2.非竞争性电厂结算
非竞争性电厂按月度实际上网电量和其国家批复上网电价结算电费。
（四）月度长期备用结算
1.火电长期备用资金来源
（1）结算平衡机制的剩余资金；
（2）电厂分摊的火电长期备用资金。
2.火电长期备用结算范围
（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）不进行长期备用结算，保安全装机容量=开机时间/月度总时间×开机机组装机容量。
（2）火电机组竞争到市场化电量，其市场化电量的等效容量（简称市场化电量等效容量），不进行长期备用结算，其中等效容量=电量/(当月天数×24)。
（3）其余容量进行长期备用结算，每台火电机组月度长期备用结算容量=（装机容量-保安全装机容量-市场化电量等效容量）。
3.结算方式
（1）1—10月，按每月火电长期备用提取资金确定月度长期备用容量总金额，11—12月，根据前期火电长期备用费用支付情况统筹确定。
（2）月度长期备用容量计算单价=月度长期备用容量总金额/月度火电机组长期备用结算总容量
（3）每台火电机组长期备用结算费用=每台火电机组长期备用结算容量×月度长期备用容量结算单价
（五）电费支付方式
1.结算依据
电力交易中心负责向竞争性购、售电主体出具结算依据，竞争性购、售电主体按此结算依据进行电费结算、支付。
（1）竞争性用户结算依据
直接进入市场交易的用户和售电公司代理用户，电力交易中心按照购电主体结算步骤出具用户侧电费明细单，主要包含电能电费、输电费用、配电费用、线损电费、基本电费、力调电费、基金、偏差电费。
（2）售电公司结算依据
电力交易中心按照购电主体结算步骤出具售电公司收支明细单，主要包含成交电价、与用户合同类型、与代理用户之间的收益明细10%偏差金额。
（3）电厂结算依据
电力交易中心按照售电主体结算步骤出具电厂侧电费明细单，主要包含上网电量、成交价格、电能电费。
2.竞争性用户电费支付方式
竞争性用户交易成功后，直接进入市场交易的用户和售电公司代理用户须缴纳交易电量用电电费，交易用电电费=成交电量×（成交价格+该户号最高用电电压等级输配电价+线损电价+基金）。在用电月10日前缴纳交易电量用电电费的20%，在用电月15日前再缴30%（也可选择15日前一次性缴纳50%）；待电力交易中心出具交易月实际结算单后，竞争性用户缴纳剩余电费。
竞争性用户结算单，市场化退补电费金额为电度电费和功率因数调整电费，基本电费、政府性基金及附加按国家现行电价政策执行。参与市场化交易的竞争性用户欠交电费的，将暂停交易资格，并按相关规定处理。
售电公司依据电力交易中心向售电公司出具的偏差电费结算单向用户支付偏差电费，未及时支付偏差电费的售电公司，用户有权向交易机构申请取消售电公司的代理资格。
3.电厂电费支付方式
电厂与电网企业维持现有的电费支付方式。
4.售电公司支付保证金制度
电力交易中心开通保证金专用银行账户，售电公司按核定资产总额的10%缴纳保证金，低于200万元按200万元缴纳,高于2000万元按2000万元缴纳。交易申报时，可申报交易金额与保证金账户余额挂钩。
售电公司未按时支付代理用户的偏差电费，则以保证金抵扣，不足部分售电公司需补缴。若售电公司代理用户未按时缴清电费，则以保证金抵扣用户欠费，不足部分由售电公司补缴，用户缴清电费后，退还售电公司抵扣的保证金。
（六）票据开具方式
电网公司依据电力交易中心出具的结算单向直接参与交易用户和售电公司代理用户收取电费，开具电费发票。售电公司与用户之间的费用按照电力交易中心出具的结算单进行费用结算和支付。
四、其他事项
（一）交易校核
交易校核主要包括申报数据校核、网络约束校核和梯级水量匹配校核。
月度各交易类型均按下述流程进行交易校核。
1.申报数据校核。由交易中心负责对交易主体提交的申报数据进行校核，申报数据校核包括发电能力校核和其他申报约束规定校核。发电能力由调度机构提供，各发电企业在交易前需与调度机构沟通确认。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）电力调度机构按85%负荷率确认火电的发电能力；考虑厂用电率，火电按80%装机容量进行申报电量校核。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、火电其他分配电量，则在申报电量校核时相应扣除。
（6）风电、光伏电厂按上年同期各厂月度平均利用小时数1.1倍作为月度发电能力，上年同期有新投产机组的电厂按相同地区已投产的类似电厂月度平均利用小时数1.1倍作为月度发电能力。
