《2021年云南电力市场化交易实施方案》

《2021年云南电力市场化交易实施 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 》为贯彻落实«中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的假设干意见»〔中发〔2021〕9号〕及其配套文件的有关要求，依据«云南省进一步深化电力体制改革试点方案»〔云发〔2021〕10号〕，在2021年云南电力市场化交易实施方案的基础上，结合云南电力系统运行实际，进一步完善市场结构和市场体系，特制定本方案。本方案适用于云南省内所有发电企业、供电企业、用电企业及售电企业。省外及境外发电企业、售电企业、电力用户在具备条件时，按照本方案参与交易。本方案分为四个部分：交易主体、市场交易、结算、其他事项。交易主体〔一〕售电主体售电主体为并入云南电网运行的所有电厂，分为优先电厂和市场化电厂。优先电厂指由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2004年1月1日前已投产的并网运行公用水电厂〔以该电厂第一台机组投运时刻为准，下同〕；市场化电厂指风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日及以后投运由总调调度、省调调度、省地共调电厂。新投电厂按上述原那么划分电厂类别。优先电厂称为非竞争性售电主体，暂不参与市场化交易，市场化电厂称为竞争性售电主体，按本方案参与市场化交易和结算。市场化电厂须在电力交易中心进行注册。售电主体的发电量分为优先发电量和市场化发电量，其中优先发电量含优先电厂的发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保证电网安全稳固运行所需电量、火电备用状态确认电量、供气所需电量及其他分配电量〔相应电量按政府有关部门政策执行〕、具有年调剂能力及以上水库的水电厂调剂电量；市场化发电量指市场化电厂优先发电量之外的所有发电量，通过市场化方式进行交易、结算。风电场和光伏电厂的优先发电量依照居民电能替代需要的金额分月确定，月间滚动，年度平稳。其中，汛期风电、光伏电厂全部上网电量为优先电量，枯平期风电、光伏电厂按照上年度当月全网风电、光伏电厂平均利用小时数〔风电、光伏电厂分别核算〕的1/4折算的上网电量为优先电量，全年统筹平稳，剩余上网电量参与市场化交易。风电场和光伏电厂的优先发电量结算价格为竞争性售电主体月度集中撮合交易平均成交价，其他电量按市场化方式进行交易结算。本方案中售电主体发电量特指用于结算的上网电量，调试期电量不参与市场化交易。〔二〕购电主体购电主体指云南省内所有的电力用户和符合准入条件的售电公司，分为竞争性购电主体和非竞争性购电主体。竞争性购电主体是指符合市场准入条件且在电力交易中心注册成功的用户〔以下简称竞争性用户〕和售电公司，按本方案参与市场化交易和结算；非竞争性购电主体是指一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、以及居民生活用户等优先购电用户和符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户，非竞争性购电主体的用电量统称为优先购电量，由电网企业统一购电，暂不参与市场化交易。竞争性用户市场准入条件：符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求的全部专变工业用户〔执行大工业电价的电量〕，同时依照市场需求及技术条件成熟逐步支持一样工商业参与市场化交易。符合准入条件用户一旦进入电力市场，三个月内不能退出市场，可采纳自行申报、供电单位代报、售电公司代理购电等方式参与市场化交易。凡是有交易成交 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的用户〔包括售电公司代理用户〕的用电量均按市场机制定价，不再执行名目电价；凡是无交易成交记录的用户由电网企业按照相关规定实施保底供电服务。售电公司代理的用户必须是符合准入条件且在电力交易中心注册的用户，用户一旦选择某个售电公司，全部市场电量通过售电公司购买，三个月内不能进行更换，不能退出市场。电费未按时缴清的用户、保证金和电费未按时缴清的售电公司，不得参与市场交易。二、市场交易云南电力市场遵循〝省内需求优先、外送消纳次之〞的总体原那么开展交易，现时期电力市场化交易分为中长期交易和短期交易。中长期交易开展年度交易和月度交易，短期交易开展日前电量交易。本方案中所有交易差不多上实物合约交易，各类交易的成交结果一经确认，不得更换。〔一〕数据申报1.售电主体竞争性售电主体以厂为单位进行申报，售电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，为含环保电价、含税的价格。假设火电厂有保证电网安全的运行机组，那么分为保安全机组和非保安全机组两部分，分别进行申报。