《云南电力市场化交易实施方案》.docx

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《云南电力市场化交易实施方案》

《2017年云南电力市场化交易实施方案》

2017年云南电力市场化交易实施方案

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件的有关要求，依据《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》（云发〔2016〕10号），在2016年云南电力市场化交易实施方案的基础上，结合云南电力系统运行实际，进一步完善市场结构和市场体系，特制定本方案。

本方案适用于云南省内所有发电企业、供电企业、用电企业及售电企业。

省外及境外发电企业、售电企业、电力用户在具备条件时，按照本方案参与交易。

本方案分为四个部分：

交易主体、市场交易、结算、其他事项。

一、交易主体

（一）售电主体

售电主体为并入云南电网运行的所有电厂，分为优先电厂和市场化电厂。

优先电厂指由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2004年1月1日前已投产的并网运行公用水电厂（以该电厂第一台机组投运时间为准，下同）；市场化电厂指风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日及以后投运由总调调度、省调调度、省地共调电厂。

新投电厂按上述原则划分电厂类别。

优先电厂称为非竞争性售电主体，暂不参与市场化交易，市场化电厂称为竞争性售电主体，按本方案参与市场化交易和结算。

市场化电厂须在电力交易中心进行注册。

售电主体的发电量分为优先发电量和市场化发电量，其中优先发电量含优先电厂的发电量、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、供气所需电量及其他分配电量（相应电量按政府有关部门政策执行）、具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量；市场化发电量指市场化电厂优先发电量之外的所有发电量，通过市场化方式进行交易、结算。

风电场和光伏电厂的优先发电量根据居民电能替代需要的金额分月确定，月间滚动，年度平衡。

其中，汛期风电、光伏电厂全部上网电量为优先电量，枯平期风电、光伏电厂按照上年度当月全网风电、光伏电厂平均利用小时数（风电、光伏电厂分别核算）的1/4折算的上网电量为优先电量，全年统筹平衡，剩余上网电量参与市场化交易。

风电场和光伏电厂的优先发电量结算价格为竞争性售电主体月度集中撮合交易平均成交价，其他电量按市场化方式进行交易结算。

本方案中售电主体发电量特指用于结算的上网电量，调试期电量不参与市场化交易。

电量通过售电公司购买，三个月内不能进行更改，不能退出市场。

电费未按时缴清的用户、保证金和电费未按时缴清的售电公司，不得参与市场交易。

二、市场交易

云南电力市场遵循“省内需求优先、外送消纳次之”的总体原则开展交易，现阶段电力市场化交易分为中长期交易和短期交易。

中长期交易开展年度交易和月度交易，短期交易开展日前电量交易。

本方案中所有交易都是实物合约交易，各类交易的成交结果一经确认，不得更改。

（一）数据申报

1.售电主体

竞争性售电主体以厂为单位进行申报，售电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，为含环保电价、含税的价格。

若火电厂有保障电网安全的运行机组，则分为保安全机组和非保安全机组两部分，分别进行申报。

2.购电主体

选择自行申报和委托供电单位代报的用户以户号为单位进行申报；选择售电公司代理购电的，售电公司根据其代理用户的用电需求整体申报月度交易，按户号申报日前电量交易。

购电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，即：

购电主体申报电价=购电主体意愿电度价格-输配电价-线损电价-基金及附加，其中线损电价=基准价×综合线损率/（1-综合线损率），双边协商交易按合同约定的上网价格作为线损电价计算基准价，集中撮合、挂牌交易按上月集中撮合交易平均成交价作为线损电价计算基准价。

3.申报数据约束

购、售电主体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；合约转让交易中，电厂各月申报电量的最小单位为0.0001万千瓦时，申报电价的最小单位为0.00001元/千瓦时。

除年度和月度双边协商交易外，为保证有序竞争，考虑2017年供需关系，设置申报最低限价和最高限价，最低限价暂定为0.13元/千瓦时，最高限价暂定为0.42元/千瓦时。

鼓励全年增加用电，尤其是汛期多消纳水电。

2017年1—4月以2016年1—4月用电平均值为基数，超基数用电部分不设最低限价；2017年5—12月以2016年5—12月用电平均值为基数，超基数用电部分不设最低限价。

各电厂在某交易环节申报电量<=确认的发电能力-已成交电量-优先发电量-协议内西电东送分配电量×折算系数，为保证未分配协议内西电东送电量电厂与分配了协议内西电东送电量电厂公平参与省内电量市场，按月设置折算系数，折算系数=除火电外市场化电厂总发电能力/（协议内西电东送总分配电量+协议外西电东送预计增送电量+省内市场化电量预测值）。

