最新--電力市場化交易實施方案

1、最新一電力市場化交易實施方案1/60附件:2016年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)20159號）及其配套文件有 關要求，總結云南電力市場近兩年的運行經(jīng)驗,進一步構建 有效競爭的市場結構和市場體系,結合云南省實際”開展以 省內(nèi)為主、跨區(qū)域的電力交易，特制定本方案。本方案分為四個部分：術語定義、市場交易、結算、其 他事項。_、術語定義（）售電主體售電主體為已并入云南電網(wǎng)運行的所有電廠,分為優(yōu)先 電廠和非優(yōu)先電廠。第一類優(yōu)先電廠指2004年前已投產(chǎn)的并網(wǎng)運行公用水 電廠（裝機總量472萬千瓦）和由地調(diào)、縣調(diào)調(diào)度運行的中 小水電及其他類型

2、電廠。保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需的火電 機組（含熱電聯(lián)產(chǎn)機組）的部分電量（見表5-2 ）、跨境電廠電 量（見表5-3 ）歸入第一類優(yōu)先發(fā)電。第二類優(yōu)先電廠指風電場、光伏電廠及2004年電改后 投產(chǎn)且以110千伏并入電網(wǎng)運行屬于省地共調(diào)的水電廠（見 表5-4 最新一電力市場化交易實施方案2/60）z水庫具有年調(diào)節(jié)能力及以上水電廠調(diào)節(jié)電量（見表 5-5 ）歸入第二類優(yōu)先發(fā)電。第三類優(yōu)先電廠指第一類及第二類優(yōu)先電廠以外的水 電廠（見表5-6 X非優(yōu)先電廠指火電廠（扣除優(yōu)先發(fā)電電量新投電廠及機組按以上原則劃分電廠類別。第一類優(yōu)先電廠稱為非競爭性售電主體；第二類優(yōu)先電 廠暫不參與市場競爭交易,通過價格調(diào)節(jié)

3、機制參與市場,也 稱為非競爭性售電主體,待技術、管理等方面成熟適時參與 市場競爭；第三類優(yōu)先電廠和非優(yōu)先電廠統(tǒng)稱為競爭性售電 主體。競爭性售電主體須在電力交易中心進行注冊。（二）購電主體購電主體指滿足市場準入條件且在電力交易中心完成 注冊的用戶和售電企業(yè)。未參與市場交易的用戶（含公益性用戶）統(tǒng)稱為優(yōu)先購 電用戶，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一代理購電。（三）優(yōu)先購電量優(yōu)先購電量指優(yōu)先購電用戶的用電量。優(yōu)先購電量首先 由非競爭性售電主體供應,不足部分由競爭性售電主體供 應。（四）省內(nèi)市場電量省內(nèi)市場電量指省內(nèi)市場用戶的用電量。（五）事前合約轉(zhuǎn)讓交易事前合約轉(zhuǎn)讓交易指在月度交易結束后、月度交易計劃 執(zhí)行前進行的合

4、約轉(zhuǎn)讓交易。最新一電力市場化交易實施方案3/60（六）事后合約轉(zhuǎn)讓交易事后合約轉(zhuǎn)讓交易指在月度交易計劃執(zhí)行完畢后、交易 結算前進行的合約轉(zhuǎn)讓交易。（七）月度預招標月度預招標指針對系統(tǒng)可能需要增發(fā)電量,電力交易中 心提前面向電廠進行招標。預招標結果作為安排發(fā)電計劃的 依據(jù)之一O（八）申報價格1、售電主體申報電價售電主體的申報電價為上網(wǎng)側的絕對價格,即：售電主 體申報電價二售電主體目錄電價售電主體調(diào)價幅度。2、購電主體申報電價購電主體的申報電價為用電側的絕對價格,即：購電主 體申報電價二購電主體目錄電價購電主體調(diào)價幅度。3、申報數(shù)據(jù)約束電廠和用戶各月申報電量的最小單位為0.1萬千瓦時, 申報電價的

5、最小單位為0.001元/千瓦時。本方案所有交易 中,各售電主體報價上限暫定為其國家批復上網(wǎng)電價，下限 暫定為0.1元/千瓦時，根據(jù)市場情況進行調(diào)整。各電廠在某交易環(huán)節(jié)申報電量不得高于調(diào)度機構確認 的發(fā)電能力扣減已成交電量。非優(yōu)先電廠按機組申報電量及 價格,每臺機組需增加申報最小開機電量。若非優(yōu)先電廠某 最新一電力市場化交易實施方案4/60機組（除保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行開機機組外）在某交易環(huán)節(jié) 初步成交電量低于申報的最小開機電量，則不安排該機組開 機,成交電量進行事后水火置換交易。（九）發(fā)電量發(fā)電量在本方案中特指用于市場化交易結算的上網(wǎng)電 量,調(diào)試期電量不參與市場化交易。二、市場交易（-）交易順序

6、云南電力市場交易分為中長期交易和短期交易?，F(xiàn)階段, 中長期交易開展年度交易和月度交易，短期交易開展日前增量 交易。云南電力市場交易中,參考云南省電力用戶與發(fā)電 企業(yè)直接交易試點方案（云發(fā)改能源2014 1188號）文 件簽訂的年度雙邊合同屬于場外交易,其他交易都是在云南 電力交易系統(tǒng)平臺上進行的場內(nèi)交易。遵循省內(nèi)需求優(yōu)先、夕卜送消納次之的總體原則”按 以下順序開展各類電力交易：1、年度交易（1 ）匯總參考云南省電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易 試點方案（云發(fā)改能源2014 1188號）文件簽訂的年度 雙邊交易合同。購售電主體雙邊合同之外的發(fā)用電量可參與 其他市場交易。（2）電廠與市場用戶的集中競價預

7、交易。年度集中競 最新一電力市場化交易實施方案5/60價預交易的申報數(shù)據(jù)作為月度集中競價交易申報的約束條 件,預交易結果不作為結算依據(jù)。2、月度交易(1)省內(nèi)優(yōu)先購電量的掛牌交易。(2)框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量的掛牌交易。(3)省內(nèi)市場電量的集中競價交易和掛牌交易。(4)框架協(xié)議外西電東送增送電量的掛牌交易。(5)月度合約轉(zhuǎn)讓交易。分為事前合約轉(zhuǎn)讓交易和事 后合約轉(zhuǎn)讓交易。(6 )月度預招標。(7)月度長期備用市場3、日前增量交易日前增量交易是指售電主體與購電主體之間進行的發(fā) 用電增量交易。現(xiàn)階段日前增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)。(二)省內(nèi)優(yōu)先購電量交易1、交易周

