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—1—附件：2016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）及其配套文件有关要求，总结云南电力市场近两年的运行经验，进一步构建有效竞争的市场结构和市场体系，结合云南省实际，开展以省内为主、跨区域的电力交易，特制定本方案。本方案分为四个部分：术语定义、市场交易、结算、其他事项。一、术语定义（一）售电主体售电主体为已并入云南电网运行的所有电厂，分为优先电厂和非优先电厂。第一类优先电厂指2004年前已投产的并网运行公用水电厂（装机总量472万千瓦）和由地调、县调调度运行的中小水电及其他类型电厂。保障电网安全稳定运行所需的火电机组(含热电联产机组)的部分电量（见表5-2）、跨境电厂电量（见表5-3）归入第一类优先发电。第二类优先电厂指风电场、光伏电厂及2004年电改后投产且以110千伏并入电网运行属于省地共调的水电厂（见表5-4），水库具有年调节能力及以上水电厂调节电量（见表5-5）归入第二类优先发电。—2—第三类优先电厂指第一类及第二类优先电厂以外的水电厂（见表5-6）。非优先电厂指火电厂（扣除优先发电电量）。新投电厂及机组按以上原则划分电厂类别。第一类优先电厂称为非竞争性售电主体；第二类优先电厂暂不参与市场竞争交易，通过价格调节机制参与市场，也称为非竞争性售电主体，待技术、管理等方面成熟适时参与市场竞争；第三类优先电厂和非优先电厂统称为竞争性售电主体。竞争性售电主体须在电力交易中心进行注册。（二）购电主体购电主体指满足市场准入条件且在电力交易中心完成注册的用户和售电企业。未参与市场交易的用户（含公益性用户）统称为优先购电用户，由电网企业统一代理购电。（三）优先购电量优先购电量指优先购电用户的用电量。优先购电量首先由非竞争性售电主体供应，不足部分由竞争性售电主体供应。（四）省内市场电量省内市场电量指省内市场用户的用电量。（五）事前合约转让交易事前合约转让交易指在月度交易结束后、月度交易计划执行前进行的合约转让交易。—3—（六）事后合约转让交易事后合约转让交易指在月度交易计划执行完毕后、交易结算前进行的合约转让交易。（七）月度预招标月度预招标指针对系统可能需要增发电量，电力交易中心提前面向电厂进行招标。预招标结果作为安排发电计划的依据之一。（八）申报价格1、售电主体申报电价售电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，即：售电主体申报电价=售电主体目录电价－售电主体调价幅度。2、购电主体申报电价购电主体的申报电价为用电侧的绝对价格，即：购电主体申报电价=购电主体目录电价－购电主体调价幅度。3、申报数据约束电厂和用户各月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。本方案所有交易中，各售电主体报价上限暂定为其国家批复上网电价，下限暂定为0.1元/千瓦时，根据市场情况进行调整。各电厂在某交易环节申报电量不得高于调度机构确认的发电能力扣减已成交电量。非优先电厂按机组申报电量及价格，每台机组需增加申报最小开机电量。若非优先电厂某机组（除保障电网安全稳定运行开机机组外）在某交易环节—4—初步成交电量低于申报的最小开机电量，则不安排该机组开机，成交电量进行事后水火置换交易。（九）发电量发电量在本方案中特指用于市场化交易结算的上网电量，调试期电量不参与市场化交易。二、市场交易（一）交易顺序云南电力市场交易分为中长期交易和短期交易。现阶段，中长期交易开展年度交易和月度交易，短期交易开展日前增量交易。云南电力市场交易中，参考《云南省电力用户与发电企业直接交易试点方案》（云发改能源〔2014〕1188号）文件签订的年度双边合同属于场外交易，其他交易都是在云南电力交易系统平台上进行的场内交易。遵循“省内需求优先、外送消纳次之”的总体原则，按以下顺序开展各类电力交易：1、年度交易（1）汇总参考《云南省电力用户与发电企业直接交易试点方案》（云发改能源〔2014〕1188号）文件签订的年度双边交易合同。