火电厂增加申报最小开机电量（单台机组按最低技术出力运行7天电量）。

若火电厂（除有在运机组及当月计划开机机组外）累计成交电量低于申报的最小开机电量，则不成交。

经省级及以上相关部门或监管机构认定，某交易过程中售电主体或购电主体存在串谋或恶意报价行为并造成严重后果的，该部分售电主体成交电量按月度集中撮合交易最低价0.9倍结算，该部分购电主体成交电量按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格的1.1倍中的较大值结算。

4.售电公司电量分配

售电公司在电力交易中心办理代理用户购电手续时，须将售电公司与用户签订的合同交至电力交易中心备案，并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。

售电公司在月度交易成交结果公布后的第一个工作日内，须将月度各类交易成交电量、成交价格按户号预分给其代理用户并在交易系统中填报。

若未进行预分，则默认为月度成交电量、加权平均成交价格平均分配给代理用户。

各售电公司须动态跟踪代理用户用电情况，在用电月结束后的三个工作日内按户号在交易系统中填报各代理用户最终分配的月度成交电量、成交价格，电力交易中心据此对用户进行结算和考核；若售电公司未填报各用户按户号最终分配的月度成交电量和价格，则按用户各户号实际用电量的比例将售电公司的月度成交电量、加权平均成交价格分配给代理用户，其中代理参与日交易用户的各户号预分成交电量为最终分配的成交电量，不能更改。

5.年度发用电需求预测申报

每年12月份，竞争性售电主体和竞争性购电主体须向电力交易中心申报次年各月的发电能力预测和用电需求预测。

（二）年度（多年）交易

电力交易中心根据交易主体需求按双边协商的方式组织年度交易，每年12月份开放一次年度交易，交易主体双边可签订一年或多年双边交易合同。

1.交易主体

竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。

2.信息公示

满足条件的交易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。

交易主体在交易系统中填报信息即为同意向所有市场主体公开，是否进行信息填报由交易主体自行决定，不影响双边合同签订和备案。

3.合同签订和合同备案

购、售电主体协商确定年度（多年）分月的交易电量和价格后，由售电主体在交易时间内在交易系统中填报，购电主体在交易时间内进行确认，在交易系统形成初步的年度（多年）交易合同。

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标准的年度（多年）交易双边合同，并交由电力交易中心备案。

购、售电主体双方签订标准的年度（多年）交易双边合同时，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。

4.月度安全复核

调度机构在月度集中撮合交易开始前，对电厂年度（多年）双边合同的次月电量进行安全复核，并以月度安全复核后的电量作为最终成交结果。

电厂双边合同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。

电厂双边合同电量因安全复核被调减时，用户侧按等比例原则调减双边合同电量，电厂与用户应在双边合同中明确按照调度安全校核后的成交电量作为月度双边合同电量执行。

5.双边合同月度确认

月度最后一个工作日前，交易主体可对年度（多年）双边合同的下月价格进行协商调整，分月电量不可进行调整。

分月价格调整流程如下：

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。

若未填报或未经确认，则交易系统默认为年度（多年）交易合同中的分月价格。

（三）优先电量月度平衡

月度交易前，交易机构应会同调度机构对月度优先发电量、优先购电量进行电力电量平衡预测分析。

优先发电量=优先电厂的发电量+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+供气所需电量及其他分配电量（相应电量按政府有关部门政策执行）+具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量；优先购电量=优先购电用户用电量+符合市场准入条件但未交易的用户用电量。

优先发电量大于优先购电量时，偏差部分由框架协议内西电东送电量进行平衡。

优先发电量小于优先购电量时，偏差部分由交易中心组织省内优先购电量挂牌交易。

（四）框架协议内西电东送电量分配

平衡优先发电量后，剩余的框架协议内西电东送电量作为计划性电量，根据电力主管部门有关分配政策安排，电力交易中心按要求执行。

电力交易中心按照按框架协议内西电东送电量送出价格扣减输配电价、线损电价对框架协议内西电东送分配电量进行结算。

框架协议内西电东送分配电量需进行事后调整。

若框架协议内西电东送电量的实际送电量与计划送电量存在偏差或预分配电量与实际应分配电量存在偏差，则相应对电厂的分配计划进行调整。

（五）月度交易

月度交易采用双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。

电力交易中心依次组织省内优先购电量挂牌交易、省内电量市场双边协商交易、省内电量市场集中撮合交易、省内电量市场挂牌交易和框架协议外西电东送电量挂牌交易。

1.省内优先购电量挂牌交易

（1）交易主体

电网企业统一代理购电；竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。

（2）挂牌、摘牌

电力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。

电厂通过交易平台申报摘牌电量。

（3）成交规则

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

电厂成交价格为挂牌价格。

2.省内电量市场双边协商交易

（1）交易主体

竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。

（2）申报

电力交易中心每月开启次月月度协商交易，在交易时间内售电主体填报电量、价格，购电主体确认，月度最后一个工作日前双方可对价格进行调整。

（3）成交、校核

电力交易中心将购、售电主体双方填报结果提交调度机构进行安全校核，安全校核后的结果作为最终成交结果。

（4）成交价格

成交价格为售电主体申报价格。

3.省内电量市场集中撮合交易。

（1）交易主体

竞争性购电主体，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。

（2）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；售电公司可采用多段（不超过代理用户数量）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。

