政策｜2018年云南电力市场化交易实施方案（征求意见稿）

2017-10-17 15:01:01 云南省工业和信息化委员会　点击量：评论 (0)

近日，云南省工业和信息化委员会出台了《2018年云南电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》，其中提到云南省电力交易中心的权利和义务、用电企业的划分以及结算总体原则等，下面是方案原文：2018 年云南电力

第四章交易组织

第一节交易时序安排

第二十一条每年底组织开展次年年度交易。省内电量年度交易按照双边协商交易方式组织，协议外西电东送电量年度交易按照广州电力交易中心相关规则执行。

第二十二条月度交易前，确定月度优先发电计划。交易中心会同调度机构，根据省工信委公布的优先发电计划方案，并根据月度优先发电和优先购电电量平衡情况，形成电厂的无约束月度优先发电计划，经调度机构安全校核通过后，确定电厂月度优先发电计划。优先发电计划包括优先电厂可发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、供气所需电量、贫困老区政策性电量、具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量、协议内西电东送计划分配电量、其他政策性电量（相应电量按省级政府有关部门政策执行）。风电场和光伏电厂保障居民电能替代电量根据居民电能替代需要的金额全年统筹平衡。其中，1 至5 月以及12 月风电、光伏电厂不安排保居民电能替代电量，需参与市场化交易，6 至11 月风电、光伏电厂全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，不参与市场化交易。

第二十三条省内电量月度交易采用双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。一般按照省内优先购电量挂牌交易、双边协商交易、集中撮合交易、挂牌交易（含增量挂牌交易）顺序组织，根据市场需要或其他必要情况，可对上述交易顺序进行调整，并提前告知市场主体。协议外西电东送电量月度交易组织按照广州电力交易中心相关规则执行。

第二十四条除落实国家指令性计划和政府间协议送电外，年度、月度交易优先开展省内交易，保障省内电力电量平衡，清洁能源电厂富余发电能力再参与协议外西电东送电量交易。

第二十五条日电量交易在工作日开市，市场买卖双方进行次日发用电量交易（节假日在前一个工作日进行申报交易）。

第二节交易基本要求

第二十六条市场化电厂以厂为单位进行交易申报，申报电价为上网侧的绝对价格，为含环保电价、含税的价格。各电厂在某交易环节申报电量不超过发电能力扣减已成交电量和优先发电量。未开机火电厂（当月计划开机电厂除外）增加申报最小开机电量，一般不低于单台机组按稳燃出力运行7 天电量。若未开机火电厂成交电量低于申报的最小开机电量，则不成交。

第二十七条市场化用户以户号为单位进行交易申报，售电公司以公司为单位进行交易申报（包括双边协商交易、日交易在内的所有交易品种），申报电价为电厂上网侧的绝对价格。

第二十八条申报电量的最小单位为0.1 万千瓦时，申报电价的最小单位为0.001 元/千瓦时。除双边协商交易与增量交易外，为保证有序竞争和市场稳定，考虑2018 年供需关系，设置申报最低限价和最高限价，最低限价为0.13元/千瓦时，最高限价为0.42 元/千瓦时。

第二十九条交易组织应优先保障清洁能源生产和消纳，清洁能源电厂发电能力不足或未能成交的用电缺额，再由火电厂交易成交。

第三十条电厂所有电力交易申报、成交、结算均为上网侧电量。如果政府确定的优先发电计划为发电侧负荷的，则在交易申报扣减发电能力时对火电厂发电负荷按照7%的厂用电率进行折算至上网侧，对于清洁能源电厂不折算厂用电率，发电结束后应按照实际厂用电率将发电侧负荷折算至上网侧进行结算。

