（征求意見稿）

（二）參與主體

結算試運行市場主體參與范圍：參與中長期交易的發電企業、售電公司及批發電力用戶、電網企業代理購電用戶。零售用戶通過售電公司代理參與。

（三）交易品種

中長期市場包括交易周期為日（多日）的雙邊協商交易、集中競價和連續掛牌交易�，F貨市場包括日前市場和實時市場。

二、中長期交易組織

（一）中長期交易曲線分解

1.優先發電計劃分解

在商業結算試運行日省內市場化交易組織前，昆明電力交易中心根據廣州電力交易中心提供的“網對網”送出側計劃曲線，分配市場化電廠的省間中長期計劃電量，將曲線按照各市場化電廠的省間中長期月度計劃電量等比例分配至具體電廠。

2.西電東送市場化交易曲線確定

以廣州電力交易中心發布的到具體發電企業的跨區跨省市場化日分時交易曲線，作為相關發電企業西電東送市場化分時段交易電量。

3.省內市場化中長期合同

省內市場化中長期合同為省內中長期分時交易合同。

（二）現貨環境下中長期交易

商業結算試運行區間內，按照現貨環境下云南中長期市場相關規則（試運行1.0版），按日滾動組織開展當月后續日（多日）交易，日（多日）交易不進行調度校核，市場主體可在D-2日（如D-2日為節假日則提前到最近的一個工作日）關閘前參加D日的日分時電量交易、日合約雙邊轉讓交易。日合約轉讓交易在發電企業之間、批發交易用戶之間開展，各時段可轉讓電量不得超過該時段合約電量之和，出讓價格為該時段可出讓電量的加權均價（日合約轉讓交易電量受分時能力約束）。其中發電企業西電東送合同電量不參與D日日合約轉讓交易。

商業結算試運行區間內，不再組織開展現行中長期模式下的日交易。商業結算試運行區間內的日（多日）交易時間等具體交易事項，以發布的信息披露或交易通知為準。

（三）燃煤市場與現貨市場銜接

非現貨結算試運行日區間，用戶側燃煤發電分攤比例計算及電量分攤仍按現行方式，并剔除結算試運行日燃煤發電數據�，F貨結算試運行日區間，開展燃煤電廠運行補償電費結算，不再進行燃煤事后分配。

三、現貨交易組織

按照日前申報、日前及實時出清和出清結果執行的全流程開展試結算日的現貨交易。

1.日前交易申報

采用發電側報量報價和報量不報價、用電側報量不報價的申報方式申報。結算試運行期間，發用電側均需要參與日前申報。對于發電側市場主體，遲報、漏報或不報者均采用默認申報值作為申報信息；對于用電側市場主體，遲報、漏報或不報者默認日前申報量默認申報值。當沒有默認申報值時，市場主體的日前申報值為零。

2.市場出清及調度執行

商業結算試運行日，以試運行當日的電網預測信息和實際運行情況作為邊界條件，依據《云南電力市場現貨電能量交易實施細則（試運行1.0版）》進行日前與實時市場出清，出清結果作為實際發電安排依據執行。非運行日，執行現行調度計劃安排模式。

報量不報價的電廠作為價格接受者參與現貨市場，由調度機構將該部分電廠的日前（實時）出清曲線以及出清價格提供至昆明電力交易中心。

3.用戶側統一結算點電價計算

依據《云南電力市場現貨電能量交易實施細則（試運行1.0版）》等規則，現階段，用戶側定價方法采用日前統一結算價和實時統一結算價。

用戶側日前統一電價按照下式計算：

其中，表示第t小時的日前用戶側統一電價；表示市場機組m在第t小時的日前中標電量；表示市場機組m第t小時的“網對網”西電東送日前電量；表示第t小時市場機組m所在節點的日前結算價格，即第t小時內每15分鐘日前節點電價的算術平均值；表示對所有市場機組求和。



