《2017年云南電力市場化交易實施方案》.doc

2017年云南電力市場化交易實施方案 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）及其配套文件的有關要求，依據(jù)云南省進一步深化電力體制改革試點方案（云發(fā)201610號），在2016年云南電力市場化交易實施方案的基礎上，結合云南電力系統(tǒng)運行實際，進一步完善市場結構和市場體系，特制定本方案。本方案適用于云南省內所有發(fā)電企業(yè)、供電企業(yè)、用電企業(yè)及售電企業(yè)。省外及境外發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶在具備條件時，按照本方案參與交易。本方案分為四個部分：交易主體、市場交易、結算、其他事項。一、 交易主體（一）售電主體售電主體為并入云南電網(wǎng)運行的所有電廠，分為優(yōu)先電廠和市場化電廠。優(yōu)先電廠指由地調/縣調調度的并網(wǎng)運行公用中小水電及其他類型電廠、2004年1月1日前已投產的并網(wǎng)運行公用水電廠（以該電廠第一臺機組投運時間為準，下同）；市場化電廠指風電場、光伏電廠、火電廠、2004年1月1日及以后投運由總調調度、省調調度、省地共調電廠。新投電廠按上述原則劃分電廠類別。優(yōu)先電廠稱為非競爭性售電主體，暫不參與市場化交易，市場化電廠稱為競爭性售電主體，按本方案參與市場化交易和結算。市場化電廠須在電力交易中心進行注冊。售電主體的發(fā)電量分為優(yōu)先發(fā)電量和市場化發(fā)電量，其中優(yōu)先發(fā)電量含優(yōu)先電廠的發(fā)電量、風電場和光伏電廠保居民電能替代電量、火電廠保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量、火電備用狀態(tài)確認電量、供氣所需電量及其他分配電量（相應電量按政府有關部門政策執(zhí)行）、具有年調節(jié)能力及以上水庫的水電廠調節(jié)電量；市場化發(fā)電量指市場化電廠優(yōu)先發(fā)電量之外的所有發(fā)電量，通過市場化方式進行交易、結算。風電場和光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量根據(jù)居民電能替代需要的金額分月確定，月間滾動，年度平衡。其中，汛期風電、光伏電廠全部上網(wǎng)電量為優(yōu)先電量，枯平期風電、光伏電廠按照上年度當月全網(wǎng)風電、光伏電廠平均利用小時數(shù)（風電、光伏電廠分別核算）的1/4折算的上網(wǎng)電量為優(yōu)先電量，全年統(tǒng)籌平衡，剩余上網(wǎng)電量參與市場化交易。風電場和光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量結算價格為競爭性售電主體月度集中撮合交易平均成交價，其他電量按市場化方式進行交易結算。本方案中售電主體發(fā)電量特指用于結算的上網(wǎng)電量，調試期電量不參與市場化交易。（二）購電主體購電主體指云南省內所有的電力用戶和符合準入條件的售電公司，分為競爭性購電主體和非競爭性購電主體。競爭性購電主體是指符合市場準入條件且在電力交易中心注冊成功的用戶（以下簡稱競爭性用戶）和售電公司，按本方案參與市場化交易和結算；非競爭性購電主體是指一產用電，三產中的重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)用戶、以及居民生活用戶等優(yōu)先購電用戶和符合市場準入條件但未在交易中心注冊的用戶，非競爭性購電主體的用電量統(tǒng)稱為優(yōu)先購電量，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一購電，暫不參與市場化交易。競爭性用戶市場準入條件：符合國家產業(yè)政策、環(huán)保安全、節(jié)能減排要求的全部專變工業(yè)用戶（執(zhí)行大工業(yè)電價的電量），同時根據(jù)市場需求及技術條件成熟逐步支持一般工商業(yè)參與市場化交易。符合準入條件用戶一旦進入電力市場，三個月內不能退出市場，可采用自行申報、供電單位代報、售電公司代理購電等方式參與市場化交易。凡是有交易成交記錄的用戶（包括售電公司代理用戶）的用電量均按市場機制定價，不再執(zhí)行目錄電價；凡是無交易成交記錄的用戶由電網(wǎng)企業(yè)按照相關規(guī)定實施保底供電服務。售電公司代理的用戶必須是符合準入條件且在電力交易中心注冊的用戶，用戶一旦選擇某個售電公司，全部市場電量通過售電公司購買，三個月內不能進行更改，不能退出市場。電費未按時繳清的用戶、保證金和電費未按時繳清的售電公司，不得參與市場交易。二、市場交易云南電力市場遵循“省內需求優(yōu)先、外送消納次之”的總體原則開展交易，現(xiàn)階段電力市場化交易分為中長期交易和短期交易。中長期交易開展年度交易和月度交易，短期交易開展日前電量交易。本方案中所有交易都是實物合約交易，各類交易的成交結果一經(jīng)確認，不得更改。（一）數(shù)據(jù)申報1.售電主體競爭性售電主體以廠為單位進行申報，售電主體的申報電價為上網(wǎng)側的絕對價格，為含環(huán)保電價、含稅的價格。若火電廠有保障電網(wǎng)安全的運行機組，則分為保安全機組和非保安全機組兩部分，分別進行申報。2.購電主體選擇自行申報和委托供電單位代報的用戶以戶號為單位進行申報；選擇售電公司代理購電的，售電公司根據(jù)其代理用戶的用電需求整體申報月度交易，按戶號申報日前電量交易。購電主體的申報電價為上網(wǎng)側的絕對價格，即：購電主體申報電價=購電主體意愿電度價格-輸配電價-線損電價-基金及附加，其中線損電價=基準價綜合線損率/(1-綜合線損率)，雙邊協(xié)商交易按合同約定的上網(wǎng)價格作為線損電價計算基準價，集中撮合、掛牌交易按上月集中撮合交易平均成交價作為線損電價計算基準價。3.