第三节电力直接交易

第三十一条双边协商交易（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂（省级电力管理部门明确）；购电主体：用户、售电公司。（二）信息公示市场主体可在电力交易平台公示双边交易需求的电量、价格及联系方式等信息，其中电量、价格分月明确。市场主体在交易系统中填报公示信息即为同意向所有市场主体公开，是否进行信息填报由购售电双方自行决定，不影响双边协商交易。（三）年度双边协商交易年度双边协商交易在上一年12 月15 日前申报。购、售电双方协商确定年度（或多年）双边交易合同，明确分月的交易电量和价格，由售电主体在规定时间内在交易系统中填报，购电主体在规定时间内进行确认。经调度机构安全校核后形成初始成交结果，交易双方根据初始成交结果签订年度双边交易合同，并交由交易中心备案，交易系统具备签订电子合同条件后，年度双边交易应签订电子合同，不再签订书面合同。购、售电主体双方签订年度双边交易合同时，不得自行更改经调度机构安全校核后形成的初始成交结果。初始成交结果不作为执行依据，在月度交易时需再次进行复核，月度复核结果为最终成交结果，作为执行和结算依据。双边合同中必须明确违约、合同电量和电价调整等事宜，避免合同执行和调整可能出现的争议和纠纷。（四）月度双边协商交易市场主体每月可协商确定次月或者本年度后续多个月度的双边交易电量，由售电主体在规定时间内在交易系统中填报，购电主体在规定时间内进行确认。月度双边协商交易不需要提交纸质合同至交易中心备案，交易系统具备签订电子合同条件后，月度双边交易应签订电子合同。（五）双边协商补充交易经市场主体申请，交易中心可适时组织开展双边协商补充交易，由售电主体在交易系统中填报电量、价格，购电主体进行确认后申报数据生效。双边协商补充交易不需要提交纸质合同至交易中心备案，交易系统具备签订电子合同条件后，双边协商补充交易应签订电子合同。（六）双边合同月度调整月度最后一个工作日前，交易主体可对年度和月度双边交易次月电量的价格申请调整，电量不可调整，由售电主体在交易系统填报经协商调整后的价格，购电主体进行确认生效，可不提交书面申请。（七）月度安全校核月度双边交易申报结束后，交易中心将年度双边分月电量和月度双边交易次月电量提交调度机构进行安全校核。电厂双边合同电量因安全校核被调减时，等比例调减双边合同电量。双边合同实际成交电量以调度机构校核后交易中心发布的结果为准。（八）双边合同月度电量互保电厂之间或用户（售电公司）之间可对双边合同成交电量进行互保。当一方无法履行合同时，向交易中心提交转让交易申请，电厂互保电量经调度机构安全校核通过后，由另一方互保部分或全部电量。1、满足双边协商交易准入条件，需要互保电量的电厂和电厂之间、用户（售电公司）和用户（售电公司）之间，签订双边合同互保协议提交交易中心备案。2、签订互保协议并备案后，后续月度，双方均可根据需要协商确定要转让的月度（含年度分月）双边合同对象和电量，在规定时间内，由合同出让方在交易系统填报，合同受让方进行确认，经调度机构安全校核后成交，成交电价为原合同电价，不可调整。互保电量转让成交后受让方负责成交电量的执行和所有责任，出让方不再对互保转让成交电量执行和负责。双边合同互保涉及的合同交易对象权责不受影响。3、双边合同月度电量互保转让在月度交易结束后组织一次。

第三十二条省内优先购电量挂牌交易（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂；购电主体：电网企业统一代理优先购电用户购电。（二）挂牌、摘牌交易中心通过交易平台公布优先购电量的挂牌电量，挂牌电量=优先购电量预测值－优先发电量预测值，挂牌电量小于（或等于）零时，取消省内优先购电量的挂牌。挂牌价格暂按中小水电统一上网电价0.235 元/千瓦时执行。售电主体通过交易平台申报摘牌电量。（三）成交规则摘牌结束后，当售电主体摘牌电量之和大于挂牌电量时，按售电主体摘牌电量的比例进行成交；当售电主体摘牌电量之和小于（或等于）挂牌电量时，售电主体摘牌电量全部成交。（四）成交价格售电主体成交价格等于挂牌价格。