（3）成交规则

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。

（4）成交价格

售电成交价=售电申报价+K1×价差，购电成交价=购电申报价-K2×价差，其中，K1=K2=0.1。

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。

4.省内电量市场挂牌交易

（1）月度自主挂牌交易

月度自主挂牌交易分为三步进行，第一步是信息公示，第二步是电厂挂牌，用户摘牌；第三步是用户挂牌，电厂摘牌。

第一步：

在信息公示时间内，有需求的电厂和用户在交易系统上公布单段挂牌电量和挂牌价格。

第二步:

电厂挂牌，用户摘牌

1）挂牌、摘牌

竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂在电力交易平台上申报单段挂牌电量和挂牌价格（上网侧）,用户申报摘牌电量。

2）成交规则

当用户摘牌电量大于电厂挂牌电量时，用户按摘牌电量比例分配电厂挂牌电量；当用户摘牌电量小于或等于电厂挂牌电量时，用户全部电量成交。

3）成交价格

用户的成交价格为对应成交电厂的挂牌价格。

第三步:

用户挂牌，电厂摘牌

1）挂牌、摘牌

用户在电力交易平台上申报单段挂牌电量和挂牌价格（上网侧），竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂、火电厂申报摘牌电量。

2）成交规则

市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂首先成交。

市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂成交之后，若有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保障系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电机组成交。

当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例分配用户挂牌电量；当电厂摘牌电量小于或等于用户挂牌电量时，电厂全部电量成交。

3）成交价格

电厂的成交价格为对应成交用户的挂牌价格。

（2）月度增量挂牌交易

用户2017年1—4月以2016年1—4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；2017年5—12月以2016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。

增量挂牌交易不设最低限价。

（3）临时挂牌交易

根据市场需求及政策需要适时开展临时挂牌交易。

5.框架协议外西电东送增送电量挂牌交易

（1）交易主体

由电网企业代理购电，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂参与。

遵循“省内市场优先，外送消纳次之”的原则，参与西电东送增量交易的电厂，需优先满足省内月度电量交易。

有拉水压力和弃水风险的电厂参与框架协议外西电东送增送电量挂牌交易。

（2）挂牌、摘牌

增送电量的挂牌价格在框架协议内西电东送电量价格的基础上进行调整。

电力交易中心对框架协议外的增送电量和价格进行挂牌。

竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂申报摘牌电量。

（3）成交规则

统筹考虑对西电东送通道的安全支撑、保障西电东送通道充分利用、以及国家核准文件中明确承担“西电东送”开发任务的水电厂等情况，框架协议外西电东送增送电量挂牌交易由500kV电压等级并网的市场化水电厂优先成交。

500kV电压等级并网的市场化水电厂成交之后，若有电量缺额，再由其他电厂进行成交。

当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例分配挂牌电量；当电厂摘牌电量小于挂牌电量时，未成交的增送电量如实际安排了送电，则月度发电结束后，根据各市场化水电厂、风电场、光伏电厂超发电量等比例对未成交的增送电量进行分配，按照电厂挂牌成交的规则进行结算。

（4）成交价格

电厂的成交价格为挂牌价格。

若省政府相关部门、广州电力交易中心出台西电东送有关政策和交易规则，交易组织方式按规定进行调整。

（六）日前电量交易

日前电量交易是指竞争性售电主体与竞争性用户之间进行次日发用电量交易。

现阶段日前电量交易仅在工作日开市（节假日在前一个工作日进行申报交易）。

1.交易主体

满足日计量要求的竞争性用户自愿向电力交易中心提出日前电量交易申请，审核通过方可参与。

售电公司只能代理有日前电量交易资格的用户参与日前电量交易。

竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机运行的火电厂。

2.撮合申报

竞争性售电主体按厂、竞争性用户（包括售电公司代理用户）按户号申报单段电量和单一价格。

竞争性用户次日用电需求超出日前电量交易申报基准值的部分，方可参与日前电量交易。

用户日计量数据能够采集时，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）-月度交易累计完成电量〕/本月剩余天数。

用户日计量数据无法按时采集时，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）〕/本月天数。

其中，售电公司代理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（含年度合同分月电量），计算日前电量交易申报电量的基准值。