申報數(shù)據(jù)約束購、售電主體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；合約轉讓交易中，電廠各月申報電量的最小單位為0.0001萬千瓦時，申報電價的最小單位為0.00001元/千瓦時。除年度和月度雙邊協(xié)商交易外，為保證有序競爭，考慮2017年供需關系，設置申報最低限價和最高限價，最低限價暫定為0.13元/千瓦時，最高限價暫定為0.42元/千瓦時。鼓勵全年增加用電，尤其是汛期多消納水電。2017年14月以2016年14月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分不設最低限價；2017年512月以2016年512月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分不設最低限價。各電廠在某交易環(huán)節(jié)申報電量=確認的發(fā)電能力-已成交電量-優(yōu)先發(fā)電量-協(xié)議內西電東送分配電量折算系數(shù)，為保證未分配協(xié)議內西電東送電量電廠與分配了協(xié)議內西電東送電量電廠公平參與省內電量市場，按月設置折算系數(shù)，折算系數(shù)=除火電外市場化電廠總發(fā)電能力/（協(xié)議內西電東送總分配電量+協(xié)議外西電東送預計增送電量+省內市場化電量預測值）?；痣姀S增加申報最小開機電量（單臺機組按最低技術出力運行7天電量）。若火電廠（除有在運機組及當月計劃開機機組外）累計成交電量低于申報的最小開機電量，則不成交。經(jīng)省級及以上相關部門或監(jiān)管機構認定，某交易過程中售電主體或購電主體存在串謀或惡意報價行為并造成嚴重后果的，該部分售電主體成交電量按月度集中撮合交易最低價0.9倍結算，該部分購電主體成交電量按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的1.1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格的1.1倍中的較大值結算。4.售電公司電量分配售電公司在電力交易中心辦理代理用戶購電手續(xù)時，須將售電公司與用戶簽訂的合同交至電力交易中心備案，并依據(jù)雙方合同按規(guī)定模板在交易平臺填寫售電公司向用戶售電的合約價格等信息。售電公司在月度交易成交結果公布后的第一個工作日內，須將月度各類交易成交電量、成交價格按戶號預分給其代理用戶并在交易系統(tǒng)中填報。若未進行預分，則默認為月度成交電量、加權平均成交價格平均分配給代理用戶。各售電公司須動態(tài)跟蹤代理用戶用電情況，在用電月結束后的三個工作日內按戶號在交易系統(tǒng)中填報各代理用戶最終分配的月度成交電量、成交價格，電力交易中心據(jù)此對用戶進行結算和考核；若售電公司未填報各用戶按戶號最終分配的月度成交電量和價格，則按用戶各戶號實際用電量的比例將售電公司的月度成交電量、加權平均成交價格分配給代理用戶，其中代理參與日交易用戶的各戶號預分成交電量為最終分配的成交電量，不能更改。5.年度發(fā)用電需求預測申報每年12月份，競爭性售電主體和競爭性購電主體須向電力交易中心申報次年各月的發(fā)電能力預測和用電需求預測。（二）年度（多年）交易電力交易中心根據(jù)交易主體需求按雙邊協(xié)商的方式組織年度交易，每年12月份開放一次年度交易，交易主體雙邊可簽訂一年或多年雙邊交易合同。1.交易主體競爭性用戶，競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠。2.信息公示滿足條件的交易主體可在電力交易平臺公示雙邊交易需求的電量、價格及聯(lián)系方式等信息，其中電量、價格分月明確。交易主體在交易系統(tǒng)中填報信息即為同意向所有市場主體公開，是否進行信息填報由交易主體自行決定，不影響雙邊合同簽訂和備案。3.合同簽訂和合同備案購、售電主體協(xié)商確定年度（多年）分月的交易電量和價格后，由售電主體在交易時間內在交易系統(tǒng)中填報，購電主體在交易時間內進行確認，在交易系統(tǒng)形成初步的年度（多年）交易合同。經(jīng)調度機構安全校核后形成初始成交結果，交易雙方根據(jù)初始成交結果簽訂標準的年度（多年）交易雙邊合同，并交由電力交易中心備案。購、售電主體雙方簽訂標準的年度（多年）交易雙邊合同時，不得自行更改經(jīng)調度機構安全校核后形成的初始成交結果。4.月度安全復核調度機構在月度集中撮合交易開始前，對電廠年度（多年）雙邊合同的次月電量進行安全復核，并以月度安全復核后的電量作為最終成交結果。電廠雙邊合同電量不超過按裝機等比例原則所分配的電力外送通道平均送電能力。電廠雙邊合同電量因安全復核被調減時，用戶側按等比例原則調減雙邊合同電量，電廠與用戶應在雙邊合同中明確按照調度安全校核后的成交電量作為月度雙邊合同電量執(zhí)行。5.雙邊合同月度確認月度最后一個工作日前，交易主體可對年度（多年）雙邊合同的下月價格進行協(xié)商調整，分月電量不可進行調整。分月價格調整流程如下：由售電主體在交易系統(tǒng)填報經(jīng)協(xié)商調整后的價格，購電主體進行確認生效。若未填報或未經(jīng)確認，則交易系統(tǒng)默認為年度（多年）交易合同中的分月價格。（三）優(yōu)先電量月度平衡月度交易前，交易機構應會同調度機構對月度優(yōu)先發(fā)電量、優(yōu)先購電量進行電力電量平衡預測分析。優(yōu)先發(fā)電量=優(yōu)先電廠的發(fā)電量+風電場和光伏電廠保居民電能替代電量+火電廠保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量+火電備用狀態(tài)確認電量+供氣所需電量及其他分配電量（相應電量按政府有關部門政策執(zhí)行）+具有年調節(jié)能力及以上水庫的水電廠調節(jié)電量；優(yōu)先購電量=優(yōu)先購電用戶用電量+符合市場準入條件但未交易的用戶用電量。優(yōu)先發(fā)電量大于優(yōu)先購電量時，偏差部分由框架協(xié)議內西電東送電量進行平衡。優(yōu)先發(fā)電量小于優(yōu)先購電量時，偏差部分由交易中心組織省內優(yōu)先購電量掛牌交易。