第三十三条集中撮合交易（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂；购电主体：用户、售电公司。（二）撮合申报售电主体可采用单段或多段（不高于3 段）电量申报方式，申报总量不得大于其发电能力。每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不低于第二意愿价格。购电主体中，直接参与市场化交易的用户申报单段电量，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格；售电公司可采用单段或多段（不超过服务的用户数量）电量申报方式，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格。（三）成交规则申报结束后，购、售电主体申报电量首先以双方第一意愿价格撮合成交，剩余电量采用第二意愿价格撮合成交。撮合成交规则如下：计算购电主体与售电主体价差，价差＝购电申报价－售电申报价。按价差从大到小的顺序确定成交对象、成交电量、成交价格，价差为负不能成交。价差相同时，按以下原则成交：一个售电主体与多个购电主体价差相同，当售电主体申报电量大于（或等于）购电主体申报电量之和时，按购电主体申报电量成交；当售电主体申报电量小于购电主体申报电量之和时，购电主体按照申报电量比例分配售电主体申报电量。一个购电主体与多个售电主体价差相同，当购电主体申报电量大于（或等于）售电主体申报电量之和时，按售电主体申报电量成交；当购电主体申报电量小于售电主体申报电量之和时，售电主体按照申报电量比例分配购电主体申报电量。多个购电主体与多个售电主体价差相同，当售电主体申报电量之和大于（或等于）购电主体申报电量之和时，售电主体按申报电量比例分配购电主体申报电量；当购电主体申报电量之和大于售电主体申报电量之和时，购电主体按申报电量比例分配售电主体申报电量。（四）成交价格售电成交价=售电申报价，购电成交价=购电申报价。购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益纳入结算平衡机制处理。