8、期：月度交易。2、準入條件(1)售電主體：競爭性售電主體。(2 )購電主體:電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一代理購電。3、交易方式:掛牌交易。(1)掛牌電力交易中心通過交易平臺公布優(yōu)先購電量的掛牌電 最新一電力市場化交易實施方案6/60量，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。掛牌電量二優(yōu)先購電量預測值非競爭性售電主體發(fā)電 量預測值。由上式計算得到的掛牌電量小于(或等于)零時，取消 省內(nèi)優(yōu)先購電量的掛牌。(2 )摘牌電廠通過交易平臺申報摘牌電量。(3)成交規(guī)則第三類優(yōu)先電廠首先按摘牌電量比例成交。第三類優(yōu)先 電廠成交之后，若有電量缺額，再由非優(yōu)先電廠進行成交。(4)成交價格成交價格為掛牌價格

9、,掛牌價格高于電廠目錄電價則取 電廠目錄電價作為成交價格，差額部分按偏差平衡機制處 理。(三) 框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量交易1、交易周期：月度交易。2、準入條件(1)售電主體：第三類優(yōu)先電廠。(2)購電主體：框架協(xié)議內(nèi)的西電東送電量，由電力 交易中心進行掛牌。3、交易方式:掛牌交易。(1)掛牌最新一電力市場化交易實施方案7/60掛牌價格（折算至發(fā)電側）根據(jù)框架協(xié)議內(nèi)西電東送電 量的送出價格倒推確走。掛牌電量二框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量-maxO ,（非競爭 性售電主體發(fā)電量預測值-優(yōu)先購電量預測值）（2 ）摘牌電廠申報摘牌電量和摘牌價格。（3）成交規(guī)則摘牌價格低的電廠優(yōu)先成交。摘牌價格相同時，按摘牌

10、 電量的比例進行成交。（4）成交價格電廠i成交價格=摘牌價格+電廠i返還價椒電廠i返還價格=牯（掛牌價格電廠i摘牌價格）x電廠i成交電量x電廠i返還系數(shù)/電廠i成交電量亠電廠i返還系數(shù)=（電廠i目錄電價電廠i摘牌價格）x電廠i成交電量/2二（電廠i目錄電價電廠i摘牌價格）X電廠i成交電量心其中，電廠i為第三類優(yōu)先電廠，n為所有第三類優(yōu)先 電廠總數(shù)。當成交價格高于電廠目錄電價時,電廠成交價格為目錄 電價,差額部分按偏差平衡機制處理。若省政府及政府相關 部門出臺西電東送電量有關政策,西電東送掛牌方式及成交 最新一電力市場化交易實施方案8/60價格按政府規(guī)定進行相應調(diào)整。（四）省內(nèi)市場電量交易Is交

11、易周期：年度交易、月度交易和日前增量交易。2、準入條件（1）售電主體：競爭注售電主體。（2）購電主體：符合國家產(chǎn)業(yè)政策和環(huán)保、節(jié)能減排 要求的全部專變工業(yè)用戶（執(zhí)行大工業(yè)電價的電量）和售電 公司。符合日前增量交易標準的購電主體名單由電力交易中 心發(fā)布，名單內(nèi)購電主體自愿參與日前增量交易。名單外購 電主體自愿向電力交易中心提出申請，滿足計量要求的方可 參與日前增量交易。不參與日交易的購電主體可以采用委托所屬供電單位 代報或自行申報等方式,參與日交易的購電主體所有交易須 自行在交易系統(tǒng)中申報。3.交易方式（1）年度交易1）年度雙邊合同購售電主體參照云南省電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易 試點方案（云發(fā)改

12、能源2014 1188號）文件簽訂的年度 雙邊交易合同,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,須在規(guī)定的關閘日之前提交至 電力交易中心進行備案。最新一電力市場化交易實施方案9/602）集中競價預交易年度集中競價預交易按月申報、按月成交。年度集中競 價預交易的申報數(shù)據(jù)作為月度集中競價交易申報數(shù)據(jù)的約 束條件,成交結果不作為結算依據(jù)。(2)月度交易月度集中競價交易前，電力交易中心將年度雙邊合同中 月度直接交易電量交由調(diào)度機構進行校核，形成有約束的成 交結果,向成交的購售電主體公布。年度雙邊合同月直接交 易電量需要變動,購售電主體需在月度集中競價交易前兩個 工作日告知電力

13、交易中心，并在交易平臺上填報變動后的直 接交易電量。電力交易中心、調(diào)度機構按日跟蹤雙邊合同完 成進度，即時調(diào)整電廠發(fā)電計劃，盡可能實現(xiàn)雙邊合同內(nèi)電 量發(fā)用電匹配。場內(nèi)月度交易依次開展集中競價交易和掛牌交易。1)集中競價交易競價申報售電主體月度集中競價的申報電量只能在年度分月申 報電量扣除已成交電量后的70% - 130%內(nèi)進行調(diào)整。本競價環(huán)節(jié)售電主體可以采用單段或多段: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，校核時 按撮合時采用的申報價格從高到低的順序削減電量。購電主 最新一電力市場化交易實施方案10/60體按結算用計量

14、點分別申報z每個計量點申報一個電量z申 報兩個意愿價格,第一意愿價格不高于第二意愿價格。報新-電力市場化交易實施方案11 / 60第三類優(yōu)先電廠先成交。第三類優(yōu)先電廠成交之后,成交規(guī)則首先購、售電主體申報電量以雙方第一個意愿價格撮合 成交，未成交電量采用第二個意愿價格撮合成交。撮合成交規(guī)則如下: 若有電量缺額,再由非優(yōu)先電廠進行成交”非保障系統(tǒng)安全 的火電機組先成交,成交之后仍有電量缺額,由保障系統(tǒng)安 全的火電開機機組成交。若非優(yōu)先電廠某機組（除保障電網(wǎng) 安全穩(wěn)走運行開機機組夕卜）初步成交電量低于申報的最小開 機電量,則該機組成交電量置零。按購電主體計量點申報電量由大到小確定用戶側成交 順序

15、沖報電量相同時，按購電折價從高到低確定成交順序; 計算該購電主體與所有售電主體價差,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：一個用戶與多個電廠價差相同，當用戶申報電量大于 （或等于）電廠申報電量之和時,按電廠申報電量成交;當 用戶申報電量小于電廠申報電量之和時，按照電廠申報電量比例分配用戶申報電量。多個用戶與多個電廠價差相同,當電廠申報電量之和大 于（或等于）用戶申報電量之和時，按電廠申報電量比例分 配用戶申報電量；當用戶申報電量之和大于電廠申報電量之 和時,按用戶申報電量比例分配電廠申報電量。成交價格價差=購電折價售電申報價,購電

