2019年云南电力市场化交易实施方案发布：鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动

第六章 计量和结算

第一节 计量

第七十二条 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;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，并按照相关计量运维。

条 第七十三条 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。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第七十四条 电网企业负责计量系统的规划和建设，为结算数据的采集、传输提供技术支持，确保能够自动、准确、及时采集发、用电企业计量相关数据。

第七十五条 电网企业按照电力市场结算要求定期抄录电厂(机组)和电力用户电能计量装置数据，并提交交易中心。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测单位确认并出具报告，结算电量由交易中心组织相关市场主体协商解决。

第二节 结算

第七十六条 昆明电力交易中心负责向市场主体出具结算依据，其中跨省跨区电量交易结算依据由广州电力交易中心负责向昆明电力交易中心出具，昆明电力交易中心根据本方案和相关实施细则对市场主体进行结算，并向相关市场主体出具结算依据。

第七十七条 电网企业负责市场主体交易周期内实际结算电量的确认，按期向交易中心提供电厂和电力用户交易周期内(月、日)实际结算电量。电厂以交易周期内的实际结算上网电量作为计费依据，电力用户或售电公司以交易周期内的实际结算用电量作为计费依据，电费按日核算，月结月清。

第七十八条 电厂结算

(一)按电厂为单元对发电企业结算，首先进行日交易电量结算，再进行月度合约电量结算。

(二)电厂的电费分为电能电费、偏差电费、系统平衡调节资金提取费用等。

(三)日结算

电厂日交易电量按日进行结算，根据电厂日计量数据，完成的日交易电量按照成交价格结算，日少发电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的进行责任界定并根据电厂类别参照月度结算规则进行考核或补偿，超发电量进入月度结算。

(四)月度结算

1.清洁能源电厂结算

清洁能源电厂各类月度合约电量，包括优先发电计划电量、年度分月交易电量、月度交易电量，结算不分顺序，结算价格按照各类月度合约电量的加权平均价格结算。

清洁能源电厂优先发电计划电量(按规定调整后的电量计划)月结月清，偏差电量不在月度间进行滚动调整。清洁能源电厂月度少发电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的电量根据责任界定进行考核或补偿。超发电量电网企业按照月度上调服务基准价格进行结算，其中电厂侧结算价格按照月度上调服务基准价格乘以成交比结算，成交比为电厂全月所有电量计划加上非自身原因超发电量后与实际上网电量的比值，具体计算方式详见《云南电力市场计量与结算实施细则》，成交比设置上限值为 1，下限值为 0.8;

上调服务基准价格与电厂侧结算价格的价差部分为超发电量偏差考核电费，纳入系统平衡调节资金统筹管理。

2.火电厂结算

火电厂各类月度合约电量，按照优先发电计划电量、市场化电量的顺序进行结算，分别确定优先发电计划电量和市场化电量未完成的电量偏差。火电优先发电计划未完成的电量偏差，不参与事后合约转让交易，不进行补偿，不进行考核。其中革命老区电量偏差年度平衡，其他电量不滚动调整。火电市场化电量未完成的偏差电量，可参与事后合约转让交易，事后合约转让交易后仍有偏差的，偏差电量根据责任界定，因保障清洁能源优先消纳等原因导致的少发电量偏差不进行补偿也不进行考核，因电厂自身原因导致的少发电量偏差设置3%的免责阈值，超过免责阈值的电量进行考核。

如电厂上网电量大于优先发电计划电量与市场化电量之和，超发电量由调度机构对超发原因进行界定，因电厂自身经营、试验、设备维护、运行控制偏差等原因超发的，为自身原因超发电量，自身原因超发电量可参与事后合约转让交易，合约转让交易电量按照交易价格结算，不给予调节价格，合约转让后仍有自身原因超发电量的，按照月度上调基准价格结算;因电力供应紧张或系统安全运行需要调用的电量为平衡缺口电量，按照缺口电量电能价格和调节价格机制结算。

3.未注册市场化电厂结算

市场化电厂未及时注册参与交易的，则交易电量视为 0，全部上网电量(调试电量除外)均为超发电量，且超发电量成交比按 0.8 结算。

条 第七十九条 用户结算

(一)符合准入条件用户一旦注册成功，用电量均按市场机制定价。用户(包括售电公司服务用户)按户号为单元结算，首先进行日交易电量结算，再进行月度合约电量结算。

(二)用户的电费包括但不限于电能电费、偏差电费、输配电费、线损电费、基金及附加、基本电费、力调电费等。

其中，输配电费、基金及附加、基本电费、力调电费根据用户实际用电情况与政府核定价格标准计算;电能电费、偏差电费按市场化方式结算;线损电费按用户实际用电量与线损电价计算。

(三)日结算

用户日交易电量按日进行结算，根据用户日计量数据，完成的日交易电量按照成交价格结算，日少用电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的根据责任界定进行考核或免责，超用电量进入月度结算。

(四)月度结算

市场化用户各类月度(包括年度分月)电量合约结算不分顺序，结算价格按照各类电量的加权平均价格结算。少用电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的根据责任界定进行考核或免责。超用电量按照月度上调服务基准价格的 1.2倍结算，其中上调服务基准价格的 0.2 倍为超用电量偏差考核电费，纳入系统平衡调节资金统筹管理。

(五)当售电公司服务用户存在少用电量偏差电费时，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%。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，电网企业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服务用户。

条 第八十条 市场化交易结算工作原则上应在次月二十五日前完成，市场主体可通过电力交易平台查询相关结算数据。市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在结算依据发布后 3 个工作日内通知交易中心，逾期则视同没有异议。结算工作按如下流程开展：