2.购电主体选择自行申报和托付供电单位代报的用户以户号为单位进行申报；选择售电公司代理购电的，售电公司依照其代理用户的用电需求整体申报月度交易，按户号申报日前电量交易。购电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，即：购电主体申报电价=购电主体意愿电度价格-输配电价-线损电价-基金及附加，其中线损电价=基准价×综合线损率/(1-综合线损率)，双边协商交易按合同约定的上网价格作为线损电价运算基准价，集中撮合、挂牌交易按上月集中撮合交易平均成交价作为线损电价运算基准价。3.申报数据约束购、售电主体申报电量的最小单位为0.1万千瓦时，申报电价的最小单位为0.001元/千瓦时；合约转让交易中，电厂各月申报电量的最小单位为0.0001万千瓦时，申报电价的最小单位为0.00001元/千瓦时。除年度和月度双边协商交易外，为保证有序竞争，考虑2021年供需关系，设置申报最低限价和最高限价，最低限价暂定为0.13元/千瓦时，最高限价暂定为0.42元/千瓦时。鼓舞全年增加用电，专门是汛期多消纳水电。2021年1—4月以2021年1—4月用电平均值为基数，超基数用电部分不设最低限价；2021年5—12月以2021年5—12月用电平均值为基数，超基数用电部分不设最低限价。各电厂在某交易环节申报电量<=确认的发电能力-已成交电量-优先发电量-协议内西电东送分配电量×折算系数，为保证未分配协议内西电东送电量电厂与分配了协议内西电东送电量电厂公平参与省内电量市场，按月设置折算系数，折算系数=除火电外市场化电厂总发电能力/〔协议内西电东送总分配电量+协议外西电东送估量增送电量+省内市场化电量推测值〕。火电厂增加申报最小开机电量〔单台机组按最低技术出力运行7天电量〕。假设火电厂〔除有在运机组及当月打算开机机组外〕累计成交电量低于申报的最小开机电量，那么不成交。经省级及以上相关部门或监管机构认定，某交易过程中售电主体或购电主体存在串谋或恶意报价行为并造成严峻后果的，该部分售电主体成交电量按月度集中撮合交易最低价0.9倍结算，该部分购电主体成交电量按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格的1.1倍中的较大值结算。4.售电公司电量分配售电公司在电力交易中心办理代理用户购电手续时，须将售电公司与用户签订的合同交至电力交易中心备案，并依据双方合同按规定 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在交易平台填写售电公司向用户售电的合约价格等信息。售电公司在月度交易成交结果公布后的第一个工作日内，须将月度各类交易成交电量、成交价格按户号预分给其代理用户并在交易系统中填报。假设未进行预分，那么默认为月度成交电量、加权平均成交价格平均分配给代理用户。各售电公司须动态跟踪代理用户用电情形，在用电月终止后的三个工作日内按户号在交易系统中填报各代理用户最终分配的月度成交电量、成交价格，电力交易中心据此对用户进行结算和考核；假设售电公司未填报各用户按户号最终分配的月度成交电量和价格，那么按用户各户号实际用电量的比例将售电公司的月度成交电量、加权平均成交价格分配给代理用户，其中代理参与日交易用户的各户号预分成交电量为最终分配的成交电量，不能更换。5.年度发用电需求推测申报每年12月份，竞争性售电主体和竞争性购电主体须向电力交易中心申报次年各月的发电能力推测和用电需求推测。〔二〕年度〔多年〕交易电力交易中心依照交易主体需求按双边协商的方式组织年度交易，每年12月份开放一次年度交易，交易主体双边可签订一年或多年双边交易合同。1.交易主体竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。2.信息公示满足条件的交易主体可在电力交易平台公示双边交易需求的电量、价格及联系方式等信息，其中电量、价格分月明确。交易主体在交易系统中填报信息即为同意向所有市场主体公布，是否进行信息填报由交易主体自行决定，不阻碍双边合同签订和备案。3.合同签订和合同备案购、售电主体协商确定年度〔多年〕分月的交易电量和价格后，由售电主体在交易时刻内在交易系统中填报，购电主体在交易时刻内进行确认，在交易系统形成初步的年度〔多年〕交易合同。经调度机构安全校核后形成初始成交结果，交易双方依照初始成交结果签订标准的年度〔多年〕交易双边合同，并交由电力交易中心备案。购、售电主体双方签订标准的年度〔多年〕交易双边合同时，不得自行更换经调度机构安全校核后形成的初始成交结果。4.月度安全复核调度机构在月度集中撮合交易开始前，对电厂年度〔多年〕双边合同的次月电量进行安全复核，并以月度安全复核后的电量作为最终成交结果。电厂双边合同电量不超过按装机等比例原那么所分配的电力外送通道平均送电能力。电厂双边合同电量因安全复核被调减时，用户侧按等比例原那么调减双边合同电量，电厂与用户应在双边合同中明确按照调度安全校核后的成交电量作为月度双边合同电量执行。