第三十四条挂牌交易（一）月度集中连续挂牌交易月度集中连续挂牌交易（以下简称月度集中挂牌交易）分为两步进行，第一步是信息公示，第二步是售电主体与购电主体同时进行挂牌和摘牌。可参与交易的市场主体，售电主体为水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂，购电主体为用户、售电公司。第一步：在信息公示时间内，有需求的市场主体双方在交易系统上公布挂牌电量和挂牌价格，且公示的电量作为挂牌和摘牌申报上限。市场主体公示时可自愿选择是否将公示电量和价格公示期结束后自动转为挂牌电量和价格。第二步: 售电主体与购电主体同时进行挂牌和摘牌。1、挂牌、摘牌售电主体、购电主体在电力交易平台上申报单段或多段挂牌（或摘牌）电量和价格。市场主体公示时选择将公示电量和价格公示期结束后自动转为挂牌电量和价格的，挂牌、摘牌申报开始后，其申报电量和价格默认为公示电量和价格。在交易过程中，双方均可新增申报或撤销已申报但还未成交的申报数据。2、成交规则交易成交与申报同时进行，当购售电双方提交申报数据或申报数据发生变动时，即时进行成交匹配。申报时间以交易系统服务器接受到申报数据时间为准。购电主体价格大于等于售电主体价格时匹配成交。售电主体按照申报电价从低到高顺序成交，申报价格相同时按照申报时间（申报后进行调整的按照调整时间）先后顺序成交，申报价格及时间相同时按照申报电量大小等比例成交。购电主体按照申报价格从高到低顺序成交，申报价格相同时按照申报时间（申报后进行调整的按照调整时间）先后顺序成交，申报价格及时间相同时按照申报电量大小等比例成交。当售电主体申报电量大于等于购电主体申报电量时，则购电主体申报电量全部成交；当售电主体申报电量小于购电主体申报电量时，则售电主体申报电量全部成交。售电主体成交电量等于购电主体成交电量。无约束预成交电量经调度安全校核后，电厂成交电量为调度校核后的成交电量，用户最终成交电量仍然为无约束预成交电量，不受电厂校核影响。电厂被校核电量作为偏差电量，事后进入合约转让交易由超发电厂承接。3、成交价格购、售双方成交价格均为双方申报价格的平均值。（二）增量挂牌交易为鼓励全年增加用电，尤其是汛期多消纳水电。2018 年1－4 月以2017 年1－4 月用电平均值为基数，2018 年5－12月以2017 年5－12 月用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易。1、可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂；购电主体：用户、售电公司。2、挂牌、摘牌由购电主体挂牌，挂牌价格不设最低限价。挂牌结束后，售电主体摘牌。售电公司参与增量挂牌交易挂牌的电量为其服务用户的用电增量。3、成交规则摘牌结束后，当售电主体摘牌电量之和大于挂牌电量时，按售电主体摘牌电量的比例进行成交；当售电主体摘牌电量之和小于（或等于）挂牌电量时，售电主体摘牌电量全部成交。4、成交价格购、售双方成交价格均为挂牌价格。（三）补充挂牌交易根据政府要求，为稳定用电，促进清洁能源生产和消纳，对用户未成交电量或临时新增用电量可补充组织挂牌交易。1、可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、火电厂；购电主体：用户、售电公司。2、挂牌、摘牌由购电主体挂牌，挂牌结束后，售电主体摘牌。3、成交规则摘牌结束后，优先由水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂成交，其次由非保障电网安全的火电厂成交，最后由保障电网安全的火电厂成交，火电厂可成交电量不够最小开机电量时，由单位能耗低的电厂优先成交。当电厂摘牌电量之和大于挂牌电量时，按电厂摘牌电量的比例进行成交；当电厂摘牌电量之和小于（或等于）挂牌电量时，电厂摘牌电量全部成交。4、成交价格购、售双方成交价格均为挂牌价格。第三十五条日电量交易日电量交易是指市场主体之间进行次日发用电量交易。现阶段日电量交易仅在工作日开展（节假日在前一个工作日进行交易）。（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机运行的火电厂；购电主体：满足日计量要求的用户自愿向交易中心提出日电量交易申请，审核通过方可参与；售电公司服务用户有日电量交易资格时，才能参与日电量交易。（二）交易申报用户次日用电需求超出日电量交易申报基准值的部分，方可参与日电量交易。购、售电主体双方均申报单段电量和单一价格。用户日前增量申报基准值=[用户月度交易总成交电量（含年度合同分月电量，下同）－月度交易累计完成电量]/本月剩余天数，基准值最小为0。其中，售电公司服务的用户按月度交易预分成交电量作为用户月度交易总成交电量，计算日电量交易申报电量的基准值。（三）成交规则撮合成交规则参照月度集中撮合交易执行。其中，市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂和涉热机组火电厂首先成交，若成交之后有电量缺额，再由其他开机运行火电厂进行成交（四）成交价格售电成交价=售电申报价，购电成交价=购电申报价。购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益纳入结算平衡机制处理。

第三十六条交易中心在各类月度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和月度交易结果进行汇总，并于每月月底发布汇总后的交易结果。

第四节合约转让交易

第三十七条电厂月度发电结束后，如月度交易电量（包括年度交易月度分解电量，下同）和优先发电计划电量未完成，则少发电量为月度负偏差电量，如月度交易电量和优先发电计划电量全部完成后还有超发电量的，超发电量为月度正偏差电量。电厂以下偏差电量可进行合约电量转让交易：（一）负偏差电量中，月度市场化交易电量（含年度交易月度分解电量）的负偏差电量全部可以参与合约转让，且各类交易电量视为等比例转让；优先发电计划的负偏差电量不允许转让。（二）正偏差电量全部可以参与合约转让。

