云南電力市場實施方案

1、2016年云南電力市場實施方案（征求意見稿）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）有關要求，結合云南省實際，總結云南電力交易中心一年多的運行經驗，進一步構建有效競爭的市場結構和市場體系，建立相對獨立、規(guī)范運行的電力交易機構，開展以省內為主、跨區(qū)域的電力交易，根據云南電力市場運營規(guī)則，特制定此方案。一、術語定義（一）售電主體售電主體為已并入云南電網運行的所有電廠，分為優(yōu)先電廠和非優(yōu)先電廠。優(yōu)先電廠指所有清潔能源發(fā)電及保障電網安全穩(wěn)定運行的火電，分為第一類優(yōu)先電廠、第二類優(yōu)先電廠和第三類優(yōu)先電廠。第一類優(yōu)先電廠包括電網安全穩(wěn)定運行所需的火電廠（部分電量）、

2、政府確定的按目錄電價全電量收購的水電廠及其他類型電廠；第二類優(yōu)先電廠指風電廠及光伏電廠；第三類優(yōu)先電廠指不屬于一類優(yōu)先電廠的水電廠。非優(yōu)先電廠指火電廠（扣除優(yōu)先發(fā)電電量）。第一類優(yōu)先電廠為非競爭性售電主體；第二類優(yōu)先電廠由于發(fā)電波動性大，暫不參與市場競爭交易，通過價格調節(jié)因素參與市場；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交易中心完成注冊的用戶（以下統(tǒng)稱為市場用戶）和售電企業(yè)。未參與市場交易的用戶（含公益性用戶）統(tǒng)稱為保障性用戶，由電網企業(yè)統(tǒng)一代理購電。（三）保障性用電量保障性用電量指省內保障性用戶的用電

3、量。保障性用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）省內市場電量省內市場電量指省內市場用戶的用電量。（五）事前合約轉讓交易事前合約轉讓交易指在月度交易結束后、月度交易計劃執(zhí)行前進行的合約轉讓交易。（六）事后合約轉讓交易事后合約轉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，交易中心提前面向電廠進行招標。預招標結果作為調度機構安排發(fā)電計劃的依據之一。（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側的絕對價格，即：售電主體申報電價=售電主體目錄電價售電主體調價幅度。2、購電主體申報電價購

4、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=購電主體目錄電價購電主體調價幅度。3、申報數(shù)據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，申報電價的最小單位為0.001元/千瓦時。（九）發(fā)電量發(fā)電量指用于結算的上網電量。（十）交易調劑賬戶交易調劑賬戶是指由交易中心管理的資金賬戶。交易調劑賬戶的資金來源于各類交易電量的電費結算盈余，資金支出主要用于電費退補和專項支出。二、市場交易（一）交易順序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，短期交易開展日前交易。遵循“省內需求優(yōu)先、外送消納次之”的總體原則，按以下順序開展各類電力交易：1、年

5、度交易（1）匯總根據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20141188號）文件簽訂的年度雙邊合同。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交易。年度集中競價預交易的申報數(shù)據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。2、月度交易。（1）省內保障性用電量的掛牌交易；（2）框架協(xié)議內西電東送電量的掛牌交易；（3）省內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）月度合約轉讓交易。分為事前合約轉讓交易和事后合約轉讓交易。（6）月度預招標。3、日前交易。電廠與市場用戶之間的次日增量電量

6、交易?，F(xiàn)階段的日前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）省內保障性用電量交易1、交易周期月度交易。2、準入條件（1）售電主體競爭性售電主體。（2）購電主體電網企業(yè)統(tǒng)一代理購電。3、交易方式掛牌交易。（1）掛牌交易中心通過交易平臺公布保障性用電量的掛牌電量。掛牌電量=保障性用電量預測值-非競爭性售電主體發(fā)電預測值由上式計算得到的掛牌電量小于（或等于）零時，取消省內保障性用電量的掛牌。（2）摘牌電廠通過交易平臺申報摘牌電量和摘牌價格，摘牌下限價格為0.12元/千瓦時，摘牌上限價格為其目錄電價。（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，水電廠優(yōu)先成交；摘牌價格相