5.双边合同月度确认月度最后一个工作日前，交易主体可对年度〔多年〕双边合同的下月价格进行协商调整，分月电量不可进行调整。分月价格调整流程如下：由售电主体在交易系统填报经协商调整后的价格，购电主体进行确认生效。假设未填报或未经确认，那么交易系统默认为年度〔多年〕交易合同中的分月价格。〔三〕优先电量月度平稳月度交易前，交易机构应会同调度机构对月度优先发电量、优先购电量进行电力电量平稳推测分析。优先发电量=优先电厂的发电量+风电场和光伏电厂保居民电能替代电量+火电厂保证电网安全稳固运行所需电量+火电备用状态确认电量+供气所需电量及其他分配电量〔相应电量按政府有关部门政策执行〕+具有年调剂能力及以上水库的水电厂调剂电量；优先购电量=优先购电用户用电量+符合市场准入条件但未交易的用户用电量。优先发电量大于优先购电量时，偏差部分由框架协议内西电东送电量进行平稳。优先发电量小于优先购电量时，偏差部分由交易中心组织省内优先购电量挂牌交易。〔四〕框架协议内西电东送电量分配平稳优先发电量后，剩余的框架协议内西电东送电量作为打算性电量，依照电力主管部门有关分配政策安排，电力交易中心按要求执行。电力交易中心按照按框架协议内西电东送电量送出价格扣减输配电价、线损电价对框架协议内西电东送分配电量进行结算。框架协议内西电东送分配电量需进行事后调整。假设框架协议内西电东送电量的实际送电量与打算送电量存在偏差或预分配电量与实际应分配电量存在偏差，那么相应对电厂的分配打算进行调整。〔五〕月度交易月度交易采纳双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。电力交易中心依次组织省内优先购电量挂牌交易、省内电量市场双边协商交易、省内电量市场集中撮合交易、省内电量市场挂牌交易和框架协议外西电东送电量挂牌交易。1.省内优先购电量挂牌交易〔1〕交易主体电网企业统一代理购电；竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。〔2〕挂牌、摘牌电力交易中心通过交易平台公布优先购电量的挂牌电量，挂牌电量=优先购电量推测值-优先发电量推测值，挂牌电量小于〔或等于〕零时，取消省内优先购电量的挂牌。挂牌价格暂按中小水电统一上网电价0.235元/千瓦时执行。电厂通过交易平台申报摘牌电量。〔3〕成交规那么当电厂摘牌电量之和大于挂牌电量时，按电厂摘牌电量的比例进行成交；当电厂摘牌电量之和小于〔或等于〕挂牌电量时，电厂摘牌电量全部成交。〔4〕成交价格电厂成交价格为挂牌价格。2.省内电量市场双边协商交易〔1〕交易主体竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。〔2〕申报电力交易中心每月开启次月月度协商交易，在交易时刻内售电主体填报电量、价格，购电主体确认，月度最后一个工作日前双方可对价格进行调整。〔3〕成交、校核电力交易中心将购、售电主体双方填报结果提交调度机构进行安全校核，安全校核后的结果作为最终成交结果。〔4〕成交价格成交价格为售电主体申报价格。3.省内电量市场集中撮合交易。〔1〕交易主体竞争性购电主体，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。〔2〕撮合申报售电主体可采纳单段或多段〔不高于3段〕电量申报方式，申报总量不得大于其发电能力。每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不低于第二意愿价格。购电主体中，直截了当参与市场化交易的用户申报单段电量，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格；售电公司可采纳多段〔不超过代理用户数量〕电量申报方式，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格。〔3〕成交规那么购、售电主体申报电量第一以双方第一意愿价格撮合成交，剩余电量采纳第二意愿价格撮合成交。撮合成交规那么如下：运算购电主体与售电主体价差，价差＝购电申报价-售电申报价。按价差从大到小的顺序确定成交对象、成交电量、成交价格，价差为负不能成交。价差相同时，按以下原那么成交：一个售电主体与多个购电主体价差相同，当售电主体申报电量大于〔或等于〕购电主体申报电量之和时，按购电主体申报电量成交；当售电主体申报电量小于购电主体申报电量之和时，购电主体按照申报电量比例分配售电主体申报电量。一个购电主体与多个售电主体价差相同，当购电主体申报电量大于〔或等于〕售电主体申报电量之和时，按售电主体申报电量成交；当购电主体申报电量小于售电主体申报电量之和时，售电主体按照申报电量比例分配购电主体申报电量。多个购电主体与多个售电主体价差相同，当售电主体申报电量之和大于〔或等于〕购电主体申报电量之和时，售电主体按申报电量比例分配购电主体申报电量；当购电主体申报电量之和大于售电主体申报电量之和时，购电主体按申报电量比例分配售电主体申报电量。