16、折價=購電申報價 報新-電力市場化交易實施方案12 / 60輸配電價（含線損電價廠基金及附加。售電成交價二售電申報價+Klx價差，購電成交價二購電 申報價K2x價差。其中z Kl = K2=0.35o售電成交價高于目 錄電價時取目錄電價，差額部分按偏差平衡機制處理。購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益按偏差 平衡機制處理。2）撮合未成交用戶掛牌交易 掛牌、摘牌撮合未成交用戶在集中撮合中申報第二意愿價格的調(diào) 價幅度（相對于目錄電價）低于集中撮合交易的平均成交調(diào) 價幅度時,對用戶未成交電量和第二意愿價格的調(diào)價幅度進 行掛牌。電廠申報摘牌電量。 成交規(guī)則第三類優(yōu)先電廠首先進行成交,剩余部分非優(yōu)先

17、電廠成 交。用戶側按照用戶調(diào)價幅度從小到大的順序成交,用戶集 中撮合申報的第二意愿價格扣減政府基金和線損后的價格 不低于電廠目錄電價扣減調(diào)價幅度后的價格方可成交。當用 戶電量大于電廠摘牌電量時,電廠全部電量成交，用戶按等 比例成交分配電量,當用戶電量小于等于電廠摘牌電量時, 用戶全部電量成交,電廠按等比例分配成交電量。 成交價格用戶的成交價格為集中撮合申報的第二意愿價格，電廠 報新-電力市場化交易實施方案13 / 60的成交價格為國家批復上網(wǎng)電價扣減成交用戶對應的調(diào)價 幅度。3）絕對價格掛牌交易 掛牌、摘牌明確參與月度掛牌交易的用戶范圍及掛牌價格（折算至 發(fā)電側1用戶在電力交易平臺上申報掛牌電

18、量和掛牌價格, 電廠申報摘牌電量。 成交規(guī)則第三類優(yōu)先電廠首先進行成交”剩余部分非優(yōu)先電廠成 交。當?shù)谌悆?yōu)先電廠摘牌電量之和大于用戶掛牌電量時， 按摘牌電量的比例進行成交；當?shù)谌悆?yōu)先電廠摘牌電量之 和小于（或等于）用戶掛牌電量時,第三類優(yōu)先電廠按摘牌 電量成交，電量缺額由非優(yōu)先電廠進行成交。非優(yōu)先電廠的成交規(guī)則同第三類優(yōu)先電廠的成交規(guī)則。 成交價格當電廠的目錄電價大于（或等于）掛牌價格時，電廠的 成交價格為掛牌價格；當電廠的目錄電價小于掛牌價格時, 電廠的成交價格為目錄電價,目錄電價與掛牌價格之間的價 差收益按偏差平衡機制處理。4）價差掛牌交易掛牌、摘牌用戶對電量和價差進行掛牌。電廠申報摘

19、牌電量。 成交規(guī)則報新-電力市場化交易實施方案14 / 60第三類優(yōu)先電廠首先進行成交”剩余部分非優(yōu)先電廠成 交。用戶側按照用戶價差從小到大的順序成交,用戶申報價 格（等于目錄電價扣減價差）扣減政府基金和線損后的價格 不低于電廠目錄電價扣減價差后的價格方可成交。當用戶 電量大于電廠摘牌電量時,電廠全部電量成交,用戶按等比 例成交分配電量,當用戶電量小于等于電廠摘牌電量時,用 戶全部電量成交，電廠按等比例分配成交電量。 成交價格用戶的成交價格為目錄電價扣減價差,電廠的成交價格 為國家批復上網(wǎng)電價扣減成交用戶的價差。（3）日前增量交易日前增量交易只進行增量交易，日前增量交易采用集中 競價方式。日前

20、增量交易中,售電主體僅第三類優(yōu)先電廠和 當前已開機的火電機組參與交易。1 ）競價申報電廠申報增發(fā)電量和價格，用戶申報增用電量和價格， 電廠和用戶均只申報單段電量和單一價格。電廠和用戶日前 增量交易的申報電量原則上不能超過日申報電量最大值,特 殊情況下，購售電主體日增量發(fā)電或用電需求超過日申報電 量最大值,向電力交易中心提出申請?zhí)幚?。電廠日申報電量最大值=月發(fā)電能力（本月已發(fā)電量 本月日前增量交易累計成交電量）/本月剩余天數(shù)*40%+ 報新-電力市場化交易實施方案15 / 60月度撮合交易未成交電量/本月天數(shù)。用戶日申報電量最大值=月申報電量（本月已用電量 本月日前增量交易累計成交電量）/本月剩

21、余天數(shù)*40%+ 月度電量交易未成交電量/本月天數(shù)。除新投產(chǎn)用戶和恢復生產(chǎn)用戶之外，未參與月度申報的 用戶不得參加日前增量交易。除新投產(chǎn)電廠外，未參與月度申報的電廠不得參加日前 增量交易。新投產(chǎn)用戶或恢復生產(chǎn)用戶,若有意愿參加日前增量交 易，需向電力交易中心預先提交本月用電需求預測，日前增 量交易申報電量根據(jù)實際用電需求申報。新投產(chǎn)電廠,需向電力交易中心預先提交本月發(fā)電需求 預測,日前增量交易申報電量根據(jù)實際發(fā)電需求申報。2）成交規(guī)則第三類優(yōu)先電廠首先成交。第三類優(yōu)先電廠成交之后, 若有電量缺額,再由非優(yōu)先電廠進行成交。按價差從大到J原則確走成交對象、成交電量和成交價 格”價差為負不能成交。價

22、差相同時,按以下原則成交:一個電廠與多個用戶價差相同z當電廠申報電量大于 （或等于）用戶申報電量之和時,按用戶申報電量成交；當 電廠申報電量小于用戶申報電量之和時，按照用戶申報電量 最新一電力市場化交易實施方案16 / 60比例分配電廠申報電量。一個用戶與多個電廠價差相同，當用戶申報電量大于 （或等于）電廠申報電量之和時，按電廠申報電量成交;當 用戶申報電量小于電廠申報電量之和時，按照電廠申報電量 比例分配用戶申報電量。多個用戶與多個電廠價差相同,當電廠申報電量之和大 于（或等于）用戶申報電量之和時，按電廠申報電量比例分 配用戶申報電量;當用戶申報電量之和大于電廠申報電量之 和時,按用戶申報電