第三十八条用户（售电公司）用电结束后，如月度交易电量未完成，则少用电量为月度负偏差电量，如月度交易电量全部完成后还有超用电量的，超用电量为月度正偏差电量。售电公司用电量为其服务用户用电量之和。用户（售电公司）以下偏差电量可进行合约电量转让交易：（一）负偏差电量中，月度增量挂牌交易电量的负偏差电量不允许转让，其他月度交易电量可以参与合约转让，且各类交易电量视为等比例转让。（二）正偏差电量全部可以参与合约转让。

第三十九条合约转让交易只能在电厂与电厂之间，用户（售电公司）与用户（售电公司）之间，用户与售电公司之间进行，售电公司以公司为单位参与交易。合约转让交易电量不能超过自身可转让的偏差电量，正偏差电量的一方为合约转让的受让方，负偏差电量的一方为合约转让的出让方。负偏差电量价格为负偏差电量在电力直接交易中成交的加权平均价。

第四十条每月交易计划执行完毕，相关发用电量数据确定后，交易中心公布市场主体交易电量执行偏差情况，并及时组织月度合约转让交易，对电厂依次开展合约协商转让、合约挂牌转让、同一发电集团合约转让交易，对用户、售电公司依次开展合约协商转让、合约挂牌转让交易。（一）合约协商转让交易协商交易的出让方在电力交易平台填报出让电量，受让方予以确认后成交。优先转让自身原因少发电量。（二）合约挂牌转让交易出让方在电力交易平台上申报单段挂牌电量，受让方申报摘牌对象和摘牌电量。优先转让自身原因少发电量。当摘牌电量大于或等于挂牌电量时，摘牌电量按比例成交，挂牌电量全部成交；当摘牌电量小于挂牌电量时，挂牌电量按比例成交，摘牌电量全部成交。（三）同一发电集团合约转让交易合约挂牌转让交易结束后，对隶属于同一发电集团的电厂少发电量和超发电量进行合约转让交易，优先转让自身原因少发电量。当集团少发电量小于超发电量时，少发电量全部转让成交，按超发电量的比例分配各超发电厂的成交电量。当集团少发电量大于等于超发电量时，超发电量全部成交，按少发电量的比例分配各少发电厂的成交电量。

第四十一条全部合约转让交易结束后，仍有偏差电量的电厂，超发电量按上调服务价格机制结算，少发电量根据调度机构认定的偏差电量性质，按相应的结算价格机制处理；仍有偏差电量的用户，超用电量和少用电量按相应的结算价格机制处理。

第五节零售服务

第四十二条售电公司服务的用户必须是符合准入条件且在交易中心注册的用户。用户在同一时期内只可选择一家售电公司购电。用户一旦选择某个售电公司，全部市场电量通过售电公司购买，三个月内不能变更售电公司，不能退出市场。

第四十三条售电公司在交易中心办理零售服务用户购电手续时，须将售电公司与用户签订的合同交至交易中心备案，并自愿依据双方合同按规定模板在交易平台填写售电公司向用户售电的合约价格等信息。

第四十四条售电公司在月度交易成交结果公布后的第一个工作日内，须将除增量挂牌交易电量外的其他月度各类交易成交电量（包括年度交易月度分解电量，下同）预分给相应服务的用户，预分价格默认为售电公司除增量挂牌交易电量外的其他月度各类交易成交电量的加权平均价，增量挂牌交易成交电量单独分配给具备增量挂牌交易条件的用户，预分价格为售电公司增量挂牌交易成交电量的加权平均价，并在交易系统中填报。若未进行预分，则默认为平均分配。各售电公司须动态跟踪服务用户用电情况，在合约转让交易结束后的一个工作日内按户号在交易系统中分配用户最终成交电量和结算价格，交易中心按最终分配成交电量和结算价格对用户的双边协商交易和非双边协商交易（除增量挂牌外）进行结算和考核，分配规则如下：（1）月度交易（包括年度交易月度分解电量、合约转让交易电量，不含增量挂牌交易，下同）成交电量和结算价格终分所有服务用户分配成交电量之和应等于售电公司月度各类交易总成交电量；分配给用户的结算价格不得高于售电公司月度各类交易成交价格的最高值，不得低于售电公司月度各类交易成交价格的最低值，且用户交易结算电量的加权平均结算价格等于售电公司除增量挂牌交易外月度交易电量的加权平均成交价Ps。售电公司服务用户为n 个，所有用户分配的结算价格应满足如下条件：若售电公司未按要求填报各用户按户号最终分配的月度成交电量和结算价格，则默认为按用户用电量大小等比例分配成交电量，结算价格为售电公司除增量挂牌交易外的月度交易电量的加权平均价。（2）增量挂牌交易成交电量和结算价格终分增量挂牌交易电量的最终分配电量和价格仍为预分配电量和价格，不得更改。