〔4〕成交价格售电成交价=售电申报价+K1×价差，购电成交价=购电申报价-K2×价差，其中，K1=K2=0.1。购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益纳入结算平稳机制处理。4.省内电量市场挂牌交易〔1〕月度自主挂牌交易月度自主挂牌交易分为三步进行，第一步是信息公示，第二步是电厂挂牌，用户摘牌；第三步是用户挂牌，电厂摘牌。第一步：在信息公示时刻内，有需求的电厂和用户在交易系统上公布单段挂牌电量和挂牌价格。第二步:电厂挂牌，用户摘牌1〕挂牌、摘牌竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂在电力交易平台上申报单段挂牌电量和挂牌价格〔上网侧〕,用户申报摘牌电量。2〕成交规那么当用户摘牌电量大于电厂挂牌电量时，用户按摘牌电量比例分配电厂挂牌电量；当用户摘牌电量小于或等于电厂挂牌电量时，用户全部电量成交。3〕成交价格用户的成交价格为对应成交电厂的挂牌价格。第三步:用户挂牌，电厂摘牌1〕挂牌、摘牌用户在电力交易平台上申报单段挂牌电量和挂牌价格〔上网侧〕，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂、火电厂申报摘牌电量。2〕成交规那么市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂第一成交。市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂成交之后，假设有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保证系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保证系统安全的火电机组成交。当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例分配用户挂牌电量；当电厂摘牌电量小于或等于用户挂牌电量时，电厂全部电量成交。3〕成交价格电厂的成交价格为对应成交用户的挂牌价格。〔2〕月度增量挂牌交易用户2021年1—4月以2021年1—4月用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易；2021年5—12月以2021年5—12月用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易。增量挂牌交易不设最低限价。〔3〕临时挂牌交易依照市场需求及政策需要适时开展临时挂牌交易。5.框架协议外西电东送增送电量挂牌交易〔1〕交易主体由电网企业代理购电，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂参与。遵循〝省内市场优先，外送消纳次之〞的原那么，参与西电东送增量交易的电厂，需优先满足省内月度电量交易。有拉水压力和弃水风险的电厂参与框架协议外西电东送增送电量挂牌交易。〔2〕挂牌、摘牌增送电量的挂牌价格在框架协议内西电东送电量价格的基础上进行调整。电力交易中心对框架协议外的增送电量和价格进行挂牌。竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂申报摘牌电量。〔3〕成交规那么统筹考虑对西电东送通道的安全支撑、保证西电东送通道充分利用、以及国家核准文件中明确承担〝西电东送〞开发任务的水电厂等情形，框架协议外西电东送增送电量挂牌交易由500kV电压等级并网的市场化水电厂优先成交。500kV电压等级并网的市场化水电厂成交之后，假设有电量缺额，再由其他电厂进行成交。当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例分配挂牌电量；当电厂摘牌电量小于挂牌电量时，未成交的增送电量如实际安排了送电，那么月度发电终止后，依照各市场化水电厂、风电场、光伏电厂超发电量等比例对未成交的增送电量进行分配，按照电厂挂牌成交的规那么进行结算。〔4〕成交价格电厂的成交价格为挂牌价格。假设省政府相关部门、广州电力交易中心出台西电东送有关政策和交易规那么，交易组织方式按规定进行调整。〔六〕日前电量交易日前电量交易是指竞争性售电主体与竞争性用户之间进行次日发用电量交易。现时期日前电量交易仅在工作日开市〔节假日在前一个工作日进行申报交易〕。1.交易主体满足日计量要求的竞争性用户自愿向电力交易中心提出日前电量交易申请，审核通过方可参与。售电公司只能代理有日前电量交易资格的用户参与日前电量交易。竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机运行的火电厂。2.撮合申报竞争性售电主体按厂、竞争性用户〔包括售电公司代理用户〕按户号申报单段电量和单一价格。竞争性用户次日用电需求超出日前电量交易申报基准值的部分，方可参与日前电量交易。