购售电主体双边合同之外的发用电量可参与其他市场交易。（2）电厂与市场用户的集中竞价预交易。年度集中竞价预交易的申报数据作为月度集中竞价交易申报的约束条件，预交易结果不作为结算依据。—5—2、月度交易（1）省内优先购电量的挂牌交易。（2）框架协议内西电东送电量的挂牌交易。（3）省内市场电量的集中竞价交易和挂牌交易。（4）框架协议外西电东送增送电量的挂牌交易。（5）月度合约转让交易。分为事前合约转让交易和事后合约转让交易。（6）月度预招标。（7）月度长期备用市场3、日前增量交易日前增量交易是指售电主体与购电主体之间进行的发用电增量交易。现阶段日前增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）。（二）省内优先购电量交易1、交易周期：月度交易。2、准入条件（1）售电主体：竞争性售电主体。（2）购电主体：电网企业统一代理购电。3、交易方式：挂牌交易。（1）挂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，挂牌价格暂按中小水电统一上网电价0.235元/千瓦时执行。—6—挂牌电量=优先购电量预测值-非竞争性售电主体发电量预测值。由上式计算得到的挂牌电量小于（或等于）零时，取消省内优先购电量的挂牌。（2）摘牌电厂通过交易平台申报摘牌电量。（3）成交规则第三类优先电厂首先按摘牌电量比例成交。第三类优先电厂成交之后，若有电量缺额，再由非优先电厂进行成交。（4）成交价格成交价格为挂牌价格，挂牌价格高于电厂目录电价则取电厂目录电价作为成交价格，差额部分按偏差平衡机制处理。（三）框架协议内西电东送电量交易1、交易周期：月度交易。2、准入条件（1）售电主体：第三类优先电厂。（2）购电主体：框架协议内的西电东送电量，由电力交易中心进行挂牌。3、交易方式：挂牌交易。（1）挂牌挂牌价格（折算至发电侧）根据框架协议内西电东送电量的送出价格倒推确定。—7—挂牌电量=框架协议内西电东送电量-max[0，（非竞争性售电主体发电量预测值–优先购电量预测值）]（2）摘牌电厂申报摘牌电量和摘牌价格。（3）成交规则摘牌价格低的电厂优先成交。摘牌价格相同时，按摘牌电量的比例进行成交。（4）成交价格其中，电厂i为第三类优先电厂，n为所有第三类优先电厂总数。当成交价格高于电厂目录电价时，电厂成交价格为目录电价，差额部分按偏差平衡机制处理。若省政府及政府相关部门出台西电东送电量有关政策，西电东送挂牌方式及成交价格按政府规定进行相应调整。（四）省内市场电量交易1、交易周期：年度交易、月度交易和日前增量交易。—8—2、准入条件（1）售电主体：竞争性售电主体。（2）购电主体：符合国家产业政策和环保、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）和售电公司。符合日前增量交易标准的购电主体名单由电力交易中心发布，名单内购电主体自愿参与日前增量交易。名单外购电主体自愿向电力交易中心提出申请，满足计量要求的方可参与日前增量交易。不参与日交易的购电主体可以采用委托所属供电单位代报或自行申报等方式，参与日交易的购电主体所有交易须自行在交易系统中申报。3、交易方式（1）年度交易1）年度双边合同购售电主体参照《云南省电力用户与发电企业直接交易试点方案》（云发改能源〔2014〕1188号）文件签订的年度双边交易合同，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，须在规定的关闸日之前提交至电力交易中心进行备案。2）集中竞价预交易年度集中竞价预交易按月申报、按月成交。年度集中竞价预交易的申报数据作为月度集中竞价交易申报数据的约—9—束条件，成交结果不作为结算依据。（2）月度交易月度集中竞价交易前，电力交易中心将年度双边合同中月度直接交易电量交由调度机构进行校核，形成有约束的成交结果，向成交的购售电主体公布。年度双边合同月直接交易电量需要变动，购售电主体需在月度集中竞价交易前两个工作日告知电力交易中心，并在交易平台上填报变动后的直接交易电量。电力交易中心、调度机构按日跟踪双边合同完成进度，即时调整电厂发电计划，尽可能实现双边合同内电量发用电匹配。