（7）新投电厂按相同地区已投产的类似电厂确定发电能力。
2.网络约束校核。交易技术支持系统根据调度机构提供的网络约束条件进行市场出清，形成满足网络约束的交易出清结果并提交调度机构进行安全校核。网络约束受限区域内各电厂交易电量不超过按装机等比例原则所分配的电力外送通道平均送电能力。
3.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。
日前电量交易校核中，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-本月日前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，所有日前电量交易均可以不予通过。
（二）信息披露
电力交易中心对云南电力市场交易各环节的重要信息进行公布和披露。
1.交易信息披露
（1）交易前信息披露
电力交易中心公布电力供需形势预测、优先发电量和优先购电量平衡预测情况、电网安全约束信息、报价约束、上月度集中撮合交易平均成交价等信息。电力供需形势预测包括系统发电能力预测、系统用电需求预测等。电网安全约束信息包括通道能力、主要设备检修计划等。报价约束信息包括各电厂和用户的申报电量约束、上限价格和下限价格等。
合约转让交易前披露各电厂未完成电量、超发电量及其责任认定结果等。
（2）交易后信息披露
电力交易中心公布交易结果，包括年度、月度各类型交易成交电量、各类型交易最低成交价格、各类型交易最高成交价格、平均成交价格等。
2.结算信息披露
电力交易中心公布包括优先发电、购电在内的交易计划执行情况、偏差电量责任认定、偏差处理资金收入及支出情况。
3.昆明电力交易中心按月向电力监管机构、能源主管部门、电力运行主管部门报送年度、月度交易信息和执行情况。
（三）偏差电量责任认定
1.发电侧
（1）日电量责任认定
调度机构记录日交易电量少发原因，在月度结算时进行认定。
（2）月电量责任认定
根据月度实际来水情况，测算电厂实际发电能力T0。假设电厂月度交易成交电量为T1，日前电量交易累计结算电量为T2；电厂月度实际发电量为T。
（1）当T<（T1+T2）<T0时，〔（T1+T2）-T〕为系统运行需要导致的少发电量（即下调服务电量）。
（2）当T<T0<（T1+T2）时，〔（T1+T2）-T0〕为因电厂自身原因导致的少发电量，T0-T为系统运行需要导致的少发电量（即下调服务电量）。
（3）当T>（T1+T2）时，〔T-（T1+T2）〕为电厂超发电量。
2.用户侧
由于电网检修、故障等系统原因、不可抗力因素以及国家相关政策调整导致用户未完成的交易电量免除考核。免责范围仅限于系统原因或不可抗力因素导致市场用户和售电企业未完成的交易电量。
其中不可抗力包括：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。
以下情况不予办理免责申请：
（1）用户因安全、环保等不达标导致整改关停；
（2）用户自身设备运维不到位导致设备跳闸、停产、减产；
（3）用户因产品市场不景气或生产组织不力而减产、停产；
（4）用户欠费被供电部门依法采取停电催收；
（5）用户申报不切实际或自身申报错误；
（6）其他未提及的“非不可抗拒”原因。
（四）结算平衡机制
为确保2017市场化交易顺利实施，兼顾发、供、用三方合理利益，特建立市场化交易结算平衡机制。
1.结算平衡机制建立
（1）月度/日前集中撮合交易中，购售电双方成交价格价差部分。按集中撮合成交结果计算成交价差收益，然后根据购电主体侧、电厂侧成交电量的完成比例计算应提取的实际价差收益。
成交价差收益=Σ（购售匹配成交电量×购售匹配成交价差）
实际价差收益=成交价差收益×min{购电主体侧成交量完成比例，电厂侧成交电量完成比例}
（2）购电主体当月因自身原因少用电量考核电费部分。
（3）电厂当月因自身原因少发电量考核电费部分。
2.结算平衡机制实施范围
（1）根据上述结算平衡机制的建立，月度计提平衡资金。
（2）平衡资金优先用于弥补因系统原因造成市场化电厂的少发电量（即下调服务电量）。
（3）因保障系统安全需要的火电超发电量，经调度机构认定为上调服务电量，相应电量按国家批复上网电价进行结算，与上调服务报价（或月度集中撮合交易电厂侧平均成交价）之间的差额电费由结算平衡机制处理。
（4）火电长期备用资金等其他政府明确的用途。
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