用户日计量数据能够采集时，用户日前增量申报基准值=〔用户月度交易总成交电量〔含年度合同分月电量〕-月度交易累计完成电量〕/本月剩余天数。用户日计量数据无法按时采集时，用户日前增量申报基准值=〔用户月度交易总成交电量〔含年度合同分月电量〕〕/本月天数。其中，售电公司代理用户按月度交易预分成交电量作为用户月度交易总成交电量〔含年度合同分月电量〕，运算日前电量交易申报电量的基准值。3.成交规那么市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂第一成交。市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂成交之后，假设有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保证系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保证系统安全的火电机组成交。撮合成交规那么参照月度集中撮合交易执行。4.成交价格售电成交价=售电申报价+K1×价差，购电成交价=购电申报价-K2×价差，其中，K1=K2=0.1。购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益纳入结算平稳机制处理。〔七〕月度合约转让交易电厂月度上网电量结完月度所有合约电量〔含日交易电量、年度双边合同分月电量、月度双边协商交易电量、月度集中交易电量、各类打算分配电量〕后仍有剩余电量那么为超发电量。如因上网电量不足，造成月度交易电量未完成，那么为少发电量。月度交易执行完毕后，月度合约转让交易在有超发和少发电量的市场化电厂间开展，其中年度、月度双边协商的合约偏差电量不能进行月度合约转让交易。月度合约转让交易依次开展合约协商转让交易、同一发电集团合约转让交易。1.合约协商转让交易〔1〕交易规那么有超发电量的市场化电厂与少发电量的市场化电厂自愿协商进行合约转让交易，优先转让自身缘故少发电量。〔2〕成交价格合约协商转让交易的成交价格由交易双方协商确定，买入合约价格等于卖出合约价格。2.同一发电集团合约转让交易〔1〕交易规那么合约协商转让交易终止后，对隶属于同一发电集团的少发电量和超发电量进行合约转让交易，优先转让自身缘故少发电量。当集团少发电量小于超发电量时，少发电量全部成交，按超发电量的比例分配各超发电厂的成交电量。当集团少发电量大于等于超发电量时，超发电量全部成交，按少发电量的比例分配各少发电厂的成交电量。〔2〕成交价格少发电量竞争性售电主体的合约出让成交价格为自身各类月度交易成交电量〔不包含年度、月度双边协商的合约电量〕的加权平均价〔P0〕，多发电量竞争性售电主体合约承接价格等于合约出让成交价格。〔八〕清洁能源交易机制在保证电网安全、电力供应的前提下，统筹国家关于清洁能源利用政策以及云南省能源结构特性等，遵循充分利用云南省清洁能源原那么执行市场化交易打算。非输电堵塞区域风电场和光伏电厂，在不造成水电厂未按交易打算〔包括市场交易合约电量、优先发电量及其他分配电量〕安排发电产生弃水的情形下其发电量全额收购。输电堵塞区域风电场和光伏电厂的发电量，统筹优先收购同一区域内优先发电量后的剩余通道能力、同一区域内市场化电厂市场化交易电量、风电场和光伏电厂发电能力，遵循公平、充分利用电力外送通道送电能力原那么消纳。调度机构在实际调度过程中考虑保证系统安全、优先吸纳清洁能源、减少系统弃水等因素，安排火电厂、有调剂能力的水电厂等电厂少发，采纳清洁能源交易机制对电厂间的不平稳电量进行转让。清洁能源交易机制要紧通过月度平稳机制实现。〔九〕月度平稳机制月度平稳机制包括不平稳电量转让交易和月度上、下调服务1.不平稳电量转让交易〔1〕交易规那么月度合约转让交易终止后，对市场化电厂剩余少发电量〔保证系统安全和平抑负荷波动需要〕和市场化电厂的剩余超发电量进行不平稳电量转让交易〔不包含年度、月度双边协商的合约偏差电量〕。当少发电量小于超发电量时，按超发电量的比例分配各超发电厂的成交电量。当少发电量大于等于超发电量时，按少发电量的比例分配各少发电厂的成交电量。〔2〕成交价格少发电量电厂合约出让价格为自身各类电量交易成交电量〔不包含年度、月度双边协商的成交电量〕的加权平均价〔P0〕的90%，多发电量电厂的合约承接价格等于少发电量电厂的合约出让价格。不平稳电量转让交易终止后，仍有超发或少发电量的电厂，超发电量按上调服务价格机制结算，少发电量依照调度机构认定的偏差电量性质，按相应的结算价格机制处理。2.上、下调服务〔1〕上调服务电力交易中心公布月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价和平均成交价。电厂申报上调服务价格，申报价格限定在月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价和平均成交价之间，电厂上调服务的申报价格作为调度机构安排发电打算的依据之一。