為所有“網對網”西電東送t小時的日前出清電量之和；為具有“網對網”西電東送電量（含跨省優先發電計劃）的全部機組（電廠）對應的t小時的“網對網”西電東送中長期合約電量；為具有“網對網”西電東送電量（含跨省優先發電計劃）的機組（電廠）m對應的t小時的“網對網”西電東送中長期合約電量；為市場化機組（電廠）m對應的t小時的“網對網”西電東送日前出清電量分配比例；為市場化機組（電廠）m對應t小時的實際上網電量。

用戶側實時統一電價按照下式計算：

其中，表示第t小時的實時用戶側統一電價；表示市場機組m在第t小時的實時中標電量；表示市場機組m第t小時的“網對網”西電東送實時電量；表示第t小時市場機組m所在節點的實時結算價格，即第t小時內每15分鐘實時節點電價的算術平均值；表示對所有市場機組求和。



為所有“網對網”西電東送t小時的實時出清電量之和；為具有“網對網”西電東送電量（含跨省優先發電計劃）的全部機組（電廠）對應的t小時的“網對網”西電東送中長期合約電量；為具有“網對網”西電東送電量（含跨省優先發電計劃）的機組（電廠）m對應的t小時的“網對網”西電東送中長期合約電量；為市場化機組（電廠）m對應的t小時的“網對網”西電東送實時出清電量分配比例；為市

場化機組（電廠）m對應t小時的實際上網電量。

四、交易結算

（一）批發市場結算

商業結算試運行日D日，根據日前、實時市場的成交結果及現貨環境下中長期交易分解電量按照《云南電力市場現貨結算實施細則（試運行1.0版）》開展結算，其中對結算方式和科目作如下安排。

1.日清分

按照《云南電力市場現貨結算實施細則（試運行1.0版）》，開展現貨日清算。

2.月結算

全月電費由商業結算試運行區間內電費和剩余日區間內電費兩部分組成，由昆明電力交易中心出具結算依據。

3.中長期合約阻塞電費

省內中長期合約阻塞電費單獨結算至機組（或電廠）；跨省中長期合約阻塞電費單獨結算至具有跨省送電中長期合約的機組（或電廠）。

4.分攤及返還電費科目

分攤及返還電費僅計算中長期交易偏差收益回收（以運行日為周期計算）、用戶偏差收益轉移電費、省間分攤或返還電費、市場發用電量不平衡偏差電費、現貨部分阻塞盈余、計劃與市場不平衡電費、運行補償電費及啟動費用等8個科目，均按照運行

日進行分攤或分享。

其中，計劃與市場不平衡電費在核算完成后的下一次現貨試結算中分攤分享。

現貨部分阻塞盈余方面，因優先發電與優先用電曲線不匹配，存在計劃與市場不平衡電費，需扣除現貨市場部分阻塞盈余中應結算至優先發電企業的電費部分，具體計算公式如下。

R現貨市場部分阻塞盈余=（C中長期合約+C日前+C實時+C跨省總費用）-（R中長期合約+R日前+R實時+R中長期合約阻塞+R省間分攤或返還）-R發用電量不平衡偏差-R結算至優先發電企業的電費

其中，為t時段實時用戶側統一電價，N表示在運行日內各時段的集合;其余參數詳見第六節電網企業代理購電結算部分。

5.運行補償電費

當燃煤發電機組每小時生產運行所產生的成本費用（或發電機組報價費用）與發電機組在現貨電能量市場中的收益之差大于零時，根據兩者之差及現貨正偏差結算電量占小時總上網電量的比例按試運行日計算發電機組系統運行補償費用，在市場結算環節對相關補償費用進行補償。

機組每小時現貨正偏差結算電量按照機組上網電量扣減年度、月度、日中長期交易成交電量（包括省間和省內，且均含電

網代理購電成交電量）統計，現貨正偏差結算電量小于0時按0計算。

結算試運行期間，燃煤發電企業不再按照南方區域“兩個細則”的相關規定計算啟停調峰補償、冷備用補償費用。

①發電機組運行成本費用計算

在第小時，發電機組的運行成本費用按照下式計算:

其中，表示發電機組在第小時的機組運行成本費用；表示發電機組在第小時的實際上網電量；為發電機組的核定平均發電成本價格（單值）；表示發電機組的最小穩定技術出力；表示發電機組的廠用電率；表示時長為1小時；