（四）框架協(xié)議內西電東送電量分配平衡優(yōu)先發(fā)電量后，剩余的框架協(xié)議內西電東送電量作為計劃性電量，根據(jù)電力主管部門有關分配政策安排，電力交易中心按要求執(zhí)行。電力交易中心按照按框架協(xié)議內西電東送電量送出價格扣減輸配電價、線損電價對框架協(xié)議內西電東送分配電量進行結算。框架協(xié)議內西電東送分配電量需進行事后調整。若框架協(xié)議內西電東送電量的實際送電量與計劃送電量存在偏差或預分配電量與實際應分配電量存在偏差，則相應對電廠的分配計劃進行調整。（五）月度交易月度交易采用雙邊協(xié)商、集中撮合、掛牌等方式進行。電力交易中心依次組織省內優(yōu)先購電量掛牌交易、省內電量市場雙邊協(xié)商交易、省內電量市場集中撮合交易、省內電量市場掛牌交易和框架協(xié)議外西電東送電量掛牌交易。1.省內優(yōu)先購電量掛牌交易（1）交易主體電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一代理購電；競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠。 （2）掛牌、摘牌電力交易中心通過交易平臺公布優(yōu)先購電量的掛牌電量，掛牌電量=優(yōu)先購電量預測值-優(yōu)先發(fā)電量預測值，掛牌電量小于（或等于）零時，取消省內優(yōu)先購電量的掛牌。掛牌價格暫按中小水電統(tǒng)一上網(wǎng)電價0.235元/千瓦時執(zhí)行。電廠通過交易平臺申報摘牌電量。（3）成交規(guī)則當電廠摘牌電量之和大于掛牌電量時，按電廠摘牌電量的比例進行成交；當電廠摘牌電量之和小于（或等于）掛牌電量時，電廠摘牌電量全部成交。（4）成交價格電廠成交價格為掛牌價格。2.省內電量市場雙邊協(xié)商交易（1）交易主體競爭性用戶，競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠。（2）申報電力交易中心每月開啟次月月度協(xié)商交易，在交易時間內售電主體填報電量、價格，購電主體確認，月度最后一個工作日前雙方可對價格進行調整。（3）成交、校核電力交易中心將購、售電主體雙方填報結果提交調度機構進行安全校核，安全校核后的結果作為最終成交結果。（4）成交價格成交價格為售電主體申報價格。3.省內電量市場集中撮合交易。（1）交易主體競爭性購電主體，競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠。（2）撮合申報售電主體可采用單段或多段（不高于3段）電量申報方式，申報總量不得大于其發(fā)電能力。每段電量申報兩個意愿價格，第一意愿價格不低于第二意愿價格。購電主體中，直接參與市場化交易的用戶申報單段電量，每段電量申報兩個意愿價格，第一意愿價格不高于第二意愿價格；售電公司可采用多段（不超過代理用戶數(shù)量）電量申報方式，每段電量申報兩個意愿價格，第一意愿價格不高于第二意愿價格。（3）成交規(guī)則購、售電主體申報電量首先以雙方第一意愿價格撮合成交，剩余電量采用第二意愿價格撮合成交。撮合成交規(guī)則如下：計算購電主體與售電主體價差，價差購電申報價-售電申報價。按價差從大到小的順序確定成交對象、成交電量、成交價格，價差為負不能成交。價差相同時，按以下原則成交：一個售電主體與多個購電主體價差相同，當售電主體申報電量大于（或等于）購電主體申報電量之和時，按購電主體申報電量成交；當售電主體申報電量小于購電主體申報電量之和時，購電主體按照申報電量比例分配售電主體申報電量。一個購電主體與多個售電主體價差相同，當購電主體申報電量大于（或等于）售電主體申報電量之和時，按售電主體申報電量成交；當購電主體申報電量小于售電主體申報電量之和時，售電主體按照申報電量比例分配購電主體申報電量。多個購電主體與多個售電主體價差相同，當售電主體申報電量之和大于（或等于）購電主體申報電量之和時，售電主體按申報電量比例分配購電主體申報電量；當購電主體申報電量之和大于售電主體申報電量之和時，購電主體按申報電量比例分配售電主體申報電量。（4）成交價格售電成交價=售電申報價+K1價差，購電成交價=購電申報價-K2價差，其中，K1=K2=0.1。購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益納入結算平衡機制處理。4.省內電量市場掛牌交易（1）月度自主掛牌交易月度自主掛牌交易分為三步進行，第一步是信息公示，第二步是電廠掛牌，用戶摘牌；第三步是用戶掛牌，電廠摘牌。第一步：在信息公示時間內，有需求的電廠和用戶在交易系統(tǒng)上公布單段掛牌電量和掛牌價格。第二步:電廠掛牌，用戶摘牌1）掛牌、摘牌競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠在電力交易平臺上申報單段掛牌電量和掛牌價格（上網(wǎng)側）,用戶申報摘牌電量。2）成交規(guī)則當用戶摘牌電量大于電廠掛牌電量時，用戶按摘牌電量比例分配電廠掛牌電量；當用戶摘牌電量小于或等于電廠掛牌電量時，用戶全部電量成交。3）成交價格用戶的成交價格為對應成交電廠的掛牌價格。第三步: 用戶掛牌，電廠摘牌1）掛牌、摘牌用戶在電力交易平臺上申報單段掛牌電量和掛牌價格（上網(wǎng)側），競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠、火電廠申報摘牌電量。2）成交規(guī)則市場化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠首先成交。市場化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠成交之后，若有電量缺額，再由市場化電廠中的火電進行成交，非保障系統(tǒng)安全的火電先成交，成交之后仍有電量缺額，由保障系統(tǒng)安全的火電機組成交。當電廠摘牌電量大于掛牌電量時，電廠按摘牌電量比例分配用戶掛牌電量；當電廠摘牌電量小于或等于用戶掛牌電量時，電廠全部電量成交。