进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按其上调服务申报价格结算；未参与上调服务预招标的电厂，进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价结算。〔2〕下调服务电厂少发电量由调度机构进行事后认定，因系统缘故产生的少发电量计入下调服务，因自身缘故产生的少发电量不计入下调服务。电厂事后合约转让交易终止后，剩余下调服务电量依照交易平稳账户资金盈余情形，按月进行补偿，补偿金额不超过0.03元/千瓦时。〔十〕月度长期备用市场为支持火电企业长期备用设备爱护，开展月度长期备用市场。全年火电补偿总金额初步按20亿元确定，其中大朝山电厂2021年共分摊4389万元，按月平均提取；2004年往常投产的110kV及以上电压等级并网不参与市场化的总调调度、省调调度、省地共调水电厂〔除大朝山、漫湾、以礼河电厂〕上网电量按照0.02元/千瓦时分摊，大朝山、漫湾、以礼河电厂作为居民生活电能替代电量的保证型电源，按照云政办发﹝2021﹞73号文件有关规定执行；市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量〔除调试电量〕按0.01元/千瓦时分摊。三、结算〔一〕总体原那么以〝按日核算，月结月清〞的结算原那么开展结算。〔二〕购电主体结算1.结算原那么〔1〕竞争性购电主体以户号为单位进行电费结算。〔2〕非竞争性购电主体按名目电价和月度实际用电量进行结算。〔3〕直截了当参与交易用户和售电公司代理用户的电费分为电能电费、电能偏差电费、输配电费、线损电费、基金及附加电费。其中，输配电费、线损电费、基金及附加电费依照用户实际用电量与政府核定价格标准运算。日前交易电量及偏差电量在用电日终止后进行结算；月度用电终止后第一进行年度交易分月电量和月度双边协商电量结算、其次进行月度集中交易电量结算和偏差电量结算。〔4〕当售电公司代理用户存在少用电量时，用户自身承担少用电量偏差电费的90%，售电公司承担该用户少用电量偏差电费的10%。电力交易中心按照用户少用电量偏差电费的100%向用户出具结算依据，电网公司按结算依据向用户收费，用户少用电量偏差电费的10%由售电公司支付给其代理用户。2.直截了当参与交易用户的电能电费、电能偏差电费结算步骤〔1〕日前电量交易电量、偏差电量结算1〕用户次日实际用电量Urd扣减日前电量交易申报基准值后，假设大于日前电量交易成交电量，日前电量交易结算电量即为日前电量交易成交电量，其余用电量计入月度交易用电量。2〕用户次日实际用电量Urd扣减日前电量交易申报基准值后，假设小于日前电量交易成交电量，那么日前电量交易结算电量为max{〔Urd-日前电量交易申报基准值〕，0}，未完成的日前交易成交电量为日前电量交易成交电量减去日前电量交易结算电量。3〕由于 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 计缘故导致日用电量数据无法取得时，用户次日实际用电量Urd=月度实际用电量/本月天数，日前电量交易申报基准值=〔用户月度交易总成交电量〔含年度合同分月电量〕〕/本月天数。Urd扣减申报基准值大于日前交易成交电量，那么日前电量交易结算电量为日前电量交易成交电量，否那么日前电量交易结算电量为〔Urd-日前电量交易申报基准值〕，未完成的日前交易成交电量为日前电量交易成交电量减去日前电量交易结算电量。4〕依照日前电量交易各日的实际结算电量和成交价格，运算日前电量交易电量电费；未完成的日前电量交易成交电量超过日前电量交易成交电量3%的部分按0.03元/千瓦时的价格支付偏差电费，3%以内的部分免除偏差电费。〔2〕年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算用户月度用电量Ur扣减日前增量交易累计结算电量Ud作为月度交易用电量Urt。即：Urt=max{Ur-Ud，0}。汇总用户年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量的合同〔两者合并简称双边协商合同〕，用户第i个双边协商合同电量为Ugi，合同总量Ug。用户分配给第i个合同的月度交易用电量Urti=Urt×Ugi/Ug，对应成交电厂电量为Qrti。用户第i个双边协商合同结算电量Ughi=min{Urti，Ugi，Qrti}。Ughi按双边合同约定价格结算。当Ughi≤Urti≤Ugi，Urti-Ughi按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格中的较大值结算；当Ughi≤Ugi≤Urti，Ugi-Ughi按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格中的较大值结算。用户双边协商合同结算电量Ugh=ΣUghi。由于系统安全缘故导致电厂的双边协商成交电量〔年度双边合同分月电量、月度双边协商成交电量〕未完成的部分电量，该部分电量按合同价格对用户进行结算。