7、同的同類電廠，按摘牌電量的比例進行成交。（4）成交價格（P1）成交價格為電廠的摘牌價格。（三）框架協(xié)議內西電東送電量交易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)議內的西電東送電量，由交易中心進行掛牌。3、交易方式（1）掛牌掛牌價格（折算至發(fā)電側）根據框架協(xié)議內西電東送電量的送出價格倒推確定。掛牌電量=框架協(xié)議內西電東送電量-max0，（非競爭性售電主體發(fā)電量預測值-保障性用電量預測值）（2）摘牌方式電廠申報摘牌電量和摘牌價格。電廠摘牌價格不得高于掛牌價格和其目錄電價。（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，按摘牌電量的比例進行成交。（

8、4）成交價格（P2）（四）省內市場電量交易1、交易周期年度交易、月度交易和日前交易。2、準入條件（1）售電主體競爭性售電主體。（2）購電主體符合國家和我省產業(yè)政策，以及環(huán)保、節(jié)能減排要求的全部專變工業(yè)用戶（包括中小微企業(yè)）。符合日前交易標準的用戶名單由電力交易中心發(fā)布，名單內用戶自愿參與日前交易。名單外用戶自愿向交易中心提出申請，滿足計量要求的方可參與日前交易。3、交易方式（1）年度交易 1）匯總年度雙邊合同購售電主體根據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20141188號）文件簽訂的年度雙邊合同，須在規(guī)定的關閘日之前提交至交易中心進行備案。2）集中競價預交易年度集中競價預交

9、易按月申報、按月成交。年度集中競價預交易的申報數(shù)據作為月度集中競價交易申報數(shù)據的約束條件，成交結果不作為結算依據。（2）月度交易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各購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的70%130%內進行調整。售電主體的報價上限價格為其目錄價格，報價下限價格為0.12元/千瓦時。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，由非優(yōu)先電廠進行成交。按購電主體申報電量由大到小確定用戶側成交順序，申報電量相同時，申報價格高的用戶排序在前。然后按購、售電主體價差從大到小原則確定成交對象、成交電量和成交價格，價差為

10、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，購電折價購電申報價-輸配電價-線損電價-基金及附加售電成交價（P3）=售電申報價購電成交價（F2）=購電申報價購電成交價和售電成交價之間的價差收益全部納入交易調劑

11、賬戶。2）掛牌交易掛牌、摘牌政府確定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）。用戶在電力交易平臺上申報掛牌電量和掛牌價格（F3），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，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（P4）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

12、的價差收益納入交易調劑賬戶。（3）日前交易日前交易只進行增量交易，采用集中競價方式。1）競價申報電廠申報增量發(fā)電能力，用戶申報增量用電需求。電廠和用戶日前交易的申報電量不能超過其當日分解電量的40%。電廠當日分解電量=月發(fā)電能力（本月已發(fā)電量本月日前交易累計成交電量）/本月剩余天數(shù)。用戶當日分解電量=月申報電量（本月已用電量本月日前交易累計成交電量）/本月剩余天數(shù)。除新投產用戶和恢復生產用戶之外，未參與月度申報的用戶不得參加日前交易。新投產用戶或恢復生產用戶，若有意愿參加日前交易，需向交易中心預先提交本月用電需求預測，日前交易申報電量根據實際需求申報。2）成交規(guī)則按價差從大到小原則確定成交對象

13、、成交電量和成交價格，價差為負不能成交。價差相同時，按以下原則成交：一個電廠與多個用戶價差相同，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，按用戶申報電量比例分配電廠申報

14、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-線損電價-基金及附加。售電成交價（Pd）=售電申報價購電成交價（Fd）=購電申報價購電成交價和售電成交價之間的價差收益全部納入交易調劑賬戶。（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，由交易中心進行掛牌。3、交易方式（1）掛牌、摘牌增送電量的掛牌價格在框架協(xié)議內西電東送電量掛牌價格的基礎上進行調整，價格增幅或降幅由云南電網公司提交交易中心。交易中心對框架協(xié)議外的增送電量進行掛牌，電廠摘牌。（2）成交規(guī)則、成交價格增送電量的成交規(guī)則和成交