3）成交價格電廠的成交價格為對應成交用戶的掛牌價格。（2）月度增量掛牌交易用戶2017年14月以2016年14月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分可參與增量掛牌交易；2017年512月以2016年512月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分可參與增量掛牌交易。增量掛牌交易不設最低限價。（3）臨時掛牌交易根據(jù)市場需求及政策需要適時開展臨時掛牌交易。5.框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易（1）交易主體由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠參與。遵循“省內市場優(yōu)先，外送消納次之”的原則，參與西電東送增量交易的電廠，需優(yōu)先滿足省內月度電量交易。有拉水壓力和棄水風險的電廠參與框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易。（2）掛牌、摘牌增送電量的掛牌價格在框架協(xié)議內西電東送電量價格的基礎上進行調整。電力交易中心對框架協(xié)議外的增送電量和價格進行掛牌。競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠申報摘牌電量。（3）成交規(guī)則統(tǒng)籌考慮對西電東送通道的安全支撐、保障西電東送通道充分利用、以及國家核準文件中明確承擔“西電東送”開發(fā)任務的水電廠等情況，框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易由500kV電壓等級并網(wǎng)的市場化水電廠優(yōu)先成交。500kV電壓等級并網(wǎng)的市場化水電廠成交之后，若有電量缺額，再由其他電廠進行成交。當電廠摘牌電量大于掛牌電量時，電廠按摘牌電量比例分配掛牌電量；當電廠摘牌電量小于掛牌電量時，未成交的增送電量如實際安排了送電，則月度發(fā)電結束后，根據(jù)各市場化水電廠、風電場、光伏電廠超發(fā)電量等比例對未成交的增送電量進行分配，按照電廠掛牌成交的規(guī)則進行結算。（4）成交價格電廠的成交價格為掛牌價格。若省政府相關部門、廣州電力交易中心出臺西電東送有關政策和交易規(guī)則，交易組織方式按規(guī)定進行調整。（六）日前電量交易日前電量交易是指競爭性售電主體與競爭性用戶之間進行次日發(fā)用電量交易?，F(xiàn)階段日前電量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）。1.交易主體滿足日計量要求的競爭性用戶自愿向電力交易中心提出日前電量交易申請，審核通過方可參與。售電公司只能代理有日前電量交易資格的用戶參與日前電量交易。競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠和當前已開機運行的火電廠。2.撮合申報競爭性售電主體按廠、競爭性用戶（包括售電公司代理用戶）按戶號申報單段電量和單一價格。競爭性用戶次日用電需求超出日前電量交易申報基準值的部分，方可參與日前電量交易。用戶日計量數(shù)據(jù)能夠采集時，用戶日前增量申報基準值=用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）-月度交易累計完成電量/本月剩余天數(shù)。用戶日計量數(shù)據(jù)無法按時采集時，用戶日前增量申報基準值=用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）/本月天數(shù)。其中，售電公司代理用戶按月度交易預分成交電量作為用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量），計算日前電量交易申報電量的基準值。3.成交規(guī)則市場化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠首先成交。市場化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠成交之后，若有電量缺額，再由市場化電廠中的火電進行成交，非保障系統(tǒng)安全的火電先成交，成交之后仍有電量缺額，由保障系統(tǒng)安全的火電機組成交。撮合成交規(guī)則參照月度集中撮合交易執(zhí)行。4.成交價格售電成交價=售電申報價+K1價差，購電成交價=購電申報價-K2價差，其中，K1=K2=0.1。購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益納入結算平衡機制處理。（七）月度合約轉讓交易電廠月度上網(wǎng)電量結完月度所有合約電量（含日交易電量、年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易電量、月度集中交易電量、各類計劃分配電量）后仍有剩余電量則為超發(fā)電量。如因上網(wǎng)電量不足，造成月度交易電量未完成，則為少發(fā)電量。月度交易執(zhí)行完畢后，月度合約轉讓交易在有超發(fā)和少發(fā)電量的市場化電廠間開展，其中年度、月度雙邊協(xié)商的合約偏差電量不能進行月度合約轉讓交易。月度合約轉讓交易依次開展合約協(xié)商轉讓交易、同一發(fā)電集團合約轉讓交易。1.合約協(xié)商轉讓交易（1）交易規(guī)則有超發(fā)電量的市場化電廠與少發(fā)電量的市場化電廠自愿協(xié)商進行合約轉讓交易，優(yōu)先轉讓自身原因少發(fā)電量。（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，買入合約價格等于賣出合約價格。2.同一發(fā)電集團合約轉讓交易（1）交易規(guī)則合約協(xié)商轉讓交易結束后，對隸屬于同一發(fā)電集團的少發(fā)電量和超發(fā)電量進行合約轉讓交易，優(yōu)先轉讓自身原因少發(fā)電量。