〔3〕月度集中交易电量、偏差电量结算用户月度集中交易成交电量包括月度集中撮合交易成交电量、月度挂牌交易成交电量。用户月度集中交易用电量Urm=max{min{Urt-Ugh，Urt-Ug}，0}1〕当Urm大于该用户月度集中交易成交电量Um时，交易实际结算电量为Um按月度成交电量的加权平均价格结算，该用户超用电量为〔Urm-Um〕，超用电量按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.2倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格中的较大值结算。2〕当Urm小于或等于该用户月度集中交易成交电量Um时，交易实际运算电量为Urm按月度成交电量的加权平均价格结算，该用户总少用电量为〔Um-Urm〕，少用电量超过月度交易成交电量3%的部分按0.03元/kWh的价格支付偏差电费，3%以内的部分免除偏差电费。由于电网检修、故障等系统缘故、不可抗力因素以及国家相关政策调整导致用户未完成的交易电量免除考核。具体认定范畴见偏差电量责任认定章节。3.售电公司代理用户的电能电费、电能偏差电费结算步骤年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算与直截了当参与交易用户一致。日前电量交易〔或月度交易〕实际结算电量确定方法与直截了当参与交易用户一致，日前交易实际结算电量的结算价格为售电公司代理用户参与日交易成交电量对应成交价格，月度交易实际结算电量的结算价格为售电公司最终分配给代理用户月度成交电量的成交价格。日前电量交易〔或月度交易〕偏差电量及其结算价格确定方法与直截了当参与交易用户一致，用户自身承担少用电量偏差电费的90%。4.售电公司结算步骤售电公司的偏差电费为代理用户少用电量偏差电费累计值的10%。〔三〕售电主体结算1.竞争性售电主体结算〔1〕结算原那么竞争性售电主体按厂为单位进行结算。日前交易电量及偏差电量在发电日终止后进行结算。月度发电终止后第一进行年度双边合同分月电量和双边协商成交电量结算，其次进行月度交易电量结算和负偏差电量结算，最后进行优先发电量结算、月度正偏差电量结算。〔2〕竞争性售电主体的结算步骤1〕日前交易电量结算和偏差电量结算a〕运算合约电量电费依照电厂各日的成交电量和成交价格，运算日前电量交易的总成交电量Qd及加权平均价格Pd，电厂日前电量交易的合约电量电费Sd=Pd×Qd。b〕运算偏差电费①当电厂次日实际发电量小于日前电量交易成交电量时，未完成的交易电量视为偏差电量。在日前成交电量3%以内〔含〕内的偏差电量按Pd价格运算偏差电费；超过3%的偏差电量，由于电厂自身缘故按Pd''=〔Pd+0.03〕元/千瓦时的价格运算偏差电费，由于系统需要少发电量〔下调服务电量〕暂按Pd''=Pd元/千瓦时的价格运算偏差电费，下调服务电量依照交易平稳账户资金盈余情形，按月补偿。②当电厂次日实际发电量大于日前电量交易成交电量时，超出的电量计入月度交易发电量，无偏差电量结算费用。c〕运算日前电量交易实际电费收益电厂日前电量交易实际电费收益Srd=Sd+Sd'+Sd''。表3-1电厂日前电量交易结算表交易电量电价电费日前交易日前电量交易成交电量QdPdSd=Qd×Pd日前电量交易偏差电量多发电量，计入月度交易发电量000少发电量3%以内-Qd'Pd'=PdSd'=-Qd'×Pd'少发电量3%以外-Qd''Pd''Sd''=-Qd''×Pd''日前累计结算电量Qrd=Qd-Qd'-Qd''电费合计Srd=Sd+Sd'+Sd''2〕年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算电厂月度发电量Qr扣减日前增量交易累计结算电量Qrd为月度交易发电量Qrt。即：Qrt=Qr-Qrd。汇总电厂年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量的合同〔两者合并简称双边协商合同〕，电厂第i个双边协商合同电量为Qgi，合同总量Qg。电厂分配给第i个合同的月度交易用电量Qrti=Qrt×Qgi/Qg，对应成交用户电量为Urti。电厂第i个双边协商合同结算电量Qghi=min{Qrti，Qgi，Urti}。Qghi按双边合同约定价格结算。当Qghi≤Qrti≤Qgi，Qrti-Qghi按月度集中撮合交易最低成交价的0.9倍结算；当Qghi≤Qgi≤Qrti，Qgi-Qghi按月度集中撮合交易最低成交价的0.9倍结算。电厂双边协商合同结算电量Qgh=ΣQghi表3-2双边协商合同电量结算表结算电量电价电费QghP年度分月S协商1=Qgh×P年度分月Qrt-QghP0.9最低价S协商2=P0.9最低价×(Qrt-Qgh)Qg-QghP0.9最低价S协商3=P0.9最低价×(Qg-Qgh)双边协商合同电费S协商=S协商1+S协商2+S协商3由于系统安全缘故导致电厂的双边协商成交电量〔年度双边合同分月电量、月度双边协商成交电量〕未完成的部分电量，该部分电量按0.03元/kWh的价格补偿电厂。