23、量比例分配電廠申報電量。3）成交價格價差=購電折價售電申報價,購電折價=購電申報價 輸配電價（含線損電價廠基金及附加。售電成交價二售電申報價+Klx價差，購電成交價二購電 申報價K2 x價差。售電成交價高于目錄電價時取目錄電價, 差額部分按偏差平衡機制處理。其中，Kl = K2=0.35 ,購電 成交價和售電成交價之間的剩余價差收益按偏差平衡機制 處理。（五）框架協(xié)議外西電東送電量交易1、交易周期：月度交易。2、準入條件（1）售電主體：第三類優(yōu)先電廠。（2）購電主體：框架協(xié)議外的增送電量,由電力交易 報新-電力市場化交易實施方案17 / 60中心進行掛牌。3、交易方式：掛牌交易(1)掛牌、摘牌

24、增送電量的掛牌價格在框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量掛牌 價格的基礎上進行調(diào)整。電力交易中心對框架協(xié)議夕啲增送 電量和價格進行掛牌,電廠申報摘牌電量及價格。(2)成交規(guī)則、成交價格增送電量的成交規(guī)則和成交價格同框架協(xié)議內(nèi)西電東 送電量掛牌交易。(六) 合約轉(zhuǎn)讓交易合約轉(zhuǎn)讓交易開展月度交易，分為事前合約轉(zhuǎn)讓交易和 事后合約轉(zhuǎn)讓交易。Is事前合約轉(zhuǎn)讓交易事前合約轉(zhuǎn)讓交易開展水水置換合約轉(zhuǎn)讓交易。水水置換合約轉(zhuǎn)讓交易指有年及以上調(diào)節(jié)能力的水電 廠(以下簡稱有調(diào)節(jié)能力的水電廠)和無調(diào)節(jié)能力的水電廠 之間的合約轉(zhuǎn)讓交易，僅在每年的610月開展。(1 )當有調(diào)節(jié)能力的水電廠尚有調(diào)蓄能力，其他電廠 有棄水時,有調(diào)節(jié)能

25、力的水電可通過協(xié)商方式按其各類西電 東送電量交易和省內(nèi)市場電量交易成交電量的加權平均價 出讓交易成交電量,或?qū)⒔灰壮山浑娏堪锤黝愇麟姈|送電量 交易和省內(nèi)市場電量交易成交電量的加權平均價進行掛牌, 最新一電力市場化交易實施方案18 / 60由有棄水的電廠進行摘牌。(2)當有調(diào)節(jié)能力的水電廠已無調(diào)蓄能力時，其他電 廠需將前期承接電量按當期自身各類西電東送電量交易和 省內(nèi)市場電量交易成交電量的加權平均價償還給有調(diào)節(jié)能 力的水電廠。(3)當其他電廠后期讓出的交易電量不足以補償有調(diào) 節(jié)能力電廠讓出的電量時,按前期置換電量的成交價格對有 調(diào)節(jié)能力電廠進行補償。其他電廠能夠足額讓出前期置換電 量，但由于有調(diào)

26、節(jié)能力電廠自身機組原因,以及由于來水差 或者汛末蓄水任務等原因,導致不能全部承接置換電量時, 則不能承接的電量不再補償。2、事后合約轉(zhuǎn)讓交易事后合約轉(zhuǎn)讓交易開展水水置換合約轉(zhuǎn)讓交易、合約協(xié) 商轉(zhuǎn)讓交易和水火置換合約轉(zhuǎn)讓交易。月度交易執(zhí)行完畢后,未完成合約電量的電廠與超發(fā)電 廠按以下次序開展合約轉(zhuǎn)讓交易。(1 )水水置換合約轉(zhuǎn)讓交易事后水水置換合約轉(zhuǎn)讓交易僅在每年的610月開展。在事前水水置換合約轉(zhuǎn)讓交易中,若其他電廠摘牌電量 小于有調(diào)節(jié)能力電廠掛牌電量，有調(diào)節(jié)能力電廠實際少發(fā)電 量(以下簡稱差額電量)按其交易加權均價由其他實際 超發(fā)電廠承接。當所有電廠實際超發(fā)電量之和大于差額電量 最新一電力市

27、場化交易實施方案19 / 60時，承接電量二差額電量x電廠實際超發(fā)電量/所有電廠實際 超發(fā)電量之和；當所有電廠實際超發(fā)電量之和小于差額電量 時，電廠實際超發(fā)電量即為承接電量。其他電廠需在后期將 承接電量按當期自身各類西電東送電量交易和省內(nèi)市場電 量交易成交電量的加權平均價償還給有調(diào)節(jié)能力的水電廠。（2）合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易1）交易方式有超發(fā)電量的電廠與少發(fā)的電廠自愿協(xié)商進行合約轉(zhuǎn) 讓交易。2）成交價格合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易的成交價格由交易雙方協(xié)商確走。賣出合約方成交價格不得高于自身各類西電東送電量 交易和省內(nèi)市場電量交易成交電量的加權平均價，買入合約 價格等于賣出合約價格。（3）水火置換合約轉(zhuǎn)讓交易1）

28、交易方式經(jīng)合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易后”仍存在少發(fā)的火電與仍存在超 發(fā)的水電廠進行事后水火置換合約轉(zhuǎn)讓交易。當所有水電廠 實際超發(fā)電量之和大于火電廠少發(fā)電量時,承接電量二火電 廠少發(fā)電量x水電廠實際超發(fā)電量/所有水電廠實際超發(fā)電 量之和；當所有水電廠實際超發(fā)電量之和小于火電廠少發(fā)電 量時，水電廠實際超發(fā)電量即為承接電量。未進行轉(zhuǎn)讓交易 的電量視為偏差電量,按偏差電量的考核方法進行結算。最新一電力市場化交易實施方案20 / 602）成交價格賣出合約方（火電）的賣出合約價格為其省內(nèi)市場電量 交易加權平均價格的80% ,買入合約價格等于賣出合約價 格。當此價格大于買入合約方目錄電價時，買入合約方的成 交價格等

29、于買入合約方目錄電價，價差收益按偏差平衡機制 處理。（七）月度預招標電力交易中心公布月度集中競價交易中發(fā)電側的最低 成交價（P16* ）和平均成交價（P16* ）。電廠申報增發(fā)電量價格，申報價格限定在P16,和P16H 之間。電廠月度預招標的申報價格作為調(diào)度機構安排發(fā)電計 劃的依據(jù)之一。參與月度預招標的電廠,進行事后合約轉(zhuǎn)讓交易后仍存 在的超發(fā)電量,按其月度預招標的申報價格結算。未參與月度預招標的電廠,進行事后合約轉(zhuǎn)讓交易后仍 存在的超發(fā)電量,按月度集中競價交易的最低成交價結算。21 / 60最新一電力市場化交易實施方案表2J場內(nèi)交易成交電量、電價表售電主體購電豐體交易交易品種成交電量成父電價