表示發電機組在第小時最小技術出力成本補償系數。發電機組在第小時內的八個現貨交易時段中（包括日前電能量市場的四個交易時段以及實時電能量市場的四個交易時段）出現下述情況時，第小時的最小穩定技術出力成本不納入全天運行補償費用的計算范圍，取值為0，未出現下述情況時取值為1。

Ⅰ.熱電聯產機組處于供熱狀態時段；

Ⅱ.非系統運行原因調試機組調試時段；

Ⅲ.非系統運行原因必開機組運行日內所有小時。

②發電機組報價電費計算

在第小時，發電機組的運行成本費用按照下式計算:

其中，表示發電機組在第小時的機組運行成本費用；表示發電機組在第小時的實際上網電量；為發電機組的核定平均發電成本價格（單值）；表示發電機組的最小穩定技術出力；表示發電機組的廠用電率；表示時長為1小時；

表示發電機組在第小時最小技術出力成本補償系數。發電機組在第小時內的八個現貨交易時段中（包括日前電能量市場的四個交易時段以及實時電能量市場的四個交易時段）出現下述情況時，第小時的最小穩定技術出力成本不納入全天運行補償費用的計算范圍，取值為0，未出現下述情況時取值為1。

Ⅰ.熱電聯產機組處于供熱狀態時段；

Ⅱ.非系統運行原因調試機組調試時段；

Ⅲ.非系統運行原因必開機組運行日內所有小時。

②發電機組報價電費計算

其中，表示發電機組在第小時的報價費用；表示發電機組在第小時的實際上網電量；表示發電機組在第小時的實際發電量；表示發電機組實際發電量對應的平均發電負荷，數值上等于；表示發電機組的最小穩定技術出力；表示發電機組的廠用電率；為機組申報的最小穩定技術出力費用；表示1小時；表示發電機組的報價曲線，報價曲線對應的機組出力范圍為最小穩定技術出力至額定有功功率。當發電機組在第小時的實際發電量對應的平均發電負荷（數值上等于實際發電量）大于機組的額定有功功率時，超出額定有功功率部分的報價值等于發電機組的最后一段報價，并以此計算報價曲線的積分值。

③發電機組現貨電能量市場收益計算

在第小時，發電機組的現貨電能量市場收益按照下式計算：

其中，表示發電機組在第小時的現貨電能量市場收益；

表示發電機組第小時的日前中標電量；表示第

小時內機組所在節點的日前結算價格（每15分鐘日前節點價格的算術平均值）；表示發電機組在第小時的實際上網電量；表示第小時內機組所在節點的實時結算價格（每15分鐘實時節點價格的算術平均值）。

④發電機組運行補償費用計算

發電機組運行補償費用以小時為單位進行計算，具體步驟如下：

其中，表示發電機組i在運行日內應獲得的運行補償費用，表示發電機組i在運行日時刻t應獲得的預先補償費用；表示發電機組i在運行日時刻t的補償系數，按小時計算；表示發電機組i在運行日時刻t的年度、月度、日中長期合約電量；表示發電機組i在運行日時刻t的實際上網電量，當=0時，打折系數直接置零；N表示發電機組i在運行日內納入運行補償費用計算時段的集合，需扣除不納入計算范圍情形的時段。

⑤不納入運行補償費用計算范圍的情形

當出現下述情況時，相關時段不納入運行補償費用的計算范圍。

當發電機組i在第t小時內，八個現貨交易時段中（包括日前電能量市場的四個交易時段以及實時電能量市場的四個交易時段），若有一個及以上交易時段出現如下情形，則第t小時的相關費用不納入運行補償費用的計算范圍。