當集團少發(fā)電量小于超發(fā)電量時，少發(fā)電量全部成交，按超發(fā)電量的比例分配各超發(fā)電廠的成交電量。當集團少發(fā)電量大于等于超發(fā)電量時，超發(fā)電量全部成交，按少發(fā)電量的比例分配各少發(fā)電廠的成交電量。（2）成交價格少發(fā)電量競爭性售電主體的合約出讓成交價格為自身各類月度交易成交電量（不包含年度、月度雙邊協(xié)商的合約電量）的加權平均價（P0），多發(fā)電量競爭性售電主體合約承接價格等于合約出讓成交價格。（八）清潔能源交易機制在保障電網(wǎng)安全、電力供應的前提下，統(tǒng)籌國家關于清潔能源利用政策以及云南省能源結構特性等，遵循充分利用云南省清潔能源原則執(zhí)行市場化交易計劃。非輸電阻塞區(qū)域風電場和光伏電廠，在不造成水電廠未按交易計劃（包括市場交易合約電量、優(yōu)先發(fā)電量及其他分配電量）安排發(fā)電產生棄水的情況下其發(fā)電量全額收購。輸電阻塞區(qū)域風電場和光伏電廠的發(fā)電量，統(tǒng)籌優(yōu)先收購同一區(qū)域內優(yōu)先發(fā)電量后的剩余通道能力、同一區(qū)域內市場化電廠市場化交易電量、風電場和光伏電廠發(fā)電能力，遵循公平、充分利用電力外送通道送電能力原則消納。調度機構在實際調度過程中考慮保障系統(tǒng)安全、優(yōu)先吸納清潔能源、減少系統(tǒng)棄水等因素，安排火電廠、有調節(jié)能力的水電廠等電廠少發(fā)，采用清潔能源交易機制對電廠間的不平衡電量進行轉讓。清潔能源交易機制主要通過月度平衡機制實現(xiàn)。（九）月度平衡機制月度平衡機制包括不平衡電量轉讓交易和月度上、下調服務1.不平衡電量轉讓交易（1）交易規(guī)則月度合約轉讓交易結束后，對市場化電廠剩余少發(fā)電量（保障系統(tǒng)安全和平抑負荷波動需要）和市場化電廠的剩余超發(fā)電量進行不平衡電量轉讓交易（不包含年度、月度雙邊協(xié)商的合約偏差電量）。當少發(fā)電量小于超發(fā)電量時，按超發(fā)電量的比例分配各超發(fā)電廠的成交電量。當少發(fā)電量大于等于超發(fā)電量時，按少發(fā)電量的比例分配各少發(fā)電廠的成交電量。（2）成交價格少發(fā)電量電廠合約出讓價格為自身各類電量交易成交電量（不包含年度、月度雙邊協(xié)商的成交電量）的加權平均價（P0）的90%，多發(fā)電量電廠的合約承接價格等于少發(fā)電量電廠的合約出讓價格。不平衡電量轉讓交易結束后，仍有超發(fā)或少發(fā)電量的電廠，超發(fā)電量按上調服務價格機制結算，少發(fā)電量根據(jù)調度機構認定的偏差電量性質，按相應的結算價格機制處理。2.上、下調服務（1）上調服務電力交易中心公布月度集中撮合交易中發(fā)電側的最低成交價和平均成交價。電廠申報上調服務價格，申報價格限定在月度集中撮合交易中發(fā)電側的最低成交價和平均成交價之間，電廠上調服務的申報價格作為調度機構安排發(fā)電計劃的依據(jù)之一。進行事后合約轉讓交易后仍存在的超發(fā)電量，按其上調服務申報價格結算；未參與上調服務預招標的電廠，進行事后合約轉讓交易后仍存在的超發(fā)電量，按月度集中撮合交易中發(fā)電側的最低成交價結算。（2）下調服務電廠少發(fā)電量由調度機構進行事后認定，因系統(tǒng)原因產生的少發(fā)電量計入下調服務，因自身原因產生的少發(fā)電量不計入下調服務。電廠事后合約轉讓交易結束后，剩余下調服務電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月進行補償，補償金額不超過0.03元/千瓦時。（十）月度長期備用市場為支持火電企業(yè)長期備用設備維護，開展月度長期備用市場。全年火電補償總金額初步按20億元確定，其中大朝山電廠2017年共分攤4389萬元，按月平均提??；2004年以前投產的110kV及以上電壓等級并網(wǎng)不參與市場化的總調調度、省調調度、省地共調水電廠（除大朝山、漫灣、以禮河電廠）上網(wǎng)電量按照0.02元/千瓦時分攤，大朝山、漫灣、以禮河電廠作為居民生活電能替代電量的保障型電源，按照云政辦發(fā)201673號文件有關規(guī)定執(zhí)行；市場化水電廠、風電場、光伏電廠上網(wǎng)電量（除調試電量）按0.01元/千瓦時分攤。三、結算（一）總體原則以“按日核算，月結月清”的結算原則開展結算。（二）購電主體結算1.結算原則（1）競爭性購電主體以戶號為單位進行電費結算。（2）非競爭性購電主體按目錄電價和月度實際用電量進行結算。（3）直接參與交易用戶和售電公司代理用戶的電費分為電能電費、電能偏差電費、輸配電費、線損電費、基金及附加電費。其中，輸配電費、線損電費、基金及附加電費根據(jù)用戶實際用電量與政府核定價格標準計算。日前交易電量及偏差電量在用電日結束后進行結算；月度用電結束后首先進行年度交易分月電量和月度雙邊協(xié)商電量結算、其次進行月度集中交易電量結算和偏差電量結算。（4）當售電公司代理用戶存在少用電量時，用戶自身承擔少用電量偏差電費的90%，售電公司承擔該用戶少用電量偏差電費的10%。電力交易中心按照用戶少用電量偏差電費的100%向用戶出具結算依據(jù)，電網(wǎng)公司按結算依據(jù)向用戶收費，用戶少用電量偏差電費的10%由售電公司支付給其代理用戶。2.直接參與交易用戶的電能電費、電能偏差電費結算步驟（1）日前電量交易電量、偏差電量結算1）用戶次日實際用電量Urd扣減日前電量交易申報基準值后，若大于日前電量交易成交電量，日前電量交易結算電量即為日前電量交易成交電量，其余用電量計入月度交易用電量。2）用戶次日實際用電量Urd扣減日前電量交易申報基準值后，若小于日前電量交易成交電量，則日前電量交易結算電量為max（Urd-日前電量交易申報基準值），0，未完成的日前交易成交電量為日前電量交易成交電量減去日前電量交易結算電量。3）由于表計原因導致日用電量數(shù)據(jù)無法取得時，用戶次日實際用電量Urd=月度實際用電量/本月天數(shù)，日前電量交易申報基準值=用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）/本月天數(shù)。