30、成父電量成父電價日前增量交易集中競價交易QdPdUdFd省內(nèi)優(yōu)先購電量交易優(yōu)先購電量掛牌交易Q1PlU1Fl框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量交易框架協(xié)議內(nèi)電量掛牌交易Q2P2/集中競價交易Q3P3U2F2月度父易省內(nèi)市場電量交易掛牌交易Q4P4P0 :省內(nèi)市場電 里父易和西電 東送電量交易 的加權平均價U3F3F0、Um :省內(nèi)市場電 量交易的加 權平均價和22 / 60最新一電力市場化交易實施方案框架協(xié)議外西電東送電量交易框架協(xié)議外增送電量掛牌交易Q5P5/成父電量事前合約轉(zhuǎn)讓水水置換合約轉(zhuǎn)賣出合約Q6P6交易讓交易買入合約Q7P7水水置換合約轉(zhuǎn)賣出合約Q8P8讓交易買入合約Q9P9合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交賣出

31、合約-Q10P10事后合約轉(zhuǎn)讓交易易買入合約Q11P11/水火置換合約轉(zhuǎn)賣出合約-Q12P12讓交易買入合約Q13P13最新一電力市場化交易實施方案23 / 60(八) 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?；痣姍C組提供長期備用服務”由系統(tǒng)統(tǒng)一購買,按各 火電廠裝機容量(除昆明、滇東、陽宗海、曲靖和宣威電廠 保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行及熱電聯(lián)產(chǎn)火電機組外)比例分配長 期備用成交容量。三、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 水量匹配校核。月度每種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。由交易機構負責對交易主體提交的申 報數(shù)據(jù)進行校核,

32、申報數(shù)據(jù)校核包括發(fā)電能力校核和其他申 報約束規(guī)走校核。各發(fā)電企業(yè)在交易前需與調(diào)度機構溝通確 認發(fā)電能力。發(fā)電能力評估原則如下：(1)由政府發(fā)文確認大型年調(diào)節(jié)以上水庫各關鍵節(jié)點 時期內(nèi)(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(diào)節(jié)性能水庫或上游具有年及 以上調(diào)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(diào)火電充分調(diào)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走水位為目標每月交易前確認下月 最新一電力市場化交易實施方案24 / 60末控制水位,綜合考慮

33、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走相關電廠各月發(fā)電能力。(4)其他調(diào)節(jié)能力較弱或無調(diào)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)設備檢修等確走對應發(fā)電能 力。其中,對于具有季調(diào)節(jié)性能的水電考慮需在45月份拉 水時，由調(diào)度機構在發(fā)電企業(yè)申報能力前明確水位控制目 標。2.網(wǎng)絡約束校核。交易技術支持系統(tǒng)根據(jù)調(diào)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)絡約束的交易結 果。網(wǎng)絡約束受限區(qū)域內(nèi)各電廠交易電量按裝機等比例原則 分配通道份額。雙邊協(xié)商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

34、量匹配校核。交易技術支持系統(tǒng)對滿足網(wǎng)絡約 束的交易結果進行梯級水量匹配校核。當下游電站交易結果 超出上游來水對應發(fā)電能力時，直接削減下游電站競價電日前增量交易校核中，電廠成交電量綜合考慮系統(tǒng)需求 和電廠發(fā)電能力進行校核。四、結算()購電主體結算1、結算原則(1 )優(yōu)先購電用戶按目錄電價和月度實際用電量進行結算。最新一電力市場化交易實施方案25 / 60（2）市場用戶和售電企業(yè)首先進行日前增量交易電量 結算和偏差電量結算，其次進行年度雙邊合同當月交易（以 下簡稱場外月度交易）電量的結算和偏差電量結算；最后進 行場內(nèi)月度交易電量的結算和偏差電量結算。2、市場用戶和售電企業(yè)的結算步驟（1）日前增量交

35、易電量、偏差電量結算日前增量交易按計量點進行交易電量、偏差電量結算。1）市場用戶和售電企業(yè)次日實際用電量Urd大于日前 增量交易成交電量時，日前增量交易結算電量即為日前增量 交易成交電量，超過日前增量交易成交電量的部分，計入月 度交易用電量。2 ）市場用戶和售電企業(yè)次日實際用電量Urd小于日前 增量交易成交電量時，日前增量交易結算電量即為實際用電 量。3）由于表計原因?qū)е氯沼秒娏繑?shù)據(jù)無法取得，日前增 量交易結算電量為日前增量交易成交電量。4）根據(jù)日前增量交易各日的實際結算電量和成交價格, 計算加權平均價（Fd ）,加權平均價與累計結算電量（Ud ） 的乘積即為日前增量交易電量電費；未完成的日前

36、增量交易 電量超過日前增量交易成交電量的3%部分按0.03元/千瓦 時的價格支付偏差電費,未完成的日前增量交易電量在日前 增量交易成交電量的3%內(nèi)，免除偏差電費。(2)場外月度交易電量、偏差電量結算市場用戶和售電企業(yè)月度用電量Ur扣減日前增量交易 最新一電力市場化交易實施方案26 / 60累計結算電量Ud作為月度交易用電量Urt。即Urt=Ur-Ude 市場用戶或售電企業(yè)年度雙邊合同當月成交電量Ug ,對應 成交電廠月度交易發(fā)電量Qrt ,則雙邊合同結算電量 Ugh = min Urt z 103%Ug z Qrte Ugh 按雙邊合同約走價 格順加輸配電價和政府性基金后的價格結算。當UghU

37、rtUg ,UrtUgh按用戶目錄電價1丄倍結 算；當UghUgUrt, Ug-Ugh按用戶目錄電價倍結 算。(3 )場內(nèi)月度交易電量的結算和偏差電量結算場內(nèi)月度交易用電量Urm = minUrtUgh , Urt-Ugo 場內(nèi)月度交易按戶號進行交易電量、偏差電量結算。場 內(nèi)月度交易用電量Urm按各戶號、各計量點的實際用電量 比例分配至各戶號Urmh、各計量點,簡稱各戶號、各計量 點的場內(nèi)月度交易用電量。1)當某戶號的Urmh大于該戶號場內(nèi)月度交易成交總 電量Umh時，該戶號總超用電量為(Urmh-Umh )，總超 用電量按超用計量點超用電量等比例分配至各超用計量點， 作為各超用計量點的結算超