當熱電聯產機組處于供熱電力負荷下限時；

當發電機組在運行日內存在非系統運行原因的調試（試驗）時段時；

當發電機組在運行日被設置為非系統運行原因必開機組時；

當發電機組因非系統運行原因發生限低時；

當發電機組因非系統運行原因發生限高時；

當發電機組由于自身原因發生非計劃停運（包括未按照電力調度機構要求的時間并網）或發電機組出現臨時故障需要固定出力時；

當發電機組實時發電計劃執行偏差率不滿足要求時；

當機組處于一次能源約束時。

⑥運行補償電費分攤

運行補償費用以運行日為單位，由批發交易用戶（含售電公司）以及代理購電用戶運行日實際用電量等比例分攤。上述代理購電用戶承擔的分攤費用納入代理購電用戶購電成本。

6.啟動費用計算

在運行日內，燃煤發電機組從停機狀態變為開機狀態，計為一次啟動，每次啟動均計算相應的啟動費用。發電機組在運行日的啟動費用根據其在日前市場申報的啟動費用進行計算。發電機組的實際并網時間在運行日內時，根據相應的啟動費用計算該運行日的啟動補償費用。

燃煤發電機組實際的啟動狀態（冷態/溫態/熱態）根據調度自動化系統記錄的停機時間信息進行認定，機組啟動時對應的停機時間為調度自動化系統中所記錄的從上一次解列到本次并網之間的時間。

當停機時間＜熱態啟動停機時間時，啟動費用為發電機組在日前市場中申報的熱態啟動費用；

當熱態啟動停機時間≤停機時間≤溫態啟動停機時間時，啟動費用為發電機組在日前市場中申報的溫態啟動費用；

當停機時間＞溫態啟動停機時間時，啟動費用為發電機組在日前市場中申報的冷態啟動費用。

若發電機組在運行日內出現一次以上的啟動過程，根據每一次啟動的實際停機時間信息計算相應的啟動費用。因系統運行原因突破最小連續停機時間約束的機組，按照機組申報的啟動費用的給定倍數計算啟動補償費用。

發電機組i的啟動成本費用按照下式計算：

表示發電機組i在運行日內的補償系數，按日計算；U表示發電機組i在運行日內納入運行補償費用計算的總啟動次數；表示發電機組i在運行日內第u次啟動對應的啟動費用；表示發電機組i的啟動補償系數，當發電機組i第u次啟動突破最小連續停機時間時，取值為μ0（μ0=1.1），未突破最小連續停機時間時，取值為1；當=0 時，打折系數直接置零。

當燃煤發電機組出現下述情況時，機組在運行日產生的啟動費用不納入啟動補償費用的計算范圍：

發電機組申報了運行日的供熱計劃；

發電機組申報了非系統運行原因調試（試驗）計劃；

機組上一次停機屬于機組在日前電能量市場中標且納入機組組合，因自身原因發生的臨時跳閘停運；

發電機組在運行日由于非系統運行原因必須開機運行。

啟動費用以月度為單位，由售電公司（含直接參與批發市場的電力用戶）以及代理購電用戶按當月用電量比例分攤。上述代理購電用戶承擔的分攤費用納入代理購電用戶購電成本。

7.跨省送電省間不平衡電費及省間收益調節電費

若跨省送電日清分臨時結果中未將跨省不平衡資金拆分成日前市場不平衡資金和實時市場不平衡資金兩個部分，則按照分配給市場化機組（或電廠）對應時段的跨省送電實時電量等比例

承擔，即：

R跨省送電不平衡（省間）i,t=R跨省送電不平衡（省間）,t×Q跨省實時i,t/Q跨省實時,t

省間收益調節電費（如有），按照分配給市場化機組（或電廠）的跨省送電實時電量等比例承擔。若Q跨省實時,t為0，則按照分配給市場化機組（或電廠）對應時段的跨省中長期合約電量等比例承擔。

（二）零售市場結算

零售市場結算方式、燃煤成本零售側疏導維持現行模式不變。

五、交易結算流程

（一）現貨環境下中長期交易

1.昆明電力交易中心按日滾動組織開展商業結算試運行日的日前電量交易，交割日（D日）的日（多日）交易應在不遲于D日前2個自然日組織完成。日（多日）電量交易可采用雙邊協商交易、集中競價交易、連續掛牌交易等方式開展，或選擇其中一種交易方式開展。日（多日）交易時間等具體交易事項以昆明電力交易中心發布的信息披露或交易通知為準。