第四十五条售电公司日交易成交的电量在日结算前应全部分配至具备日交易资格的用户，用户分配价格均为售电公司日交易电量成交价格，交易中心据此对用户进行结算和考核。

第六节地方电力、配电公司参与交易

第四十六条地方电力公司完成厂网分开、确定输配电价格后用户方参与云南电力市场化交易。

第四十七条地方电力、配电公司应积极进行计量、营销等技术支持系统的建设或改造，实现与交易中心交易系统信息的互联互通，实现地区市场主体的统一注册管理、交易和结算。

第七节地州区域内电力交易市场

第四十八条在德宏、怒江等送出受阻且电价体系相对独立的地区，为充分消纳地区水电，鼓励地区工业企业生产，促进地方经济发展，根据地方政府政策（如硅电联动），发挥交易中心的平台功能和服务功能，组织地区电力市场化交易。

第四十九条地区电力市场参与的主体为地区内地调/县调调度的并网运行公用中小水电和大工业用户。地方大工业用户可自主选择参与地区电力市场或者参与全省电力市场。参与地区电力市场的，全部电量均与地区内中小水电进行交易购电。

第五十条组织地区电力市场按照地方政府政策、或双边协商、集中竞价等方式开展。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，双方互利共赢。

第五章辅助服务

第一节火电长期备用

第五十一条为支持火电企业长期备用设备维护，开展月度长期备用市场。2004 年以前投产的110 千伏及以上电压等级并网不参与市场化的总调调度、省调调度、省地共调水电厂（除大朝山、漫湾、以礼河电厂）上网电量按照0.02 元/千瓦时分摊；市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量（除调试电量）按0.01 元/千瓦时分摊；大朝山电厂2018 年分摊4389 万元，按月平均提取。

第五十二条火电长期备用的计算方法：（1）保障电网安全稳定运行所需的火电机组容量（简称保安全装机容量）不计入长期备用，保安全装机容量=开机时间/月度总时间×开机机组装机容量。其中阳宗海电厂开两台及以上不同容量机组时，按照每台机组发电量等比例计算开机机组装机容量。（2）火电厂竞争到市场化电量，其市场化电量的等效容量（简称市场化电量等效容量）不计入长期备用，市场化电量等效容量=市场化电量/(当月天数×24)。（3）其余容量计入长期备用，火电厂月度长期备用容量=（装机容量－保安全装机容量－市场化电量等效容量）。（4）系统需要火电支撑月份（4 至6 月），火电分配资金与电厂存煤情况挂钩，当火电存煤预警级别达到红色时，按上述计算的月度长期备用容量的90%对电厂进行备用结算。因电煤供应、设备等原因未能按调度机构要求开机的火电厂，当月长期备用容量由调度机构进行统计后上报省级电力主管部门认定。

第二节月度平衡机制

第五十三条在保障电网安全、电力供应的前提下，统筹国家关于清洁能源利用政策以及云南省能源结构特性等，遵循充分利用云南省清洁能源原则执行市场化交易计划。非输电阻塞区域风电场和光伏电厂，在不造成水电厂未按交易计划（包括市场化交易合约电量、优先发电量及其他分配电量）安排发电产生弃水的情况下其发电量全额收购。输电阻塞区域风电场和光伏电厂，统筹优先收购同一区域内优先发电量后的剩余通道能力、同一区域内市场化电厂市场化交易电量、风电场和光伏电厂发电能力，遵循公平、充分利用电力外送通道送电能力原则消纳。