Urd扣減申報基準值大于日前交易成交電量，則日前電量交易結算電量為日前電量交易成交電量，否則日前電量交易結算電量為（Urd-日前電量交易申報基準值），未完成的日前交易成交電量為日前電量交易成交電量減去日前電量交易結算電量。4）根據(jù)日前電量交易各日的實際結算電量和成交價格，計算日前電量交易電量電費；未完成的日前電量交易成交電量超過日前電量交易成交電量3%的部分按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電費，3%以內的部分免除偏差電費。（2）年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結算用戶月度用電量Ur扣減日前增量交易累計結算電量Ud作為月度交易用電量Urt。即：Urt=maxUr-Ud，0。匯總用戶年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量的合同（兩者合并簡稱雙邊協(xié)商合同），用戶第i個雙邊協(xié)商合同電量為Ugi，合同總量Ug。用戶分配給第i個合同的月度交易用電量Urti=UrtUgi/Ug，對應成交電廠電量為Qrti。用戶第i個雙邊協(xié)商合同結算電量Ughi= min Urti ，Ugi，Qrti。Ughi按雙邊合同約定價格結算。當UghiUrtiUgi ，Urti-Ughi按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的1.1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結算；當UghiUgiUrti，Ugi-Ughi按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的1.1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結算。用戶雙邊協(xié)商合同結算電量Ugh=Ughi。由于系統(tǒng)安全原因導致電廠的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電量按合同價格對用戶進行結算。（3）月度集中交易電量、偏差電量結算用戶月度集中交易成交電量包括月度集中撮合交易成交電量、月度掛牌交易成交電量。用戶月度集中交易用電量Urm=maxminUrt-Ugh，Urt-Ug，01）當Urm大于該用戶月度集中交易成交電量Um時，交易實際結算電量為Um按月度成交電量的加權平均價格結算，該用戶超用電量為（Urm-Um），超用電量按上年度統(tǒng)調電廠平均上網(wǎng)結算價格的1.2倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結算。2）當Urm小于或等于該用戶月度集中交易成交電量Um時，交易實際計算電量為Urm按月度成交電量的加權平均價格結算，該用戶總少用電量為（Um-Urm），少用電量超過月度交易成交電量3%的部分按0.03元/kWh的價格支付偏差電費，3%以內的部分免除偏差電費。由于電網(wǎng)檢修、故障等系統(tǒng)原因、不可抗力因素以及國家相關政策調整導致用戶未完成的交易電量免除考核。具體認定范圍見偏差電量責任認定章節(jié)。3.售電公司代理用戶的電能電費、電能偏差電費結算步驟年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結算與直接參與交易用戶一致。日前電量交易（或月度交易）實際結算電量確定方法與直接參與交易用戶一致，日前交易實際結算電量的結算價格為售電公司代理用戶參與日交易成交電量對應成交價格，月度交易實際結算電量的結算價格為售電公司最終分配給代理用戶月度成交電量的成交價格。日前電量交易（或月度交易）偏差電量及其結算價格確定方法與直接參與交易用戶一致，用戶自身承擔少用電量偏差電費的90%。4.售電公司結算步驟售電公司的偏差電費為代理用戶少用電量偏差電費累計值的10%。（三）售電主體結算1.競爭性售電主體結算（1）結算原則競爭性售電主體按廠為單位進行結算。日前交易電量及偏差電量在發(fā)電日結束后進行結算。月度發(fā)電結束后首先進行年度雙邊合同分月電量和雙邊協(xié)商成交電量結算，其次進行月度交易電量結算和負偏差電量結算，最后進行優(yōu)先發(fā)電量結算、月度正偏差電量結算。 （2）競爭性售電主體的結算步驟1）日前交易電量結算和偏差電量結算a）計算合約電量電費根據(jù)電廠各日的成交電量和成交價格，計算日前電量交易的總成交電量Qd及加權平均價格Pd，電廠日前電量交易的合約電量電費Sd=PdQd。b）計算偏差電費當電廠次日實際發(fā)電量小于日前電量交易成交電量時，未完成的交易電量視為偏差電量。在日前成交電量3%以內（含）內的偏差電量按Pd價格計算偏差電費；超過3%的偏差電量，由于電廠自身原因按Pd=（Pd+0.03）元/千瓦時的價格計算偏差電費，由于系統(tǒng)需要少發(fā)電量（下調服務電量）暫按Pd= Pd 元/千瓦時的價格計算偏差電費，下調服務電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月補償。當電廠次日實際發(fā)電量大于日前電量交易成交電量時，超出的電量計入月度交易發(fā)電量，無偏差電量結算費用。c）計算日前電量交易實際電費收益電廠日前電量交易實際電費收益Srd=Sd+Sd+Sd。表3-1 電廠日前電量交易結算表交易電量電價電費日前交易日前電量交易成交電量QdPdSd=QdPd日前電量交易偏差電量多發(fā)電量，計入月度交易發(fā)電量000少發(fā)電量3%以內-QdPd= PdSd= -QdPd少發(fā)電量3%以外-QdPdSd= -QdPd日前累計結算電量Qrd= Qd-Qd-Qd電費合計Srd=Sd+Sd+Sd2）年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結算電廠月度發(fā)電量Qr扣減日前增量交易累計結算電量Qrd為月度交易發(fā)電量Qrt。