38、用電量，按各計量點的目錄電價 結算。該戶號下某計量點的場內(nèi)月度交易用電量小于或等于 場內(nèi)月度交易成交電量,按該計量點場內(nèi)月度成交價結算該 計量點用電量;該戶號下某計量點的場內(nèi)月度交易用電量大 于場內(nèi)月度交易成交電量時,該計量點成交電量按成交價格 結算,該計量點的場內(nèi)月度交易用電量扣除成交電量和結算 最新一電力市場化交易實施方案27 / 60超用電量后剩余電量按少用計量點的少用電量加權平均上 網(wǎng)側電價加上輸配電價和政府基金（超過用戶該計量點目錄 電價則取目錄電價）進行結算。2 ）當某戶號的Urmh小于或等于該戶號場內(nèi)月度交易 成交總電量Umh時，該戶號總少用電量為（Umh -Urmh ）, 少用

39、電量在該戶號場內(nèi)月度成交電量Umh的3%內(nèi),免除 偏差電費,超過該戶號場內(nèi)月度成交電量Umh的3%部分 按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電費。該戶號下某計量點 的場內(nèi)月度交易用電量小于或等于場內(nèi)月度交易成交電量/ 按該計量點月度成交價結算該計量點場內(nèi)月度交易用電量； 該戶號下某計量點的場內(nèi)月度交易用電量大于場內(nèi)月度交 易成交電量時,該計量點成交電量按成交價格結算,該計量 點場內(nèi)月度交易用電量扣除月度交易成交電量按少用計量 點的少用電量加權平均上網(wǎng)側電價加上輸配電價和政府基 金（超過用戶該計量點目錄電價則取目錄電價）進行結算。3）由于系統(tǒng)原因或不可抗力因素導致市場用戶和售電 企業(yè)未完成的交易電

40、量，由州市工信委和當?shù)毓╇娋止餐J 定，免除考核。表4J市場用戶和售電企業(yè)各類月度交易電量及對應電價表最新一電力市場化交易實施方案28 / 60電里電價集中競價父易成父C3-U2F2月度父易掛牌乂易成父電重U3F3成交電量合計Um=U2+U3加權平均價格F0= ( U2xF2+ U3xF3)/Um表4-2購電主體電費結算表用戶電里電價電費優(yōu)先購電用戶月度實際用電量U1目錄電價F1Tl= UlxFl日前增量交易實際結算電量（月度累計）Ud日前增量 交易實際 結算電量 加權平均 價格FdTd= UdxFd市場用戶和/ 電日前增 量 交易偏差多用電量0計入月度交易用電00最新一電力市場化交易實施方案

41、29 / 60量少用電量在日前成交量3%內(nèi)偏差免R電量少用電量超日前成交量3%部分Ud按 0.03 元/千瓦 時支付偏 差電費0.03Td*= Udx0.03年度雙邊合同分月結算電量Ugh合同約走價格F合同T合同二UghxF合同用戶用電量大于合 同電量、結算電量Ug-U gh目錄電價倍F合同1T合同i=(Ug-Ugh)* F合同i年 度 雙 邊 合 同 分 月用戶用電量小于合 同電量,大于結算Urt-Ugh目錄電價倍F合同2T合同2=(Ug-Ugh)* F合同i某計量點按 自身成交價 格結算電量Uicj月度交易 成交價格FicjT0= Z(Uicj xFicj)企業(yè)月 度 交 易總 成 交 電

42、 量某計量點按其他計量點少用電量平Uic少用計量點少用電量加權平FicT0c= Z(UicxFic)30 / 60報新-電力市場化交易實施方案均折算購電 價加上輸配 電價和政府 基金結算電量均上網(wǎng)側 電價加上 輸配電價 和政府基金某計量點結算超用電量Uicy目錄電價FisTS= Z(UicyxFis)總少用電量在偏月度成交電偏差免責差量Um 3%內(nèi)電少用電量超Usy =按 0.03量月度成父電Umx元/千瓦0.0Tsy = U sy X量Um 3%部97%-時支付偏30.03分Urm差電費優(yōu)先購電用戶電費T1二UlxFl ；市場用戶和售電企業(yè)電費Tt= Td+ Td+ T合同+ T合同i+T

43、合同 2+T0+ TOc +Ts+Tsy。（二）競爭性售電主體結算1、結算原則競爭性售電主體中水電按廠進行結算,火電按機組進行 結算。首先進行日前增量交易電量結算和偏差電量結算，其 次進行場外月度交易電量結算和偏差電量結算；最后進行場最新一電力市場化交易實施方案31 / 60內(nèi)月度交易電量結算和偏差電量結算。保障電網(wǎng)安全穩(wěn)走運行所需的火電機組（含熱電聯(lián)產(chǎn)機 組）的部分電量在日前增量交易結算之后，場外月度交易結算 之前進行結算。保障電網(wǎng)安全穩(wěn)走運行所需的火電機組（含熱 電聯(lián)產(chǎn)機組）的部分電量月結月清，不在各月間滾動調(diào)整。提供長期備用的火電機組首先按競爭性售電主體結算 交易電量，然后結算長期備用費

44、用。水庫具有年調(diào)節(jié)能力以上水電廠,場內(nèi)月度交易偏差電 量為負，調(diào)節(jié)電量為零，滾動至下月完成;場內(nèi)月度交易偏 差電量為正，調(diào)節(jié)電量的結算電量為月初分配的調(diào)節(jié)電量與 場內(nèi)月度交易偏差電量中的較小值。2、競爭性售電主體電廠的結算步驟（1）日前增量交易結算1）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,計算日前增量交 易的總成交電量Qd及加權平均價格Pd，電廠日前增量交易 的合約電量電費Sd = PdxQdo2）計算偏差電量結算費用當電廠次日實際發(fā)電量小于日前增量交易成交電量 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(nèi)（含）內(nèi)的偏差電量按Pd價格計算偏差電費，超過3% 的偏差電量

45、,由于電廠自身原因按PdH= （ Pd+0.03 ）元/千 瓦時的價格計算偏差電費，由于系統(tǒng)需要按Pd=（ Pd-0.03 ）最新一電力市場化交易實施方案32 / 60元/千瓦時的價格計算偏差電費,當電廠次日實際發(fā)電量大于日前增量交易成交電量 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。3）計算日前增量交易實際電費收益電廠日前增量交易實際電費收益Srd二Sd+Sd，。表4七 電廠日前增量交易結算表交易電價電費日前增量交易成交C3-&QdPdSd = QdxPd多發(fā)電量， 計入月度乂易發(fā)電量000少發(fā)電量3%以內(nèi)-Q d*Pd*= PdSd* =-QdxPd日前增量交易日前 增量 交易

