T?(T1+T2)〕為電廠超發(fā)電量。

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2.用戶側

由于電網(wǎng)檢修、故障等系統(tǒng)原因、不可抗力因素以及國家相

關政策調整導致用戶未完成的交易電量免除考核。免責范圍僅限

于系統(tǒng)原因或不可抗力因素導致市場用聲和售電企業(yè)未完成的交

易電量0

其中不可抗力包括:指不能預見、不能避免并不能克服的客觀

情況。包括:火山爆發(fā)、龍卷風、海嘯、暴風雪、泥石流、山體滑

坡、水災、火災、超設計標準的地震、臺風、雷電、霧閃等，以及

核輻射、戰(zhàn)爭、瘟疫、騷亂等。

以下情況不予辦理免責申請：

(1)用戶因安全、環(huán)保等不達標導致整改關停；

(2)用戶自身設備運維不到位導致設備跳閘、停產(chǎn)、減產(chǎn)；

(3)用戶因產(chǎn)品市場不景氣或生產(chǎn)組織不力而減產(chǎn)、停產(chǎn)；

(4)用戶欠費被供電部門依法采取停電催收；

(5)用戶申報不切實際或自身申報錯誤；

(6)其它未提及的“非不可抗拒”原因。

(四)結算平衡機制

為確保市場化交易順利實施，兼碩發(fā)、供、用三方合理利益,

特建立市場化交易結算平衡機制。

1.結算平衡機制建立

(1)月度/日前集中撮合交易中，購售電雙方成交價格價差部

分。按集中撮合成交結果計算成交價差收益，然后根據(jù)購電主體

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側、電廠側成交電量的完成比例計算應提取的實際價差收益。

成交價差收益=4購售匹配成交電量X購售匹配成交價差)

實際價差收益二成交價差收益xmin｛購電主體側成交量完成比

例,