2.D-2日14:30前，市場主體可參加D日交易（如D-2為節假日則提前到最近的一個工作日），確定D日的省內中長期合同小時電量，形成交易量價曲線。

3.D-2日，廣州電力交易中心根據南網總調反饋的安全校核結果，對跨省優先發電計劃進行調整，疊加相應的市場化交易電量后，并將省間中長期“網對網”送出側交易結果發至昆明電力

交易中心。

4.D-2日，云南電網公司提供優先電廠保障西電東送電量和可分配給市場化電廠的西電東送電量。

5.昆明電力交易中心按照相關規定，對省間中長期“網對網”送出側交易結果分解至現貨交易單元,D-2日昆明電力交易中心將分解結果報送廣州電力交易中心，同時以私有信息向市場主體披露，相關結果作為開展三部制結算依據。

6.各市場主體D-2日確定的跨省中長期合約曲線、省內中長期交易曲線（含電網代購電）作為最終結算依據，在事后結算階段不作調整。

（二）信息披露

D-1日12:00前，云南中調配合南網總調完成現貨市場出清邊界條件準備，發送有關信息至電力交易機構，由交易機構在12:00前發布至市場主體。

（三）現貨市場日前申報

D-1日13:00前，昆明電力交易中心協助廣州電力交易中心組織云南市場主體在交易系統完成日前申報。

（四）現貨市場出清

1.D-1日20:30前，云南中調配合南網總調完成現貨市場日前出清，形成日前發電調度計劃及云南送廣東計劃等并下發執行，同時將日前出清結果發送交易機構，由交易機構審核通過后發布至市場主體。

2.D日T-15分鐘，南網總調基于日前出清的開機組合（SCUC）及最新的電網運行狀態、超短期負荷預測、超短期新能源預測的基礎上滾動優化T時刻起未來2小時的機組出力（SCED），形成各發電機組需要實際執行的發電計劃、實時節點電價和云南送廣東聯絡線計劃等信息，并下發執行。

3.D+1日，交易機構發布實時交易結果。

（五）市場結算

日清分結算：

1.D+1工作日12:00前，昆明電力交易中心完成日清分檔案準備。

2.D+4工作日10:00前，電網企業推送參與電力交易的所有發電企業、電力用戶D日分時電量。

3.D+4工作日17:00前，廣州電力交易中心推送云南送出“網對網”實際分時送電量。

4.D+6工作日17:00前，昆明電力交易中心發布日清分臨時結算結果并推送云南電網公司。市場主體在日清分臨時結算結果發布后，對日清分臨時結果進行確認，在1個工作日內反饋意見，在規定時間內無反饋的視同確認無異議。

5.M月底前，云南電力市場運營機構向政府主管部門匯報結算試運行預結算情況,并經主管部門同意后開展正式結算。

月結算：

按照中長期模式下交易結算時序開展月度結算。

月度信息披露：

商業結算試運行結束后，市場運營機構及時披露本次調電期間商業結算試運行整體情況。

六、電網企業代理購電及不具備分時計量條件用戶處理

本方案中的電網企業代理購電電量含電網企業購買市場化電廠電量保障優先用戶及一般工商業代理購電部分，下同。

1.電網企業代理購電交易組織

電網企業按照中長期分時交易規則，通過掛牌方式參與代理購電交易。

2.電網企業代理購電結算

實際發用電結束后，電網企業的代理購電市場化采購電量結算曲線可按照以下公式計算確定：

其中，為t時段的電網企業代理購電市場化采購電量，為t時段全部市場化電廠的上網電量之和，為t時段全部市場化電廠承接的云南省“網對網”西電東送電量之和（由廣州電力交易中心提供，包括西電東送框架協議電量和西電東送市場化電量），為t時段云南省電力市場化用戶用電量之和。

商業結算試運行期間，電網企業代理購電參照批發交易用戶的結算方式，開展現貨三部制結算，在工商業代理購電用戶、居民農業等優先用戶無法單獨分拆用電曲線時，工商業代理購電用

戶、居民農業等優先用戶偏差電費按規則統一結算、按電量比例分攤，其中工商業代理購電用戶所對應的偏差電費由工商業代理購電用戶直接承擔，居民農業等優先用戶對應的偏差電費由全體工商業用戶分攤。

