2019年云南电力市场化交易实施方案发布：鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动

第三十八条 电力直接交易申报电量的最小单位为 0.1万千瓦时，且双边协商交易单笔合同申报的月度电量不小于10 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。

条 第三十九条 电厂所有电力交易申报、成交、结算电量均为上网侧电量。如果政府确定的优先发电计划为发电侧负荷，则在交易申报扣减发电能力时，按该厂上年实际平均厂用电率折算至上网侧，发电结束后应按照实际厂用电率将发电侧负荷折算至上网侧进行结算。

第三节 价格机制

第四十条 电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商、集中竞争等市场化方式形成，第三方不得干预;合约转让交易成交价格为转让的合约电量原成交价格;省内优先发电计划电量和框架协议内跨省跨区电量随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

第四十一条 每月月末，双方协商一致后可在交易平台中对次月双边合同电量交易价格进行调整，价格调整的幅度不超过市场均价的5%。

第四十二条 电力交易中输配电价(包括省内、跨省跨区)、相关的政府性基金与附加、交叉补贴等按国家和价格主管部门的有关规定执行。线损电价以用户实际结算的电能价格为基准值，按照国家和价格主管部门规定的综合线损率计算，即线损电价=基准值×综合线损率/(1-综合线损率)。

第四十三条 双边协商交易不进行限价。为保证有序竞争和市场稳定，考虑供需关系，对集中撮合、连续挂牌、自主挂牌等集中竞争方式的电力直接交易设置申报最低限价和最高限价，最低限价为 0.15 元/千瓦时，最高限价为 0.42元/千瓦时。

第四十四条 执行峰谷分时电价的一般工商业用户，注册进入市场后继续执行峰谷分时电价，市场化交易形成的上网电价为平时段电价，考虑到用电高峰需要火电等具有调节能力的电厂调峰，按照平稳过渡原则，在全面推行实施现货市场交易前，根据用电时段，暂定峰时段电价上浮 50%、谷时段电价下浮 50%，确定峰、谷时段电价，结算时根据峰、平、谷时段用电量，分别计算各时段电费。执行峰谷分时电价产生的差额收益，纳入系统平衡调节资金，在发电侧统筹平衡使用，年度清算。

执行大工业电价的市场化用户维持目前模式，市场化交易形成的价格为全时段价格。

第四十五条 上调服务基准价格上调服务基准价格即市场均价，为省内月度(包括年度分月)电力直接交易电量加权平均成交价。上调服务基准价格(市场均价)在本方案中广泛应用于市场交易、结算、考核、市场管控等机制中。交易中心在月度直接交易结束、相关直接交易价格均确定后计算并发布月度上调服务基准价格，且在交易组织过程中及时发布市场均价统计值，为市场主体提供参考。

第四十六条 利用富余水电支持水电铝材一体化发展的价格机制按照政府有关政策执行。

第四节 交易校核与执行

第四十七条 为防止市场主体虚报、误报电量，保证电力市场运营平稳，交易中心对市场主体的交易申报电量进行合理性校核，参照发电能力设置电厂交易电量申报上限，参照历史用电情况设置用户(售电公司)交易电量申报上限。

条 第四十八条 双边交易申报电量提交调度机构安全校核后形成电厂双边交易成交结果，用户侧根据电厂侧校核情况同步削减双边交易申报电量形成双边交易成交结果，双方成交电量即调度校核结果，作为调度执行和交易中心结算依据。连续挂牌等集中交易关闸后即形成成交结果，作为交易中心结算依据，交易中心将电厂成交结果提交给调度机构进行校核，校核通过的电量为调度校核结果，作为调度执行依据，用户侧集中交易成交结果的执行和结算不受电厂校核的影响，电厂集中交易被校核的电量可参与合约转让交易进行出让。电厂侧事前合约转让交易关闸后形成初始成交结果，交易中心将电厂初始成交结果提交给调度机构进行校核，校核通过的电量为电厂成交结果。

第四十九条 交易中心根据调度机构安全校核后的电厂月度优先计划电量、年度交易分月电量和各类月度交易电量，形成电厂的月度交易计划。电力调度机构基于电力系统实际，综合考虑电网安全稳定运行要求、全网电力持续可靠供应需要、清洁能源消纳要求、电网和电厂检修计划、清洁能源特性等因素，保证交易计划的公平、公正及有效执行。

第五十条 根据清洁能源发电能力和消纳情况，交易中心在月度信息披露中发布火电可交易规模，作为火电参与市场化交易的校核依据之一，火电已成交电量如已达到可交易规模，火电不得参与后续交易申报。