15、價格（P5）同框架協(xié)議內西電東送電量掛牌交易。（六）合約轉讓交易合約轉讓交易開展月度交易，分為事前合約轉讓交易和事后合約轉讓交易。1、事前合約轉讓交易事前合約轉讓交易開展水水置換合約轉讓交易。水水置換合約轉讓交易指有調節(jié)能力的水電廠和無調節(jié)能力的水電廠之間的合約轉讓交易，僅在每年的610月開展。有調節(jié)能力的水電廠名單由政府確定。 1）當有調節(jié)能力的水電廠尚有調蓄能力，其他電廠有棄水時，有調節(jié)能力的水電可通過協(xié)商方式按其各類西電東送電量交易和省內市場電量交易成交電量的加權平均價（P6）出讓交易成交電量，或將交易成交電量按P6進行掛牌，由有棄水的電廠進行摘牌。2）當有調節(jié)能力的水電廠已無調蓄能力時

16、，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市場電量交易成交電量的加權平均價（P7）償還給有調節(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、事后合約轉讓交易事后合約轉讓交易開展水水強制置換合約轉讓交易、合約協(xié)商轉讓交易和水火強制置換合約轉讓交易。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讓交易。（1

17、）水水置換合約轉讓交易事后水水置換合約轉讓交易僅在每年的610月開展。在事前水水置換合約轉讓交易中，若其他電廠摘牌電量小于有調節(jié)能力電廠掛牌電量，有調節(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（P8）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時，承接電量=差額電量電廠實際超發(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市場電量交易成交電量的加權平均價（P9）償還給有調節(jié)能力的水電廠。（2）合約協(xié)商轉讓交易1）交易方式有超發(fā)電量的電廠自

18、愿與因自身原因導致少發(fā)的電廠或因系統(tǒng)需要導致少發(fā)的火電廠進行合約轉讓交易。2）成交價格合約協(xié)商轉讓交易的成交價格由交易雙方協(xié)商確定。賣出合約方成交價格為P10（價格不得高于自身各類西電東送電量交易和省內市場電量交易成交電量的加權平均價），買入合約方的價格為P11。（3）水火強制置換合約轉讓交易1）交易方式經合約協(xié)商轉讓交易后，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強制置換合約轉讓交易。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=火電廠少發(fā)電量水電廠實際超發(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

19、。未進行轉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。2）成交價格賣出合約方（火電）成交價格（P12）為其省內市場電量交易加權平均價格的80%。當P12的價格大于買入合約方目錄電價時，買入合約方的成交價格（P13）等于買入合約方目錄電價，價差收益納入交易調劑賬戶。（七）月度預招標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P16之間。電廠月度預招標的申報價格作為調度機構安排發(fā)電計劃的依據之一。參與月度預招標的電廠，進行事后合約轉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（P16）結算。未參與月

20、度預招標的電廠，進行事后合約轉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（P16）結算。表2-1交易成交電量、電價表交易交易品種售電主體購電主體成交電量成交電價成交電量成交電價日前交易集中競價交易QdPdUdFd月度交易省內保障性用電量交易保障性用電量掛牌交易Q1P1U1F1框架協(xié)議內西電東送電量交易框架協(xié)議內電量掛牌交易Q2P2P0：省內市場電量交易和西電東送電量交易的加權平均價/省內市場電量交易集中競價交易Q3P3U2F2F0：省內市場電量交易的加權平均價掛牌交易Q4P4U3F3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/事前合約轉讓交易水水置換合約轉讓交易

21、賣出合約-Q6P6/買入合約Q7P7事后合約轉讓交易水水置換合約轉讓交易賣出合約-Q8P8買入合約Q9P9合約協(xié)商轉讓交易賣出合約-Q10P10買入合約Q11P11水火置換合約轉讓交易賣出合約-Q12P12買入合約Q13P13注：表中成交電量為單類交易成交電量之和，成交價格為單類交易加權平均成交價。三、結算（一）購電主體結算1、結算原則（1）保障性用戶按目錄電價和月度實際用電量進行結算。（2）市場用戶和售電企業(yè)首先進行日前交易電量的結算和偏差考核，其次進行月度交易電量的結算和偏差考核。2、市場用戶和售電企業(yè)的結算步驟與偏差考核（1）日前交易結算1）市場用戶和售電企業(yè)次日實際用電量Urd大于日前