由于系统安全缘故导致用户的双边协商成交电量〔年度双边合同分月电量、月度双边协商成交电量〕未完成的部分电量，该部分电量按预招标价格对电厂结算。3〕月度集中交易电量结算和负偏差电量结算电厂月度集中交易包括：省内优先购电量挂牌交易、省内市场电量集中撮合交易、省内市场电量挂牌交易、框架协议外西电东送电量交易、月度合约转让交易、不平稳电量转让交易电厂月度集中交易实际发电量Qrm=min{Qrt-Qgh，Qrt-Qg}。a〕运算月度集中交易合约电费Sm。表3-3电厂月度交易合约结算表月度交易类别成交电量成交价格电费省内优先购电量挂牌交易Q1P1S1=Q1×P1省内市场月度电量交易集中撮合交易Q2P2S2=Q2×P2挂牌交易Q3P3S3=Q3×P3框架协议外西电东送电量挂牌交易Q4P4S4=Q4×P4合约转让交易合约协商转让交易卖出合约-Q5P5S5=-Q5×P5买入合约Q6P6S6=Q6×P6同一发电集团转让交易卖出合约-Q7P7S7=-Q7×P7买入合约Q8P8S8=Q8×P8不平稳电量转让交易卖出合约-Q9P9S9=-Q9×P9买入合约Q10P10S10=Q10×P10合约电量Qm=Q1+Q2+Q3+Q4-Q5+Q6-Q7+Q8-Q9+Q10合约电费Sm=S1+S2+S3+S4+S5+S6+S7+S8+S9+S10合约转让基准价〔偏差电量结算基准价〕P0=〔S1+S2+S3+S4〕/〔Q1+Q2+Q3+Q4〕运算负偏差电费依照电厂月度交易发电量Qrm和月度交易成交电量Qm运算月度交易的偏差电费Sm'。=1\*GB3①当电厂月度交易发电量Qrm小于月度交易成交电量Qm，即Qrm〔T1+T2〕时，〔T-〔T1+T2〕〕为电厂超发电量。2.用户侧由于电网检修、故障等系统缘故、不可抗力因素以及国家相关政策调整导致用户未完成的交易电量免除考核。免责范畴仅限于系统缘故或不可抗力因素导致市场用户和售电企业未完成的交易电量。其中不可抗力包括：指不能预见、不能幸免并不能克服的客观情形。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。以下情形不予办理免责申请：〔1〕用户因安全、环保等不达标导致整改关停；〔2〕用户自身设备运维不到位导致设备跳闸、停产、减产；〔3〕用户因产品市场不景气或生产组织不力而减产、停产；〔4〕用户欠费被供电部门依法采取停电催收；〔5〕用户申报不切实际或自身申报错误；〔6〕其他未提及的〝非不可抗拒〞缘故。〔四〕结算平稳机制为确保2021市场化交易顺利实施，兼顾发、供、用三方合理利益，特建立市场化交易结算平稳机制。1.结算平稳机制建立〔1〕月度/日前集中撮合交易中，购售电双方成交价格价差部分。按集中撮合成交结果运算成交价差收益，然后依照购电主体侧、电厂侧成交电量的完成比例运算应提取的实际价差收益。成交价差收益=Σ〔购售匹配成交电量×购售匹配成交价差〕实际价差收益=成交价差收益×min{购电主体侧成交量完成比例，电厂侧成交电量完成比例}〔2〕购电主体当月因自身缘故少用电量考核电费部分。〔3〕电厂当月因自身缘故少发电量考核电费部分。2.结算平稳机制实施范畴〔1〕依照上述结算平稳机制的建立，月度计提平稳资金。〔2〕平稳资金优先用于补偿因系统缘故造成市场化电厂的少发电量〔即下调服务电量〕。〔3〕因保证系统安全需要的火电超发电量，经调度机构认定为上调服务电量，相应电量按国家批复上网电价进行结算，与上调服务报价〔或月度集中撮合交易电厂侧平均成交价〕之间的差额电费由结算平稳机制处理。〔4〕火电长期备用资金等其他政府明确的用途。〔五〕交易时刻表表4-1各类交易的开展时刻序号交易周期交易品种关闸时刻/交易时刻预安排交易方式1年度交易省内电量市场年度交易上年12月双边合同年度双边合同分月确认上月18日前双边合同2月度交易省内电量市场月度协商交易10日双边协商省内优先购电量交易20日挂牌省内电量市场月度集中撮合交易21日集中撮合月度自主挂牌交易23日挂牌框架协议外西电东送电量交易25日挂牌上、下调服务26日预招标3日前电量交易日前电量交易工作日集中撮合4事后合约转让交易合约协商转让交易交易结算前双边协商同一发电集团合约转让交易结算前合约转让不平稳电量转让交易交易结算前合约转让注:交易日期按信息披露公布为准。〔六〕电厂分类表4-2保证电网安全稳固运行所需的火电厂序号电厂名称分配电量〔亿千瓦时〕备注1滇东32.062最低开一台机带36.5万负荷(每日最低电量876万千瓦时)2宣威14.054最低开一台机带16万负荷3曲靖14.054最低开一台机带16万负荷4阳宗海14.054最低开一台机带16万负荷5昆明20.203最低开一台机带23万负荷注：所有电量均为发电侧电量表4-3年调剂能力以上水电厂调剂电量序号电厂名称调剂电量〔亿千瓦时〕年设计电量〔亿千瓦时〕备注1小湾47.46189.85按年设计电量25%分配，枯平水期每月分配调剂电量的10%，丰水期每月分配调剂电量的6%。按月滚动