第五十一条 电力调度机构负责根据交易计划形成调度计划并执行，公布实际执行结果，向市场主体说明与交易计划产生偏差的原因，对交易计划执行结果及偏差责任进行认定并提交交易中心。交易中心每日跟踪月度交易计划实际进度情况，并以电力调度机构提供的交易执行结果及偏差责任认定情况作为结算考核依据。市场主体对月度交易计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，交易中心负责公布相关信息。

第五十二条 电力系统发生故障或其他情况，如对交易计划执行影响较大且无法通过后续调整、优化确保交易计划完成时，电力调度机构应将相关情况及影响及时通报交易中心。

第五节 地州区域内电力交易

第五十三条 在德宏、怒江等送出受阻且电价体系相对独立的地区，为充分消纳地区水电，鼓励地区工业企业生产用电，促进地方经济发展，交易中心根据地区实际情况、地方政府政策以及本方案相关规定探索建立地区电力市场，报省级电力主管部门发布后组织实施。

第五十四条 地区电力市场参与的主体为地区内地调/县调调度的并网运行公用中小水电和市场准入用户。地区内市场准入用户原则上优先参与地区电力市场，有电量缺额再参与全省电力市场。

第五十五条 组织地区电力市场按照双边协商、集中竞争等方式开展，鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动，双方互利共赢。

第五章 辅助服务

第一节 系统平衡调节资金

条 第五十六条 建立系统平衡调节资金机制：

(一)促进清洁能源能源消纳。为保障清洁能源优先消纳，特别是汛期火电发电空间极大压缩，最大程度减少了清洁能源弃能，对清洁能源电厂收取资金纳入系统平衡调节资金统筹管理。

(二)市场交易结算中的各类偏差考核电费纳入系统平衡调节资金统筹管理。

(三)一般工商业参与市场化交易继续执行峰谷电价产生的差额收益，纳入系统平衡调节资金统筹管理。

第五十七条 系统平衡调节资金按下列原则分为三类提取：

(一)固定提取部分：

2004 年以前投产的 110 千伏及以上电压等级并网不参与市场化的总调调度、省调调度、省地共调并网运行公用水电厂(除大朝山、漫湾、以礼河电厂)上网电量按照 0.02 元/千瓦时提取;市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量(除20调试电量)按 0.01 元/千瓦时提取，其中地调、县调调度的110kV 市场化电厂 2019 年暂不提取;大朝山电厂全年提取2572 万元，按月平均提取。

(二)偏差提取部分：包括用户超用和少用偏差电量考核电费、电厂超发和少发偏差电量考核电费、价格风险控制机制提取资金、退市用户的保底供电价格高于原目录电价的偏差电费等。

(三)峰谷电价差额收益部分：一般工商业参与市场化交易继续执行峰谷电价产生的差额收益。

条 第五十八条 系统平衡调节资金峰谷电价差额收益部分，年度在发电侧统筹平衡使用，月度暂不进行结算。系统平衡调节资金固定提取部分和偏差提取部分全年统筹，按照以下顺序支付使用：

(一)支付系统原因电厂少发电量补偿。

(二)支付火电调节价格费用。

(三)支付火电长期备用补偿费用。

条 第五十九条 年度结余的固定提取部分和偏差提取部分系统平衡调节资金按照固定提取部分各电厂全年缴纳资金的比例返还给各电厂。

第二节 火电调节价格机制

条 第六十条 考虑火电燃料及实际运行成本，通过建立火电调节价格机制，对火电参与市场化交易并完成的电量给予调节价格，合理补偿发电成本，以支持火电企业与清洁能源电厂同台竞价、避免市场价格不合理上涨，保障电网安全稳定运行和电力可靠供应。火电市场化电量调节价格费用由系统平衡调节资金支付。

第六十一条 火电市场化电量调节价格申报

1 至 6月、11 至 12 月月度交易开始前各火电申报次月市场化电量调节价格，每个火电厂申报一个市场化电量调节价格。市场化电量调节价格申报设置上下限，下限为零，上限为 0.1008 元/千瓦时。缺省市场化电量调节价格为零。

主汛期(7-10 月)市场化电量调节价格为零，不进行申报。

条 第六十二条 交易中心按照火电申报的市场化电量调节价格从低到高的顺序进行排序，申报调节价格相同的火电厂，交易平台综合考虑能耗等因素按照随机排序确定其序位，形成火电市场化电量调节价格排序表，作为市场化电量校核依据，排序靠前的优先成交。

条 第六十三条 备用能力为火电厂实际发电能力扣减优先发电计划电量和市场化交易成交电量后剩余发电能力，在电力供应相对紧张或电网安全稳定运行需要时，可调用火电备用能力发电，平衡系统缺口，保障省内电力供应。被调用的火电发电量称为平衡缺口电量。

条 第六十四条 1 至 6 月、11 至 12 月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，同时申报备用调节价格。

