北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(暂行)-第7页-北极星输配电网

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11. 计量与结算

11.1计量点设置

1. 发电企业上网电量计量点一般设在产权分界点，并由发电企业、电网企业在相关合同中进行约定。

2. 输电电量计量点原则上应按输电价格核准文件中有关规定设置或与购电电量计量点保持一致。

3. 电能结算关口计量点应由电网企业与相关主体在有关交易合同中明确约定，若发生变更，交易各方应以书面方式进行确认。

11.2计量装置

1. 电网企业应当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。

2. 所有的上网点及联络线关口必须安装计量装置;其中省间输电线路两侧均应安装计量装置。

3. 电能计量装置应安装在尽量靠近电能量计量点的位置。

4. 各市场主体必须保证本侧计量装置的精确度达到规则和国家、行业的要求，并能接入相应的电能量釆集系统。

5. 计量装置需定期进行检定和校验，对于未经检验或超过检验周期未检定的计量装置，不得使用。

6. 安装主、副表计的，应将主表和副表应安装在同一计量点，主副两套计量表计一经确认，不得改变。

7. 同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、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。

11.3计量数据采集

1. 有功电量的计量数据应按一个交易时段为一个釆样周期进行。经各市场主体协商同意，可以用交易时段(以分钟为单位)的约数作为一个釆样周期。

2. 电网企业负责建立从各计量装置到计量数据库的计量数据釆集技术支撑系统并确保数据传输正确性。

3. 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录和釆集发电企业(机组)和联络线电能计量装置数据，并提交电力交易机构。

4. 市场主体必须保证每一计量装置都与数据釆集系统实时计量数据传输。

11.4计量数据确认和替代方法

1. 计量数据确认及替代方法，应由市场主体协商一致。对于装有主表，副表两套电能表的计量点，以主表计量数据作为结算依据，副表作为核对之用。当主表发生故障时，应釆副表数据作为计量数据。

2. 若尚未安装副表，或当主副二套表计同时发生故障时，以可替代的计量表计记录的数据折算必要的电量(线损、变损、厂用电等)后作为替代电量数据。替代电量数据需经各相关市场主体共同确认。如各方不能达成确认意见，由国家授权的计量检定机构出具电量认定意见。

3. 当出现计量数据不可用时，由电能计量检定机构确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

11.5电量结算

11.5.1电量结算原则

1. 北京电力交易中心负责通过电力交易平台，向开展电力交易的市场主体和其所在地区电力交易机构出具电量结算凭证，电网企业根据相关规则进行资金结算。

2. 北京电力交易中心负责提供电网企业省间交易电量、发电企业直接通过联络线外送电量的结算凭证，其他发电企业、电力用户的电量结算凭证由市场主体所在省交易中心负责提供，所在电网企业承担保底外送(外购)任务。

3. 相关电力交易机构可通过电力交易平台，将北京电力交易中心出具的结算凭证作为固定结算边界,结合市场主体省内交易的结算结果，一并出具结算凭证。

4. 交易结算釆用按曰清分、月结算、按照合同周期清算方式，必要时进行年终清算。

5. 结算凭证按照交易结算顺序出具，须明确合同电量及偏差。

6. 市场主体省间交易电量结算优先于省内交易电量结算。

7. 交易执行优先级作为电量结算优先级的参考，其中电力用户参与的直接交易和受端发电企业参与的发电权交易优先结算，其他类型交易按以下优先级执行：

(1) 省间优先发电电量优先结算。

(2) 多年交易结算，包括多年交易合同、多年交易年度补充合同、多年交易转让/回购交易合同。

(3) 年度交易结算，包括年度交易合同、年度交易转让/回购交易合同。

(4) 月度交易结算，包括月度交易合同、月度交易转让/回购交易合同。

(5) 月内多日交易结算，包括月内多日交易合同及其他。

8. 若发电、供电调度计划调整，则以国调中心提供的曰前初始计划和实际执行计划，结合北京电力交易中心月度交易共同作为电量结算依据。偏差电量按照第12章相关原则进行结算和考核。

11.5.2电量结算流程

1.发电企业、售电公司、电力用户结算关口和省间输电通道的关口表计的抄表例日原则上为每月1曰，该日抄录上月月末日24时电表冻结数。正式结算数据准备。具体流程如下：

(1 )电网企业向北京电力交易中心提供所有交易计量点日和月合计电量数据，必要时提供96点交易计算数据。定期向北京电力交易中心提供政府相关部门电价批复和调整信息。

(2) 发电企业向北京电力交易中心和有关省电力交易机构提供发电企业日和月合计交易计量点电量数据、定期向北京电力交易中心和有关省电力交易机构提供政府相关部门电价批复和调整信息。

(3) 对于需要日计划作为结算依据的电力交易，电网企业向北京电力交易中心提供日前初始计划和日前、日内的临时调整计划。

2. 省间交易结算。具体流程如下：

(1) 每月前5个工作曰内，北京电力交易中心根据相关结算规则和偏差电量处理原则将上月省间交易结算电量进行分解结算，编制省间交易核对结算单，并将核对结算单发至相关市场主体和电力交易机构进行核对确认。

(2) 相关交易主体在收到核对结算单后2个工作曰内对结算电量数据进行核对确认，逾期则视为已确认。

(3) 每月前9个工作日内，北京电力交易中心出具上月省间交易正式结算单。

(4) 相关电力交易机构，应依据上月省间交易正式结算单，对上月相关发电企业电能正式结算单中省间交易电量数据进行修正。

11.6电费结算

1. 原则上，由北京电力交易中心向相关市场主体出具结算依据。

2. 市场交易电力用户(或售电公司)的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金与附加等。

3. 发电企业的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用等。

4. 电力用户(或售电公司)的省间交易电量只结算电度电费，容量电费、代收基金及附加、力率考核电费按相关规定结算。

5. 电网企业根据相关电力交易机构提供的电力交易结算凭证按照合同约定在规定时限内进行结算，并向电力用户收取电费、向发电企业支付电费、向省间输电方支付输电费，向售电公司支付售电服务费。

12. 偏差电量结算及考核

12.1概述

1. 建立偏差电量结算及考核机制，按照月清月结的方式，对省间交易计划电量与实际上网电量之间的偏差进行结算并考核，不再进行滚动调整。

2. 北京电力交易中心负责发电企业直接通过联络线外送电量的偏差结算及考核;其他发电企业、电力用户的电量偏差结算及考核按照市场主体所在省交易中心的相关办法执行，办法及执行结果应报北京电力交易中心备案。

3. 当在月内交易执行过程中因客观因素预计出现较大电量偏差时，可由有关市场主体提出申请，申请包括：偏差原因、偏差类型(如正偏差、负偏差等)、影响电量等，北京电力交易中心组织有关市场主体协商一致后对计划进行调整，并以调整后的计划作为考核基准。

4. 发生下列情况，可由市场主体申报免考核：

(1) 对于电网故障、电网改造、安全约束、重大检修计划调整、水库防洪及应急调度等非自身原因导致的市场主体产生的偏差电量。

(2) 对于国家政策调整、社会责任要求、签订外送合同的发电侧省内突发性供需严重不平衡、极端环境变化等不可抗力因素导致的市场主体产生的偏差电量。

5. 免考核申请由发电企业提出，一般由相关调度机构出具书面说明

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