场内月度交易依次开展集中竞价交易和挂牌交易。1）集中竞价交易①竞价申报售电主体月度集中竞价的申报电量只能在年度分月申报电量扣除已成交电量后的70%－130%内进行调整。本竞价环节售电主体可以采用单段或多段（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，校核时按撮合时采用的申报价格从高到低的顺序削减电量。购电主体按结算用计量点分别申报，每个计量点申报一个电量，申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格。②成交规则首先购、售电主体申报电量以双方第一个意愿价格撮合—10—成交，未成交电量采用第二个意愿价格撮合成交。撮合成交规则如下：第三类优先电厂首先成交。第三类优先电厂成交之后，若有电量缺额，再由非优先电厂进行成交，非保障系统安全的火电机组先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电开机机组成交。若非优先电厂某机组（除保障电网安全稳定运行开机机组外）初步成交电量低于申报的最小开机电量，则该机组成交电量置零。按购电主体计量点申报电量由大到小确定用户侧成交顺序，申报电量相同时，按购电折价从高到低确定成交顺序；计算该购电主体与所有售电主体价差，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：一个用户与多个电厂价差相同，当用户申报电量大于（或等于）电厂申报电量之和时，按电厂申报电量成交；当用户申报电量小于电厂申报电量之和时，按照电厂申报电量比例分配用户申报电量。多个用户与多个电厂价差相同，当电厂申报电量之和大于（或等于）用户申报电量之和时，按电厂申报电量比例分配用户申报电量；当用户申报电量之和大于电厂申报电量之和时，按用户申报电量比例分配电厂申报电量。③成交价格价差＝购电折价-售电申报价，购电折价＝购电申报价-—11—输配电价（含线损电价）-基金及附加。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=0.35。售电成交价高于目录电价时取目录电价，差额部分按偏差平衡机制处理。购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益按偏差平衡机制处理。2）撮合未成交用户挂牌交易①挂牌、摘牌撮合未成交用户在集中撮合中申报第二意愿价格的调价幅度（相对于目录电价）低于集中撮合交易的平均成交调价幅度时，对用户未成交电量和第二意愿价格的调价幅度进行挂牌。电厂申报摘牌电量。②成交规则第三类优先电厂首先进行成交，剩余部分非优先电厂成交。用户侧按照用户调价幅度从小到大的顺序成交，用户集中撮合申报的第二意愿价格扣减政府基金和线损后的价格不低于电厂目录电价扣减调价幅度后的价格方可成交。当用户电量大于电厂摘牌电量时，电厂全部电量成交，用户按等比例成交分配电量，当用户电量小于等于电厂摘牌电量时，用户全部电量成交，电厂按等比例分配成交电量。③成交价格用户的成交价格为集中撮合申报的第二意愿价格，电厂的成交价格为国家批复上网电价扣减成交用户对应的调价—12—幅度。3）绝对价格挂牌交易①挂牌、摘牌明确参与月度挂牌交易的用户范围及挂牌价格（折算至发电侧）。用户在电力交易平台上申报挂牌电量和挂牌价格，电厂申报摘牌电量。②成交规则第三类优先电厂首先进行成交，剩余部分非优先电厂成交。当第三类优先电厂摘牌电量之和大于用户挂牌电量时，按摘牌电量的比例进行成交；当第三类优先电厂摘牌电量之和小于（或等于）用户挂牌电量时，第三类优先电厂按摘牌电量成交，电量缺额由非优先电厂进行成交。非优先电厂的成交规则同第三类优先电厂的成交规则。③成交价格当电厂的目录电价大于（或等于）挂牌价格时，电厂的成交价格为挂牌价格；当电厂的目录电价小于挂牌价格时，电厂的成交价格为目录电价，目录电价与挂牌价格之间的价差收益按偏差平衡机制处理。4）价差挂牌交易①挂牌、摘牌用户对电量和价差进行挂牌。电厂申报摘牌电量。②成交规则第三类优先电厂首先进行成交，剩余部分非优先电厂成—13—交。用户侧按照用户价