46、 偏差 E3-少發(fā)電量3%以外-QdHPdn =(Pd0.03 )SdM =QcTxPd11電量 合 計Qrd=Qd-Qd,-Qdn最新一電力市場化交易實施方案33 / 60電 費 合 計Srd=Sd+Sd,+ Sdn(2)場外月度交易結算電廠月度發(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-Qrde場外月度 交易中,電廠與用戶雙邊合同電量為Qg ,對應用戶月度交 易用電量Urt ,則雙邊合同結算電量Qgh=min Urt , 103%Qg z Qrto Qgh按雙邊合同約走價格結算。當QghQrtQg , Qrt-Qgh按月度集中競價交易最 低成交價

47、的0.9倍(Po.9最低價)結算；當QghQgQrt z Qg-Qgh按月度集中競價交易最低 成交價的0.9倍結算。表4-4年度雙邊合同分月電量結算表結算電量電價電費年度雙邊合同QghP年度分月S年度分月一QghXP年度分月最新一電力市場化交易實施方案34 / 60Qrt-QghPo.9 最低價S年度分 月-Po.9 最低價 x(Qrt-Qgh)Qg-QghPo.9 最低價S年度分 月-Po.9 最低價 x（Qg-Qg h）（3 ）場內(nèi)月度交易結算電廠場內(nèi)月度交易實際發(fā)電量Qrm = minQrt-Qgh , Qrt-Qge1）計算省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易結算電費表4-5省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易結

48、算表省內(nèi)優(yōu)先購電電價電費量掛牌交易Q1P1S1=Q1xPl2 ）計算省內(nèi)市場電量交易、西電東送電量交易、月度合約轉(zhuǎn)讓交易結算電費根據(jù)電廠參與的各類省內(nèi)市場電量交易和西電東送電 量交易的成交電量和成交價格、各類月度合約轉(zhuǎn)讓交易的成 交電量和成交價格，計算省內(nèi)市場電量交易、西電東送交易、 最新一電力市場化交易實施方案35 / 60月度合約轉(zhuǎn)讓交易電量的總成交電量Q(r、平均成交電價po- 和總電費so：表4-6電廠省內(nèi)市場電量交易、西電東送電量交易、月度合約轉(zhuǎn)讓交易結算表交易類別電價電費框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量交易框架協(xié)議內(nèi)西電東送成交電量Q2P2S2 = Q2xP3集中競價父易成父電重Q3P3S3

49、 = Q3xP3省內(nèi)市場電量交易掛牌交易成交Q4P4S4=Q4xP4框架協(xié)議外西電東送電量交易框架協(xié)議外增送電量成交電量Q5P5S5=Q5xP5事前合約轉(zhuǎn)讓交易水水置換合約車交易賣出合約Q6P6S6 =-Q6xP6最新一電力市場化交易實施方案36 / 60買入合約Q7P7S7=Q7xP7賣出合約Q8P8S8 =-Q8xP8水水置換合約轉(zhuǎn)讓父易買入合約Q9P9S9 = Q9xP9賣出合約Q10P10S10=-QlOxP10合約協(xié)商車上交易買入合約Q11P11S11=Q1lxPH賣出合約Q12P12S12 =-Q12xP12事后合約轉(zhuǎn)讓交易水火置換合約轉(zhuǎn)讓父易買入合約Q13P13S13=Q13xP

50、13最新一電力市場化交易實施方案37 / 60電量合計Q0二 Q2+Q3+Q4+Q5-Q6+Q7-Q8+Q9-Q10+Q11-Q12+Q13電費合計S0 = S2 + S3+S4+S5 +S6+S7+S8+S9+S10+S11+S12+S13加權平均價POSO/QO*3）計算偏差電量結算費用根據(jù)電廠場內(nèi)月度交易實際發(fā)電量Qrm.優(yōu)先購電量交易成交電量Q1、其他月度交易成交電量Q0* （包括省內(nèi)市 場交易電量、西電東送交易電量和合約轉(zhuǎn)讓交易電量），計 算偏差電量結算費用Sm 當電廠場內(nèi)月度交易實際發(fā)電量Qrm小于優(yōu)先購電 量交易成交電量Q1 /即QrmQl時：少發(fā)的優(yōu)先購電量交易電量Q1=Q1-

51、Qrm，按P1的價 格計算偏差電費；其他場內(nèi)月度交易成交電量QCT的少發(fā)電量3%以內(nèi)偏 差電量免除偏差責任，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 Q14，按P14=（ P0-0.03元/千瓦時）的價格計算偏差電費; 因自身原因?qū)е碌纳侔l(fā)電量Q15 ,按P15= （ P0+0.03元/ 千瓦時）的價格計算偏差電費。其中，Q14+Q15 = Q0*x97%o 當電廠場內(nèi)月度交易實際發(fā)電量Qrm大于優(yōu)先購電38 / 60報新-電力市場化交易實施方案量交易成交電量且小于（或等于）優(yōu)先購電量成交電量與其 他月度交易成交電量Q0之和時即QlQrmQl+QO時

52、，超發(fā)電量Q16=Qrm-（Ql+Q0,）,按月度預招標的價格 P16進行結算；未參與預招標的電廠，按預招標下限價格 P16結算。表47電廠月度交易偏差電量結算表電價電費少發(fā)的優(yōu)先購電量交易電里-Q1*P1Sl =Qlx Pl偏差少發(fā)電量少發(fā)電量少于3%的非保障性用電量交易電量-Q14P01S14 = -Q14* x PO1最新一電力市場化交易實施方案39 / 60系統(tǒng)需要少發(fā)的非保障性用電量交易電量-Q14P14S14=-Q14xPl4少發(fā)電 量超過 3%的 非保障 性用電 量交易 cqs-自身原因少發(fā)的非保障性用電量交易電量-Q15P15S15=-Q15xPl5P16S16=Q16xP16

53、超發(fā)電量Q16P161S16=Q16xPl&電費合計SmSl*+ S14-+S14+S15+S165)計算月度交易實際電費收益電廠月度交易實際電費收益Srm二SI +SO+Sm,e(3 )月度總電費結算電廠月度總電費Srt二電廠月度交易實際電費收益+電 廠日前增量交易實際電費收益=Srm+Srde表48競爭性售電主體交易結算表交易電里電價電費最新一電力市場化交易實施方案40 / 60交易電里電價電費日前增量交易成交電量QdPdSd=QdxPd多發(fā)電量,計入月度交易發(fā)電量000少發(fā)3%以內(nèi)電量QdPdSd*=-Q dxPd*日 前 增 量 交 易日前增 量交易 偏差電 量少發(fā)超3%以外電量-Qd