即：Qrt=Qr-Qrd。匯總電廠年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量的合同（兩者合并簡稱雙邊協(xié)商合同），電廠第i個雙邊協(xié)商合同電量為Qgi，合同總量Qg。電廠分配給第i個合同的月度交易用電量Qrti=QrtQgi/Qg，對應成交用戶電量為Urti。電廠第i個雙邊協(xié)商合同結算電量Qghi= min Qrti ，Qgi，Urti。Qghi按雙邊合同約定價格結算。當QghiQrtiQgi ，Qrti-Qghi按月度集中撮合交易最低成交價的0.9倍結算；當QghiQgiQrti，Qgi-Qghi按月度集中撮合交易最低成交價的0.9倍結算。電廠雙邊協(xié)商合同結算電量Qgh=Qghi表3-2雙邊協(xié)商合同電量結算表結算電量電價電費QghP年度分月S協(xié)商1= QghP年度分月Qrt-QghP0.9最低價S協(xié)商2= P0.9最低價(Qrt-Qgh)Qg-QghP0.9最低價S協(xié)商3= P0.9最低價(Qg-Qgh)雙邊協(xié)商合同電費S協(xié)商=S協(xié)商1+ S協(xié)商2+ S協(xié)商3由于系統(tǒng)安全原因導致電廠的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電量按0.03元/kWh的價格補償電廠。由于系統(tǒng)安全原因導致用戶的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電量按預招標價格對電廠結算。3）月度集中交易電量結算和負偏差電量結算電廠月度集中交易包括：省內優(yōu)先購電量掛牌交易、省內市場電量集中撮合交易、省內市場電量掛牌交易、框架協(xié)議外西電東送電量交易、月度合約轉讓交易、不平衡電量轉讓交易電廠月度集中交易實際發(fā)電量Qrm=minQrt-Qgh，Qrt-Qg。a）計算月度集中交易合約電費Sm。表3-3電廠月度交易合約結算表月度交易類別成交電量成交價格電費省內優(yōu)先購電量掛牌交易Q1P1S1=Q1P1省內市場月度電量交易集中撮合交易Q2P2S2=Q2P2掛牌交易Q3P3S3=Q3P3框架協(xié)議外西電東送電量掛牌交易Q4P4S4=Q4P4合約轉讓交易合約協(xié)商轉讓交易賣出合約-Q5P5S5=-Q5P5買入合約Q6P6S6=Q6P6同一發(fā)電集團轉讓交易賣出合約-Q7P7S7= -Q7P7買入合約Q8P8S8=Q8P8不平衡電量轉讓交易賣出合約-Q9P9S9= -Q9P9買入合約Q10P10S10=Q10P10合約電量Qm= Q1+Q2+Q3+Q4-Q5+Q6-Q7+Q8-Q9+Q10合約電費Sm= S1+S2+S3+S4+S5+S6+S7+S8+S9+S10合約轉讓基準價（偏差電量結算基準價）P0=（S1+S2+S3+S4）/（Q1+Q2+Q3+Q4）b） 計算負偏差電費根據(jù)電廠月度交易發(fā)電量Qrm和月度交易成交電量Qm計算月度交易的偏差電費Sm。當電廠月度交易發(fā)電量Qrm小于月度交易成交電量Qm，即QrmQm時：3%以內的偏差電量Q0免除偏差責任，按P0的價格計算偏差電費；3%以外的偏差電量進行責任認定，因系統(tǒng)需要導致的少發(fā)電量（即下調服務電量）Q11，暫按P11= P0的價格計算偏差電費，下調服務電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月度統(tǒng)一補償；因自身原因導致的少發(fā)電量Q12，按P12=（P0+0.03元/kWh）的價格計算偏差電費。 當電廠月度交易發(fā)電量Qrm大于（或等于）月度交易成交電量Qm，即QrmQm時，負偏差電費為零。表3-4 電廠月度交易負偏差電量結算表負偏差電量少發(fā)電量電量電價電費少發(fā)電量少于3%的部分-Q0P0S0=-Q0P0少發(fā)電量超過3%的部分 系統(tǒng)需要少發(fā)電量（下調服務電量）-Q11P11S11= -Q11P11自身原因少發(fā)電量-Q12P12S12= -Q12P12偏差電費Sm=S0+ S11+S12c）計算月度集中交易電量電費收益電廠月度集中交易電費收益Srm=Sm+Sm。4）優(yōu)先發(fā)電量結算框架協(xié)議內西電東送分配電量同優(yōu)先發(fā)電量合并結算。Qrm扣減月度集中交易結算電量Qrms=min（Qrm，Qm）為電廠優(yōu)先發(fā)電量（含框架協(xié)議內西電東送分配電量,下同）實際發(fā)電量Qrf，Qrf=Qrm-Qrms。根據(jù)各電廠分月分配優(yōu)先發(fā)電量總量Qf0和優(yōu)先發(fā)電量結算價格Pf0（各類優(yōu)先電量加權平均價格），計算優(yōu)先發(fā)電量電費Sf0，Sf0= minQf0，QrfPf0。其中，火電廠優(yōu)先發(fā)電量中，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量按國家批復上網(wǎng)電價結算，若此部分優(yōu)先電量由某火電廠內多個機組發(fā)電滿足時，按各機組總發(fā)電量比例和各機組國家批復電價加權平均計算該優(yōu)先發(fā)電量結算價格Pf0；火電備用狀態(tài)確認電量及政策分配電量按政府確定價格計算優(yōu)先發(fā)電量結算價格Pf0。風電場、光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量按競爭性電廠月度集中撮合交易平均成交價計算優(yōu)先發(fā)電量結算價格Pf0。水庫具有年調節(jié)能力及以上水電廠調節(jié)電量、電廠框架協(xié)議內西電東送分配電量按西電東送框架協(xié)議送出價格扣減輸配電價、線損電價倒推確定結算價格Pf0。5）月度正偏差電量電費Sf當 QrfQf0時：存在月度正偏差電量，即電廠超發(fā)電量為Q13=Qrf-Qf0。