22、交易成交電量Ud時，日前交易結算電量即為日前交易成交電量，超過日前交易成交電量的部分，計入月度交易用電。2）市場用戶和售電企業(yè)次日實際用電量Urd小于日前交易成交電量Ud時，日前交易結算電量即為實際用電量。 3）根據日前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）的乘積即為日前交易電費；未完成的日前交易電量按0.03元/千瓦時的價格支付違約電費。（2）月度交易結算市場用戶和售電企業(yè)月度用電量Ur扣減日前交易累計結算電量Ud作為月度交易用電量Urt（含年度雙邊合同當月分解電量，下同）。即：Urt=Ur-Ud。當市場用戶和售電企業(yè)月度交易用電量Urt小

23、于年度雙邊合同當月分解電量Ug時，Urt即為雙邊合同完成電量，Urt和雙邊合同偏差電量（Ug-Urt）由購售電主體依據合同約定自行結算。市場用戶和售電企業(yè)月度交易實際用電量Urm（不含年度雙邊合同當月分解電量，下同）為零。當市場用戶和售電企業(yè)月度交易用電量Urt大于年度雙邊合同當月分解電量Ug時，市場用戶和售電企業(yè)月度交易用電量Urt扣減年度雙邊合同當月分解電量Ug后，作為月度交易實際用電量Urm。即：Urm=Urt- Ug 1）市場用戶和售電企業(yè)月度交易實際用電量Urm大于月度交易成交電量Um（不含年度雙邊合同當月分解電量Ug，下同）時，月度交易成交電量按月度交易加權平均價結算，超用電量按其

24、目錄電價結算。 2）市場用戶和售電企業(yè)月度交易實際用電量Urm小于月度交易成交電量Um時，按其各類月度交易加權平均價F0結算其實際用電量，未完成的月度交易電量按0.03元/千瓦時的價格支付違約電費。3）由于電網原因或不可抗力因素導致市場用戶和售電企業(yè)未完成的交易電量，由州市工信委和當?shù)毓╇娋止餐J定，免除考核。表3-1市場用戶和售電企業(yè)各類月度交易電量及對應電價表月度交易電量電價集中競價交易成交電量U2F2掛牌交易成交電量U3F3成交電量合計Um=U2+U3加權平均價格F0=（U2F2+U3F3）/Um表3-2購電主體電費結算表用戶電量電價電費保障性用戶月度實際用電量U1目錄電價F1T1= U

25、1F1市場用戶和售電企業(yè)日前交易日前交易實際用電量（月度累計）Ud日前交易加權平均價格FdTd= UdFd偏差電量多用電量0計入月度交易用電量00少用電量Ud按0.03元/千瓦時支付違約電費FdTd= UdFd月度交易min（月度交易實際用電量，月度交易成交電量）U0=min(Urm,Um)月度交易加權平均價格F0T0= U0F0偏差電量多用電量Us= Urm-Um目錄電價FsTs=UsFs少用電量Ui= Um- Urm按0.03元/千瓦時支付違約電費FiTi=UiFi保障性用戶電費T1= U1F1；市場用戶和售電企業(yè)電費Tt= Td+ Td+ T0+Ts+Ti。（二）競爭性售電主體結算1、結

26、算原則競爭性售電主體首先進行日前交易電量的結算和偏差考核，其次進行月度交易電量的結算和偏差考核。2、競爭性售電主體電廠的結算步驟與偏差考核（1）日前交易結算1）計算合約電量電費根據電廠各日的成交電量和成交價格，計算日前交易的總成交電量Qd及加權平均價格Pd，電廠日前交易的合約電量電費Sd=PdQd。2）計算偏差電量結算費用當電廠次日實際發(fā)電量小于日前交易成交電量時，未完成的交易電量視為違約電量。根據電廠各日的違約電量計算日前交易的總違約電量Qd，違約電量按Pd=（Pd+0.03元/千瓦時）的價格退返電費，電廠日前交易的偏差電量結算費用Sd= - Pd Qd。當電廠次日實際發(fā)電量大于日前交易成交

