《湖南省电力中长期交易规则(试行)(征求意见稿)》印发

第十一章 计量和结算

第九十一条 【计量位置】电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。

第九十二条 【计量装置】同一计量点应安装同型号、同规格、同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第九十三条 【计量数据】电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第九十四条 【结算依据】电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由本省电力交易机构协调省外交易机构后，向市场主体出具结算依据;合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第九十五条 【电费结算】市场交易电费结算为现金方式，经交易双方约定可以少量使用承兑汇票，但约定接受承兑汇票的发电企业、售电公司应承担承兑汇票的消化责任或贴现责任。有历史原因或特殊困难的用户企业，经省政府特批后，可暂时使用承兑汇票结算，但承兑汇票比例应逐年下降。

第九十六条 【电费结算】电力用户按实际交易电量和交易电价(代理交易电价)结算交易电费，电网企业负责收费，将交易电费分类进行再结算：

1.直接交易：电网企业将发电企业与该用户交易的电费(实际交易电量乘交易电价)结算给发电企业;同时向用户收取相当的交易电费(包括在同期总电费之中);

2.批发交易和代理交易：电网企业向用户企业执收交易电费 C1(实际交易电量乘用户与售电公司达成的交易价格，与同期其它电费一并收取);同时将发电企业与售电公司(含代理交易)交易的电费 C2(实际交易电量乘发电企业与售电公司交易价格)结算给发电企业;再将用户上缴的交易电费 C1 减去发电企业应得的交易电费 C2 和基金附加、输配电价(含损耗)及其它应当扣减的款项后的余款结算给售电企业;

3.跨省区交易：根据交易类别和参与主体的差别，按上述原则结算;

4.合同电量转让交易 ：按照交易支付关系，采用上述办法结算;转让合同另有约定的，经电力交易机构审查可按相关规定结算。

5.根据交易品种等情况的变化，交易机构可牵头制定结算相关细则，报能源监管机构备案后实施。

电费结算原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，条件不具备时可暂时保持现有计量抄表方式不变。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，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担市场交易电费结算职能的电网企业不承担相应电费拖欠风险，市场主体可自行约定结算方式。

第九十七条 【结算争议】市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在 3 个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第九十八条 【偏差电量结算】建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主时，按月清算、结账;开展周(日)交易时，按周(日)清算，按月结账。预挂牌按月平衡偏差时的结算流程和结算价格如下：

(一)发电侧

1. 可再生能源(不含调峰调频机组)：

根据自身发电能力预测，每月末最后一个工作日前申报次月月度计划发电量 Em。参与市场交易的可再生能源企业，月度计划电量加月度市场交易电量，形成月度计划总电量 Em 总。风电、光伏和无调节能力的水电可按照申报次日可发电量 Ed(需将月度市场交易电量折算包含)的方式累加得到月度发电计划 Em。无调节能力的水电企业和调峰调频水电企业名单由调度机构提出，能源监管机构商有关部门确定。市县级调度的水电企业暂不作统一要求，适时对有条件的、装机 6000 千瓦以上水电企业实行偏差考核，创造条件逐步扩大推广。

(1)实际上网电量小于等于月度计划发电量 Em 总 时，先按政府批复电价结算月度计划发电量 Em，按所签合同的加权平均价结算剩余电量。提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量以下的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用，风电与光伏发电 15%、无调节能力水电按 10%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

(2)实际上网电量超过其月度总计划电量 Em 总时，先按政府批复电价结算月度计划电量 Em，再按合同电价结算其市场合同电量 Et;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格结算;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价的最低成交价结算。

(3)在促进可再生能源消纳的专项市场或应急交易及其它不在本规则范围内的交易的，增加的发电量，不计入上述实际发电量之中，相应的合同电量也不计入上述合同电量之中。

2.其他类型电源(机组)：

根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其它类型电源的发电计划。

(1)实际上网电量小于其月度优先发电 E 优和基数电量 E 基时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付违约金，2%以内的少发电量免于支付违约金。

(2)实际上网电量大于其月度优先发电 E 优和基数电量 E 基之和时但小于其月度优先发电 E 优、基数电量 E 基和市场合同电量 Et之和时，按政府批复电价先结算优先发电和基数电量，按其所签订市场合同加权价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付违约金，2%以内的少发电量免于支付违约金。

(3)实际上网电量大于其月度优先发电 E 优、基数电量 E 基和市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电 E 优和基数电量 E 基，按合同价格结算各类市场合同电量 Et;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。

机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

(4)全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用;提供上(下)调服务导致的增(减)发电量按其预挂牌价格获得补偿。

(5)在促进可再生能源消纳的专项市场或减弃增发应急交易及其它不在本规则范围内的交易的，增加的发电量，不计入上述实际发电量之中，相应的合同电量也不计入上述合同电量之中。

(二)电力用户侧

1.市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算)。

市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的 10%支付偏差考核费用)。

下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量

发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调中标电量的乘积累加得到。

2.非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。

3.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量之和时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用 ;2% 以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的 10%支付偏差考核费用。

非市场电力用户的总用电量小于优先发电和基数电量之和时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的 10%支付偏差考核费用)。

非市场电力用户用电偏差导致的违约金由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对未参与偏差考核的其它电厂、地方电网造成的偏差进行考核，按责任分摊部分偏差考核费用。相关分摊方案报能源监管机构备案后实施。

4.对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单位支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权平均价的 10%支付偏差考核费用。

(三)售电公司

1.售电公司代理交易按上述本条第(二)款规定由委托的电力用户承担偏差电量结算责任;

2.将与售电公司零售交易的电力用户，可以分用户分别按本条上述第(二)款的办法处理电量偏差;也可以一个售电公司零售用户同期合同电量与实际用电量加总后，将该售电公司作为一个超级大用户按照上述本条第(二)款承担偏差电量结算责任。