調度機構認定的火電上調服務電量按P13等于按國家批復上網(wǎng)電價結算；其他上調服務電量參與了上調服務報價按P13等于上調服務報價計算偏差電費，未參加上調服務報價，按月度集中撮合交易電廠側最低成交價的價格計算偏差電費。表3-5 電廠月度正偏差電量結算表偏差電量超發(fā)電量電量電價電費Q13P13S13= Q13P13正偏差電費Sf= S136）總電費電廠月度總電費Srt =Srd+ S協(xié)商+Srm+Srf0+ Sf。2.非競爭性電廠結算非競爭性電廠按月度實際上網(wǎng)電量和其國家批復上網(wǎng)電價結算電費。（四）月度長期備用結算1.火電長期備用資金來源（1）結算平衡機制的剩余資金；（2）電廠分攤的火電長期備用資金。2.火電長期備用結算范圍（1）保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需的火電機組容量（簡稱保安全裝機容量）不進行長期備用結算，保安全裝機容量=開機時間/月度總時間開機機組裝機容量。（2）火電機組競爭到市場化電量，其市場化電量的等效容量（簡稱市場化電量等效容量），不進行長期備用結算，其中等效容量=電量/(當月天數(shù)24)。 （3）其余容量進行長期備用結算，每臺火電機組月度長期備用結算容量=（裝機容量-保安全裝機容量-市場化電量等效容量）。3.結算方式（1）110月，按每月火電長期備用提取資金確定月度長期備用容量總金額，1112月，根據(jù)前期火電長期備用費用支付情況統(tǒng)籌確定。（2）月度長期備用容量計算單價=月度長期備用容量總金額/月度火電機組長期備用結算總容量（3）每臺火電機組長期備用結算費用=每臺火電機組長期備用結算容量月度長期備用容量結算單價（五）電費支付方式1.結算依據(jù)電力交易中心負責向競爭性購、售電主體出具結算依據(jù)，競爭性購、售電主體按此結算依據(jù)進行電費結算、支付。（1）競爭性用戶結算依據(jù)直接進入市場交易的用戶和售電公司代理用戶，電力交易中心按照購電主體結算步驟出具用戶側電費明細單，主要包含電能電費、輸電費用、配電費用、線損電費、基本電費、力調電費、基金、偏差電費。（2）售電公司結算依據(jù)電力交易中心按照購電主體結算步驟出具售電公司收支明細單，主要包含成交電價、與用戶合同類型、與代理用戶之間的收益明細10%偏差金額。（3）電廠結算依據(jù)電力交易中心按照售電主體結算步驟出具電廠側電費明細單，主要包含上網(wǎng)電量、成交價格、電能電費。2.競爭性用戶電費支付方式競爭性用戶交易成功后，直接進入市場交易的用戶和售電公司代理用戶須繳納交易電量用電電費，交易用電電費=成交電量（成交價格+該戶號最高用電電壓等級輸配電價+線損電價+基金）。在用電月10日前繳納交易電量用電電費的20%，在用電月15日前再繳30%（也可選擇15日前一次性繳納50%）；待電力交易中心出具交易月實際結算單后，競爭性用戶繳納剩余電費。競爭性用戶結算單，市場化退補電費金額為電度電費和功率因數(shù)調整電費，基本電費、政府性基金及附加按國家現(xiàn)行電價政策執(zhí)行。參與市場化交易的競爭性用戶欠交電費的，將暫停交易資格，并按相關規(guī)定處理。售電公司依據(jù)電力交易中心向售電公司出具的偏差電費結算單向用戶支付偏差電費，未及時支付偏差電費的售電公司，用戶有權向交易機構申請取消售電公司的代理資格。3.電廠電費支付方式電廠與電網(wǎng)企業(yè)維持現(xiàn)有的電費支付方式。4.售電公司支付保證金制度電力交易中心開通保證金專用銀行賬戶，售電公司按核定資產總額的10%繳納保證金，低于200萬元按200萬元繳納,高于2000萬元按2000萬元繳納。交易申報時，可申報交易金額與保證金賬戶余額掛鉤。售電公司未按時支付代理用戶的偏差電費，則以保證金抵扣，不足部分售電公司需補繳。若售電公司代理用戶未按時繳清電費，則以保證金抵扣用戶欠費，不足部分由售電公司補繳，用戶繳清電費后，退還售電公司抵扣的保證金。（六）票據(jù)開具方式電網(wǎng)公司依據(jù)電力交易中心出具的結算單向直接參與交易用戶和售電公司代理用戶收取電費，開具電費發(fā)票。售電公司與用戶之間的費用按照電力交易中心出具的結算單進行費用結算和支付。四、其他事項（一）交易校核交易校核主要包括申報數(shù)據(jù)校核、網(wǎng)絡約束校核和梯級水量匹配校核。月度各交易類型均按下述流程進行交易校核。1.申報數(shù)據(jù)校核。由交易中心負責對交易主體提交的申報數(shù)據(jù)進行校核，申報數(shù)據(jù)校核包括發(fā)電能力校核和其他申報約束規(guī)定校核。發(fā)電能力由調度機構提供，各發(fā)電企業(yè)在交易前需與調度機構溝通確認。發(fā)電能力評估原則如下：（1）由政府發(fā)文確認大型年調節(jié)以上水庫各關鍵節(jié)點時期內（枯水期末、平水期末、豐水期末、年末等）水位控制目標。（2）用于計算水電發(fā)電能力的月度預計天然來水原則上不高于同期多年平均來水水平的1.1倍。（3）對于具有年及以上調節(jié)性能水庫或上游具有年及以上調節(jié)性能水庫的水電廠，枯水期及平水期以全網(wǎng)水電不棄水且統(tǒng)調火電充分調減為前提，考慮系統(tǒng)平衡需求，以枯水期及平水期末政府確定水位為目標每月交易前確認下月末控制水位，綜合考慮天然來水和月度水位控制目標核定相關水電廠月度發(fā)電能力。豐水期在考慮期末控制水位和各月預計天然來水情況下核定相關電廠各月發(fā)電能力。（4）其他調節(jié)能力較弱或無調節(jié)能力水電廠，按預計天然來水，考慮發(fā)電設備和電網(wǎng)設備檢修等確定對應發(fā)電能力。其中，對于具有季調節(jié)性能的水電考慮需在45月份拉水時，由調度機構在發(fā)電企業(yè)申報能力前明確水位控制目標。（5）電力調度機構按85%負荷率確認火電的發(fā)電能力；考慮廠用電率，火電按80%裝機容量進行申報電量校核。若火電有保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量、火電備用狀態(tài)確認電量、火電其他分配電量，則在申報電量校核時相應扣除。（6）風電、光伏電廠按上年同期各廠月度平均利用小時數(shù)1.