27、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）計算日前交易實際電費收益電廠日前交易實際電費收益Srd=Sd+Sd。表3-3電廠日前交易結算表交易電量電價電費日前交易日前交易成交電量QdPdSd=QdPd日前交易偏差電量多發(fā)電量，計入月度交易發(fā)電量000少發(fā)電量-QdPd=（Pd+0.03）Sd= -QdPd電量合計Qrd=Qd-Qd電費合計Srd=Sd+Sd（2）月度交易結算電廠月度發(fā)電量Qr扣減日前交易累計結算電量Qrd為月度交易發(fā)電量Qrt（含年度雙邊合同當月分解電量）。即：Qrt=Qr-Qrd。當電廠月度交易發(fā)電量Qrt小于對應用戶年度雙邊合同當月實際完成電量Urg時，Q

28、rt即為電廠實際完成的雙邊合同電量，Qrt和雙邊合同偏差電量（Urg-Qrt）由購售電主體依據合同約定自行結算，此時電廠月度交易實際發(fā)電量Qrm（不含年度雙邊合同當月分解電量，下同）為零。當電廠月度交易發(fā)電量Qrt大于對應用戶年度雙邊合同當月實際完成電量Urg時，電廠月度交易發(fā)電量Qrt扣減用戶年度雙邊合同當月實際完成電量Urg，作為月度交易實際發(fā)電量Qrm。即：Qrm=Qrt- Urg。 1）計算省內保障性用電量交易結算電費表3-4電廠保障性用電量交易結算表省內保障性用電交易電量電價電費Q1P1S1=Q1P1 2）計算省內市場電量交易和西電東送電量交易結算電費根據電廠參與的各類省內市場電量交

29、易和西電東送電量交易的成交電量和成交價格，計算省內市場電量交易和西電東送交易的總成交電量Q0、加權平均價格P0和電量電費S0。表3-5電廠省內市場電量交易和西電東送電量交易結算表電量電價電費框架協(xié)議內西電東送電量交易框架協(xié)議內西電東送成交電量Q2P2S2=Q2P3省內市場電量交易集中競價交易成交電量Q3P3S3=Q3P3掛牌交易成交電量Q4P4S4=Q4P4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=Q5P5電量合計Q0=Q2+Q3+Q4+Q5電費合計S0=S2+S3+S4+S5加權平均價P0=S0/Q03）計算月度合約轉讓交易結算電費根據電廠各類月度合約轉讓交易的成交電

30、量和成交價格，計算月度合約轉讓交易電量Q0、月度合約轉讓交易電量電費S0。表3-6電廠月度合約轉讓交易結算表交易類別電量電價電費事前合約轉讓交易水水置換合約轉讓交易賣出合約-Q6P6S6= -Q6P6買入合約Q7P7S7=Q7P7事后合約轉讓交易水水置換合約轉讓交易賣出合約-Q8P8S8= -Q8P8買入合約Q9P9S9=Q9P9合約協(xié)商轉讓交易賣出合約-Q10P10S10= -Q10P10買入合約Q11P11S11=Q11P11水火置換合約轉讓交易賣出合約-Q12P12S12= -Q12P12買入合約Q13P13S13=Q13P13電量合計Q0= -Q6+Q7-Q8+Q9-Q10+Q11-Q

31、12+Q13電費合計S0=S6+S7+S8+S9+S10+S11+S12+S134）計算偏差電量結算費用根據電廠月度交易實際發(fā)電量Qrm、保障性用電量交易成交電量Q1、非保障性用電量交易成交電量Qm，計算偏差電量結算費用Sm。其中，Qm=Q0+Q0。當電廠月度交易實際發(fā)電量Qrm小于保障性用電量交易成交電量Q1，即QrmQ1Q1+Qm時：少發(fā)的保障性用電量交易電量Q1=Q1-Qrm，按P1的價格退返電費；對少發(fā)的非保障性用電量交易電量Qm進行責任認定，因系統(tǒng)需要導致少發(fā)的非保障性用電量交易電量Q14，按P14=（P0-0.03元/千瓦時）的價格退返電費；因自身原因導致少發(fā)的非保障性用電量交易電