(一)实时获取交易结果;

(二)按日获取参加日交易的市场主体的每日实际发、用电量;按月获取市场主体的月度实际发、用电量;

(三)交易中心计算电厂的月度预结算结果，每月十五日前完成。电网企业根据预结算依据及时支付电厂月度预结算电费;

(四)根据实际发、用电量情况计算市场主体偏差电量并进行责任界定，并据此开展事后合约转让交易。每月二十日前完成;

(五)交易中心进行正式结算。每月二十五日前完成;

(六)交易中心根据正式结算结果，每月出具月度结算依据，经电网企业(供电企业)和市场主体确认无误后发布至电网企业(供电企业)和市场主体;

(七)电网企业(供电企业)和市场主体根据电费结算依据，按照合同约定或法律法规的规定完成电费收支;

(八)由于政府电价调整或其他原因造成的电费偏差和差错应及时进行清算和退补。

第八十一条 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。电网企业按照交易中心出具的结算依据向各市场主体结算电费，并承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。

第八十二条 结算具体规定详见《云南电力市场结算实施细则》。

第七章 信息披露

第八十三条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场主体公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场主体有权访问且不得向其他市场主体公布的数据和信息。

第八十四条 市场主体应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。交易中心、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

第八十五条 省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室对信息提供和披露情况实施监管。

第八十六条 根据电力市场交易的需要，各类市场成员应按照电力交易中心的要求披露应披露的信息，由电力交易中心统一管理和发布，发布信息应真实、准确、及时、完整。

第八十七条 交易中心负责市场信息的统一管理。在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力交易平台、交易中心门户网站和微信公众号等渠道进行披露。交易中心应为市场主体通过交易平台等渠道披露有关信息提供便利，各类市场成员按规定披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。

条 第八十八条 任何单位和个人不得泄露影响公平竞争和涉及市场主体隐私的相关信息。因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室等组织调查并追究责任。

条 第八十九条 市场成员如对披露的相关信息有异议及疑问，可向交易中心、电力调度机构提出，由交易中心、电力调度机构负责解释。

第九十条 信息披露具体内容和要求详见《云南电力市场信息披露实施细则》。

第八章 争议处理与市场管控

第九十一条 发生以下争议时，可通过双方协商、市场管理委员会或省级电力主管部门组织协调等方式解决。协调未能解决的，按照国家有关法律法规处理。

(一)注册或注销市场主体资格的争议;

(二)市场主体按照规则行使权利和履行义务的争议;

(三)市场化交易、计量、考核和结算的争议;

(四)其他方面的争议。

第九十二条 本年度月度用电量累计出现 3 个月低于其双边协商交易电量80%，或累计出现 2 个月低于其双边协商交易电量 60%的用户和售电公司，不允许参加本年度后续月度双边协商交易，已签订的双边合同作废处理，并自行承担合同违约责任。

第九十三条 为保证云南电力市场平稳运行，防止市场主体恶意报价扰乱市场秩序，建立价格风险控制机制。

对双边协商直接交易(明细)成交价格与市场均价偏离较大的清洁能源电厂、用户(售电公司)收取系统平衡调节资金，引导市场主体理性参与市场。每月向双边协商直接交易电量(明细)价格在市场均价 0.8 倍以下用户(售电公司)收取，收取标准为用户(售电公司)双边协商直接交易电量(明细)成交价格与市场均价 0.8 倍的差值的 50%。每月向双边协商直接交易电量(明细)成交价格在市场均价 1.2 倍以上的水电、风电、光伏电厂收取，收取标准为电厂双边协商直接交易电量(明细)成交价格与市场均价 1.2 倍的差值的 50%。其中售电公司收取金额由其代理用户分摊。

对于火电参与市场交易申报价格明显低于其发电成本和市场均价的，火电须进行情况说明，并由交易中心将其交易价格情况提交政府有关部门作为后续其发电成本测算依据。

条 第九十四条 市场主体扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局云南监管办公室、电力主管部门、价格主管部门按照《行政处罚法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国价格法》、《中华人民共和国反垄断法》、《电力监管条例》以及《电力市场监管办法》等法律法规调查处理，并纳入市场主体信用评价：

(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段进行市场注册;

(二)滥用市场力，恶意串通、操纵市场;

(三)不按时结算，侵害其他市场主体利益;

(四)交易中心、电力调度机构对市场主体有歧视行为;

(五)提供虚假信息或违规发布信息;

(六)其他严重违反本方案的行为。

第九十五条 当市场出现以下重大异常情况时，交易中心和电力调度机构要及时向省级电力主管部门和国家能源局云南监管办公室报告，经批准后可采取措施对市场进行干预或终止市场化交易。

(一)发生市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约、不能履约等，导致市场秩序受到严重扰乱;

(二)用户侧月度总体成交电量低于用电需求的50%;

(三)交易平台发生故障，导致交易无法正常进行;

(四)云南电力系统发生重大事故，严重影响到交易执行及系统安全时;

(五)云南电力系统调频、调峰容量及无功容量无法满足电力系统安全稳定运行要求，一次能源供应、用电需求与预期发生较大偏差;

(六)其他影响电力系统安全稳定运行事件或不可抗力事件发生时。

条 第九十六条 紧急情况下，交易中心和电力调度机构可

以在报告的同时采取干预市场或中止市场运行的措施。

第九十七条 云南电力市场中止期间，电力调度机构应按照调度规程进行调度运行管理。

第九章 附则

第九十八条 本方案及相关配套实施细则由省级电力主管部门、昆明电力交易中心负责解释。