2019年四川电力交易指导意见印发 偏差考核阈值为±4%

5.3.3结算价格

5.3.3.1偏差考核阈值

市场电力用户、售电企业、趸售区电网企业正偏差考核阈值为4%,负偏差考核阈值为-4%。

非市场电力用户正偏差考核阈值为5%,负偏差考核阈值为-5%。非市场电力用户考核对象为电网企业报送的次月非市场电力用户用电总量预测值，该预测值应于次月月度发电计划执行前通过书面方式或电力交易技术支持系统报送电力交易机构。

5.3.3.2市场电力用户

（1）超用电量按市场电力用户该品种的合同加权平均价结算，其中：4%以内的超用电量免于支付偏差考核费用；4%及以上超用电量按月度（周）增量直接交易最高限价的40%作为偏差考核标准，进行偏差考核。

（2）4%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，4%及以上的少用电量按月度（周）增量直接交易最高限价的20%作为偏差考核标准，进行偏差考核。

5.3.3.3售电企业

（1）售电企业价差收入结算

（2）售电企业偏差考核

1）售电企业按交易品种进行偏差考核，原则和电力用户一致。

2）售电企业按其与零售电力用户约定的偏差考核费用分担方式，对电力交易机构出具偏差考核费用分摊明细，电力交易机构据此形成售电企业和零售用户的结算凭据。

3）零售电力用户应承担的费用，由电网企业统一随当月电费向零售电力用户收取；售电企业应承担的费用，由电网企业向售电企业收取。

5.3.3.4非市场电力用户

非市场电力用户5%以内的超用电量免于支付偏差考核费用；5%及以上的超用电量按月度（周）增量直接交易最高成交价10%支付偏差考核费用。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%及以上按月度（周）增量直接交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，其他按照《交易规则》执行。

5.4费用结算、清算、返还和分摊

（1）电力交易机构负责按年度对平衡账户当年实际收支进行清算，实际收支的盈佘或缺额由发电企业（含网调电厂留川电量）按上网电量比重返还或分摊。其中，燃煤火电按其上网电量50%计算返还或分摊。费用清算细则另行制定。

（2）电力交易机构应按时向市场主体（含电网企业）提供电力交易结算依据（包括但不限于全部电量电费、偏差考核费用、售电企业价差收入、辅助服务费、分摊的结算差额或盈佘资金以及输电服务费等)，市场主体根据相关规则进行资金结算。

5.5偏差考核电量免责

（1）电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，对于偏差电费有异议、确因不可抗因素及电网企业设备故障等原因造成合同执行偏差的，应在3个工作日内通知电力交易机构，并向有关政府部门提交书面申诉材料，逾期未提交书面申诉材料的视同没有异议。

（2）发电侧因不可抗力因素、电网企业设备故障等原因造成合同执行偏差的，由四川能源监管办会同经济和信息化厅组织有关单位核实后，可予以免责；用电侧因地震、洪水等不可抗拒自然灾害原因造成合同执行偏差的，由经济和信息化厅会同四川能源监管办组织有关单位核实后，可予以免责。

6.其他事项

6.1市场注册

（1）电力用户实施注册制。在电力交易机构进行注册时，注册的企业名称应与工商营业执照中的企业名称一致。其中，重点优势企业(项目)名称应与经济和信息化厅下达的用户名单中的企业名称一致。

（2）电力用户在同一县级供电公司辖区内的多个用电点应全部进行注册并全电量参与市场化交易。在多个县级供电公司用电的电力用户，若只选取部分县级供电公司下的全部用电点注册并参与市场化交易，其参与市场化交易的年用电量应满足市场准入对电力用户的年用电量要求。

6.2交易合同

（1）市场主体参与省内市场交易前应在四川电力交易平台签订《入市承诺书》。承诺书中权利义务、电量电费结算等相关约定对市场主体具有法律约束力。

（2）自主双边协商的市场主体应参照《四川省电力用户与发电企业年度双边交易购售电合同（示范文本）》或《四川省售电公司与发电企业年度双边交易购售电合同（示范文本）》签订购售电合同，确定交易电量、电价和违约责任等内容。双边协商的电量、电价以录入电力技术支持系统并经双方确认的数据为准。双边协商和集中交易结果须经合规性审核和安全校核后方可生效执行。以四川电力交易平台发布的通过安全校核的交易结果为准。交易结果一经发布，电子合同即为成立。

