云南电力市场中长期交易实施细则印发：3%以内免偏差电费

电厂双边交易合同电量不超过装机等比例原则所分配的电力外送通道平均送电能力。

日前交易校核中，电力调度机构还需综合考虑系统需求、次日电厂发电能力、电厂月度交易电量等情况进行校核。

第二节 交易计划执行与认定

第六十九条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向国家能源局云南监管办公室和省级电力管理部门书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第七十条 昆明电力交易中心根据经电力调度机构安全校核通过的各年度合同中的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度交易计划，包括优先发电和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第七十一条 电力调度机构负责根据交易计划形成调度计划并执行，公布实际执行结果，向市场主体说明实际执行与交易计划产生偏差的原因，并对交易计划执行结果及偏差责任进行认定。昆明电力交易中心每日跟踪和公布月度交易计划执行进度情况，并依据电力调度机构提供的交易执行结果及偏差责任认定出具结算考核依据。市场主体对月度交易计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，昆明电力交易中心负责公布相关信息。

第七十二条 电力调度机构基于电力系统实际，在保障电网安全的前提下，根据交易计划形成调度计划，合理安排电网运行方式，保证交易计划的有效执行。

未约定交易曲线的电力直接交易电量以及优先发电合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的调度计划。一般应保证各电厂月度交易计划完成进度相当，并考虑电网和电厂检修计划、电厂来水特性等因素，适当调整部分电厂的前期完成进度。

对于电力直接交易合约约定交易曲线的，其中发电企业部分合约约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合约的发电曲线，与合约约定曲线叠加形成次日发电计划;发电企业全部合约约定了交易曲线的，按合约约定曲线形成次日发电计划。

第八章 合约电量偏差处理

第七十三条 电力调度机构在实际调度过程中考虑保障系统安全、优先吸纳清洁能源、减少系统弃水等因素，启动清洁能源交易机制，可适当调整相关发电企业交易计划，安排火电厂、有调节能力的水电厂等电厂少发。合约电量偏差首先由市场主体通过事后合约转让交易解决，事后合约转让交易后还有少发电量的，按月度上、下调服务和偏差电量结算机制处理。

第七十四条 月度上、下调服务。

(一)上调服务

电厂超发电量视为上调服务，上调服务价格可以通过以下两种价格机制确定：

1.电厂申报上调服务价格的形式

昆明电力交易中心依据月度所有交易中发电侧的平均成交价、最低成交价，公布月度上调服务的最高价和最低价。

月度交易结束后，电厂申报次月上调服务价格，申报价格限定在月度上调服务的最高价和最低价之间，电厂上调服务的申报价格作为调度机构安排发电计划的依据之一。

超发电量计入上调服务，按参与了上调服务申报和未参与上调服务申报两种类型进行结算。

2.采取统一上调服务价格机制的形式

电厂不再申报上调服务价格，参照市场平均成交价格设置上调服务基准价格，结合电厂超发电量比例进行结算。

(二)下调服务

因系统原因产生并经认定的少发电量计入下调服务，下调服务电量根据结算平衡机制资金盈余情况进行补偿。因自身原因产生的少发电量不计入下调服务。

第九章 辅助服务

第七十五条 辅助服务按照国家能源局南方监管局《关于印发〈南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(修订稿)〉及〈南方区域发电厂并网运行管理实施细则(修订稿)〉的通知》(南方监能市场〔2015〕118号)执行(如南方监管局对“两个细则”进行了修订，则按照新修订的文件执行);待条件成熟后，将相关辅助服务类别引入市场竞争。

第七十六条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第七十七条 按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第七十八条 鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。

第七十九条 电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

第八十条 用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。

电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。

第八十一条 加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第八十二条 跨省跨区交易涉及的送端地区发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务情况获得或者支付补偿费用。

跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行;达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。

第十章 计量与结算

第一节 计量

第八十三条 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。

第八十四条 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。

第八十五条 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、及时采集发电企业和用电企业计量相关数据。

第八十六条 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，并提交昆明电力交易中心。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，结算电量由昆明电力交易中心组织相关市场主体协商解决。

第二节 结算

第八十七条 昆明电力交易中心负责向市场主体出具结算依据(包括跨省跨区电量交易)，市场主体根据相关规则进行资金结算。在其他交易机构开展的交易由其向昆明电力交易中心出具结算依据，昆明电力交易中心再向相关市场主体出具结算依据;合约电量转让交易由昆明电力交易中心分别向出让方和受让方出具结算依据。

第八十八条 电网企业负责确认市场主体交易周期内实际结算电量，按期向昆明电力交易中心提供发电企业和电力用户交易周期内(月、日)实际结算电量。发电企业以交易周期内的实际上网电量作为计费依据，电力用户或售电企业以交易周期内的实际用电量作为计费依据。

第八十九条 昆明电力交易中心根据各市场主体的实际结算电量，以及交易成交价格和成交电量，按照“按日核算，月结月清”的原则进行电费结算，并向市场主体出具电费结算依据。

第九十条 电力用户的电费结算办法：

(一)优先购电用户用电量和符合准入条件未在交易机构注册的用户用电量按目录电价和月度实际用电量进行结算。

(二)市场化用户的电费结算办法：

以户号为单位进行电费结算。

市场电力用户的电费构成包括：电量电费、偏差电量电费、输配电费、政府性基金与附加等。其中：基本电费、力调电费、输配电费、政府性基金与附加按国家有关政策执行;电能电费、偏差电量电费按市场方式结算。

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