54、HPdSdM= -QdHxPd年度分月結算電量QghP年度分月S年度分月Qghx P年度分月發(fā)電量小于合同電量，高于結算電里Qrt-QghPo.9最低價s年度分月=Po.9最低 價x (Qrt-Qgh)年 度 交 易 分 月發(fā)電量大于合同電量,咼于結算Qg-QghPo.9s年度分最新一電力市場化交易實施方案41 / 60交易電里電價電費電里最低價t f月二Po.9最低價x（Qg-Qgh）省內(nèi)優(yōu)先購電量交易優(yōu)先購電量交易摘牌電量Q1P1S1=Q1xPl框架協(xié) 議內(nèi)西 電東送 交易框架協(xié)議內(nèi)西電東送成交電量Q2P2S2=Q2xP2集中競價交易成交電量Q3P3S3=Q3xP3省內(nèi)市場電重交易掛牌父易

55、成父電重Q4P4S4=Q4xP4月 度 交 易框架協(xié) 議外西 電東送 交易框架協(xié)議外增送電量成交電量Q5P5S5=Q5xP5最新一電力市場化交易實施方案42 / 60交易電里電價電費賣出合約-Q6P6S6=-Q6xP6事前合約轉(zhuǎn)讓交易水水置換合約 車交易買入合約Q7P7S7=Q7xP7賣出合約Q8P8S8=-Q8xP8水水置換合約 車交 易買入合約Q9P9S9=Q9xP9賣出合約Q10P10S10=-QlOxP10合約協(xié) 商車ti上 交易買入合約Q11P11S11=Q llxPl1賣出合約-Q12P12S12=-Q12xP12事后合約轉(zhuǎn)讓交易水火置換合約 車交易買入合約Q13P13S13=Q1

56、3xPl3最新一電力市場化交易實施方案43 / 60交易電里電價電費少發(fā)的保障性交易電量-Q1*P1sr=-QrxPi少發(fā)電量少于3%的非保障性用電量交易電量-Q14*P0S14* = -Q14*xP0系統(tǒng)需要少發(fā)的市 場交易電 量Q14P14S14=-Q14xP14少發(fā)電量少發(fā)電量超過3%的非保障性用電量交易電量自身原因 少發(fā)的市 場交易電 量Q15P15S15=-Q15xP15P16S16=Q16xPl6偏 差 電 量超發(fā)電量Q16P161S16=Q16xPl最新一電力市場化交易實施方案44 / 60交易cq_ 電里電價電費61電 費 合 計S = Sd+ Sd +Sd + S年度分月+

57、S年度分月+ S年度分月+S1+S2+S3+S4+S5+S6+S7+S8+S9 + S1O + S11+S12 + S13+S1,+S14+S14+S15 + S：L6(三)非競爭性售電主體結算(1)第一類優(yōu)先電廠1 ) 2004年前已投產(chǎn)的并網(wǎng)運行公用水電廠和由地調(diào)、 縣調(diào)調(diào)度運行的中小水電及其他類型電廠，按月度實際發(fā)電 量和其目錄電價結算。2)電網(wǎng)安全穩(wěn)走運行所需要的火電廠部分電量，按目 錄電價結算。3)跨境電廠電量按月度實際發(fā)電量和其目錄電價結算。(2 )第二類優(yōu)先電廠1)風電場、光伏電廠及2004年電改后投產(chǎn)且以110 千伏并入電網(wǎng)運行屬于省地共調(diào)的水電廠結算電價在國家 批復上網(wǎng)電價基

58、礎上按參與市場競爭的優(yōu)先電廠上網(wǎng)電價 平均降幅比例扣減。上網(wǎng)電價與結算電價間的價差收益按偏 差平衡機制處理。結算電價二max月度集中競價交易發(fā)電側最低成交價,最新一電力市場化交易實施方案45 / 60其中:電廠平均目錄電價=國家批復上網(wǎng)電價X （ 1-參與市場競爭的優(yōu)先電廠上網(wǎng)電價 平均降幅比例）,若高于國家批復上網(wǎng)電價，按國家批復上 網(wǎng)電價結算,差額部分按偏差平衡機制處理。參與市場競爭的優(yōu)先電廠上網(wǎng)電價平均降幅比例_參與市場競爭的優(yōu)先電廠上網(wǎng)電價平均降幅=電廠平均目錄電價“y陽（電廠i目錄電價X電廠i月度實際發(fā)電量）為負電廠i月度實際發(fā)電量其中：電廠i為第三類優(yōu)先電廠,n為所有第三類優(yōu)先電廠

59、總數(shù)。2）水庫具有年調(diào)節(jié)能力以上水電廠調(diào)節(jié)電量按西電東送框架協(xié)議掛牌價格結算，掛牌價格高于電廠目錄電價，按電廠目錄電價結算，差額部分按偏差平衡機制處理。表49非競爭性售電主體交易結算表主體電量 電價電費第類優(yōu)先電廠發(fā)電量全額收購的第一類優(yōu)先電廠電網(wǎng)安全穩(wěn)走運行所需要的火電廠月度實際發(fā)cq_月度電網(wǎng)安全穩(wěn)走運行需要的發(fā)電目錄電月度實際發(fā)電量目錄電價X目錄電價月度電網(wǎng)安全穩(wěn)走運行需要的發(fā)電量X目錄電價最新一電力市場化交易實施方案46 / 60最新一電力市場化交易實施方案47 / 60主體電量電價電費跨境電廠月度實際發(fā)電量目錄電價月度實際發(fā)電量*目錄電價風電場、光伏 電廠及2004 年電改后投 產(chǎn)且

60、以110 千伏并入電 網(wǎng)運行屬于 省地共調(diào)的 水電廠月度實際發(fā)結算電價月度實際發(fā)電量X結算電價第類優(yōu)先 電 廠水庫具有年 調(diào)節(jié)能力以 上水電廠調(diào)北電量西電東 送框架 協(xié)議掛 牌價格調(diào)*電量X框架協(xié)議西電東送掛牌價格（四）月度長期備用結算根據(jù)偏差平衡機制,平衡資金優(yōu)先支付因系統(tǒng)需要造成 競爭性發(fā)電企業(yè)少發(fā)的交易電量補償費,剩余部分支付火電 機組長期備用費。1、計算每千瓦時長期備用容量價格。用于支付火電機組長期備用的平衡資金除以長期備用 成交總量,得到每千瓦時長期備用容量價格。2、火電機組長期備用結算最新一電力市場化交易實施方案48 / 60某火電機組的長期備用成交容量乘以每千瓦時長期備 用容量價