3.成交规则

市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂首先成交。

市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂成交之后，若有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保障系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电机组成交。

撮合成交规则参照月度集中撮合交易执行。

4.成交价格

售电成交价=售电申报价+K1×价差，购电成交价=购电申报价-K2×价差，其中，K1=K2=0.1。

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。

（七）月度合约转让交易

电厂月度上网电量结完月度所有合约电量（含日交易电量、年度双边合同分月电量、月度双边协商交易电量、月度集中交易电量、各类计划分配电量）后仍有剩余电量则为超发电量。

如因上网电量不足，造成月度交易电量未完成，则为少发电量。

月度交易执行完毕后，月度合约转让交易在有超发和少发电量的市场化电厂间开展，其中年度、月度双边协商的合约偏差电量不能进行月度合约转让交易。

月度合约转让交易依次开展合约协商转让交易、同一发电集团合约转让交易。

1.合约协商转让交易

（1）交易规则

有超发电量的市场化电厂与少发电量的市场化电厂自愿协商进行合约转让交易，优先转让自身原因少发电量。

（2）成交价格

合约协商转让交易的成交价格由交易双方协商确定，买入合约价格等于卖出合约价格。

2.同一发电集团合约转让交易

（1）交易规则

合约协商转让交易结束后，对隶属于同一发电集团的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。

（2）成交价格

少发电量竞争性售电主体的合约出让成交价格为自身各类月度交易成交电量（不包含年度、月度双边协商的合约电量）的加权平均价（P0），多发电量竞争性售电主体合约承接价格等于合约出让成交价格。

（八）清洁能源交易机制

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的发电量，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。

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，采用清洁能源交易机制对电厂间的不平衡电量进行转让。

清洁能源交易机制主要通过月度平衡机制实现。

（九）月度平衡机制

月度平衡机制包括不平衡电量转让交易和月度上、下调服务

1.不平衡电量转让交易

（1）交易规则

月度合约转让交易结束后，对市场化电厂剩余少发电量（保障系统安全和平抑负荷波动需要）和市场化电厂的剩余超发电量进行不平衡电量转让交易（不包含年度、月度双边协商的合约偏差电量）。

当少发电量小于超发电量时，按超发电量的比例分配各超发电厂的成交电量。

当少发电量大于等于超发电量时，按少发电量的比例分配各少发电厂的成交电量。

（2）成交价格

少发电量电厂合约出让价格为自身各类电量交易成交电量（不包含年度、月度双边协商的成交电量）的加权平均价（P0）的90%，多发电量电厂的合约承接价格等于少发电量电厂的合约出让价格。

不平衡电量转让交易结束后，仍有超发或少发电量的电厂，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。

2.上、下调服务

（1）上调服务

电力交易中心公布月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价和平均成交价。

电厂申报上调服务价格，申报价格限定在月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价和平均成交价之间，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。

进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按其上调服务申报价格结算；未参与上调服务预招标的电厂，进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价结算。

（2）下调服务

电厂少发电量由调度机构进行事后认定，因系统原因产生的少发电量计入下调服务，因自身原因产生的少发电量不计入下调服务。

电厂事后合约转让交易结束后，剩余下调服务电量根据交易平衡账户资金盈余情况，按月进行补偿，补偿金额不超过0.03元/千瓦时。

（十）月度长期备用市场

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。

全年火电补偿总金额初步按20亿元确定，其中大朝山电厂2017年共分摊4389万元，按月平均提取；2004年以前投产的110kV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，大朝山、漫湾、以礼河电厂作为居民生活电能替代电量的保障型电源，按照云政办发﹝2016﹞73号文件有关规定执行；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。

三、结算

（一）总体原则

以“按日核算，月结月清”的结算原则开展结算。

（二）购电主体结算

1.结算原则

（1）竞争性购电主体以户号为单位进行电费结算。

（2）非竞争性购电主体按目录电价和月度实际用电量进行结算。

（3）直接参与交易用户和售电公司代理用户的电费分为电能电费、电能偏差电费、输配电费、线损电费、基金及附加电费。

其中，输配电费、线损电费、基金及附加电费根据用户实际用电量与政府核定价格标准计算。

日前交易电量及偏差电量在用电日结束后进行结算；月度用电结束后首先进行年度交易分月电量和月度双边协商电量结算、其次进行月度集中交易电量结算和偏差电量结算。

（4）当售电公司代理用户存在少用电量时，用户自身承担少用电量偏差电费的90%，售电公司承担该用户少用电量偏差电费的10%。

电力交易中心按照用户少用电量偏差电费的100%向用户出具结算依据，电网公司按结算依据向用户收费，用户少用电量偏差电费的10%由售电公司支付给其代理用户。

2.直接参与交易用户的电能电费、电能偏差电费结算步骤

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