第五十四条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，安排火电厂、有调节能力的水电厂等电厂少发，事后采用合约转让交易、上下调服务等方式进行平衡实现。（1）上调服务清洁能源电厂完成所有合约电量（包括优先发电计划）后，有超发电量的视为上调服务。以月度集中交易（包括集中撮合和挂牌交易）中发电侧的加权平均成交价作为上调服务基准价格。（2）下调服务电厂未完成的合约电量（包括优先发电计划）由调度机构进行事后认定，因保障系统安全、优先消纳清洁能源、减少系统弃水等原因造成的少发电量计入下调服务；因自身原因造成的少发电量不计入下调服务，按相应的价格机制进行考核；经调度机构认定因第三方原因（如不可抗力、政策调整等）导致电厂无法完成月度交易计划的少发电量按免责处理，不计入下调服务，也不进行考核。

第六章交易校核与交易执行

第一节交易校核

第五十五条电厂申报和交易成交数据合理性校核。调度机构在月度交易组织前向交易中心提供电厂发电能力和考虑网络安全约束后的电厂安全约束能力。其中电厂发电能力作为电厂提交申报数据的约束条件，电厂安全约束能力作为电厂交易成交的约束条件。各发电企业在交易前需与调度机构沟通确认电厂发电能力。发电能力评估原则如下：（1）由政府发文确认大型年调节以上水库各关键节点时期内（枯水期末、平水期末、丰水期末、年末等）水位控制目标。（2）用于计算水电发电能力的月度预计天然来水原则上不高于同期多年平均来水水平的1.1 倍。（3）对于具有年及以上调节性能水库或上游具有年及以上调节性能水库的水电厂，枯水期及平水期以全网水电不弃水且统调火电充分调减为前提，考虑系统平衡需求，以枯水期及平水期末政府确定水位为目标每月交易前确认下月末控制水位，综合考虑天然来水和月度水位控制目标核定相关水电厂月度发电能力。丰水期在考虑期末控制水位和各月预计天然来水情况下核定相关电厂各月发电能力。（4）其他调节能力较弱或无调节能力水电厂，按预计天然来水，考虑发电设备和电网设备检修等确定对应发电能力。其中，对于具有季调节性能的水电考虑需在4－5 月份拉水时，由调度机构在发电企业申报能力前明确水位控制目标。（5）电力调度机构一般按85%负荷率确认火电的发电能力，考虑厂用电率，火电一般按80%装机容量进行申报电量校核。涉热机组按照政府确定的发电负荷作为发电能力。若火电有保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、火电其他分配计划电量，则在申报电量校核时相应扣除。（6）风电、光伏电厂月度发电能力原则上不超过上年同期各厂月度可利用小时数1.1 倍，上年同期有新投产机组的电厂月度发电能力原则上不超过相同地区已投产的类似电厂月度平均可利用小时数1.1 倍。（7）新投电厂按相同地区已投产的类似电厂确定发电能力。

第五十六条用户（售电公司）申报数据合理性校核。年度、月度交易中，用户每次申报电量不得超过用户申报前12 个月最大月用电量的1.1 倍扣减月度累计成交电量；售电公司每次申报电量不得超过申报前12 个月其服务用户最大月用电量之和扣减月度累计成交电量；申报电量需超过上述规定的应提前提交用电需求相关证明材料，交易中心核实通过后方可申报。

