2017年云南电力市场化交易实施方案（附53家光伏竞争性电厂名单）

附件：

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。

（二）购电主体

购电主体指云南省内所有的电力用户和符合准入条件的售电公司，分为竞争性购电主体和非竞争性购电主体。

竞争性购电主体是指符合市场准入条件且在电力交易中心注册成功的用户（以下简称竞争性用户）和售电公司，按本方案参与市场化交易和结算；非竞争性购电主体是指一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、以及居民生活用户等优先购电用户和符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户，非竞争性购电主体的用电量统称为优先购电量，由电网企业统一购电，暂不参与市场化交易。

竞争性用户市场准入条件：符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求的全部专变工业用户（执行大工业电价的电量），同时根据市场需求及技术条件成熟逐步支持一般工商业参与市场化交易。

符合准入条件用户一旦进入电力市场，三个月内不能退出市场，可采用自行申报、供电单位代报、售电公司代理购电等方式参与市场化交易。凡是有交易成交记录的用户（包括售电公司代理用户）的用电量均按市场机制定价，不再执行目录电价；凡是无交易成交记录的用户由电网企业按照相关规定实施保底供电服务。

售电公司代理的用户必须是符合准入条件且在电力交易中心注册的用户，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。