（3）售电企业与电力用户进行零售交易，双向自主选择并协商一致后，应参照《四川省售电公司与电力用户购售电合同（示范文本）》签订购售电合同，并与电网企业签订《四川省市场化零售供用电合同（示范文本）》三方合同。《四川省市场化零售供用电合同（示范文本）》原则上应在年度交易完成后30天内完成签订，电网企业应积极配合售电企业和零售客户及时完成签订工作。

（4）所有市场化合同须提交到四川电力交易中心备案，发用双方应严格按照合同内容在电力交易技术支持系统申报并确认量、价等信息，经合规性审核和安全校核后方可生效执行。通过交易平台集中交易的，其预成交结果由电力调度机构安全校核后生效执行。

6.3信息披露

（1）电网企业应配合提供市场主体相关上网和用电信息，包括但不限于发电企业并网电压等级、计量点、结算模型以及市场用户用电电压等级、用电类别、计量点、富佘电量基数等关键信息，并应确保信息的准确和完整。

（2）电力调度机构应在转让交易开展的前一日上午12点以前，向电力交易机构提供当月各发电厂外送交易品种的完成情况和省内合同电量平均完成进度，由电力交易机构进行披露，供市场主体作为交易参考。

（3）其他按《关于印发〈四川电力市场信息披露管理办法〉的通知》(川监能市场〔2017〕130号)要求执行。

6.4新投机组参与市场及并网调试

（1）新投机组在完成启动试运行并在电力交易机构注册后，可参与相应准入范围内的市场交易，但应在90天内取得发电类电力业务许可证。逾期未取得的，取消后续市场参与资格，直至取得为止，并承担相应市场风险和违约责任。未履约完成的合同电量由电力交易机构采取拍卖转让等方式处理。

（2）待启动投运的机组应提前向电力调度机构报送启动投运计划及启动调试及运行等电量。具备投运条件的，电力调度机构应在次月月度发电计划中安排其启动调试等电量。原则上待启动投运的机组无发电计划不能进行启动投运，因特殊原因必须启动投运的，所发电量须接受超发偏差考核。

（3）需并网试验的火电机组原则上应提前1个月向电力调度机构报送试验方案和计划，并确保试验当月有满足试验需求的合同电量，电力调度机构根据电网实际情况予以安排并列入相应月度发电计划。火电机组试验导致的超发、少发电量，由发电企业通过市场等方式自行负责解决。

6.5非计划停运

（1）火电机组非计划停运后，应将当月剩佘合同电量转让给同类可满足电网安全运行需要并可及时开出的备用火电机组，电力调度机构负责安全校核并安排开机。若非计划停运火电机组当月剩佘合同电量未能转出，电力调度机构可直接安排其他满足电网安全运行需要的备用火电机组开机，非计划停运火电机组当月剩佘合同电量强制转给增开火电机组，转让价格为两者政府批复上网电价中较高价。电力调度机构应按增开火电机组转入合同电量安排其发电，因合同电量少于增开火电机组7天最低负荷运行所需电量导致增开火电机组开机不足7天时，增开火电机组自动获得短期发电辅助服务补偿，补偿费用全部由非计划停运机组承担。

（2）水电机组非计划停运导致系统增开火电机组时，可参照火电机组非计划停运处理方式进行处理。

（3）机组非计划停运的考核按相关规定执行。

7.组织实施

国网四川省电力公司、电力交易机构等市场成员应及时向四川能源监管办、经济和信息化厅报告实施过程中出现的特殊情况和问题，由四川能源监管办、经济和信息化厅商有关单位（部门）确定对应的处置措施和办法。对电力供应和电力生产秩序有重大影响的，由经济和信息化厅会同四川能源监管办协调解决。