火电厂备用能力可分段申报，分段数不大于机组台数，每段申报一个备用能力和一个备用调节价格，每段申报的备用调节价格不得相同。每段备用能力不低于最小开机电量。

备用调节价格申报设置上下限，下限为零，上限为 0.1008元/千瓦时。缺省备用能力为零。缺省备用调节价格为 0.1008

元/千瓦时。

7至10月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，不申报备用调节价格，备用调节价格为零。

第六十五条 1 至 6 月、11 至 12 月备用能力和备用调节价格申报结束后，交易平台按照各火电(分段)申报的备用调节价格从低到高的顺序对火电申报的(分段)备用能力进行排序，形成缺口电量调用序位表。申报备用调节价格相同时，由交易平台综合考虑能耗等因素按照随机排序方式确定顺序。

条 第六十六条 调度机构、交易中心根据月度电量平衡情况预测平衡缺口电量需求，并按照缺口电量调用序位表确定缺口电量调用计划，火电厂按照交易中心公布的缺口电量调用计划提前做好发电准备。实际调用的缺口电量根据系统需要可以大于电厂申报的备用能力。参照近年中小水电购电价格，缺口电量电能价格为市场均价与0.235元/千瓦时取大值，火电完成的缺口电量结算时除电能价格外，可获得其申报的调节价格。缺口电量调节价格费用由系统平衡调节资金支付。

第六十七条 火电革命老区电量、供热电量、备用确认电量三类优先电量电能价格参照近年中小水电购电价格，为市场均价与0.235 元/千瓦时取大值，除电能价格外，在 1 至6 月、11 至 12 月发电给予调节价格。为支持革命老区发展，电厂完成的革命老区电量调节价格为当月全网结算的市场化电量调节价格和缺口电量调节价格的最大值，如当月没有市场化电量和缺口电量，调节价格为全年各月结算的市场化调节价格和缺口电量调节价格的最大值的算术平均值。为体现公平性，提高供热电量、备用确认电量电厂发电积极性，保障电力可靠供应和电网安全稳定运行，电厂完成的供热电量、备用确认电量调节价格为当月全网结算的市场化电量调节价格和缺口电量调节价格的加权平均价，如当月没有市场化电量和缺口电量时，调节价格为全年全网结算的市场化调节价格和缺口电量调节价格的加权平均价。

7 至 10 月火电革命老区电量、供热电量、备用确认电量三类优先电量发电调节价格为零。

三类优先电量调节价格费用由系统平衡调节资金支付。

第六十八条 火电获得调节价格的各类电量(包括优先电量、市场化电量、缺口电量)结算时如电能价格与调节价格之和超过0.336 元/千瓦时，则相应调减火电结算的调节价格。

第三节 火电长期备用补偿

条 第六十九条 为支持火电企业长期备用设备维护，保障我省长期电力供应，建立火电长期备用补偿机制。火电长期备用能力由系统平衡调节资金给予补偿。

第七十条 每月按以下原则确定月度火电长期备用能力：

(一)如火电厂在申报的备用能力范围内完成了调度安排的缺口电量，火电长期备用能力=火电申报的备用能力-平衡缺口电量-自身原因超发电量+因系统原因少发电量。

(二)如火电厂由于自身原因未能完成缺口电量调用计划，当实际完成缺口电量低于申报备用能力的 60%时，认定

为虚假申报备用能力，当月该火电厂可获补偿的长期备用能力为零;当实际完成缺口电量大于等于申报备用能力的 60%

时，当月该火电厂长期备用能力=(火电申报备用能力-平衡缺口电量)×实际完成缺口电量/火电申报备用能力。

第七十一条 火电长期备用能力度电补偿标准全年各月相同，月度根据系统平衡调节资金情况进行预结算，年度进行清算。

月度预结算时，根据月度可用于结算支付的系统平衡调节资金，优先结算支付火电调节价格费用，但最少支付系统平衡调节资金的 20%、最多支付系统平衡调节资金的 50%给火电长期补偿费用，火电调节价格费用未足额支付的月度先挂账，后续系统平衡调节资金有结余的月度再对调节价格挂账资金进行逐步清算。

年度清算时，全年系统平衡调节资金支付电厂少发电量补偿后剩余资金为火电可结算资金。当火电可结算资金小于等于20 亿元时，优先全额支付火电调节价格费用后，剩余资金全部用于支付火电长期备用补偿。当火电可结算资金大于20 亿元时，优先全额支付火电调节价格费用后，剩余资金中支付火电长期备用补偿的资金为min(max(20 亿元-调节价格费用，火电可结算资金/2)，火电可结算资金-调节价格费用)，支付火电长期备用补偿后如仍有结余，结余资金按照各清洁能源电厂固定提取部分系统平衡调节资金大小等比例退还各电厂。