32、量Q15，按P15=（P0+0.03元/千瓦時）的價格退返電費。其中，Q14+Q15= Qm。當電廠月度交易實際發(fā)電量Qrm大于保障性用電量交易成交電量且小于（或等于）月度交易合約電量，即Q1Q1+Qm時，超發(fā)電量Q16=Qrm-(Q1+Qm)，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3-6電廠月度交易偏差電量結算表偏差電量少發(fā)電量電量電價電費少發(fā)的保障性用電量交易電量-Q1P1S1= -Q1 P1系統(tǒng)需要少發(fā)的非保障性用電量交易電量-Q14P14S14= -Q14P14自身原因少發(fā)的非保障性用電量交易電量-Q15P15S15= -Q15P15超發(fā)電

33、量Q16P16S16=Q16P16P16S16= Q16P16電費合計Sm=S1+S14+S15+S16 4）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=S1+S0+S0+Sm。（3）月度總電費結算電廠月度總電費Srt=電廠月度交易實際電費收益+電廠日前交易實際電費收益=Srm+Srd表3-7競爭性售電主體交易結算表交易電量電價電費日前交易日前交易成交電量QdPdSd=QdPd日前交易偏差電量多發(fā)電量，計入月度交易發(fā)電量000少發(fā)電量-QdPdSd=-QdPd月度交易省內保障性用電量交易保障性用電量交易摘牌電量Q1P1S1=Q1P1框架協(xié)議內西電東送交易框架協(xié)議內西電東送成交電量Q

34、2P2P0=加權平均價S2=Q2P2省內市場電量交易集中競價交易成交電量Q3P3S3=Q3P3掛牌交易成交電量Q4P4S4=Q4P4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=Q5P5事前合約轉讓交易水水置換合約轉讓交易賣出合約-Q6P6S6=-Q6P6買入合約Q7P7S7=Q7P7事后合約轉讓交易水水置換合約轉讓交易賣出合約-Q8P8S8=-Q8P8買入合約Q9P9S9=Q9P9合約協(xié)商轉讓交易賣出合約-Q10P10S10=-Q10P10買入合約Q11P11S11=Q11P11水火置換合約轉讓交易賣出合約-Q12P12S12=-Q12P12買入合約Q13P13S13=Q13

35、P13偏差電量少發(fā)電量少發(fā)的保障性交易電量-Q1P1S1=-Q1P1系統(tǒng)需要少發(fā)的市場交易電量-Q14P14S14=-Q14P14自身原因少發(fā)的市場交易電量-Q15P15S15=-Q15P15超發(fā)電量Q16P16S16=Q16P16P16S16=Q16P16電費合計S=Sd+Sd+S1+S2+S3+S4+S5+S6+S7+S8+S9+S10+S11+S12+S13+S1+S14+S15+S16（三）非競爭性售電主體結算（1）一類優(yōu)先電廠1）發(fā)電量全額收購的一類優(yōu)先電廠發(fā)電量全額收購的一類優(yōu)先電廠，按月度實際發(fā)電量和其目錄電價結算。2）電網安全穩(wěn)定運行所需要的火電廠電網安全穩(wěn)定運行所需要的火電廠，按目錄電價結算電網安全穩(wěn)定運行所需發(fā)電量。（2）二類優(yōu)先電廠（風電、光伏）結算電價為風電（光伏）標桿上網電價扣減參與市場競爭的優(yōu)先電廠上網電價平均降幅。風電（光伏）標桿上網電價與結算電價間的價差收益納入交易調劑賬戶。風電（光伏）結算電價=風電（光伏）標桿上網電價-參與市場競爭的優(yōu)先電廠上網電價平均降幅其中：電廠i為第三類優(yōu)先電廠，n為所有三類優(yōu)先電廠總數(shù)。表3-8非競爭性售電主體交易結算表主體電量電價電費一類優(yōu)先電廠發(fā)電量全額收購的一類優(yōu)先電廠月度實際發(fā)電量目錄電價月度實際發(fā)電量目錄電價電網安全穩(wěn)定運行所需要的火電廠月