第五十七条安全校核。调度机构根据电厂成交结果开展安全校核，安全校核通过的电量作为交易执行和结算依据。调度机构按如下原则进行校核：（一）网络约束校核。交易技术支持系统根据调度机构提供的电厂安全约束能力进行市场出清，形成满足电厂安全约束能力的交易出清结果并提交调度机构进行安全校核。（二）梯级水量匹配校核。对满足网络约束的交易结果进行梯级水量匹配校核。当下游电站交易结果超出上游来水对应发电能力时，直接削减下游电站市场电量。（三）日电量交易校核。调度机构综合考虑系统需求和次日电厂发电能力，对电厂成交电量进行校核，电厂成交电量不得高于发电能力扣减电厂日电量校核基准值后的电量。电厂日电量校核基准值=[月成交电量－（本月已发电量－本月日电量交易累计成交电量）]/本月剩余有效天数，本月剩余有效天数为本月电厂剩余有效发电时间等效天数。系统需求较小，月度交易电量（含年度合同分月电量）按日平均的量无法安排，所有日电量交易均可以不予通过。（四）火电厂校核。当水库有拉水需要或清洁能源消纳困难时，涉热机组火电厂成交电量不得超过政府明确的供气需要电量，为保障电网安全运行和电力可靠供应、为满足节能减排或安全可靠运行需要开展升级改造调试及性能试验机组成交电量不得超过调试或实验所需电量，其他火电厂不得成交。（五）电网调峰调频校核。为确保云南电网异步联网下的安全稳定运行，调度机构根据月度运行方式安排、电力供需平衡分析预测、市场化交易计划、电网调峰调频需要等，对市场化交易结果进行安全校核，对不满足电网调峰调频需要的交易结果进行削减。

第五十八条市场主体对交易校核或交易结果有异议的，应在结果发布一个工作日内向交易中心提出，由交易中心会同电力调度机构在一个工作日内给予解释。逾期不提出的视为无意见。

第二节交易执行

第五十九条交易中心根据调度机构安全校核后的各年度合同月度分解电量和各类月度交易成交结果，形成电厂的月度交易计划，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。

第六十条以下两种情况需对电厂西电东送电量（包括协议内电量或协议外电量）进行调整：1、若分配协议内电量时仅有预计划，当正式下达计划后相应对电厂的分配计划进行调整。调整方式为根据正式计划按照协议内西电东送计划分配原则重新确定分配计划，经调度机构安全校核通过后，按照调整后的分配计划执行和结算。2、西电东送的实际送电量与计划送电量存在偏差超过3%，实际送电量确定后相应对电厂的西电东送电量进行调整，并按照调整后的电量进行结算。当实际送电量大于计划送电量，即出现超送电量时，首先由省级电力管理部门认定的具备跨省跨区交易资格电厂按照月度超发电量大小等比例承接超送电量，省级电力管理部门认定的具备跨省跨区交易资格电厂超发电量不够承接的，再由不具备跨省跨区交易资格的清洁能源电厂按照月度超发电量大小等比例承接剩余超送电量，电厂承接电量不超过其超发电量。超送电量为协议内电量的，电厂价格按照协议内电量价格结算，超送电量为协议外电量的，电厂价格按照协议外电量价格结算。当实际送电量小于计划送电量，即出现少送电量时，则等比例调减电厂原来的分配计划，合计调减电量等于少送电量。

第六十一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，向市场主体说明与交易计划产生偏差的原因，对交易计划执行结果及偏差责任进行认定并提交交易中心。交易中心每日跟踪月度交易计划执行进度情况，并以电力调度机构提供的交易执行结果及偏差责任认定情况作为结算考核依据。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，交易中心负责公布相关信息。

第六十二条电力调度机构基于电力系统实际，在保电网安全的前提下，合理安排电网运行方式，并综合考虑电网和电厂检修计划、电厂来水特性等因素，保证交易计划的公平、公正及有效执行。

第六十三条电力系统发生故障或其他情况，如对市场化交易计划执行影响较大且无法通过后续调整、优化确保市场化交易计划完成时，电力调度机构应将相关情况及影响及时通报交易中心。