3.不具備分時計量條件用戶處理

不具備分時計量條件的用戶，由電網企業按照典型曲線進行分解，形成用于結算的分時計費電量。電網企業可根據上年統調發電曲線減去西電東送及送境外曲線，再減去可計量的市場化用戶曲線，得到典型曲線，在商業結算試運行前由電網企業公布。

七、風險控制

1.現貨市場申報

為降低現貨結算試運行風險，避免現貨市場產生較大偏差電量，對于日用電量在100萬千瓦時及以上的電力用戶，市場運營機構須及時提醒告知其參與現貨結算試運行申報，及時提醒電力用戶根據實際用電需求與負荷預測參與現貨市場申報。

2.熔斷機制

當出現以下情況，昆明電力交易中心上報云南省能源局和國家能源局云南監管辦公室同意后，該日不進行現貨商業結算，轉為按照現行中長期市場交易規則開展結算。

（1）發生臺風、山火、強降雨等極端自然災害氣候或重大電源、電網故障等突發事件嚴重影響電力供應或電網安全或造成電力市場無法運行。

（2）技術支持系統發生故障無法支撐開展現貨結算試運行。

（3）電力市場交易發生惡意串通操作行為嚴重影響交易結果。

（4）因現貨環境下配套實施細則、技術支持系統等問題導致市場主體出現較大范圍的巨額盈虧。

（5）云南省能源局和國家能源局云南監管辦公室認為需要中止結算試運行的其他情形。

3.現貨結算損益風險防控機制

在現貨市場結算試運行初期，為防范現貨市場結算試運行期間市場主體的結算風險，保障市場由中長期模式平穩過渡到現貨模式，建立現貨結算損益風險防控機制，將各批發市場主體（指電廠、售電公司、批發交易用戶及電網企業代理購電，下同）結算試運行期間的現貨模式結算電費（含三部制、阻塞、分攤及返還等科目（不含計劃與不平衡電費）的最終計算結果）與不分時中長期模式（不考慮各項考核費用、分攤分享電費）電費差值控制在±k%（現貨結算損益風險防控系數）范圍內，對超過中長期模式電費k%的收益部分進行回收，并以此對超過中長期模式電費-k%的損失部分按損失比例進行補償，若補償后仍有剩余則由全體批發市場主體分享，現貨結算損益風險防控機制以運行日為周期進行計算。具體計算方式為：

（1）計算批發市場主體回收的現貨收益

在用戶側，若，則批發交易用戶i

應回收的現貨收益為：

式中為批發交易用戶i按照中長期模式結算的電費，為批發交易用戶i按照現貨模式結算的電費。

若，則批發交易用戶（指批發用戶和售電公司，下同）i回收的現貨收益為：

在電廠側，若，則電廠j應回收的現貨收益為：

式中為電廠j按照中長期模式結算的電費，為電廠j按照現貨模式結算的電費。

若，則電廠j回收的現貨收益為：

全部批發市場主體的現貨收益回收之和為：

其中，為批發交易用戶總數，為電廠總數。

（2）計算批發市場主體的實際補償現貨損失

在用戶側，若，則計算批發交易用戶i的應補償現貨損失為：

若，則計算批發交易用戶i的應補償現貨損失為：

在電廠側，若，則計算電廠j的應補償現貨損失為：

若，則計算電廠j的應補償現貨損失為：

全部批發市場主體的現貨損失應補償費用之和為：

批發交易用戶i的實際補償現貨損失為：

電廠j的實際補償現貨損失為：

（3）計算批發市場主體i的剩余收益分享費用

批發交易用戶i的剩余收益分享費用為：

電廠j的剩余收益分享費用為：

其中，為批發交易用戶i結算試運行期間的實際用電量，售電公司的為其代理的所有零售用戶結算試運行期間實際用電量之和。為電廠j結算試運行期間的實際上網電量。

（4）計算批發市場主體的實際結算電費

批發交易用戶i的實際結算電費為：

電廠j的實際結算電費為：

八、其他

本方案內容與南方區域結算試運行方案不符的，以南方區域結算試運行方案為準。